Торжественная церемония открытия нового нефтяного трубопровода Баку – Тбилиси – Джейхан (БТД) состоялась 25 мая 2005 года в Баку. Хотя полноценно он начнет прокачивать нефть лишь в конце этого же года ^[1], а подписание межправительственного соглашения о присоединении Казахстана к БТД состоится лишь в октябре, можно сказать, что уже на последней стадии завершения находится самый крупный проект такого рода в странах СНГ вне России со времен развала СССР. В результате этого активно «распиаренного» события огромное количество СМИ и всевозможных аналитиков во многих странах принялись рассуждать о возможных последствиях для России с точки зрения потери или удержания транзита казахстанской нефти по своей территории.
   Настоящее исследование имеет своей целью попытаться объективно оценить сложившуюся ситуацию и для этой цели ставит перед собой прежде всего два вопроса.
   Какие факторы (внешние и внутренние) определяют с экономической точки зрения возможность вывоза углеводородов, прежде всего нефти, из Казахстана?
   Как все эти факторы соотносятся с ситуацией в России и ее вероятными действиями?

   Темы, обозначенные в названии этой главы, крайне важны для понимания ситуации вокруг нефти Казахстана. Они настолько первостепенны и глобальны, что без преувеличения можно сказать, что в наше время им посвящаются десятки тысяч публикаций. Так как это очень широкие и крайне подробно рассмотренные темы, то мы остановимся лишь на базовых фактах, необходимых для нашего исследования. Главные выводы таковы: мировой спрос на углеводороды, в частности на нефть, растет везде, особенно в Китае и Азии в целом: раньше запасы Каспия были переоценены, но теперь, в результате новых серьезных изысканий, они стоят на уровне 3–4% от мировых. То есть Каспий как источник запасов нефти, если рассуждать глобально, имеет важное, но все-таки второстепенное значение. Важность его заключается в том, что регион находится в относительно удобном месте и для ЕС, и для Азии, и это пусть и малый, но реальный противовес зависимости от Международной организации стран – экспортеров нефти, то есть ОПЕК. Сегодня в Восточном полушарии, на рынки которого будет поставляться каспийская нефть, существуют два основных центра потребления жидкого топлива – Азиатско-Тихоокеанский регион (АТР) и ЕС вместе со странами Центральной и Восточной Европы. Каждый из них потребляет примерно одинаковое количество нефти (1050 и 800 млн. тонн в 2003 году соответственно ^[2]).
   В начале этого века спрос на нефть в мире вообще и в указанных регионах в частности имел устойчивую тенденцию к росту. Особенно динамичным был и будет оставаться рост потребления в Азии.

   Согласно прогнозам МЭА, к 2010 году (к этому времени открываемые каспийские месторождения могут быть выведены на максимум добычи) прирост годового потребления жидкого топлива в Европе может составить около 80 млн. тонн, в то время как в Азии – существенно более 500 млн.

   С учетом снижения добычи на действующих месторождениях этих регионов нетто-прирост спроса на нефть (прирост потребления плюс компенсация снижения собственной добычи в регионе) будет более значительным, особенно в Европе ^[3]. Безусловно, война в Ираке, проблемы американских нефтеперерабатывающих заводов и опасения по поводу политико-экономических рисков в Саудовской Аравии, Иране, России, Венесуэле и Нигерии сыграли свою роль, но самым важным фактором роста цены на нефть на мировых биржевых площадках стал другой фундаментальный фактор – рост глобального потребления нефти. При себестоимости добычи нефти на Каспии от 5 до 12 долларов за баррель неудивительно, что при цене примерно в 55–60 долларов (а к концу года, по оценкам экспертов, вполне возможно и увеличение цены до 70 долларов) в регионе наступает ажиотаж.
   Однако цена ценой, но есть и объективная реальность энергетического потенциала Каспия. Некоторые ранние чересчур оптимистичные оценки запасов нефти Каспия, сделанные в США в начале – середине 1990-х, сравнивали этот регион с Персидским заливом. Однако исследования последних лет показывают, что пусть и значительные в региональном масштабе, каспийские ресурсы не принципиальны в мировом отношении. Более того, основные международные нефтяные компании уже пришли к твердому выводу, что Каспий содержит не более 3% от доказанных мировых запасов углеводородов ^[4]. Эти данные фактически подтвердили исследования советских геологов, которые в последние десятилетия СССР видели не Каспий, а Сибирь в качестве главного ресурсного центра страны.
   Несмотря на все это, Каспийский бассейн сегодня рассматривается в качестве одного из региональных центров по добыче углеводородов. Из-за плохого финансирования и неравномерного развития в последние десятилетия существует большая разница между доказанными и потенциальными запасами нефти и газа в прибрежных странах. Уже к концу прошлого века потенциал Азербайджана, Казахстана и Туркмении вместе взятых стал оцениваться более скромно даже американцами: на уровне 180 млрд. баррелей нефти (около 26 млрд. тонн) и около 600 трлн. кубических футов газа ^[5](около 16 трлн. 800 млрд. кубических метров). Россия и Иран на Западе часто оцениваются отдельно: Иран как член ОПЕК, а Россия как независимый экспортер.
   С 2003 года оценки доказанных нефтяных запасов Каспийского региона (без России и Ирана) уже не изменялись в сторону увеличения и находятся на уровне 40 млрд. баррелей (около 5,8 млрд. тонн), то есть сравнимы с запасами нефти в США (22 млрд., то есть около 3,1 млрд. тонн) и в Северном море (17 млрд., то есть около 2,5 млрд. тонн) ^[6].
   Однако многие эксперты склонны надеяться на изменение ситуации благодаря разработке относительно недавно открытых залежей в районе месторождения Кашаган ^[7]в Казахстане. Если эти надежды окажутся обоснованными, то уровень добычи нефти в регионе может составить к 2010 го-ду ^[8]до 5% от мирового значения (хотя надо отметить, что это один из самых оптимистичных сценариев). Для сравнения: доказанные запасы нефти на Ближнем Востоке составляют 55% от мировых (больше 600 млрд. баррелей, то есть около 87 млрд. тонн), а по газу эта цифра равна 1600 трлн. кубических футов (около 45 трлн. кубических метров), что, опять-таки даже по мнению американцев, подтверждает, что Персидский залив останется и в следующем десятилетии главным углеводородным центром планеты.
   При этом надо сказать, что, хоть и небольшие при сравнении с Ближним Востоком, запасы Каспия велики по любым другим стандартам, значительно больше, например, доказанных в Европе 50 млрд. баррелей (около 7,2 млрд. тонн) нефтяного эквивалента.

   Даже если взять сценарий «осторожных оптимистов», Каспийский бассейн должен содержать потенциально где-то 100 млрд. баррелей нефти (около 14, 3 млрд. тонн) и примерно такой же эквивалент газа.

   Согласно такому прогнозу, при пике добычи этих запасов примерно в 2015 году каспийские страны смогут производить до 6 млн. баррелей нефти в день (около 0,85 млн. тонн), то есть практически в 6–7 раз больше, чем они производят сейчас. Этот уровень производства будет сравним с добычей на Северном море ^[9]. В Европе как раз и любят отмечать, что каспийская нефть способна заменить нефть Северного моря, когда та пойдет на убыль, с тем чтобы доля добычи в странах, не принадлежащих к ОПЕК, оставалась примерно на постоянном уровне. Кроме того, в самой России, по оценкам западных экспертов, может начаться серьезный и стабильный спад добычи после 2015 года, что также повышает роль каспийских запасов ^[10].
   Необходимо подчеркнуть, что во многом нефтегазовый потенциал Каспия остается еще гипотетическим, многие запасы еще предстоит подтвердить. Каждая «сухая» скважина усиливает пессимизм, так же как и каждая удача провоцирует, иногда чрезмерный, оптимизм. Эти броски из стороны в сторону делают проведение взвешенной политики крайне затруднительным, особенно в таком регионе, который в последнее десятилетие становится объектом все более пристального геополитического внимания со стороны мировых держав. Помимо того, что до сих пор отсутствует ясность в вопросах оценки общего нефтегазового потенциала, не определен также баланс между нефтью и газом, что имеет принципиально важные последствия для экономического развития отдельных стран региона и их углеводородных запасов.
   Когда и сколько нефти и газа будет производиться на Каспии, в какое время можно ожидать пика добычи, ответы на эти вопросы зависят от целого ряда факторов. Для сравнения: потребовалось около 25 лет, чтобы добыча на Северном море достигла 6 млн. баррелей в день, и это в условиях низких политических рисков и финансовых инвестиций.
   В Каспийском регионе ситуация хуже той, что сложилась когда-то вокруг запасов Северного моря. Здесь не хватает сервисных услуг и инфраструктуры, а также существует острый дефицит буровых установок (три главные работают здесь еще с советских времен). Однако есть одно благоприятное условие для внешних потребителей: у Казахстана, Азербайджана и Туркмении сравнительно невелика численность населения и невысок уровень потребления углеводородов, а следовательно, возможны большие поставки нефти на экспорт.
   Поэтому, по мнению американских нефтяников, Каспийский регион хотя бы частично уменьшит зависимость развитых стран от поставок с Ближнего Востока ^[11].
   Необходимость привлечения огромных частных и международных инвестиций для разработки всего потенциала ресурсов Каспия не подлежит сомнению. По некоторым оценкам, общий объем требуемых инвестиций составляет 140–200 млрд. долларов, из которых в реальности пока была проинвестирована лишь малая часть ^[12]. Безусловно, эти требования значительно выше собственных возможностей прикаспийских стран. Привлечение таких грандиозных сумм в сложный географически, полный этнических конфликтов и не защищенный от религиозного экстремизма регион, в котором правят полуавторитарные режимы с неустойчивой базой поддержки, дело нелегкое для руководителей государств Каспия.
   Технологические трудности, связанные с добычей нефти на шельфе, еще сильнее усложняют и делают более дорогой разведку и развитие ресурсов в регионе. Во многих местах самые крупные запасы лежат значительно глубже, чем те, на которых привыкли работать местные нефтяники. Кроме того, на многих крупных месторождениях, таких как Тенгиз, нефть содержит много вредных и экологически опасных серных и других примесей, для которых требуются специальные перерабатывающие мощности. Себестоимость добычи нефти на Каспии в целом ниже, чем в Сибири, но выше, чем на Ближнем Востоке. Не следует забывать и то, что есть месторождения, относительно недалеко расположенные от Каспия: в Китае, Индонезии, Вьетнаме, Восточной Сибири, Саудовской Аравии, и в традиционных местах добычи – Западной Сибири, Персидском заливе, Северной Африке. Разработка их будет расширяться. Перемены в международной политике и налаживание производства добычи в Ираке, а также гипотетически возможное примирение США в сфере экспорта нефти и газа из Ирана могут иметь серьезные последствия для развития нефтегазового сектора на Каспии.
   Однако в заключение можно сказать, что, какими бы ни были доказанные и разрабатываемые запасы Каспия, уже ясно, что с точки зрения геополитики и мировой энергетической безопасности они будут играть возрастающую роль. Большие инвестиции в трубопроводы уже были сделаны, а любая диверсификация приветствуется странами-потребителями. Подобная диверсификация уменьшает объективную и субъективно воспринимаемую зависимость от какого-либо географического центра или страны. Опыт показывает, что мировые цены на нефть легче поддерживаются в относительно стабильном положении только в том случае, если есть действенные факторы, создающие конкуренцию внутри и вне ОПЕК ^[13].

   Для того чтобы понять, как будет определяться судьба экспорта нефти из Казахстана, необходимо до всяких количественных выкладок выяснить: кто вообще в реальности владеет этой нефтью, транспортными путями, как происходит процесс принятия решений относительно выбора того или иного пути для вывоза «черного золота»? Иными словами, важно не то, «кто располагает правом собственности», а «кто в действительности распоряжается произведенными богатствами?». Безусловно, четкий и ясный ответ на данный вопрос дать невозможно, хотя бы в силу того, что это крайне закрытая информация, но некоторые обоснованные предположения относительно общей тенденции в сегодняшнем Казахстане возможны.
   Интересы Казахстана (о которых любят рассуждать некоторые аналитики, делая поверхностные и надуманные обобщения) – это на самом деле очень неоднородное понятие. В целях нашего исследования необходимо отметить, что правительственные структуры и государственные добывающие и транспортные компании Казахстана, такие как национальная компания «КазМунайГаз» (КМГ), имеют свои интерес и вес при принятии решений об экспорте нефти ^[14], а международные нефтяные компании, за которыми стоят иностранные капиталы, и/или зарубежные правительства, – свои.
   Очевидно, что по юридическим нормам международные компании, которые владеют подавляющей частью добытых в Казахстане углеводородов, могут формально распоряжаться «своей» частью нефти так, как считают нужным. Но на самом деле взаимодействие между режимом Нурсултана Назарбаева и компаниями-инвесторами происходит менее радужно, чем может показаться на первый взгляд. Вопрос о выборе того или иного пути экспорта нефти редко является четко предрешенным, и его решение рождается в результате определенной борьбы интересов и взаимных компромиссов.
   В этой связи интересно недавнее рассуждение казахстанского издания журнала «Эксперт», посвященное запуску БТД: «Да, мы за диверсификацию нефтяных потоков – мы будем поставлять нефть в различные трубопроводы (БТД, Атасу – Алашанькоу, в Иран). Однако стратегическим партнером для нас остается Россия, а основным направлением – северный маршрут Каспийского трубопроводного консорциума. Выбор этот понятен, и почти все иностранные компании, работающие в Казахстане (а именно они, а не государство как де-факто, так и де-юре являются экспортерами нефти), с этим выбором согласны или же попросту смирились с таковым из-за отсутствия иных реальных альтернатив для экспорта».
   О выборе стратегического пути мы будем говорить в следующих главах, а сейчас надо остановиться на вопросе соотношения сил иностранных компаний и государства на примере нескольких последних событий в Республике Казахстан, которые со всей очевидностью демонстрируют реальный расклад.
   Коротко основные тезисы можно сформулировать так:

   на фоне растущего ВВП и добычи нефти государственные структуры Казахстана действуют более уверенно и самостоятельно по отношению к иностранным нефтяным компаниям, чем это было в начале 90-х.

   Более того, эту уверенность дополняет широкий арсенал мер возможного воздействия и манипулирования, который правительство Казахстана использует для лоббирования своих собственных интересов в нефтяном секторе республики.
   Прежде всего правительство желает, чтобы компании, пришедшие в страну во время хаоса в период развала СССР, наконец, перестали упирать на инвестиционные риски страны и выторговывать льготы с помощью особого статуса «первопроходцев». Это означает повсеместное и максимальное «соковыжимание» иностранных компаний с финансовой точки зрения. По замыслу казахстанского руководства, они должны согласиться на увеличение налоговых выплат в государственный бюджет по той ставке, которая установлена сегодня в стандартном налоговом режиме Казахстана для всех международных нефтяных компаний.
   Так, например, стало известно, что в первые три месяца 2005 года «Тенгизшевройл» (ТШО) потратил в Казахстане около 780 млн. долларов, начиная от выплат государству и заканчивая зарплатой местному персоналу, но официальная Астана успешно добилась увеличения примерно на 20–30% вклада этой компании в национальную экономику. Случилось это после того, как нынешней весной «Тенгиз-шевройл» получил ряд «дополнительных» претензий от казахстанских ведомств, которые наложили штрафы на компанию за хранение нефтешлама и загрязнение территории. «Экологический» аргумент очень эффективен и суров: к примеру, канадской компании «ПетроКазахстан» за невыполнение разных правительственных указаний в этой сфере было приказано ограничить добычу на Кумкольской группе месторождений, которая крайне важна для стратегии этой компании.
   Или другой показательный пример. В начале июня стало известно, что департамент таможенного контроля по Атырауской области Казахстана возбудил уголовное дело по факту уклонения от уплаты таможенных платежей филиалом американской Halliburton International Inc., оказывающей субподрядные услуги ряду крупных нефтяных компаний ^[15].
   По данным Талгата Каримова, начальника управления по борьбе с контрабандой департамента таможенного контроля Казахстана по Атырауской области, в ходе плановой проверки филиала Halliburton International Inc. был выявлен ряд нарушений таможенного законодательства республики, в первую очередь статьи 14 Таможенного кодекса «условный выпуск». Известно, что режим «условный выпуск», предусматривающий льготы по уплате таможенных платежей, распространяется на товары и транспортные средства, перемещаемые через таможенную границу Казахстана, которые затем, согласно заключенным контрактам, могут использоваться лишь в оговоренных местах и на строго определенных объектах. Каримов сообщил, что Halliburton International Inc. должна была ввозить товары в режиме «условный выпуск» только для ТОО «Тенгиз-шевройл» и международного консорциума Agip KCO, подрядчиком которых она является.
   «При ввозе товаров и техники в этом режиме пошлины начисляются, но не взимаются. Однако эти товары должны находиться под таможенным контролем, чтобы в любое время можно было убедиться, что они эксплуатируются только в определенных проектах», – пояснил представитель таможенного департамента. В ходе проверки выяснилось, что некоторые товары и оборудование (компьютеры, расходомеры, бетономешалка, полуприцеп, преобразователи и так далее), ввезенные в режиме «условный выпуск», на момент проверки фактическому контролю предъявлены не были.
   По информации Талгата Каримова, это оборудование давно эксплуатируется на других объектах, что может допускаться лишь при условии уплаты компанией всех начисленных таможенных пошлин, чего Halliburton International Inc. сделано не было. Начальник управления сообщил, что, по подсчетам таможенников, Halliburton International Inc. должна уплатить 30 463 026 тенге (то есть 228 тыс. долларов) за грузы и оборудование, ввезенные на территорию Казахстана в льготном режиме для использования на Тенгизском месторождении и в нефтяных операциях на шельфе Каспийского моря, а затем перемещенные на другие объекты.
   Ясно, что трактовка тех или иных норм казахстанского права очень часто является исключительной прерогативой официальных органов власти страны, которые уже используют ее в зависимости от политической конъюнктуры и толерантности международных нефтяных компаний по отношению к пожеланиям режима в Астане.

   Помимо повышения налоговых выплат казахстанское государство также хочет переложить на плечи иностранных компаний риски по освоению неподтвержденных месторождений на казахстанском шельфе Каспийского моря и, самое главное, платить меньше за свое участие в проектах.

   Яркой иллюстрацией подобного отношения может служить апрельская история с вхождением компании «Каз-МунайГаз» в Северо-Каспийский консорциум (СКК), разрабатывающий морское месторождение Кашаган с запасами в несколько миллиардов тонн нефти.
   У Казахстана не было формальных юридических прав претендовать на акции консорциума. Их хотели купить другие партнеры, которые боролись за сохранение этого права, но столкнулись с разнообразным ответным давлением казахстанских чиновников.
   Было известно, что Казахстан способен «помочь» уменьшить стоимость освоения Кашагана. Agip KCO – оператор Кашагана – обратилась в правительство за разрешением внести изменения в экологическую программу для экономии затрат. К примеру, власти могли не заставлять оператора вывозить шлам, промышленные стоки и прочие отходы для утилизации на суше, а разрешить закачивать их в пласт. Так консорциум хотел уменьшить издержки на найме судов, перевозке, сооружении инфраструктуры для уничтожения отходов. Детали этих переговоров малоизвестны, но представляется наиболее очевидным, что казахстанское правительство пообещало акционерам Северо-Каспийско-го консорциума выполнить его просьбы и в ответ на это вхождение государства в консорциум было одобрено.
   В результате «КазМунайГаз», приобретающая от имени государства доли в проектах, заплатит за дополнительные акции меньше, чем остальные покупатели: 8,8% акций консорциума (50% пакета компании «Бритиш Гэс») обойдутся ей в 630 млн. долларов, оставшиеся 50% пакета будут пропорционально проданы пяти из шести акционеров СКК за 900 млн. «Бритиш Гэс» начинала продавать свой пакет (16,66%) в 2003 году за 1,23 млрд. долларов, но с тех пор инфляция и инвестиции компании в Северо-Каспийский проект подняли стоимость акций до 1,8 млрд. Сделка затормозилась, поскольку остальные акционеры первоначально противодействовали вхождению в него Казахстана. Эта почти двухлетняя сага четко продемонстрировала, что власти с временными отступлениями все-таки добиваются своих целей.
   Вернемся к вопросу принятия решений по экспорту нефти. Пример и анализ ситуации вокруг консорциума здесь будет также крайне показателен.
   Сейчас, после вступления в проект государства, западные инвесторы хотят, чтобы «КазМунайГаз» формально документировала обещание «проявлять старание, чтобы не возлагать финансирование своих активов и обязательств по инвестированию на других акционеров». Они опасаются, что компания, не имея собственных средств на покупку доли в консорциуме, также не сможет и полноценно участвовать в опытно-промышленной разработке Кашагана. Весь проект стоит более 10 млрд. долларов – и вполне вероятно, что «КазМунайГаз» постарается решить проблему финансирования за чужой счет.
   Но, кроме того, акционеры опасаются, что Казахстан может использовать финансовую проблему как повод для достижения политической цели: перепродажи части доли «КазМунай-Газа» какой-либо китайской компании, например Китайской национальной нефтегазовой корпорации. Поэтому американская компания ExxonMobil, например, требует, чтобы казахстанская компания взяла также на себя обязательство не продавать свои акции без одобрения других акционеров.
   Похоже, американцы волнуются не зря.

   Астана придает все большее значение энергетическому взаимодействию с Китаем. Казахстан готов и к совместной добыче углеводородов на своей территории, и к существенным поставкам нефти и газа в Поднебесную.

   Китай и Казахстан имеют свои четкие политические цели, и это беспокоит инвесторов возможной высокой стоимостью проекта, особенно при строительстве нового экспортного трубопровода.
   Позиция иностранных акционеров простая и ясная: они считают, что разработка Кашагана требует больших затрат и усилий, в особенности с их стороны, поэтому до 2013 года вопрос строительства нового нефтепровода не должен даже стоять на повестке дня. Акционеры имеют свои приоритеты и хотели бы в основном экспортировать нефть по маршруту Актау – Баку – Тбилиси – Джейхан (АБТД) и системе Каспийского трубопроводного консорциума (КТК).
   Казахстанское же руководство хочет, чтобы новый экспортный путь был построен к 2009 году. Для этого в 2004 году оно подписало соглашение с Китаем о строительстве трубопровода Атасу – Алашанькоу пропускной способностью от 20 млн. тонн в год. Китайцы всеми силами наращивают активы в Казахстане, но без сырья с Каша-гана полноценная загрузка трубопровода нереальна. Для транспортировки углеводородов в западные районы Китая необходимо строительство большой ветки Атырау – Атасу через месторождения Кенкияк и Кумколь с предположительной пропускной способностью от 20 млн. тонн в год. Расчеты по стоимости данного проекта еще не проводились, но по предварительным оценкам она будет не меньше 1 млрд. долларов.
   Поэтому нужно подчеркнуть, что если официальная Астана действительно захочет подключить китайские компании к разработке Кашагана, то это идея будет продвигаться в жизнь так же настойчиво и энергично, как была осуществлена идея вхождения в СКК.
   По этой причине недавнее требование иностранных акционеров СКК к «КазМунайГазу» не перепродавать купленную долю без согласия партнеров не может рассматриваться как надежная защита их интересов. Акционерам следует заранее определить для себя, в обмен на какие уступки со стороны казахстанских чиновников им следует соглашаться с будущим прямым или опосредованным китайским присутствием.
   Подводя итоги изложенному в этой главе, можно сказать, что внутриполитические процессы (как показывает пример «Тенгизшевройла», Северо-Каспийского консорциума и других проектов) не дают полной уверенности иностранным инвесторам. Но они подсказывают всем компаниям в Казахстане, что разумнее обдумывать варианты извлечения хоть каких-нибудь выгод из уступок властям, а не способы противодействия им.
   Суть сегодняшней ситуации – в фундаментальном противоречии между властями и иностранными фирмами при оценке факторов инвестиционной политики, включая вопросы добычи и транспортировки углеводородов. Инвесторы уверены, что Казахстан далек от выгодных рынков сбыта, а по внутреннему устройству не близок к экономическим демократиям ЕС и США. Поэтому западные иневесторы ожидают в нефтяных контрактах соответствующей налоговой или иной финансовой компенсации. А правительство, напротив, убеждено, что условия внутренней экономики и экспорта значительно улучшаются, цена на нефть растет, льготы, предоставленные десять лет назад, уже с лихвой компенсировали инвесторам все первостепенные риски. Теперь отношения должны поменяться, и правительство может и должно играть ключевую роль в определении векторов развития нефтяной индустрии, включая вопросы добычи и экспорта. Пока общая ситуация с добычей и продажей казахстанской нефти будет улучшаться в краткосрочной и среднесрочной перспективах, Астана продолжит увеличивать давление на инвесторов.

   Государство, персонифицированное кланом Назарбаева, будет играть не то что не меньшую, а скорее большую роль в определении маршрутов экспорта казахстанской нефти. Но, безусловно, оно не может делать это в полном отрыве от коренных интересов инвесторов, а также от объективно существующих факторов: уровня добычи, проблем эксплуатации, мощностей и тарифов – то есть того, что будет рассмотрено нами в следующих главах.

   В заключение важно отметить следующее: то, что мы привыкли понимать под общим понятием «руководство», «власть Казахстана» или даже «назарбаевский клан», не является чем-то однородным и единым: внутри «семьи» Назарбаева намечается раздел на «подкланы», которые в политической сфере начинают между собой конкурировать, как, например, клан Дариги, одной из дочерей Назарбаева, и клан Тимура Кулибаева, зятя президента. По оценкам экспертов, Кулибаев, обладающий колоссальным состоянием и влиянием, особенно в банковской и нефтегазовой сферах, но в отличие от Дариги не имеющий подчиненных ему СМИ (которые Дарига имеет во множестве), пытается в последнее время этот недостаток восполнить. Его цель – использовать СМИ так, чтобы влиять на политические решения страны накануне выборов (более подробно о политических факторах читайте в заключительной главе) ^[16]. Фактически соперничество этих двух кланов (и многих других «околосемейных») начинает приобретать публичный характер, и таким образом само руководство и «семья» Назарбаева становятся источниками некоторого «плюрализма». Соответственно судьба нефтегазовых проектов в Казахстане будет зависеть как от «разборок» между властью и международными нефтяными компаниями, так и отчасти от политических, экономических и персональных предпочтений и степеней влияния тех или иных представителей властей предержащих.

   В предыдущей главе были рассмотрены важные субъективные явления – различные аспекты и способы влияния, проявляющиеся во взаимоотношениях между казахстанским правительством и иностранными компаниями. Но возникают вопросы: что, собственно, эти две стороны собираются «делить» между собой, каковы действительные (насколько возможно объективные) показатели количества нефти, которую можно добыть в Казахстане, как эти показатели будут соотноситься с прогнозируемым уровнем добычи в Азербайджане, по территории которого проходит один из возможных маршрутов для казахстанской нефти – нефтепровод Баку – Тбилиси – Джейхан?
   Здесь следует отметить, что именно казахстанские нефтяники – главная надежда акционеров проекта Баку – Джейхан: добыча нефти в Казахстане стремительно растет и уже превысила, по некоторым оценкам, 55 млн. тонн в год, да и большинство экспертов считает, что экспортный потенциал страны вчетверо выше азербайджанского. Как известно, чтобы привлечь казахстанских нефтяников в проект Баку – Джейхан, Азербайджан, Грузия, Турция и даже США предпринимали в последнее время значительные усилия.
   Интересно, что на церемонии открытия БТД Нурсултан Назарбаев уточнил, что джейханское направление станет для Казахстана лишь одним из экспортных нефтяных путей, но ни в коем случае не основным. Основывал он свои рассуждения как раз на прогнозах добычи нефти в республике. «Астана придерживается многовекторного варианта доставки собственных углеводородов на мировые рынки, – сказал он. – И не потому, что это наша железобетонная позиция, а просто потому, что в 2010 году мы будем добывать 100 млн., а к 2015 году – около 150 млн. тонн нефти. При внутренней потребности нашей экономики около 30 млн. тонн ни БТД, ни северокаспийский нефтепровод не смогут обеспечить полную транспортировку нашей нефти за рубеж».
   При этом в речи президента прозвучали цифры более высокие, чем те, что заявлены Министерством энергетики и минеральных ресурсов Казахстана, которое прогнозирует, что добыча в 2010 году достигнет уровня 93 млн. Министерство отмечает, что по большей части три казахстанских проекта – Тенгизский, Карачаганакский и Кашаганский – обеспечат основной объем добычи нефти в республике (см. табл. 1). При этом доля других производителей будет снижаться. Такая тенденция означает, что планы и положение этих трех операторов имеют кардинальное значение для казахстанского экспорта.

Таблица 1 Прогноз добычи нефти в Казахстане, тыс. тонн ^[17]

 
   Если рассматривать вариант транспортировки казахстанской нефти через БТД (по плану пропускная мощность будет до 50 млн. тонн нефти в год), то необходимо учитывать, очевидно, уровень добычи нефти в Азербайджане. Ведь ясно, что приоритет для отправки по новой трубе получит прежде всего его нефть, а объемы казахстанской нефти будут определяться на первом этапе по «остаточному принципу».
   В этой связи можно сказать, что правительство Азербайджана утвердило топливно-энергетический баланс страны на 2005 год, показывающий, что у государственной части нефтяной отрасли нет возможности двигаться вперед. Государственная нефтяная компания Азербайджанской Республики (ГНКАР) обязана добыть в 2005-м 8,75 млн. тонн нефти, переработать 6,4 тыс. тонн и добыть 3,9 млн. кубометров газа (по данным самой компании). Такой же уровень производства был в 2004 году.
   Что примечательно, в среднесрочной перспективе ГНКАР провозглашает сохранение нынешнего уровня производственных показателей своей главной целью. Такая же цель обозначена и в Государственной программе развития топливно-энергетического комплекса Азербайджана на 2005–2015 годы, которую утвердили в конце зимы 2004 года.
   ГНКАР – наследник целого комплекса предприятий, бывших в течение десятилетий важнейшей составляющей советской нефтяной промышленности. Теперь руководство Азербайджана и отрасли занимается постепенным выводом государственной компании из числа главных игроков.

Таблица 2 Среднесрочный прогноз производства нефти в Азербайджане основными операторами, тыс. тонн

 
   Некоторые азербайджанские источники предупреждают, что уровень добычи производственного объединения «Азнефть», промысловой структуры ГНКАР (см. табл. 2), будет снижаться. Подобный спад, в самом лучшем случае стабилизация, будет скорее всего происходить на фоне существенного роста добычи операторов с иностранным участием, в особенности Азербайджанской международной операционной компании (АМОК). Все это приводит к неутешительному выводу, что в официальной программе по развитию ТЭК Азербайджана власти вполне недвусмысленно согласились на импорт собственных ресурсов и привлечение нефти соседей.
   Отдельные эксперты придерживаются мнения ^[18], что в период первоначальной работы БТД – с конца 2005 и где-то до 2009 года в трубе будет много свободного места, так как при ее мощности в 50 твг Азербайджан, будет поставлять не больше 10–15 твг. Затем добыча с месторождений Азери – Чираг – Гюнешли достигнет пика, то есть порядка 50 твг, большая часть этого объема пойдет на экспорт по БТД. На этот же момент придется пик добычи в Казахстане, и помимо БТД республике придется искать альтернативные пути экспорта (сценарий «конфликта пиков добычи»).
   Несомненно, точность такого прогноза в отношении реального уровня добычи в Азербайджане и Казахстане в 2009 году относительно мала. Однако, надо сказать, большому числу экспертов вышеописанный сценарий представляется маловероятным, поскольку...

   ...уже сейчас среди стран бывшего СССР Азербайджан находится на первом месте среди получателей углеводородов от своих иностранных инвесторов, иными словами, импортирует собственные ресурсы после их извлечения из недр.

   Азербайджанская госкомпания безвозмездно получает попутный газ и закупает нефть у небольших и средних операторов на суше. В будущем наиболее вероятно (и сама азербайджанская компания намерена это делать), что будет производиться импорт значительных объемов казахстанской и туркменской нефти для загрузки мощностей нефтеперерабатывающих заводов Азербайджана, для которых не будет хватать собственного сырья.
   Здесь необходимо также отметить роль Туркмении, которая может всем немного смешать карты. В этой стране в 2004 году объем добычи составил около 9 млн. тонн, в 2005 году, согласно Национальной программе развития нефтегазового комплекса, планируется увеличить ее до 28 млн. твг, а к 2010 году – до 48 млн. Вряд ли план на 2005 год будет выполнен, но существенный рост вполне возможен. Мощность Туркменбашинского нефтеперерабатывающего завода в год составляет до 7 млн. тонн нефти. Остальное сырье, а также львиная доля нефтепродуктов уходят на экспорт, большей частью по Каспийскому морю.
   В целом объем транскаспийских танкерных перевозок из Казахстана в направлении Баку планируется довести до 20–25 млн. твг. Однако следует отметить, что выполнение планов по добыче зависит от очень многих факторов, которые трудно просчитать в долгосрочной перспективе. Это можно проиллюстрировать, подробнее разобрав отдельные аспекты добычи нефти в Казахстане.
   Во-первых, в этой стране недавно было предложено зональное распределение морских блоков в некоторых частях Каспийского моря, которое предусматривает передачу на разработку не отдельных небольших участков, а целых связанных между собой геологических структур. По площади они значительно больше определенных раньше участков, что соответственно увеличивает риски при разработке. Такое предложение казахстанских нефтяников порождено опасением повторить инвестиционную судьбу азербайджанского шельфа. За редким исключением разведка морских структур оказалась здесь безрезультатной, фактически заморозив дальнейшее освоение. Одной из причин неуспеха было то, что инвесторы разведывали здесь участки с одной-двумя структурами, а не с большим потенциалом.
   Во-вторых, в феврале 2005 года стало известно, что «КазМунайГаз» пришла к выводу, что освоение каспийского шельфа оказывается более дорогим и трудным делом, чем Астана предполагала в 2003–2004 годах. Поэтому «КазМунайГаз» и власти страны решили повременить с созданием национальной нефтяной отрасли на море и вернуться к прежней инвестиционной политике. Она состоит в том, что эта компания и руководство Казахстана решили взять тайм-аут в освоении своего каспийского шельфа собственными силами и что первыми на малоизученные блоки должны прийти иностранные инвесторы, богатые и технически развитые, а не казахстанские игроки с меньшими возможностями. Геолого-разведочные и эксплуатационные проблемы стоят в этом вопросе на первом месте. В результате, как видно из таблицы 3, перспективы развития по многим проектам находятся в стадии стагнации и неопределенности.

Таблица 3 Основные морские проекты «Каз

Мунай

Газа» ^[19]

 
   Отчасти это решение могло быть принято из-за относительных неудач, которые в этом году начал испытывать Agip KCO – оператор Северо-Каспийского проекта, предусматривающего разработку четырех морских месторождений, крупнейшее из которых – Кашаган с запасами 11–13 млрд. баррелей (около 1,8 млрд. тонн). Компания испытала активную смену персонала из-за нового, более интенсивного графика вахтовой работы, введенного Agip KCO с 1 января 2005 года. Прежний график, по которому отпуска были равны трудовой вахте, выглядел допустимым при неспешном развитии проекта в былые годы, но теперь он не соответствует напряженной работе, развернувшейся в рамках разработки Кашагана.
   Другая проблема сегодня возникает, когда оператор обнаруживает, что предварительные финансовые расчеты не вполне точны. Например, ранее компания Agip KCO полагала, что для строительства искусственных островов – технологических комплексов для разработки месторождения – понадобится один подрядчик. Сегодня эксперты компании считают, что нужен еще один, для чего требуется организация нового тендера и дополнительные финансовые ресурсы. Возникли неожиданные проблемы со строительством трубопроводов и утилизацией отходов. Все это происходит потому, что реальные коммерческие условия 2005 года отличаются от условий 2002–2003 годов, когда были рассчитаны основные характеристики разработки. С того времени доллар США, который Agip KCO использует для всех расчетов, подешевел более чем на 10%. Мировые цены на углеводороды значительно возросли, вызвав рост цен на нефтяное оборудование и услуги. Консорциум был способен начать разработку на год или полтора раньше, но не смог сделать этого, потеряв время на споры как с казахстанским правительством, так и с акционерами.
   Пример Северо-Каспийского проекта проявляет несколько важных моментов. Во-первых, чем больше времени затрачивается между стадией предварительных расчетов и стадией практических работ, тем больше разница между гипотетическими и реальными ценами, стоимостью и уровнем рентабельности контракта, а главное, уровнем добычи. Во-вторых, подобные проблемы могут возникнуть у большинства проектов в казахстанском секторе Каспия, и это может существенно сказаться на общем уровне добычи республики. Кроме того, важным в нынешнем внутрика-захстанском процессе является то, что, вопреки своей Программе освоения Каспийского шельфа от 16 мая 2003 года, Астана до сих пор не начала объявлять открытые широкомасштабные тендеры на морские блоки. Длительная пауза подтверждает, что национальные власти пока не выбрали, какими методами и с какими целями осваивать добычу углеводородов на шельфе. Эта неопределенность показывает, что добывающие компании еще могут столкнуться с труднопредсказуемыми сложностями инвестиционной стратегии правительства Казахстана на Каспии.

   В предыдущих главах мы рассмотрели два важных фактора, влияющих на возможную степень участия Казахстана в том или ином трубопроводном проекте для экспорта своей нефти и, следовательно, способных повлиять на «заполняемость» труб: систему взаимоотношений между международными нефтяными компаниями и государственной структурой, а также вероятный уровень добычи нефти. Но другими не менее важными факторами в отношении возможного выбора Казахстана являются фундаментальные количественные показатели: существующие экспортные мощности, а также потенциал их расширения. Очевидно, что никто не будет расширять никакие трубы, если это почему-либо невыгодно. Выгода может быть и политической в некоторых случаях, и это мы обсудим отдельно в главах, посвященных геополитическим факторам, но любая политическая целесообразность в наши дни «привязывается» к экономике проектов и прогнозам их рентабельности. Поэтому в этой главе будут рассмотрены два вопроса, напрямую связанных с проблемой расширения мощностей трубопроводов: •транспортные издержки, включая сравнение тарифов на прокачку нефти для разных каспийских экспортных путей;
   • вопрос банка качества / смешения разных сортов нефти, который влияет на конечную продажную стоимость.

   Общей формулы расчета конкретных тарифов на прокачку из Каспийского региона нет, так как у разных компаний зачастую свой взгляд на понятие рентабельности и своя «экономика».

   Например, китайские государственные компании известны тем, что экономят на всяких мелочах, но иногда, когда встает вопрос о «государственном интересе», ведут себя совсем не бережливо.
   Кроме того, информация о самых последних тарифах и транспортных издержках на конкретные партии нефти является чаще всего исключительно конфиденциальной. Помимо этого нефть из Каспия, особенно из Казахстана, в большинстве случаев экспортируется мультитранспортным методом, который может включать в себя «перегонку» через несколько трубопроводов, перевозку танкерами и поездами, разгрузку и погрузку в нефтеналивных секциях портов. Ясно, что количество факторов в каждой из точек изменения вида транспортировки нефти влияет на конечную стоимость доставки. Соответственно чем длиннее и сложнее цепочка, тем менее предсказуемы конечные цифры издержек от пункта добычи до пункта сбыта нефти. Особенно переменчивой в течение года может быть фрахтовая экономика маршрутов, на которых используются танкеры и происходят непредусмотренные задержки (о проблеме задержек танкеров в Босфоре мы поговорим в отдельной главе ниже).
   Оговорим здесь, что каждая международная нефтяная компания рассчитывает свою возможную прибыль от экспорта и продажи нефти следующим образом:
   • ожидаемая цена продажи (FOB, CIF или другие) в определенном месте (допустим, в Роттердаме или Аугу-сте) ^[20]минус цена издержек на транспортировку от нефтяного месторождения до нефтеперерабатывающего завода или места продажи, минус налоги;
   • при этом издержки на транспортировку рассчитываются обычно как простое умножение величины трубопроводного тарифа (чаще всего выраженного в долларах на тонну или баррель на 1000 км) на необходимое расстояние плюс все издержки на разгрузку/погрузку в портах и на железных дорогах плюс фрахт танкеров. Узнать точные данные на тарифы, издержки на разгрузку/погрузку и на фрахт трудно, так как обычно они формируются на закрытых переговорах между компанией и акционерами и государствами – хозяевами конкретных путей транспортировки топлива ^[21].
   Однако некоторые данные все же или становятся известными постфактум, или они настолько политически важны, что не озвучить хотя бы какой-то диапазон цен для заинтересованных сторон невозможно. Также при полном отсутствии информации все равно остается вариант примерного расчета транспортных издержек исходя из общего уровня цен, присущего данному региону в определенный момент времени, который рассчитывается международными экспертами и профильными финансовыми организациями. Именно их мы сейчас и рассмотрим с привязкой, где необходимо, к такому аспекту как пропускные мощности. Начнем с основных российских путей экспорта – так называемых северных маршрутов транзита каспийской нефти, проходящих по территории России. Самый старый из них – Баку – Новороссийск, использовавшийся до последнего времени для транзита азербайджанской нефти, теперь наверняка зачахнет. Правда, этот маршрут никогда не приносил России заметных доходов, он был необходим скорее как свидетельство взаимной дружбы и больших (уже не сбывшихся) планов на будущее. Мощности трубопровода Баку – Новороссийск невелики: по нему можно прокачать лишь 5 млн. тонн нефти в год. К тому же, как сообщил нам президент «Транснефти» Семен Вайншток, в договорах на прокачку были четко прописаны обязательства лишь российской стороны. Трубопровод постоянно недогружался, поскольку из Азербайджана поступало максимум до 2,5 млн. тонн нефти в год, а нам приходилось регулярно компенсировать несанкционированный отбор нефти на территории Чечни и латать трубопровод, а также пришлось потратиться еще и на строительство участка в обход нестабильной республики – байпаса через Дагестан.
   А вот с другим северным маршрутом – нефтепроводом Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) – все сложилось качественно иначе ^[22]. С момента пуска прокачка нефти по нему постоянно росла, а его мощности увеличивались. Этот трубопровод принадлежит не только России, ведь он начинается на территории Казахстана, и кроме правительств этих двух стран его собственниками являются зарубежные и российские компании, в основном добывающие нефть в Казахстане (см. табл. 4).
   В мае 1997 года Каспийский трубопроводный консорциум подписал контракт с проектным институтом «Гипро-востокнефть» и американской компанией Fluor Daniel на подготовку технико-экономического обоснования. Через год документация была готова. Согласно проекту мощность первой очереди составила 28,2 млн. тонн в год, максимальная пропускная способность – 67 млн. тонн в год. Суммарные капитальные затраты на период реализации проекта были запланированы в размере 4,3 млрд. долларов, стоимость первой очереди – 2,24 млрд.

Маршруты транзита каспийской нефти

 

Таблица 4 Акционеры Каспийского трубопроводного консорциума по состоянию на 1 января 2005 года

    * LUKARCO – совместное предприятие «ЛУКОЙЛа» (54%) и ВР (45%).
    ** Rosneft-Shell Caspian Ventures – совместное предприятие «Роснефти» (51%) и Shell (49%).
    *** Kazakstan Pipeline Ventures —совместное предприятие«КазMунайГаза» (50,1%) и BP (49,9%).
 
   Подача нефти в трубопровод этого консорциума началась 26 марта 2001 года. В октябре того же года на терминале в Южной Озерейке была осуществлена пробная загрузка первого танкера. На начальном этапе трубопровод использовался только для поставок нефти с Тенгизского месторождения. Вместе с тем проект предусматривал возможность использования магистрали для транспортировки сырья из других месторождений Казахстана, а также из России.
   В августе 2003 года был сдан в эксплуатацию трубопровод Карачаганак – Большой Чаган – Атырау протяженностью 635 км. С середины 2004 года по нему начались регулярные поставки нефти с месторождения Карачаганак. В апреле 2003 года начал работу трубопровод Кенкияк – Атырау протяженностью 450 км. Новый трубопровод подключил к системе Каспийского трубопроводного консорциума нефтяные промыслы Актюбинской области Казахстана.
   Согласно первоначальному проекту российская нефть должна была поступать в трубопровод консорциума в районе города Кропоткин. Для этого предполагалось построить перемычку Тихорецк – Кропоткин протяженностью 36 км, которая соединила бы консорциум с системой «Транснефти». Однако это намерение не было реализовано из-за возникшего конфликта между «Транснефтью» и КТК. «Транснефть» отказалась строить перемычку, настаивая на том, что консорциум не выполнил ряд поставленных условий. Участники КТК, в свою очередь, заявили, что «Транснефть» предъявила им заведомо невыполнимые требования.
   В 2004 году был осуществлен альтернативный проект для подачи российской нефти в систему консорциума. В октябре 2004 года завершилось строительство пункта перевалки нефти «Кавказская», который включает в себя железнодорожный терминал и соединительный трубопровод до нефтеперекачивающей станции «Кропоткинская». В четвертом квартале 2004 года российские компании отправили по системе КТК 294,9 тыс. тонн нефти, в том числе «ЛУКОЙЛ» – 145 тыс. тонн, «Роснефть» – 100 тыс. тонн, «ЮКОС» – 49,9 тыс. тонн.

   С середины 2004 года загрузка трубопровода Каспийского трубопроводного консорциума подошла к пределу его технических возможностей.

   После того как в систему стала поступать нефть российских грузоотправителей, транспортировка нефти возросла до 30 млн. тонн в год при проектной мощности 28,2 млн. Прокачка дополнительных объемов достигается за счет добавления в нефть антифрикционных присадок.
   При достижении предельной загрузки объектов первой очереди стал актуальным вопрос о втором этапе проекта. 1 марта 2005 года акционеры Каспийского трубопроводного консорциума договорились о подготовке меморандума о взаимопонимании о принципах расширения ^[23]пропускных возможностей нефтепровода. По словам министра энергетики и минеральных ресурсов Казахстана Владимира Школьника, была достигнута предварительная договоренность об увеличении мощности нефтепровода с 28 млн. тонн в год до 67 млн. ^[24]и точная договоренность об увеличении тарифа на прокачку нефти с 27 долларов за тонну до 29,5.
   Акционеры решили повысить тариф с 27,19 доллара за тонну до 29,5, или на 2,31 доллара. Размер прироста имеет инфляционный характер, то есть только компенсирует падение курса доллара в последнее время. Увеличение стоимости транспортировки нефти по системе Каспийского трубопроводного консорциума было одним из главных условий России на согласие расширить нефтепровод и увеличить объем прокачиваемой нефти с 28 до 67 млн. тонн в год. Оно необходимо из-за планов роста добычи инвесторов в Казахстане. Стоимость проекта расширения, по предварительным расчетам, составит более 2,6 млрд. долларов.
   Многие специалисты (и не только российские) утверждают, что себестоимость прокачки по Каспийскому трубопроводному консорциуму на условную единицу расстояния вполне конкурентна. По разным оценкам, на тысячу километров по КТК прокачивать от 1,5 до 3 раз «дешевле», чем через Баку – Джейхан, в зависимости от того, смотрим ли мы на участников этих трубопроводов или сторонних нефтяных компаний, а также от других факторов. Так, многие эксперты отмечают, что через КТК экспортировать казахстанскую нефть в большинстве случаев оказывается заметно дешевле, чем через Баку – Джей-хан, так как при использовании КТК исчезает необходимость везти нефть по железной дороге до Актау, перегружать и разгружать в портах и транспортировать по Каспию (см. табл. 5).
   Более того, транспортировка по Каспийскому трубопроводному консорциуму конкурентна, если даже брать абсолютные величины расходов до промежуточных портов (см. табл. 6).

Таблица 5 Тарифы на транспортировку нефти ^[25]

 

Таблица 6 Транспортные расходы по северному и южному трубопроводным маршрутам, долл. за тонну ^[26]

 
   Однако в действительности картина не такая уж безоблачная и предопределенная, как хотелось бы некоторым про-российски настроенным обозревателям. Дело в том, что негласно и гласно известно, что российские официальные власти уже который месяц настойчиво предлагают установить для расширения консорциума «инвестиционный тариф» в 38 долларов за тонну вместо недавно принятого 29,5. Более подробно это будет рассмотрено ниже, но пока достаточно сказать, что дополнительные доходы лоббируются, так как считается, что они могут помочь быстрее расплатиться с банковскими кредитами, за счет которых будет финансироваться расширение.
   В частности, апрельский раунд переговоров акционеров Каспийского трубопроводного консорциума об условиях расширения пропускной способности системы оказался провальным, так как представители российского правительства и компании Chevron Texaco, имеющие основные пакеты акций консорциума, заняли противоположные позиции в вопросе расширения. Chevron Texaco, лидер иностранных акционеров консорциума, выступает против повышения стоимости прокачки даже на ограниченный период времени. Есть между этими акционерами и другие противоречия по характеру возмещения прежних и будущих инвестиций, натуральных и денежных. Переговоры между акционерами консорциума продолжаются и находятся в подвешенном состоянии по сей день, несмотря на публичные заявления о том, что все идет по плану и никаких фундаментальных противоречий нет.
   Надо сказать, что они есть.

   Сегодня предполагаемые высокая стоимость и технические сложности строительства транскаспийского трубопровода (об этом мы будем рассуждать в главе ниже) – главная надежда Кремля на то, что кавказская альтернатива трансроссийскому транзиту останется маргинальной возможностью для экспорта.

   Нынешние российские власти исходят из предположения, что организация транспортного коридора Западный Казахстан – Джейхан окажется невыгодной для западных компаний. Поэтому они согласятся на такие российские условия расширения Каспийского трубопроводного консорциума, как повышение тарифа даже до 38 долларов и ускорение компенсации имущественного вклада.
   Эти кремлевские рассуждения и расчеты выглядят спорными. Стоимость мультитранспортной доставки тен-гизского сырья через Кавказ в Аугусту, центр нефтяной торговли Южной Европы, оказывается ниже, чем через Каспийский консорциум с возможным тарифом в 38 долларов за тонну (см. табл. 7).

Таблица 7 Стоимость доставки восточнокаспийской нефти в Аугусту, долл. за тонну ^[27]

 
   Более того, даже при старом (!) тарифе в 27,19 доллара стоимость доставки по Каспийскому трубопроводному консорциуму была крайне уязвима. Пусть КТК прославился своими низкими тарифами и транспортировка сырья до Джейхана выйдет в полтора-два-три раза дороже, чем до Новороссийска. Однако если сопоставить дальнейшую фрахтовую экономику маршрутов, тарифные преимущества каспийского варианта нивелируются, особенно с учетом троекратного роста фрахтовых ставок под влиянием босфорской проблемы по итогам зимы 2003–2004 и 2004–2005 годов. Как отмечает журнал «Нефть и капитал», в 2004 году ставки подскочили с сентябрьских 125 пунктов международной фрахтовой шкалы World Scale (WS) до 340–350 пунктов в октябре и в зимнем сезоне только росли. Экзотические решения вроде фрахта танкеров для хранения нефти и перевалок на полпути еще более удорожали экономику поставок тенгизской нефти из Новороссийска. Коротко говоря, до Новороссийска, может, нефть и дешевле доставить, только вот путь через Босфор может все испортить: эту проблему мы рассмотрим более подробно в главе, посвященной проблемам транспортировки через турецкие проливы.
   В дополнение к проблеме Босфора надо отметить, что транспортировать через российские системы помимо КТК Казахстан тоже не спешит, так как в отличие от КТК «Транснефть» не желает ввести на своих трубопроводах банк качества. Более качественная тенгизская нефть смешивается с менее качественной российской. Казахстан не хочет терять премиум.

   В последние несколько лет Казахстан при кажущейся на первый взгляд дешевизне и доступности российских путей не выбирает экспортную квоту, предоставленную Россией для транзита нефти по ее трубопроводам.

   Каспийская страна также не занимается расширением трубопровода «Транснефти» Атырау – Самара с 15 до 25 млн. тонн в год, о чем Москва и Астана договорились вроде бы еще в начале десятилетия. Более того, по такому маршруту, как Жанажол – Орск, прокачка нефти постепенно вообще прекращается. За первые шесть месяцев 2004 года по маршруту Атырау – Самара было прокачано всего 5,13 млн. тонн казахстанской нефти.
   Квота на прокачку нефти в 2004 году по трубопроводу Махачкала – Новороссийск, куда сырье доставляется танкерами из Актау, составляет около 5 млн. тонн. Но при этом, например, как стало известно, в первой половине прошлого года транзит казахстанской нефти по этому направлению не превысил 1,15 млн.
   Во многом это связано, как сказано выше, с тем, что банк качества нефти, уже созданный в Казахстане и для Каспийского консорциума, в России для системы «Транснефти» только планируется и вряд ли будет организован в ближайшем будущем. База данных углеводородного сырья компаний, ведущих его добычу в Казахстане, позволяет идентифицировать партии нефти на различных этапах ее транспортировки, перевалки, хранения. Отсутствие банка нефти у российской «Транснефти», в частности в Самаре, не позволяет осуществлять подобный мониторинг транзита, что ведет к замещению различных сортов легкой и тяжелой нефти, их смешиванию. Это, по мнению «КазТрансОйл» – дочерней структуры «КазМунайГаза», – оборачивается потерями Казахстана в размере 6–8 долларов на каждой тонне нефти.
   Выше мы рассмотрели проблемы мощностей и тарифов маршрутов, пролегающих через Россию, и картина вышла довольно противоречивая. А как дела у альтернативных путей в обход России? Прежде всего нас, конечно, должен интересовать главный потенциальный конкурент Баку – Тбилиси – Джейхан (БТД), мощности которого запланированы на уровне 50 тыс. тонн нефти в год и могут быть расширены при дополнительном инвестировании до 80 тыс. тонн.
   На первый взгляд сегодняшняя обстановка с нефтегазовыми проектами в Азербайджане и БТД внушает оптимизм, особенно судя по официальным сводкам из Баку. В сентябре 2004 года «контракт века» торжественно отпраздновал десятилетний юбилей, а в мае 2005-го был запущен Баку – Тбилиси – Джейхан.
   Однако, как сказано в предыдущих главах, известно, что на самом деле создатели трубопровода столкнулись с серьезной проблемой. Он создавался из расчета не на реальные, а на планируемые объемы добычи нефти, главным образом на азербайджанском шельфе. Но сейчас объемы добычи нефти в этой стране ненамного выше показателей двадцатилетней давности. Так что с учетом внутреннего потребления Азербайджан сейчас может поставить на экспорт не более 10–11 млн. тонн нефти в год. В будущем экспортный потенциал страны, вероятно, вырастет или останется стабильным (то есть полностью загрузить трубу в одиночку Азербайджан все равно не сможет), и сейчас для достижения рентабельности проекта его основным участникам жизненно необходимо привлечение сторонних поставщиков.
   При этом анализ расклада сил западных компаний, работающих в регионе, показывает, что участникам проектов предстоит столкнуться с еще более серьезными проблемами. Если на начальном этапе, развивавшемся по сценарию «против кого дружим?», стратегия majors была вполне целостной, то теперь, при сценарии «каждый за себя», стоит задача защиты уже не глобальных геополитических, а собственных чисто экономических интересов. У некоторых компаний здесь могут возникнуть трудности. Здесь будет показателен пример такого гиганта, как ExxonMobil.
   Как известно, в свое время проект трубопровода Баку – Тбилиси – Джейхан активно продвигался под флагом борьбы с монополией «Транснефти» как конкурентоспособный альтернативный путь транспортировки каспийского сырья. С одной стороны, сегодняшнее обилие маршрутов в регионе действительно создает впечатление конкурентной среды, в которой Баку – Новороссийск объективно проигрывает по критерию тарифа (15,67 доллара за тонну).

   Причина «дешевизны» нероссийских маршрутов (Баку – Супса, БТД) до конечных пунктов продажи, таких как Аугуста в Италии, помимо проблем с танкерами в Босфоре заключается прежде всего в идентичности состава компаний-грузоотправителей и трубопроводных компаний.

   И уходя от монополии «Транснефти», каспийские экспортеры фактически попали в ту же монопольную (в том числе по тарифам) зависимость от ВТС Со. (читай – от ВР).
   В данном случае оказалась верной пословица: «скупой платит дважды». Первыми с проблемой влияния на тарифы ВТС Со. столкнулись те акционеры проекта Азери – Чираг – Гюнешли, которые в свое время не рискнули войти в инвестиционную группу трубопровода Баку – Тбилиси – Джей-хан. В первую очередь это была компания ExxonMobil, которой принадлежит 8% в АМОК (AIOC). Для Devon Energy, акционера АIOС, также не вошедшего в состав акционеров ВТС Со., вопрос маршрута экспортных поставок не стал столь важен, так как издержки компании в проекте Азери – Чираг – Гюнешли (АЧГ) несут Unocal (теперь после покупки Chevron Texaco) и ExxonMobil, и происходит это через механизм carried interest. В результате добытая нефть Devon Energy направляется на возмещение им этих затрат.
   Несогласие ExxonMobil участвовать в стороне от ВТС Со. было скорее стратегическим просчетом менеджмента компании, нежели злым умыслом остальных акционеров, пожелавших подзаработать на совладельцах АIOС. Возможность поучаствовать в спонсортстве проекта БТД у ExxonMobil, как и у многих других, была, причем на протяжении нескольких лет. Известно, к примеру, что еще в январе 2002 года ГНКАР вела с ExxonMobil переговоры о возможной продаже части своей доли в ВТС Со.
   Для транспортировки доли ExxonMobil экспортной нефти Азери – Чираг – Гюнешли минуя Баку – Тбилиси – Джейхан стали возможными два других альтернативных маршрута. Первый – уже используемый тогда ВР для ранней нефти месторождения Чираг, нефтепровод Баку – Супса и второй – российская труба Баку – Новороссийск. Сейчас, глядя в прошлое и зная все то, что произошло вокруг строительства БТД, можно сказать, что для американской компании было, конечно, довольно неожиданно и странно делать главную ставку на Новороссийск, равно как сомневаться в успехе реализации проекта Баку – Джейхан. Хотя это показывает, что в компании или свое особое видение рисков, или плохие связи с инвесторами проекта БТД. Но еще более странно и недальновидно для ExxonMobil сегодня рассчитывать, что с вводом в действие БТД ВР освободит для нее трубу Баку – Супса ^[28].
   К моменту создания инвесторской группы Баку – Тбилиси – Джейхан (БТД) большинству было очевидно, что на две трубы нефти Азери – Чираг – Гюнешли (АЧГ) не хватит. Появились даже предположения, что с запуском БТД Баку – Супса и уж тем более Баку – Новороссийск будут закрыты. Но в реальной жизни «игра» определялась по правилам ВР: экономическая логика подсказала менеджерам BP и другим участникам ВТС Со., что выгоднее привлечь в БТД максимальные объемы именно сторонней нефти (как с АЧГ, так и из Казахстана) по более высоким тарифам, чем закачивать только добываемую в Азербайджане. Для ВР не было и нет никакого труда оставить нефтепровод Баку – Супса под своим полным контролем, и глава ВР Azerbaijan Дэвид Вудворд несколько раз подтверждал, что акционеры АМОК продолжат использовать маршрут Баку – Супса и после ввода в действие БТД.

   Интрига в том, кто именно из акционеров АМОК будет допущен до прокачки нефти на Супсу по 3,26 доллара за тонну, а кто – на Джейхан, где тариф для сторонних грузоотправителей может превысить 30–33 доллара за тонну.

   Причем насколько превысить, акционеры ВТС Со. пока не объявляют. В любом случае в целом тариф будет зависеть от отгружаемых объемов, так что крупным казахстанским грузоотправителям поставки по БТД могут стоить даже дешевле, чем мелким азербайджанским.
   Возможно, кстати, именно этот фактор играет определенную роль в переговорном процессе «Тенгизшевройла» о возможности поставок в БТД. ExxonMobil, как владелец 25% «Тенгизшевройла», увеличив за счет своего казахстанского сырья объем прокачки по БТД, если не выиграет, то хотя бы в меньшей степени потеряет на тарифе.
   Еще один возможный вариант – транспортировка доли ExxonMobil по железной дороге до Батуми. Сегодня компания уже договорилась с азербайджанским холдингом Azpetrol о транспортировке части своей нефти по этому маршруту. 24 ноября 2004 года было официально объявлено о подписании пятилетнего контракта на железнодорожные поставки общим объемом до 10 млн. тонн. Так что на ближайшие пять лет проблема вроде бы решена.
   С другой стороны, вопросы надежности и безопасности железнодорожных перевозок по территории Грузии и Аджарии, а также экономика поставок ставят под сомнение целесообразность принятия такого решения для всей экспортной нефти ExxonMobil. В азербайджанском представительстве компании информацию о тарифах со ссылкой на конфиденциальность не разглашают, но в общем случае железнодорожный тариф на маршруте Баку – Батуми составляет сегодня порядка 28–30 долларов за тонну, перевалка в порту Батуми – 14 долларов за тонну.
   Так или иначе, но, несмотря на «изобилие» маршрутов, свою нефть с Азери – Чираг – Гюнешли ExxonMobil скорее всего придется транспортировать по трубопроводу Баку – Джейхан. По информации источников, близких к ВР Azerbaijan, хотя ExxonMobil все еще не оставляет надежд на маршрут Баку– Супса, стратегия ВР уступок может не предусматривать.
   Что интересно, ситуацию с ExxonMobil нельзя считать частной. У казахстанского правительства и связанных с республикой экспортеров есть большие проблемы по поводу тарифов и возможной транспортировки нефти через Закавказье в обход России.
   Известно, что сейчас Астана добивается снижения стоимости транспортировки нефти по маршруту Актау – Дю-бенди – Батуми. Сейчас с учетом перевалки в грузинском порту она составляет более 34 долларов за тонну. Некоторые источники сообщают, что Казахстан хотел бы уменьшить эту цифру до 29 долларов. Причина в том, что стоимость доставки нефти от казахстанских сухопутных промыслов до Актау весьма высока.
   Между тем уменьшение затрат на морские перевозки имеет очень важное значение для экспортеров казахстанской нефти, особенно сухопутной. Ее доставка до Актау от промыслов Западного Казахстана обходится весьма дорого из-за высоких тарифов транспортных ведомств Казахстана. Такое положение обеспечивает высокие доходы и им, и государственному бюджету.
   С другой стороны, эта практика существенно вредит нефтяным экспортерам и снижает их налоговые выплаты Казахстану. К примеру, международное совместное предприятие «Тенгизшевройл», крупнейший производитель и экспортер казахстанской нефти, формирует базу для выплаты налога на прибыль по следующему принципу: «прибыль рассчитывается по валовой выручке за вычетом суммы всех расходов, среди прочего: расходов на транспортировку и маркетинг».

   Проблема высоких транспортных затрат на транскаспийском маршруте превращается в серьезную заботу Казахстана. Ведь руководство республики периодически провозглашает этот маршрут одним из основных, то есть альтернативным Каспийскому трубопроводному консорциуму и системам «Транснефти».

   В этой связи показательно то, что случилось в апреле 2005 года. Тогда управляющий директор консорциума господин Кабылдин предложил на переговорах с азербайджанскими и грузинскими коллегами уменьшить тариф на маршруте Актау – Батуми. Закавказские железнодорожники не согласились, так как считают, что имеющиеся тарифы и так невысоки.
   Однако на самом деле основная причина этого отказа – уличение Казахстана в нежелании уменьшить издержки на транспортировку по собственной территории. Как итог, все хотят изменения нынешней ситуации с тарифами на транскаспийском направлении, но способы решения проблемы предлагаются прямо противоположные.
   В случае если нынешняя конфликтная ситуация вокруг тарифного и транспортного положения не изменится, то доставка нефти до бирж в Аугусте и в Роттердаме из отдаленных казахстанских промыслов может запросто достичь уровня в 50–90 долларов за тонну. Точная цена будет зависеть от точки отправки, но главное, такой поворот событий может дать толчок новому витку агрессивной конкуренции и вновь выдвинуть российские пути экспорта на первый план.
   Более конкретно это может выразиться в том, что при неблагоприятном для экспортеров казахстанского сырья ходе событий их транспортные издержки могут возрасти примерно в полтора-два раза против уровня расходов на Каспийском консорциуме. И качество нефти тут уже может не помочь. Вполне вероятен сценарий, при котором рыночная премия за качество ценных сортов казахстанской нефти вроде «КТК-смеси» и сходного с ней по химико-физическим свойствам кашаганского сырья может с лихвой балансироваться выросшими расходами на транспортировку.
   Вывод для российской стороны следующий. Россия имеет мало рычагов влияния, способных воспрепятствовать увеличению экспорта казахстанской нефти и обострению конкуренции из-за этого на европейском рынке. Но при определенном противоречии между прикаспийскими странами ей вполне по силам направить казахстанский конкурирующий поток по менее выгодным маршрутам. Тем самым она при желании могла бы установить скрытые ограничения на то, чтобы каспийские поставщики могли предоставлять скидки покупателям для облегчения продаж. Однако многое, конечно, зависит от дальнейшей динамики переговорного процесса между Астаной, Баку и Тбилиси.

   Очевидно, что нынешняя коллизия с расширением Каспийского консорциума – скорее всего только первое крупное проявление многосторонней российско-закавказской конкуренции за размещение дополнительных десятков миллионов тонн нефти в год на мировом рынке, прежде всего на рынке ЕС.

   Политические и экономические средства и контрмеры, вызванные этим противоборством, в ближайшие годы могут оказаться самыми разнообразными. Можно с уверенностью констатировать, что многолетняя проблема экспорта нефти из Каспийского региона не решена сооружением Каспийского трубопроводного консорциума и близящимся началом работы трубопровода Баку – Джейхан, во многом технические ограничения дополнены или даже заменены тарифными.

   В предыдущей главе мы рассмотрели «за» и «против» различных маршрутов экспорта нефти из Казахстана с точки зрения тарифов и имеющихся мощностей. В данной главе будут рассмотрены проблемы танкерного флота на Каспии, а также возможные затраты со стороны Казахстана, в случае если республика решит начать основной экспорт нефти через Баку – Тбилиси – Джейхан (БТД).
   Как сказано выше, вероятнее всего, если Казахстан решит присоединиться к БТД, то на первоначальном этапе, в ближайшие годы – до 2009–2010 годов, это будет сделано не путем постройки полномасштабного подводного трубопровода Актау – Баку, а путем увеличения поставок нефти уже существующим способом – с помощью танкерного флота. Предполагается, что до 2010 года Казахстан будет снабжать трубопровод нефтью с помощью танкеров, курсирующих между Актау и Баку, постепенно наращивая поставки с 14 млн. тонн в год до 28 млн., а с 2010 года страна введет в строй транскаспийский трубопровод с планируемой мощностью 1 млн. баррелей в сутки (50 млн. тонн в год).
   Рынок потребления услуг кораблестроителей и перевозчиков в Каспийском море растет, но находится в сильной зависимости от намерений добывающих компаний. Перенос добычи в Северо-Каспийском проекте с 2005 на 2008 год притормозил два года назад расширение морского сервиса в Казахстане. Зато политические разногласия западных компаний и России в вопросе использования системы Каспийского трубопроводного консорциума повысили актуальность морского экспорта казахстанской нефти.

   Ежегодно по водам Каспийского моря перевозится до 18 млн. тонн нефти и нефтепродуктов. Основные потоки идут из казахстанского Актау и туркменского Туркменбаши в сторону Махачкалы и Баку, а также с севера на юг – в иранские порты.

   Перевозки осуществляются и по другим направлениям. Например, нефть и мазут из Туркмении доставляются танкерами по Волго-Дону на Черное море. Есть все основания думать, что в нынешнем году региональный рынок морских услуг продолжит бурно развиваться.
   В Казахстане быстро движутся вперед Северо-Каспий-ский проект и проект Тюб – Караган с участием российского «ЛУКОЙЛа».
   Международное совместное предприятие «Тенгизшев-ройл», разрабатывающее крупнейшее сухопутное месторождение Тениз, сообщает о намерениях вывозить начиная с 2006 года по 12 млн. тонн ежегодно ^[29]. «Карачаганак Петролеум Оперэйтинг Компани», действующая на втором по запасам в Казахстане месторождении Карачаганак, планирует с того же времени постоянно использовать шесть крупнотоннажных танкеров для вывоза своего сырья.
   Такие производители нефти в приморской зоне, как «КазМунайГаз» (приморские залежи Западного Казахстана), «Каражанбасмунай» (месторождение Каражанбас), «Мангистаумунайгаз» (резервуары Мангистауской области), альянс офшорной «Нельсон Ресоурсез» / Китайской национальной нефтегазовой корпорации (Северные Буза-чи), планируют наращивать свою добычу и, соответственно, уровень танкерных перевозок. Морские перевозки используют такие фирмы, как Munai Impex (торговая дочка «КазМунайГаза»), международная «ПетроКазахстан», «Актобемунайгаз» и некоторые другие.
   В 2005 году эти компании планируют выйти на уровень добычи 10 млн. тонн нефти в год, основная часть которой отправится на экспорт. В более отдаленной перспективе к ним присоединятся остальные акционеры Северо-Каспий-ского проекта, владеющие долями в БТД: итальянская компания Agip, французская Total, «ФиллипсКоноко» из США, японская «Инпекс».
   В Туркмении активно развиваются проекты «Челекен» (эмиратский Dragon Oil и «Блок-1» («Петронас»).
   В результате в целом число новых казахстанских и туркменских проектов в восточной и северной частях Каспийского моря будет расти, что компенсирует сокращение их числа в Азербайджане. Возможно, процесс роста танкерных перевозок мог быть отложен, если бы российское правительство быстро поддержало план максимального расширения пропускной способности Каспийского трубопроводного консорциума.
   Однако и в этом случае морская инфраструктура Каспия все равно развивалась бы. Общим направлением является использование портов и танкеров, адекватных задаче ежегодного экспорта на уровне 20 млн. тонн нефти в год, который уже несколько лет обозначается Казахстаном как стратегическая цель. А начало полноценной работы в конце года трубопровода Баку – Джейхан, предназначенного и для экспорта восточно-каспийской нефти, станет колоссальным стимулом для наращивания танкерных перевозок.
   Многие инвесторы, связанные с кораблестроением и сервисными услугами, живут сейчас ощущением скорого бума. В результате совокупность всех этих факторов делает весьма привлекательным и доходным любой бизнес, связанный с использованием судов. Из числа добывающих компаний обновление старых маршрутов через море будет особенно интересно экспортерам либо специфичной по химико-физическим свойствам нефти, либо испытывающим трудности с трубопроводным транспортом через Россию.
   Вполне вероятно, что в среднесрочной перспективе на Каспии может возникнуть дефицит кораблей для обслуживания добывающих компаний.
   Перспектива дефицита танкеров подстегивает эти компании начать заранее заботиться о корабельных услугах, чтобы не переплачивать за фрахт, хватаясь за первого доступного поставщика. Все это сулит блестящее будущее судостроительным и судоходным фирмам.
   До недавнего времени практически монопольным перевозчиком нефтегрузов на Каспии было Азербайджанское государственное Каспийское морское пароходство «Каспар», в распоряжении которого после распада СССР остался почти весь каспийский нефтеналивной флот – 34 танкера различного водоизмещения.
   По итогам 2004 года «Каспар» перевез в различные порты Каспия 9,34 млн. тонн нефтеналивных грузов, что более чем на 5% больше, чем на год раньше. Пароходство берет 6–8 долларов за тонну нефти в зависимости от маршрута (см. табл. 8).

Таблица 8 Перевозки Каспийского морского пароходства «Каспар» в 2003–2004 годах, млн. тонн ^[30]

 
   Стремясь закрепить за собой лидирующее положение, «Каспар» готовится к экспорту большой восточнокаспий-ской нефти и активно вкладывает средства в строительство новых нефтеналивных судов. В течение двух последних лет его флот пополнился четырьмя современными танкерами (всего теперь у «Каспара» 38 танкеров), причем два из них, водоизмещением по 13 тыс. тонн, стали самыми крупными в Каспийском бассейне. Эти два танкера общей стоимостью более 31 млн. долларов были построены нижегородским заводом «Красное Сормово», а во второй половине 2006 года пароходство ожидает от нижегородцев еще три танкера. В целом в 2005 году пароходство планирует довести оборот нефтегрузов до 12 млн. тонн, а после 2005 года – до 20 млн. твг.
   В то же время в каждом прикаспийском государстве стремятся создать свой нефтеналивной флот. На восточном берегу Каспия у «Каспара» бурно развивается казахстанский конкурент. Судоходная Национальная морская компания «Казмортрансфлот», вышедшая на рынок в 2001 году в порту Актау, перевезла в 2004-м 4,029 млн. тонн жидких углеводородов, что почти на 60% больше, чем в 2003-м. Всего по итогам 2004 года на долю казахстанского пароходства приходится половина всех вывезенных из Актау нефтеналивных грузов.

   До недавнего времени «Казмортрансфлот» арендовал танкеры у «Каспара» и «Волготанкера», но осенью 2004 года в состав флота компании вошел первый собственный танкер 12-тысячник, построенный на Выборгском судостроительном заводе.

   Там же будут построены еще три танкера по заказу казахстанского пароходства.
   Наращивание флота судоходная казахстанская компания сопровождает расширением границ своей деятельности. «Казмортрансфлот» старается внедриться в такой рынок, как поддержка морских операций на Каспии. По заказу Казахстана завод «Астраханский корабел» построил в 2004-м две баржи грузоподъемностью 3600 тонн. Сейчас они используются для возведения искусственных островов на месторождении Кашаган, которым оперирует итальянский Agip KCO.
   «Казмортрансфлот» планирует заказать новые суда различного назначения – геофизические, грузовые, спасательные и так далее для участия в освоении национального сектора Каспийского моря. Программа этого освоения предусматривает увеличение в ближайшие десять лет флота поддержки почти на 100 судов. По сведениям правительства Казахстана, прирост флота поддержки на шельфе Казахстана планируется на уровне 15 судов в 2005 году, 50 – в 2010-м и 89 – в 2015 году.
   По оценке казахстанских правительственных экспертов, в состав технического флота для поддержки нефтяных проектов на разведочной фазе требуются буксиры для транспортировки барж, заводки кессонов и якорей, суда снабжения, транспортные плоскопалубные баржи, строительные баржи (оснащенные краном), баржи для перевозки гравия и песка, землечерпальные снаряды, баржи-челноки (для перевозки отходов и снабжения), баржи для топлива, исследовательские суда (батиметрические).
   На стадии разработки и подготовки месторождений к эксплуатации потребуются суда для строительных и монтажных работ, а также танкеры, вахтовые катера, трубоук-ладочные суда (в том числе с малой осадкой), баржи для перевозки труб, суда на воздушной подушке. Сколько это все может стоить, пока трудно предположить, но явно здесь идет речь о десятках миллионов долларов.
   В Туркмении аналогичные показатели имеют меньший уровень, и пока что число задействованных судов колеблется в зависимости от темпа развития морских нефтяных проектов. С 2002 года нефтегрузы из Туркменбаши наряду с судами других компаний вывозит первый туркменский танкер водоизмещением 5 тыс. тонн, построенный в Турции.

   Большая часть туркменских жидких углеводородов экспортируется морским путем, флота и основные объемы приходятся именно на морские перевозки в направлении Баку и Неки.

   Только проведение разведочных работ для эмират-ской Dragon Oil увеличивает количество кораблей поддержки на туркменском шельфе на 26 единиц. Развитие других проектов до 2010 года потребует привлечения дополнительно не менее 50 судов различного назначения. Ашхабад планирует увеличивать численность своего нефтеналивного флота, а основными поставщиками для него в среднесрочной перспективе должны стать Dragon Oil и «Петронас» (до 4 млн. тонн к 2010 году). Известно, что в туркменском порту Экерем компания «Петро Газ Фзе» из Эмиратов начала ремонт пирса, что является частью проекта по созданию терминала мощностью 10 млн. тонн наливных грузов в год. Подрядчик заработает на ремонте 4,6 млн. долларов, а заказы на полномасштабное строительство могут составить около 200 млн.
   Российский «Волготанкер», владеющий эскадрой более чем из 350 нефтеналивных судов, также намерен увеличить долю морских перевозок, в первую очередь в Каспийском море. Для этого компания задействует на Каспии больше танкеров класса река – море. Кроме того, «Волготанкеру» не пришлось серьезно переоборудовать суда типа «Волганефть» водоизмещением до 5 тыс. тонн для плавания по мелкому и изолированному от океана Каспию. Преимущество танкеров типа «Волга-нефть» в том, что они способны доставлять нефтегрузы по смешанным маршрутам без промежуточной перевалки: например, из Волгограда в иранскую Неку или из Туркменбаши через Волго-Донской канал на Черное море. К тому же некоторые порты на Каспии имеют глубину не более 4 метров, где суда большого водоизмещения пришвартоваться не могут.
   В 2004 году «Волготанкер» перевез по Каспийскому морю около 1 млн. тонн нефти и нефтепродуктов. Если компании удастся осуществить планируемую экспансию, то ее грузооборот на Каспии может возрасти до 3–4 млн. твг уже в 2005–2006 годах.
   Не отстает и иранская сторона, арендовавшая прежде суда у иностранных компаний. Весной 2004 года был спущен на воду построенный компанией «Садра» первый иранский танкер «Иран-Нека» водоизмещением 4,8 тыс. тонн.

   Иран предлагает своим каспийским партнерам возможность экспорта нефти по схеме замещения (SWAP), когда поступающее с севера (в основном через порт Нека) сырье доставляется по трубе на иранские нефтеперерабатывающие заводы в Тегеране и Тебризе, а эквивалентные (с учетом качества) объемы иранской нефти выделяются в Персидском заливе для вывоза на мировой рынок.

   Такая схема позволяет грузоотправителям экономить 7–12 долларов на транспортировке тонны сырья, а Ирану – зарабатывать на каждой тонне до 16–25 долларов.
   И хотя в 2003 году «ЛУКОЙЛ» выразил недовольство экономическими результатами экспорта по схеме замещения из-за величины обменных коэффициентов, для Казахстана, Туркменистана и некоторых российских компаний (в частности ТНК-ВР) иранское экспортное направление остается привлекательным. Хотя не исключено, что рост этот может быть приостановлен влиянием факторов рыночной конъюнктуры. Так, например, известно, что в ноябре 2004 года отгрузки российской нефти из Махачкалы в Неку не производились, поскольку соотношение цен на Средиземном море и в Персидском заливе (по котировкам Platts) сделало более выгодными поставки в Европу.
   Помимо этого частные игроки из разных стран активно используют ширящиеся возможности на рынке поддержки морских операторов.
   В январе 2005 года корпорация ЕМПС (США) через свою дочернюю компанию «Каспиан Сервисес Групп Лтд» подписала протокол о намерениях с итальянской «Сай-пем», основным подрядчиком Agip KCO. Протокол предусматривает поставку пяти судов, большинство из которых будет куплено или взято в лизинг, для поддержки операций на Кашагане в течение первой фазы проекта. Сделка принесет ЕМПС доход в 11 млн. долларов.
   Другая компания, действующая в области морского сервиса, «БУЕ Марине» из Соединенного Королевства, планирует вообще перенести центр работ в Каспийский регион. Шотландцы выделят примерно 40 млн. долларов на покупку 15 транспортов для своей каспийской флотилии: это корабль снабжения, восемь барж и шесть вспомогательных судов. На Каспии «БУЕ Марине» уже использует 50 кораблей, 36 из которых работают в Казахстане, а остальные в Азербайджане.

   Казахстанская часть флота выросла более чем на треть во второй половине 2004 года, что стоило шотландцам более 3 млн. долларов.

   Новые суда будут действовать также в основном в Восточном Каспии.
   Весьма активно ведет себя в Каспийском бассейне зарегистрированная в Турции компания Palmali, работающая на всех основных маршрутах каспийских нефтеперевозок (кроме направления на Баку). В частности, суда компании вывозят казахстанскую нефть из Актау в Махачкалу, дизтопливо и газойль из Туркменбаши в порты Черного и Средиземного морей.
   Те участники рынка, у которых не хватает средств для полноценного участия, берут кредиты в банках. Казахстанская частная компания «Каспийское морское строительство» подала заявку в Мировой банк реконструкции и развития на получение 7 млн. долларов. Они нужны, чтобы поставщик смог купить баржи и буксиры и вместе с нидерландским партнером «Боскалис НВ» выполнить подряд для Agip KCO в рамках строительства искусственных островов. Этот пример показывает, насколько перспективным является судоходный бизнес на Каспии, если крупный банк готов сотрудничать с небольшой малоизвестной казахстанской компанией.

   Частные игроки, помимо всего прочего, сыграли немаловажную роль в предложении инноваций, имеющих огромное значение с точки зрения развития рынка танкерного флота на Каспии.

   Ожидаемый рост потоков нефтегрузов на Каспии способствовал появлению ряда проектов, направленных на интенсификацию танкерных перевозок. По мнению ряда специалистов, имеющийся ныне нефтеналивной флот, представленный в большинстве своем судами водоизмещением до 6–10 тыс. тонн, несмотря на появление новых танкеров вдвое большей грузоподъемности, не сможет справиться с прогнозируемым объемом. Как вариант решения проблемы предлагаются новые транспортные схемы, основанные на использовании танкеров дедвейтом 60 тыс. тонн и выше. Благодаря большой (по каспийским меркам) грузоподъемности танкеров средняя стоимость перевозки одной тонны нефти с восточного на западный берег Каспия может снизиться в три раза.
   Британская компания Alegratrans, занимающаяся операциями, связанными с транспортировкой нефти и нефтепродуктов из Туркменистана и Казахстана в азербайджанские порты (на зафрахтованных судах «Каспара»), первой выдвинула идею создания морского моста между Актау и Баку с помощью крупнотоннажных танкеров. В варианте Alegratrans заказы на сооружение от трех-пяти до десяти танкеров водоизмещением 63 тыс. тонн предполагалось разместить на астраханских «Красных баррикадах». Стоимость одного танкера при таком серийном производстве снижается со 100 до 40 млн. долларов. В результате эта компания заключила два года назад трехстороннее соглашение с астраханским заводом «Красные баррикады» и норвежской «Либаек и Ассошейтес» о строительстве одного танкера дедвейтом 63,3 тыс. тонн.

   Очень скоро и в Астане поняли, что предложение компании Alegratrans очень дельное. Было подсчитано, что использование пяти-шести таких танкеров позволит перевозить за год до 25 млн. тонн.

   Поставщики и перевозчики решили отказаться от плана использовать баржи дедвейтом 20 тыс. тонн, который рассматривали ранее. Причина в том, что одно такое судно может перевезти за год 1,3 млн. тонн нефти против перевозки 4–5 млн. тонн танкером-шестидесятитысячником за тот же период времени.
   Но скорее всего реальность может сильно поправить танкерные замыслы Казахстана. Дело в том, что каспийские порты не в состоянии принять суда такой грузоподъемностью.
   Сейчас в стране действует один нефтеналивной порт – Актау, способный принимать танкеры с максимальным дедвейтом 12 тыс. тонн. Казахстан планирует его расширение, которое должно завершиться к 2009 году ^[31].
   Другой проект – строительство к югу от Актау порта Курык в одноименной бухте. Относительно Каспийского моря он будет глубоководным, то есть способным принимать танкеры грузоподъемностью от 60 тыс. тонн. По прежним прогнозам, Курык должен войти в строй ранее, чем новые мощности Актау. А в общей сложности к 2010 году дополнительная пропускная способность портов Казахстана может составить 17,5 млн. тонн нефтеналивных грузов в год.
   Проблема в том, что Курыкский проект начал осуществляться в 2003-м, но сооружение нового терминала все еще остается только замыслом, обсуждаемым правительством. Источники инвестиций сегодня выглядят гораздо неопределеннее, чем два года назад. Тогда французская компания Total рвалась в этот проект, поскольку он был платой за доступ к освоению структуры Курмангазы. Но за эти годы его разработка стала менее привлекательной из-за ужесточения налогового режима. Соответственно снизился интерес Total, а Курык отдалился от реализации.
   Это означает, что роль танкеров дедвейтом от 60 тыс. тонн на транскаспийском экспортном маршруте в обозримом будущем будет гораздо меньшей, чем хотелось бы поставщикам. В результате планы по экономии при перевозках нефти крупнотоннажными (по крайней мере по каспийским меркам) судами могут не осуществиться или осуществиться не скоро.
   Что касается реакции других частных компаний, то можно сказать, что сейчас есть две компании, занятые перевозками нефти, которые предлагают схожие способы развития каспийской портовой инфраструктуры. Таир Ге-зель, директор компании Middle East Petrol, входящей в состав азербайджанской «Азерсун Холдинг», предлагал построить в районе Баку причал, выдвинутый в море на 15–20 км. Операции погрузки и разгрузки предполагалось производить на глубинах более 16 м – у выносного причального устройства, соединенного подводным или плавающим трубопроводом с расположенным на суше ре-зервуарным парком. В этом случае прием более глубоководных судов, чем сейчас, станет возможным. И как было сказано выше, первоначальный разработчик идеи шести-десятитонников компания Alegratrans предлагала соорудить выносные терминалы на металлических сваях в районе Баку, Махачкалы и казахстанского побережья для приема танкеров водоизмещением 63 тыс. тонн, а также выносные причальные устройства. Для сооружения одного такого причала требуется примерно 20 млн. долларов, и Alegratrans заявляла о готовности проинвестировать этот проект.
   Но до сих пор идеи Middle East Petrol и Alegratrans остаются неосуществленными, поскольку для их воплощения в жизнь нужна большая оперативность со стороны казахстанского правительства и требуются четкие гарантии экспортеров нефти на многомиллионные поставки через Каспийское море.

   Намерение Chevron Texaco транспортировать через Кавказ начиная с 2006 года 12 млн. тонн нефти в год может стать мощным стимулом для расширения портовых и танкерных мощностей в Каспийском регионе.

   Реализация подобных проектов по шестидесятитысяч-никам грозит переделом рынка нефтеперевозок на Каспии и вызывает тревогу у работающих в регионе судоходных компаний, особенно у «Каспара», руководство которого считает, что оптимальное водоизмещение для каспийских танкеров – 13 тыс. тонн. Для разгрузки танкеров большего дедвейта в азербайджанских портах условий нет, и к созданию их там относятся без энтузиазма.
   Не исключено, что как раз после негативной реакции «Каспара» на предложение Alegratrans идея использования 63-тысячников «перебралась» на маршрут Махачкала – Нека. Теперь уже Иранская национальная компания нефтеналивного флота на паритетных началах с британской Greenoak (Alegratrans является ее дочерней компанией) намерена заказать иранской верфи «Садра» и астраханскому судостроительному заводу «Красные баррикады» 6 танкеров водоизмещением 63 тыс. тонн каждый. В рамках этих планов правительство Республики Дагестан получило предложение о создании постоянного маршрута по перевозке российской нефти из Махачкалы в Неку. Дагестанская сторона одобрила этот проект и выразила готовность оказывать всяческое содействие его реализации.
   Пока нельзя однозначно оценить шансы на успех второй попытки британцев.

   Сегодня рынок сам по себе характеризуется обострением конкуренции между пароходствами, а появление на Каспии крупнотоннажных танкеров способно лишь обострить ее.

   В целом можно сказать, что заказы и доходы компаний, действующих в области морского транспорта, судя по контрактам конкретных участников бизнеса, устойчиво растут. Но в ближайшие два-три года производственная и инвестиционная активность добывающих компаний в Каспийском регионе обеспечит судовому рынку еще более высокие темпы развития.
   При этом технически достижение поставленной цели, то есть участия Казахстана «по-крупному» в проекте Баку – Тбилиси – Джейхан при посредстве танкерного экспорта, требует значительных усилий и инвестиций в развитие морской инфраструктуры Казахстана, строительства новых портовых мощностей и транспортных судов. Не менее важной выглядит необходимость внесения изменений в тарифы объектов нового маршрута. Если этого не произойдет, то он окажется не слишком удобным и привлекательным для пользователей, а финансовые издержки повредят и деятельности компаний, и доходным статьям бюджета прикаспийских стран.

    Как было сказано в предыдущих главах, существует большая вероятность, что к 2008–2009 годам основные казахстанские операторы (Тенгизский, Карачаганак-ский и Кашаганский) резко увеличат производство, при этом трансроссийские трубопроводы сохранят свою нынешнюю пропускную способность. У Каспийского трубопроводного консорциума она составляет 28 млн. тонн в год (и может вырасти до 50, а не до 67 млн.), у трубопровода Атырау – Самара 15 млн. тонн. Казахстан намерен закрыть нефтепровод Жанажол – Орск и в принципе планирует направлять в трубу Махачкала – Новороссийск только то сырье, которое не возьмут для прокачки другие транспортные предприятия.
   И самое главное – Астана вновь откладывает на неопределенный срок давно намечаемое расширение до 25 млн. тонн в год трубопровода Атырау – Самара. А нынешние противоречия российского правительства и Chevron Texaco в условиях наращивания мощности Каспийского консорциума подталкивают западные компании к тому, чтобы перестать заниматься этим проектом.
   Если это произойдет, в 2008–2009 годах у производителей нефти в Казахстане (с учетом спроса нефтеперерабатывающих заводов страны) может оказаться примерно 27 млн. тонн сверх пропускной способности трансроссийских трубопроводов. Между тем ранее официальные казахстанские лица заявляли, что при наличии для транскаспийских перевозок 20 млн. тонн целесообразно построить морской нефтепровод Казахстан – Азербайджан.
   В сравнительно небольших объемах (несколько миллионов тонн) казахстанская нефть уже давно поступает в Баку – как сказано выше, с помощью танкерных перевозок, но для заполнения открывшейся трубы нужны объемы в десятки миллионов тонн. В силу технических ограничений...

   ...сейчас из казахстанского Актау по Каспию можно перевезти не более 10 млн. тонн нефти. Даже если весь этот объем пойдет в трубопровод Баку – Джейхан, тот будет загружен менее чем на 40%, а для увеличения мощности водного маршрута, по словам президента Государственной нефтяной компании Азербайджанской Республики Натика Алиева, понадобится не менее 3 млрд. долларов.

   Эту же цифру озвучивает российская «Независимая газета»: «Для этого (создания транскаспийской трубы. – Примеч. авт.) необходимо еще построить нефтепровод протяженностью 700 км в Казахстане, создать терминал, систему разгрузки-погрузки на азербайджанском берегу Каспия и сделать врезку в Баку – Тбилиси – Джейхан. По предварительным оценкам экспертов, система Актау – Баку обойдется в 3 млрд. долларов. Но даже при таких затратах экспортный тариф БТД для казахстанской нефти практически будет в пределах 32 долларов – именно столько тратит Казахстан на доставку нефти на Черное море. Однако выход по БТД в Средиземное море значительно сократит транспортные расходы и тем самым уменьшит себестоимость экспортируемой нефти» ^[32].
   Однако автору и многим другим экспертам представляется, что эта цифра завышена. Конечно, многое зависит от того, каким именно маршрутом пойдет предполагаемый трубопровод (через какие подводные участки), будет ли он строиться напрямую или с «заходом» в Туркмению, какие к нему предъявят экологические требования безопасности (способные увеличить капитальные затраты). Кроме того, надо учитывать инфляционные процессы и возможное продолжение падения курса доллара к основным валютам мира.
   Основная идея проекта транскаспийского трубопровода, рассмотренная еще в 1997 году компанией Fluor Daniel, предусматривает строительство из порта Актау к азербайджанскому терминалу Сангачалы (который уже полностью построен) вблизи Баку, где состоится присоединение к Баку – Тбилиси – Джейхан.
   План состоит в том, чтобы протяженность трубопровода составила 540 км, из которых 480 придутся на подводную часть. Помимо линейной части предполагается строительство одной морской платформы для промежуточной насосной станции. Стоимость проекта – не менее 1,7 млрд. долларов (но никак не 3 млрд.). Хотя траты на строительство трубы (впрочем, как и на расширение танкерных перевозок) могут довольно ощутимо возрасти в случае, если экологи сумеют заставить казахстанские власти и международные нефтяные компании платить за ущерб, причиняемый их деятельностью экосистемам на Каспии (об этом подробнее смотрите главу ниже).
   В целом вероятность строительства трубопровода пока предугадать невозможно. Казахстан, безусловно, сначала посмотрит, насколько действенно можно сработаться с закавказскими (и англо-американскими) партнерами путем экспорта своей нефти танкерами до 2008–2009 года, а может, и после 2010-го. Казахстан давно объясняет и Азербайджану, и его союзнику США, что для строительства транскаспийского трубопровода на 20–30 млн. тонн в год необходимо представить твердые доказательства долгосрочной выгодности экспорта через Кавказ (а как мы видели выше, БТC Сo. на самом деле крайне хотелось бы получить с казахстанских экспортеров тарифную плату побольше, чем со своих акционеров). Успех «подключения» во многом зависит от будущих компромиссов обеих сторон. В противном случае казахстанские экспортеры ограничатся транспортировкой 10 млн. тонн в год, что в 2010 году составит 10% от объема всей добычи нефти в восточнокаспийской стране.
   При этом то же самое можно сказать и о казахстанско-российском партнерстве. Подключится ли Казахстан к Баку – Тбилиси – Джейхан, зависит также от того, насколько ему это вообще будет надо: может так случиться, что Россия предложит Казахстану более выгодные условия и республика решит остаться со старым партнером. Что влияет на российскую позицию, мы рассмотрим в следующей главе.

    Уровень добычи нефти в России вызывает все большую озабоченность. Если в начале года правительственные чиновники говорили о том, что в 2005 году производство нефти в России увеличится на 5,0–5,8% по сравнению с 2004 годом, то по истечении первых пяти месяцев эксперты все чаще называют более скромные цифры. Так, инвестиционная компания «Тройка-Диалог» снизила прогноз роста добычи до 2,8%, а «Ренессанс-Капитал» – до 3,1%.
   Это важно, так как само строительство магистральных трубопроводов может оказаться в зависимости от темпов прироста добычи. Как стало известно из Минпромэнерго, в настоящее время в правительстве рассчитывают увеличить транзит нефти из Казахстана в европейском направлении, чтобы высвободить российские объемы для планируемого восточного нефтепровода. Но если ресурсов окажется недостаточно, России придется сократить присутствие на традиционных экспортных рынках или отказаться от ряда проектов расширения экспортных мощностей.
   Чиновники, особенно в Минпромэнерго, понимают, что опасность нехватки нефти для всех амбициозных трубопроводных проектов, продвигаемых «Транснефтью», вполне реальна, причем не в отдаленном будущем, а уже в ближайшие годы. В нефтяном балансе до 2020 года, подготовленном в департаментах министерства, имеется предложение увеличить объем транзита казахстанской нефти по трубопроводу Атырау – Самара до 50 млн. тонн в год с нынешних 15 млн. Авторы данного предложения уверены, что такая мера необходима «при реализации первой стадии проекта строительства нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО) с целью компенсации перераспределения поставок нефти из Западной Сибири в проектируемый нефтепровод». План предполагает на раннем этапе «позаимствовать» в Западной Сибири 24 млн. тонн нефти в год, чтобы заполнить трубопровод Тайшет – Сковородино.

   Такое заимствование западносибирской нефти может продолжаться по крайней мере до 2008– 2010 годов, когда ожидается, что разведанные месторождения в Восточной Сибири (Талакан, Верхне-чонское, Юрубчено-Тохомское) выйдут на проектную мощность и нефть с них будет направляться в восточный нефтепровод.

   Но произойдет ли это на самом деле и когда, пока говорить трудно. «ЮКОС», например, полностью свернул работы на Юрубченском блоке, и это не сказывается положительно на всей ситуации. Остальные компании не спешат взять на себя обязательства по добыче бывшего лидера нефтяной индустрии.
   Не спешат и чиновники Минприроды с утверждением программы лицензирования блоков в Восточной Сибири на 2005–2006 годы, реализация которой дала бы возможность быстрее оценить ресурсный потенциал всего региона. Более или менее твердо можно говорить лишь о близких перспективах выхода на проектную мощность Талака-на и Верхнечонского, однако эти два месторождения к 2010 году, по прогнозам самих недропользователей («Сургутнефтегаза» и ТНК-BP), способны дать не более 10,6 млн. тонн нефти в год.
   Складывается следующая картина: когда правительство все же решит строить восточный трубопровод, то западносибирская нефть в значительных объемах (не менее 20 млн. тонн в год) будет отправляться на восток по крайней мере до 2010-го, а скорее всего и после, то есть до 2012–2015 годов. В условиях намечающейся стагнации добычи нефти в России традиционные европейские рынки могут начать испытывать дефицит российского сырья. В этих условиях единственным средством от снижения поставок по действующим трубопроводам может стать подкачка нефти из Казахстана.
   Однако найдет ли (и захочет ли вообще находить) Казахстан ресурсы, чтобы спасти «Транснефть» от снижения объемов прокачки нефти по традиционным направлениям? Хотя объемы добычи нефти в Казахстане будут расти быстрыми темпами и к 2010 году достигнут, по средним оценкам, около 123 млн. тонн, для транзита через Россию в балансе этой страны предназначено на период с 2010 по 2020 год лишь 79,7 млн. тонн в год. Из них по имеющимся договоренностям 67 млн. должно быть направлено по трубопроводу Каспийского трубопроводного консорциума, и лишь 12,7 млн. – по трубопроводу Атырау – Самара.
   Этих мизерных объемов никак не хватает для увеличения поставок по этому направлению до 50 млн. тонн в год, как хотелось бы российской стороне. И даже если Казахстан проявит волю и найдет необходимые ресурсы, то Россия рискует попасть в зависимость от нефтяных поставок из Средней Азии, как сегодня это происходит в газовой отрасли. Снижение объема прокачки по трубопроводу «Дружба», например, немедленно приведет к росту тарифов транзитных стран по этому направлению, а также появлению альтернативных источников заполнения трубопровода.
   Что хуже: недостача нефти или большая зависимость от богатого ресурсами восточного соседа, трудно сказать. Очевидно, что в любом случае наметившаяся стагнация в добыче может иметь весьма негативные последствия для воплощения в жизнь надежд России стать еще более крупным поставщиком энергоресурсов на мировые рынки и иметь на них благоприятный для себя ценовой расклад. С другой стороны, потенциальная опасность положения может подтолкнуть российское правительство к более решительным мерам по поддержке нефтедобытчиков.
   Чиновники, судя по некоторым признакам, поняли, что необходимо срочно возвращаться к стабильной и предсказуемой инвестиционной ситуации. Без цивилизованного налогового режима и сдерживания излишнего рвения правоохранительных органов по отношению к нефтяным структурам восстановить статус-кво невозможно. Интрига заключается в том, поверят ли нефтяники в долгосрочность и искренность новых стремлений властей, особенно если последние продолжат изъятие оставшихся активов у «ЮКОСа».
   Позиция «Роснефти» и «Транснефти». Проект Каспийского трубопроводного консорциума продвинулся за счет решения вопроса об увеличении тарифа в пользу акционеров – экспортеров нефти. Их победа явила всем новую расстановку сил как внутри консорциума, так и в российской властной верхушке. До недавнего времени различные российские ведомства предлагали установить тариф в размере 38 долларов за тонну. Ведомственные сторонники этой акции оправдывали ее необходимость повышением доходности деятельности КТК для российского бюджета.
   Изначально идея повышения платы для консорциума продвигалась руководством российской трубопроводной компании «Транснефть». Оно хочет, чтобы казахстанские экспортеры активнее загружали и расширяли российские трубопроводы, от чего Астана и ее инвесторы пока воздерживаются.
   Как отмечено выше, Астана не хочет расширять трубопровод Атырау – Самара до тех пор, пока «Транснефть» не создаст банк качества, такой как в трубопроводе консорциума.

   Рост производства в Казахстане почти полностью обеспечивается за счет сортов нефти, более дорогих и конкурентоспособных, чем российские.

   Их смешение лишает казахстанцев рыночной премии и снижает спрос на продукцию. К 2015 и даже к 2010 году ценные сорта составят почти весь экспорт Казахстана. Однако «Транснефть» передала вопрос создания банка качества на рассмотрение российских пользователей, а те, конечно, не хотят тратиться на компенсацию за качество нефти.
   Поэтому Астана и не собирается расширять направление на Самару, а Россия, со своей стороны, не спешит давать разрешение на увеличение пропускной способности Каспийского трубопроводного консорциума ^[33]. Высокие тарифы для него должны направить дополнительную нефть в менее дорогие трубопроводы «Транснефти», стоимость прокачки по которым не растет уже несколько лет. Рост тарифа также уменьшил бы доход пользователей консорциума от премии за качество легкой казахстанской нефти, когда она поступает в танкер, не смешиваясь с менее ценной «urals» в российских трубах. Поскольку до недавнего времени экспортеры российской нефти не пользовались трубопроводом консорциума, потери от повышения его тарифа не затрагивали их интересы и официальный Кремль поддерживал «Транснефть» (см. табл. 9).

Таблица 9 Тарифы российских трубопроводов для казахстанской нефти, долл. ^[34]

 
   Однако в октябре 2004 года случилось важное событие: со станции «Кропоткинская» для КТК начала поступать нефть российских компаний «Сургутнефтегаз», и к ней присоединилось сырье «Роснефти», добытое в том числе в Чечне. А эта добыча по очевидным причинам тщательно опекается Кремлем. В нынешнем году поставщики российского сырья теоретически могут прокачать по этому трубопроводу до 6,5 млн. тонн. Рост тарифа для консорциума увеличил бы их затраты, поскольку стоимость транспортировки на российском участке рассчитывается как доля от общей. Поэтому нефтяные лоббисты в Москве посчитали более целесообразным предложить умеренное, а не резкое повышение тарифа.
   При этом между Россией и западными участниками существует другое принципиальное противоречие по поводу того, как должно осуществляться расширение трубопровода КТК. Споры идут не о технологической стороне проекта, а о финансово-экономической. Этот спор нужно рассматривать в контексте продолжения дискуссии о сроках и размере возмещения российского вклада в проект, получения Россией дивидендов.
   В КТК на нынешнем этапе используется схема погашения затрат инвесторов, по которой вложения частных компаний в период строительства первой очереди должны возместиться уже к 2009 году. К тому моменту должны быть возвращены кредиты банкам с учетом процентов от 1998 года. Россия же и Казахстан в основном не давали живых денег и участвовали в проекте, предоставив построенные ранее трубопроводы, насосные станции, земельные участки, на что и получили векселя. Возмещение этих активов должно по плану начаться после выхода КТК на проектную мощность. Общая стоимость векселей, включая проценты, была оценена примерно в 700 млн. долларов.

   Иностранные акционеры предлагают сегодня Москве переоценить российский вклад в сторону значительного понижения: вместо 295 млн. долларов они хотят вернуть России 148. Западные акционеры упирают на то, что вложили в реконструкцию устаревших нефтетранспортных мощностей значительные средства.

   В качестве компенсации инвесторы обещают минимизировать инвестиционное участие России, Казахстана и, возможно, Омана в проекте расширения трубопровода консорциума. Правительствам-акционерам не будет предложено участвовать в прямом финансировании из государственных бюджетов работ по расширению. Скорее всего это подразумевает, что работы будут оплачиваться за счет доходов от деятельности консорциума, то есть налогооблагаемая база для выплат в российский бюджет значительно сократится.
   Москва пребывает в одиночестве в данной дискуссии, так как Казахстан не возражает против схемы, предложенной западными акционерами. Вероятно, российские чиновники обижены из-за такой позиции на казахстанских коллег. Ведь в 2003 году, когда компания Chevron Texaco, добывающая нефть на месторождении Тенгиз для экспорта по трубопроводу консорциума, захотела финансировать проект расширения добычи за счет доходов от проекта, казахстанская сторона выступила резко против, заставив инвестора изменить схему финансирования. Попав в аналогичное положение, Москва не получает поддержки Астаны.
   Однако рационализм Казахстана полезен для России с точки зрения выбора профессиональных решений подобных проблем в нефтяной индустрии. Споря с Chevron Texaco в Тенгизском проекте, Казахстан пошел на ответные уступки. И у Москвы есть огромное пространство для лавирования, поскольку через ее территорию в 2004 году прошло почти 80% всей экспортной нефти Казахстана.

   Тем не менее сегодня официальная Астана развивает пути вывоза нефти в обход России практически во все возможные стороны: в Китай, Иран, Узбекистан, в ближайшей перспективе к средиземноморскому порту Джейхан через Турцию. Пока что эти действия не выглядят последовательными и значительными, но они резко усилятся, если проект консорциума зайдет в тупик из-за несговорчивости Москвы.

   Между тем, как сказано выше, в долгосрочной перспективе собственная нефть России на черноморском направлении экспорта вполне может иссякнуть и казахстанский транзит будет крайне необходим российским трубопроводам.
   Москве надо сделать выбор, так как кавказский транзит, например, дает возможность отправлять казахстанское сырье на качественно новых условиях. Либо без смешения в железнодорожных цистернах и танкерах и далее по трубопроводу Баку – Супса, либо со смешением с качественной азербайджанской морской нефтью в нефтепроводе Баку – Тбилиси – Джейхан. То есть Астана намекает Москве, что нашла возможность обеспечить рыночную премию, и теперь российскому правительству надо выбирать между интересами частных компаний и сборами в государственный бюджет от транзита.
   Если же российское руководство пойдет на поводу у чиновников государственной «Транснефти», то, по оценкам экспертов, доля России в поставках казахстанской нефти на внешние рынки все равно заметно упадет: с 89% в 2004 году до 79% в 2010-м и 50% в 2015-м. Хотя при этом структура казахстанского транзита останется более благоприятной для «Транснефти», чем в случае с расширением трубопровода консорциума до 67 млн. тонн в год.
   В частности, сейчас в Минпромэнерго планируют, что в 2015 году из 166,2 млн. тонн казахстанского экспорта 82,7 млн. будет следовать в Россию, в том числе 79,7 млн. транзитом в экспортные порты. Оставшиеся три предназначены для переработки на российских нефтеперерабатывающих заводах.
   Из общего объема транзита по трубопроводу консорциума на экспорт в Новороссийск уйдет 50,7 млн. тонн; по направлению Атырау – Самара – 25 млн. тонн; еще четыре будут транспортированы по маршруту Актау – Махачкала и далее по трубопроводу Баку – Новороссийск, который, вероятно, все же не сможет конкурировать с трубопроводом консорциума за азербайджанскую нефть.
   «Примирительный» сценарий, предполагающий увеличение мощности как трубопровода консорциума, так и Атырау – Самара, вероятно, мог бы устроить как «Транснефть», так и Каспийский консорциум. Однако не нужно забывать о том, что предложение Минпромэнерго сводится к увеличению пропускной способности трубопровода Атырау – Самара не до 25, а до 50 млн. тонн в год.
   Можно предположить, что чиновники подстраховываются на один из следующих случаев:
    •если тенденция на замедление темпов роста добычи нефти в России окажется долгосрочной;
    •если восточносибирские месторождения не оправдают возлагаемых на них надежд и экспорт из Западной Сибири в восточном направлении придется поддерживать в течение не менее 10–15 лет для того, чтобы окупить строительство трубопровода Тайшет – Сковородино и выполнить обязательства перед Китаем; •если в России будет реализован проект строительства Северного экспортного терминала на побережье Баренцева моря, который оттянет на себя еще не менее 50 млн. тонн нефти в год.
   Если эти опасения сбудутся, то экспортные трубопроводы «Транснефти» в направлении Приморска, а также стран Центральной и Восточной Европы будут испытывать острую нехватку нефти. В таком случае в качестве одного из вариантов решения проблемы рассматривается предложение производителям Казахстана более выгодных условий транспортировки, чем по трубопроводу консорциума.
   Не исключено, что наличием этих планов объясняется непреклонная позиция российского правительства, требующего от Каспийского консорциума значительно повысить тарифы на пользование трубопроводом. В частности, по настоянию российской стороны на заседании 1 марта 2005 года акционеры консорциума приняли решение увеличить тариф на прокачку нефти на 2,5 доллара, то есть до уровня 29,5 доллара за тонну.
   Нельзя исключать, что «Транснефть», расширив направление на Самару до 50 млн. тонн в год, предложит казахстанским экспортерам более выгодные условия транспортировки нефти, что позволит поддерживать экспортную систему в заполненном состоянии даже в случае низких темпов роста добычи нефти и реализации крупных экспортных проектов в самой России.
   На случай, если и этот план окажется недостаточным, у российских чиновников есть запасной аргумент. Они обращают внимание на заинтересованность Казахстана в поставках российской нефти в Китай по строящемуся трубопроводу Атасу – Алашанькоу в объеме 10 млн. тонн в год и предлагают увязать этот вопрос с согласием Казахстана увеличить транзит своей нефти по нефтепроводу Атырау – Самара.
   Расчет прост: отправив через Омск в Павлодар и далее в Китай 10 млн. тонн нефти, российская сторона рассчитывает получить в Самаре дополнительно до 35 млн. тонн казахстанской нефти, возможно, сократив за счет этого прокачку по трубопроводу консорциума до 25–30 млн. тонн в год.
   Однако насколько сильно можно рассчитывать на такой запасной «пряник», трудно сказать, и делать на это ставку все-таки было бы глупо, поскольку нельзя забывать о весомой альтерантиве: поставщики восточнокаспийской нефти могут в ближайшие годы увеличить свой экспорт через Кавказ, минуя Россию, без необходимости преодолевать драматичные технические трудности.
   При этом необходимость решать дополнительные транспортные задачи осложнит развитие добывающих проектов в Казахстане, отвлечет ресурсы инвесторов, уменьшит их доходы и налоги в бюджет страны пребывания.
   Этот процесс может усилить у казахстанских верхов и иностранных компаний восприятие нынешних российских властей как источника проблем, зависимость от которых необходимо минимизировать. С другой стороны, старания Астаны и ее инвесторов увеличить экспорт по альтернативным маршрутам станут для кремлевских обитателей признаком того, что Запад и соседние страны целенаправленно враждебны российской верхушке. Степень взаимного недоверия в таком случае будет возрастать реактивным образом, лишая российский транзит стратегической перспективы ^[35].

   Похоже, тянувшаяся несколько лет игра экспортеров и транзитеров, ставкой в которых были тарифы и другие условия транспортировки нефти по российским и кавказским маршрутам, подходит к концу.

   Сегодня Москве необходимо быстро и ответственно предложить поставщикам казахстанской нефти условия более выгодные, чем у владельцев Баку – Тбилиси – Джейхан. Например, более экономичный тариф. В противном случае Россия попадет в положение Украины начала десятилетия, когда российская компания «Транснефть» построила участок в обход соседней страны из-за ее тарифных претензий на одном из маршрутов.
   Более того, у России, как показывают последние события, есть самые разные способы сделать интересные предложения Казахстану. Так, стало известно, что в конце июня 2005 года Литву посетила делегация казахстанских предпринимателей, представлявшая торговый дом «КазМунайГаз» ^[36].
   После встречи с президентом Валдасом Адамкусом вице-президент «КазМунайГаза» Диас Сулейманов был очень немногословен и сказал, что целью визита является разведка – изучение возможностей инвестировать в Восточной, Центральной и Южной Европе в предприятия нефтепереработки и торговли. Одновременно с этим казахи ищут инвесторов в Европе, которые «могли бы полезно инвестировать в казахстанские нефтяные проекты».
   Со своей стороны секретарь министерства сообщений Литвы Арвидас Вайткус высказал предположение, что одной из главных практических целей этого визита будет изучение возможностей получения льготных железнодорожных тарифов на нефтеперевозки. Дело в том, что по условиям подписанного недавно с Россией соглашения о проекте 2К российская сторона согласилась в индивидуальном порядке рассматривать возможности снижения цены на транзит грузов в Клайпедский порт для третьих стран, в числу которых относится и Казахстан. Насколько это важно, свидетельствуют следующие цифры, иллюстрирующие ножницы тарифов на грузы в зависимости от порта назначения: если доставка 1 тонны нефтепродуктов от станции Янички-но до Калининградского порта стоит 19,53 евро, причем доля российского тарифа в нем 8,46 евро, то до Клайпедского порта – 31,34 евро с долей российской составляющей 22,24 евро. Даже если бы Литва и Белоруссия применяли нулевой тариф, разница в цене доставки была бы все равно почти втрое в ущерб клайпедскому направлению.

   Если российский Таможенный комитет и Литва пойдут на уступки Казахстану, это станет первым прецедентом действия соглашения 2К.

   На переговорах с премьер-министром Альгирдасом Бразаускасом представители «КазМунайГаза» высказали заинтересованность в приобретении акций Mazeikiu nafta и использовании в экспортных целях Бутингского морского нефтетерминала. Литовский премьер в принципе положительно оценил такие намерения, напомнив, однако, что Литва имеет в данном вопросе лишь совещательное слово, так как владельцем пакета является «ЮКОС», и что главное условие продажи – наличие у покупателя собственных нефтяных запасов и гарантии долговременных поставок нефти.
   Представляется вполне реальным, что российское руководство, если захочет, вполне может содействовать Казахстану и в вопросе тарифов по соглашению 2К, и даже (при соответствующей деликатности и готовности к компромиссам) по вопросу взаимодействия с «ЮКОСом» (хотя сегодня в последнее, конечно, верится с трудом). Однако наша задача обозначить, что хотя бы теоретически нужные рычаги воздействия на Казахстан есть.

   В предыдущей главе было показано, что многие планы российских чиновников совсем не обязательно могут осуществиться, так как слишком много допущений и завышенных благоприятных условий для их реализации может потребоваться, а главное, существует опасность невнимательного отношения или даже забывчивости о первостепенном факторе на Каспии. При всей своей «непрозрачности» в отдельных отраслях и конкретных проектах отдельные крупные субъекты – основные игроки – создают крайне конкурентную обстановку. В этой главе мы обсудим это более подробно в отношении Азербайджана и Грузии, ответных действий России в порту Махачкала, а также с точки зрения позиции крупных западных производителей.
   Основные тезисы следующие: Азербайджан после периода бурной дружбы с Грузией, обусловленной зависимостью от России, теперь начал стремиться понизить степень зависимости от Грузии и даже диверсифицировать свои пути экспорта настолько, насколько это возможно. При этом Казахстан Азербайджану четких и крупных обещаний не дает. Грузия, в свою очередь, тоже активно пытается развить разветвленную сеть экспортных путей, прежде всего портовую, и в этом ей, пусть не так сильно, но отчасти стал помогать Казахстан.
   Кроме того, в этой главе будет подробно рассказано об интересах по диверсификации экспортных путей ряда крупных западных компаний, так как пути через Азербайджан и Грузию являются для них главной альтернативой маршрутам через территорию России.
   Вначале об Азербайджане и Казахстане.

   Церемония открытия трубопровода Баку – Тбилиси – Джейхан больше, чем что-либо, показала, что президент Казахстана очень мудро пытается использовать многовекторную политику в экспорте нефти для получения практических выгод задолго до достижения стратегических целей.

   Когда Нурсултан Назарбаев посетил Баку, он подстегнул конкуренцию между Россией и Западом за контроль над экспортом каспийской нефти. Таким образом Астана добивается ускорения расширения Северо-Каспийского трубопровода (КТК) в России и/или получения выгодных условий транзита на Кавказе.
   Как известно, Нурсултан Назарбаев подписал в Азербайджане важные межгосударственные документы, сближающие страну с Западом, но воздержался от предоставления конкретных обязательств, не оправдав ожиданий партнеров. Главы Казахстана и Азербайджана заключили 25 мая Договор о стратегическом партнерстве и союзнических отношениях. Кроме того, эти страны, а также Грузия, Турция и США подписали Декларацию о развитии и расширении энергокоридора восток – запад (cоздание такого коридора в обход России – давняя идея Вашингтона, много потрудившегося для ее реализации и теперь близкого к успеху).
   Подписание документов было приурочено к церемонии заполнения нефтью трубопровода Баку – Тбилиси – Джейхан с пропускной способностью 50 млн. тонн в год и возможностью расширения. Назарбаев заявил по этому случаю: «В название нефтепровода Баку – Тбилиси – Джейхан надо добавить Актау». Он также высказался за строительство трубопровода от казахстанского порта Актау до Баку мощностью не менее чем на 20 млн. тонн в год. По словам премьер-министра Казахстана Даниала Ахметова, уровень прокачки может быть увеличен и до 30 млн. Правда, тут же многие другие источники, как отмечено в предыдущих главах, стали обсуждать и меньшие цифры, в том числе утверждалось, что казахстанская квота в открывшемся трубопроводе может составить только 10 млн. тонн.
   Однако соглашение о присоединении Казахстана к этому трубопроводу, вопреки прежним обещаниям Назарбаева, не было подписано. Эксперты продолжили обсуждение размера тарифа и прочих условий прокачки по нему казахстанской нефти, которое, как теперь ясно, затянется как минимум до осени 2005 года. Таким образом, Назарбаев продемонстрировал и Кавказу, и Вашингтону, и Москве политическую волю к крупномасштабному транзиту в обход России. Однако он взял паузу, чтобы добиться улучшения условий транзита через Россию и Кавказ по существующим маршрутам.

   Казахстанские эксперты обсуждают условия прокачки по трубопроводу Баку – Тбилиси – Джейхан с учетом того, что они начнутся в 2010 году, но еще более Астану волнуют на кавказском направлении и существующие проблемы, и проблемы ближайшего будущего.

   Как сказано выше, Астана добивается снижения стоимости транспортировки нефти по маршруту Актау – Дю-бенди – Батуми и выгодного доступа к трубопроводу Баку – Супса. Маршрут с пропускной способностью около 8 млн. тонн в год сейчас эксклюзивно использует Азербайджанская международная операционная компания (АМОК), акционеры которой построили Баку – Тбилиси – Джейхан и качают по нему нефть, добываемую на азербайджанском шельфе. Пока остаются надежды, что после перенаправления нефти АМОК из Баку – Супса в построенный нефтепровод в 2006 году супсинский трубопровод постепенно освободится от нефти АМОК, а его пропускная способность может быть расширена наполовину. Но, как мы обсуждали раньше, многое зависит от позиции B P, у которой своя тарифная политика, которая отчасти зависит от доступности трубопровода Баку – Супса для поставщиков нефти из Казахстана.
   Интересно отметить, что Ника Гилаури, министр энергетики Грузии, заявил, что его страна поддерживает дальнейшее использование трубопровода Баку – Супса и обещает неизменность тарифа на национальной территории. Однако Азербайджан, который станет собственником этой трубы после пуска нефтепровода Баку – Джейхан, пока не давал таких обещаний, а грузинские руководители, и прежние и нынешние, уже демонстрировали склонность менять свою позицию по условиям транспортировки углеводородов даже тогда, когда документы уже подписаны.

   Похоже, Казахстан объясняет сейчас Азербайджану, а возможно, и его союзнику США, что для строительства транскаспийского трубопровода на 20–30 млн. тонн в год необходимо представить доказательства долгосрочной выгодности экспорта через Кавказ.

   В противном случае казахстанские экспортеры ограничатся транспортировкой 10 млн. тонн в год, что в 2010 году составит 10% от объема всей добычи нефти в восточнокас-пийской стране.
   В свою очередь есть некоторые признаки того, что Азербайджан тоже, имитируя отчасти восточного соседа, пытался и пытается с начала 2005 года проявлять независимый характер и демонстрирует признаки изменения своей прежней экспортной политики. Вместо исключительной ориентации на одно направление вывоза углеводородов – через Грузию, Баку перенимает политику Казахстана, то есть начинает развивать многовекторные маршруты экспорта, чтобы не зависеть от одной транзитной страны. Эта политика может уменьшить возникшие сейчас риски для крупнейших транспортных проектов в Кавказском регионе – запуска нефтепровода Баку – Тбилиси – Джейхан и газопровода Баку – Тбилиси – Эрзурум.
   Несмотря на публичное признание приоритета БТД, крупнейшие производители нефти в Западном Каспии стараются на всякий случай развивать экспорт в обход Грузии. Так, с первого апреля оператор Азербайджанской международной операционной компании (АМОК), британская ВР, понемногу экспортирует свою нефть по трубопроводу Баку – Новороссийск, пока БТД еще не запущен для экспортных объемов. Объем прокачки составляет до 13 тыс. тонн в сутки (4,73 млн. тонн в год). Согласно своему плану добычи эта компания увеличила в нынешнем году уровень добычи на месторождениях Чираг и Азери почти вдвое по сравнению с 2004 годом, и ей не хватает пропускной способности трансгрузинского трубопровода Баку – Супса мощностью в 7,2 млн. тонн в год.
   АМОК предполагает, что в 2005 году она сможет добыть 12 млн. тонн нефти в год, в 2006-м – 21,3 млн., в 2007-м – 22,5, в 2010-м – 35, в 2012 году выйдет на уровень 50 млн. тонн нефти в год.
   Государственная нефтяная компания Азербайджанской Республики (ГНКАР), использующая сейчас трубопровод в Новороссийск, по условиям соглашения с АМОК обязана пропускать ее нефть в первую очередь. Поэтому и ГНКАР пытается изменить схему своего сбыта. Компания рассматривает возможность поставок в Иран по замещению и увеличение объема переработки сырья на местных заводах. Азербайджанцы могут также увеличить объем вывоза углеводородов через Грузию в порт Батуми, но есть признаки, что это направление не будет приоритетным.
   В последние месяцы экспорт углеводородов из Каспийского региона через Грузию становится все более рискованным.

   Примечательно, что в феврале 2005 года таможня Азербайджана задержала на границе с Грузией около 700 вагонов с различными грузами. Баку идет на острые действия против Тбилиси в энергетической сфере, поскольку между ними накопились изрядные противоречия.

   Прерывая транзит в Грузию, Баку использовал против нее тот же способ давления, который та применяет против стран, использующих ее в качестве транзитной территории. В отношении Азербайджана – при поставках энергоносителей на черноморско-средиземноморские рынки, в отношении России – при экспорте газа в Армению. Официальный Тбилиси не полностью платит за потребленные углеводороды и добивается дополнительных выгод, угрожая затруднить транзит.
   Несколько лет назад, накануне утверждения тарифа для трубопровода Баку – Тбилиси – Джейхан мощностью 50 млн. тонн в год, предыдущий грузинский лидер Эдуард Шеварднадзе потребовал в последний момент увеличить транзитный сбор для своей страны. Чтобы не допустить чрезмерного роста тарифа для пользователей трубопровода и не похоронить проект, азербайджанский президент Гейдар Алиев согласился передать Тбилиси доходы Азербайджана. При этом протяженность трубопровода в Джейхан по территории Азербайджана составляет 442 км, а Грузии – 248 км.
   Однако, получив право собирать повышенный сбор, Тбилиси плохо выполнял партнерские обязанности по проекту. Рабочие грузинских компаний, нанятые по контракту, к началу 2005 года построили грузинскую часть трубопровода лишь на 80%, тогда как азербайджанская часть была готова к тому времени на 90%. Консалтинговая компания «Ворлд Парсон» (США) сообщила, что на грузинском участке трубопровода было выявлено 1200 дефектов, тогда как на азербайджанском – 300. Устранение потребовало дополнительных затрат времени и денег, что стало одной из причин удорожания проекта на несколько сотен миллионов долларов и отставания от прежнего графика строительства на несколько месяцев. Ведь ранее предполагалось ввести трубопровод в строй летом 2005 года.
   При этом официальный Тбилиси не постеснялся сразу начать новый этап борьбы за дополнительные выгоды от мегатрубопроводных проектов каспийских инвесторов на своей территории. Сейчас эта борьба ведется вокруг проекта Южно-Кавказского трубопровода (ЮКТ), который должен пройти по маршруту Баку – Тбилиси – Эрзерум для доставки газа из азербайджанского месторождения Шах-Дениз в Турцию и Европу.

   На первом этапе пропускная способность ЮжноКавказского нефтепровода составит 8 млрд. кубометров в год, а со временем может возрасти вдвое.

   Начало строительства запланировано на 2005-й, добычи – на 2006 год. Главную роль в проекте добычи и транспортировки играют ВР и норвежская компания «Статойл», участвующие также в Шах-Денизском партнерстве по разработке месторождения.
   Грузия за то, что трубопровод пройдет по ее территории, получит 0,5 млрд. долларов, а в качестве компенсации за транзит сможет ежегодно покупать еще 1 млрд. кубометров газа по цене 55 долларов за 1000 кубометров при условии, что поставки в Турцию составят 6,3 млрд. кубометров в год. Объем прокачки может быть меньше, поскольку Анкара допускает вероятность снижения уровня закупок.
   Сегодня политическое руководство Грузии добивается от инвесторов Южно-Кавказского нефтепровода гарантий предоставления газа в оговоренном объеме независимо от объема прокачки в Турцию. Кроме того, грузинский министр государственного имущества Каха Бендукидзе предложил иностранцам приобрести национальные газовые сети для распределения шахденизского сырья на внутреннем рынке.

   Грузинские трубопроводы находятся в плохом состоянии, и стране нужен инвестор, способный вложить 300 млн. долларов в их реконструкцию.

   Этот бизнес не нужен ВР, поскольку грузинские потребители уже должны в общей сложности несколько сот миллионов долларов различным поставщикам – от Туркмении до российского «Газпрома». Выполнение грузинских требований в газовой сделке грозит ущербом не только иностранным инвесторам, но и Азербайджану. У страны снизится инвестиционная привлекательность из-за трудностей при экспорте газа, а бюджет рискует недополучать налоги, если шахденизское партнерство будет тратить деньги на добычу и терять прибыль на рынке в Грузии. Поэтому Баку нашло способы показать Тбилиси, что может ущемить его, например, прерывая раз за разом железнодорожный транзит.

   Еще недавно международному нефтяному сообществу казалось, что главную опасность для проектов трубопроводного экспорта углеводородов на Запад представляют Россия и Иран.

   Тегеран в начале десятилетия организовывал провокации на азербайджанском шельфе, Москва год назад старалась установить полный контроль над энергетической отраслью Грузии.
   Россия и Иран отрицательно относились к маршрутам через Грузию в обход своей территории и старались им помешать. Но их усилия были бесплодными, и когда кавказские партнеры остались друг перед другом, то вместо безудержного прогресса в осуществлении проектов обнаружилось следующее. Баку и Тбилиси имеют общие цели, однако противоречивые интересы, и эти прагматические противоречия создают не меньше проблем, чем стратегическое противодействие внешних сил.
   Теперь же Россия до запуска трубопровода Баку – Тбилиси – Джейхан понемногу принимает в свою систему нефть АМОК, чего не было с 2000 года, Иран ожидает сырья ГНКАР, чего не было никогда. При этом вполне возможно, что Баку собирается через год-два полностью прекратить использование трансгрузинского трубопровода Баку – Супса. В связи с этим оживает интерес к проекту четырехсоткилометрового трубопровода Баку – Тебриз в Иран.
   Очевидно, что трубопровод Баку – Джейхан останется главным связующим звеном между кавказскими соседями. Но проблемы с Грузией сделали для Азербайджана и иностранных инвесторов очевидной необходимость создания хотя бы некоторых альтернативных маршрутов экспорта. Скорее всего, эта политика поможет каспийским экспортерам защитить себя от амбиций транзитных стран независимо от того, кто они.

   «Черный ход» для вывоза нефти из региона, не имеющего прямого выхода к открытым морям, нужен не по политическим, а по коммерческим соображениям.

   Если про отношения Азербайджана как с Грузией, так и Казахстаном можно сказать, что это отношения «осторожной дружбы», имеющей свои камни преткновения, и периодически публично показывающей реальные противоречия, то в отношениях Грузии с Казахстаном в последнее время стоит отметить нарастание спокойных позитивных деловых тенденций (хотя, конечно, нельзя сказать, что эти страны союзники и доверительные партнеры).
   Видимо, в последнее время руководство Казахстана стало все четче осознавать, что портовые мощности Грузии – кратчайший путь перевалки из Каспия в Европу, и проекты в области строительства грузинской портовой дельты после непродолжительного застоя начинают привлекать инвесторов и экспортеров, в том числе и на уровне казахстанского правительства.
   В начале июня, после завершения встречи глав правительств стран СНГ в Тбилиси, премьер-министр Казахстана Даниал Ахметов и его грузинский коллега Зураб Нога-идели осматривали инфраструктуру порта Батуми. Этот порт ежегодно отправляет около 7 млн. тонн нефтеналивных грузов и теперь получает шанс на существенное расширение. Даниал Ахметов остался доволен, сообщив, что «здесь хороший выход на Босфор».
   Интерес казахстанского премьера, как отмечено в предыдущих главах, обусловлен тем, что спустя десять лет его страна планирует вывозить через Кавказ более 60 млн. тонн нефти в год – таков нынешний экспортный план правительства Казахстана до 2015 года. Тофик Мансуров, заместитель начальника Каспийского морского пароходства по экономике, уже заявил, что в 2008 году азербайджанские и казахстанские танкеры могут перевезти 50 млн. тонн нефти. Ее значительная часть будет экспортирована через грузинские порты на Черном море.
   Возможно, уже в июне компания ExxonMobil, имеющая 25% в совместном предприятии «Тенгизшевройл», начнет перевозки нефти через Грузию. Это предприятие разрабатывает месторождение Тенгиз в Атырауской области и является крупнейшим производителем нефти в стране, с перспективой сохранения этого статуса для оншорных проектов еще на многие годы. До 2001 года «Тенгизшевройл» значительную часть своей продукции экспортировал через порт Батуми, но после пуска Северо-Каспийского трубопровода, известного как КТК, прекратил кавказский транзит.
   Теперь ExxonMobil возвращается на грузинский маршрут, планируя вывезти по нему 10 млн. тонн сырья до 2010 года, говорит Арчил Концелидзе, коммерческий директор Грузинской железной дороги. По его словам, эта железная дорога заключила контракт на транспортировку этого объема нефти с одной из компаний-экспедиторов ExxonMobil. Источник в нефтяных кругах Азербайджана, по территории которого будет возить нефть ExxonMobil, сообщил, что компания собирается доставлять в Батуми ежегодно еще 2,5 млн. тонн нефти, добытой в рамках проекта Азери – Чираг – Гюнешли.
   Схожие планы имеет партнер ExxonMobil, мажоритарный акционер «Тенгизшевройла» – американский Chevron. По сведениям из компетентных источников, он планирует перевезти через Грузию в 2005–2006 годах 6 млн. тонн нефти. Позиция американских акционеров обусловлена тем, что трубопровод Каспийского трубопроводного консорциума уже прокачивает больше нефти, чем предусматривает его пропускная способность на нынешнем этапе в 28 млн. тонн в год. Расширение его до 67 млн. тонн в год затягивается, поскольку Россия не дает на него санкции, указывая на низкую выгодность для себя этого проекта.
   Однако уже со следующего года они не смогут полноценно компенсировать технические ограничения маршрута, не соответствующие удвоению добычи нефти у «Тен-гизшевройла» и продолжению роста компании. А в ближайшие два года в среднем в два раза, то есть в сумме до 4 млн. тонн, вырастет экспорт проектов «Северный Буза-чи», «Каражанбас», продолжится рост поставок компании «Мангистаумунайгаз», других производителей нефти в Атырауской и Мангистауской областях Казахстана, примыкающих к Каспийскому морю.

   Даже если расширение трубопровода Каспийского трубопроводного консорциума начнется, то Россия предполагает транспортировать по нему в 2010 году 50 млн. тонн при общем объеме казахстанского экспорта в 90 млн. В среднесрочной перспективе Грузия становится важным запасным выходом для вывоза нефти из Казахстана.

   Экспортные планы акционеров «Тенгизшевройла» и других инвесторов возрождают проекты грузинской программы создания портовой дельты, разработанной в прошлом десятилетии. Она предусматривает строительство новых портов и расширение пропускной способности существующих на линии от Батуми почти до границы с Абхазией.
   Наиболее продвинутым проектом выглядит строительство порта Кулеви на 12,5 млн. тонн в год, из них 6 млн. составит перевалка нефти. Порт сможет принимать танкеры дедвейтом 150 тыс. тонн. С 1999 по 2001 год зарегистрированная в Австрии компания «Агромайл Ойл» инвестировала более 60 млн. долларов из необходимых 150, но остановила проект из-за нехватки денег. В 2004 году к нему присоединился ряд иностранных инвесторов, привлеченных ростом добычи нефти в Каспийском регионе. Среди них «Коламбия текнолоджи корпорейшн» из США, связанная с выходцами из Грузии. Строительство оживилось, и порт должен войти в строй в 2006 году, когда начнется ощутимый рост транзита нефти из Казахстана.
   Недавно этот консорциум объявил о планах вложить 1 млрд. долларов в развитие не только Кулеви, но всей портовой и транспортной инфраструктуры Грузии. Возможно, транспортная инфраструктура, которую намерены развивать инвесторы, будет подведена к будущему порту Анак-лиа. Рассчитанный на прием танкеров дедвейтом 100 тыс. тонн, он будет отгружать первоначально до 3 млн. тонн в год, а затем может быть значительно расширен. Сейчас министерство транспорта Грузии ищет инвестора на этот проект стоимостью 450 млн. долларов.
   Кроме того, Тбилиси планирует расширить пропускную способность нефтяных терминалов Батуми и Супса, рассчитанных на танкеры грузоподъемностью в 150–200 тыс. тонн суммарно с 13 млн. почти до 26 млн. тонн в год. Мощность порта Поти, отправляющего светлые нефтепродукты, может быть расширена с 3 до 5 млн. тонн в год, для чего необходимы 90 млн. долларов. Таким образом, общая пропускная способность грузинских портов может составить к 2010 году около 40 млн. тонн жидких углеводородов в год. Но эта цифра может оказаться и меньшей, поскольку портовые проекты находятся в большой зависимости от внешних факторов.

   Планы развития грузинской портовой инфраструктуры могут быть ограничены, если Турция станет затруднять проход дополнительных объемов нефти через Босфор.

   Но эти же ограничения воспрепятствуют и вывозу «большой» казахстанской нефти, если она придет к Черному морю через Россию, в частности через Махачкалу и через трубопровод Каспийского трубопроводного консорциума.
   В этой связи интересно, как на все эти планы расширения портовой дельты Грузией реагирует Россия? Можно сказать, что помимо развития трубопровода консорциума и систем «Транснефти» федеральная власть вместе с дагестанской начала наконец в последние годы программу развития Махачкалы в качестве российского перевалочного центра на Каспии. В 2002 году Махачкалинский международный морской торговый порт перевалил 3,3 млн. тонн нефти и нефтепродуктов. Это почти в 10 раз выше показателя 1998 года.
   Однако до рекорда советских времен еще далеко.

   В начале 1980-х годов через Махачкалу переваливалось до 12 млн. тонн нефтеналивных грузов. Возможно, в перспективе удастся достичь и этого уровня – порт готовится к приему большой нефти Каспийского шельфа и ускоренными темпами заканчивает реконструкцию нефтяной гавани.

   С середины 1980-х годов из-за снижения объемов нефтедобычи в Средней Азии в Махачкалинском порту началось падение объемов перевалки нефтеналивных грузов. Уже в 1986 году они снизились до 6,7 млн. тонн и продолжали снижаться и после распада СССР, причем негативная тенденция только усиливалась, и в 1997 году был достигнут абсолютный минимум – всего неполные 34 тыс. тонн. Основными причинами, по мнению руководства порта, стали распад экономических связей между республиками, продолжающееся (на тот момент) снижение добычи нефти в Казахстане и Туркмении, необходимость загрузки этими странами собственных нефтеперерабатывающих заводов своей нефтью, а также переориентация некоторых экспортных потоков с российского на азербайджанско-грузинское направление.
   Начиная с 1998 года портовые мощности Махачкалы стали вновь востребованы. В первую очередь этому способствовал рост добычи нефти на Тенгизе и на других месторождениях Казахстана, с которыми перестали справляться имеющийся экспортный трубопровод из республики в Россию (Атырау – Самара) и железная дорога из Баку в Батуми. По второму направлению, до ввода в эксплуатацию в октябре 2001 года трубопровода консорциума, оператор тенгизского проекта «Тенгизшевройл» ежегодно экспортировал 70% всей добываемой нефти. Уже в 1999 году Махачкалинский порт пропустил около 1,3 млн. тонн нефтеналивных грузов – в 40 раз больше в сравнении с 1997 годом.
   В 2000 году «Транснефть» ввела в эксплуатацию соединительный трубопровод длиной 17 км между портом и магистральным нефтепроводом Баку – Новороссийск. Эта перемычка сразу же значительно увеличила привлекательность махачкалинского направления для среднеазиатской нефти, поскольку тариф на прокачку одной тонны нефти по трубопроводу до Новороссийска стал на 8 долларов ниже, чем транспортировка по железной дороге из Баку в Батуми.
   В 2001 году порт нарастил объемы перевалки почти вдвое относительно 2000 года – до 2,55 млн. тонн. В 2002–2004 годах перевалка в Махачкале стабилизировалась на уровне 3,3–3,6 млн. твг. Из этого объема 80% приходится на нефть казахстанского происхождения, 10% – на туркменскую.

   Сейчас через Махачкалинский порт и затем по трубопроводу в Новороссийск отгружается в месяц около 300–350 тыс. тонн среднеазиатской нефти, еще примерно такой же объем в трубе на Новороссийск занимала в 2003 году азербайджанская нефть.

   Говоря о росте объемов перевалки нефти из Средней Азии через Махачкалу, необходимо отметить два интересных момента. Российский порт с самого начала оживления своей деятельности принимает в основном высоковязкую сернистую нефть. Так, Махачкалинский порт принимает нефть с казахстанских месторождений Жанажол, Кара-жанбас, Северные Бузачи, Калакамкас. Из Туркмении в основном отгружалась нефть с месторождения Окарем.
   Для Казахстана и Туркмении экспорт через Махачкалу особенно привлекателен тем, что здесь их нефть в трубе смешивается с азербайджанской нефтью гораздо более высокого качества. Данный факт, кстати, неоднократно вызывал недовольство Баку. И именно по этой причине Азербайджан до настоящего времени отказывается от предложений «Транснефти» увеличить объемы прокачки по трубе Баку – Новороссийск в обмен на снижение тарифов.
   С точки зрения повышения качества нефти данное направление для среднеазиатских стран выгодно и без смешения с азербайджанской нефтью, поскольку в Тихорецке трубопровод Баку – Новороссийск врезается в систему магистральных нефтепроводов «Транснефти», по которой перекачивается российская нефть Urals. С другой стороны, если бы производители из Казахстана и Туркмении поставляли свою тяжелую нефть на экспорт в первозданном виде, без смешения, то найти покупателей на нее было бы достаточно сложно, поскольку в Европе мало нефтеперерабатывающих заводов, оборудование которых способно ее перерабатывать.
   Что же касается «Тенгизшевройла», то эта компания, чтобы не смешивать в Новороссийске свою очищенную высококачественную нефть с Urals и не терять значительные прибыли, предпочитала возить ее из Баку в Батуми по железной дороге. По этой же причине Каспийский трубопроводный консорциум с момента пуска своего трубопровода не принимает тяжелые сорта казахстанской нефти.

   По словам руководства Махачкалинского порта, его инфраструктура позволяет принимать качественную нефть, которую затем по железной дороге можно отправлять в российские черноморские порты.

   Однако этот маршрут не пользуется спросом из-за высоких железнодорожных тарифов в России в сравнении с азербайджанско-грузинским направлением. Перевозка тонны нефтеналивных грузов по маршруту Махачкала – Новороссийск обходится на 4–5 долларов дороже, чем по маршруту Баку – Батуми. До конца 2003 года ситуация усугублялась тем фактом, что из-за нестабильной обстановки в Чечне грузы из порта по железной дороге отправлялись обходным путем через Волгоград и Астрахань. В таком случае перевозка 1 тонны нефтеналивных грузов обошлась бы на 9 долларов дороже.
   Однако не только перечисленные факторы стимулировали рост объемов перевалки Махачкалинского порта. Существенным позитивным моментом стала его реконструкция, начавшаяся в 1998 году: российское правительство включило порт в число приоритетных строек федерального значения.
   Такое пристальное внимание к незначительному на первый взгляд объекту объясняется следующими причинами. Во-первых, порт стал одной из узловых точек международного транспортного коридора север – юг. Второй, особо не афишируемый фактор, заключается в том, что Махачкала как незамерзающий порт должна была стать новой базой каспийской флотилии ВМФ РФ взамен утраченной в Баку после распада СССР. И третий момент: Махачкала рассматривается как база поддержки морских операций, а также пункт приема и перевалки нефти для перспективных нефтегазовых проектов на шельфе российской части Каспийского моря.

   В 2003 году первый этап реконструкции нефтегава-ни подошел к концу. Практически заново построена эстакада нефтепирса – 220 м железобетонного полотна на металлических конструкциях.

   Старое деревянное полотно эксплуатировалось с 1936 года и в результате подъема уровня Каспийского моря последних лет оказалось почти полностью затоплено. Новый причал поднят на 3 м по сравнению со старым. Сейчас общая протяженность причалов нефтегавани составляет 880 м. Одновременно два причала могут обрабатывать до 5 танкеров в сутки.
   В ходе реконструкции Махачкалинский порт значительно углубил фарватер для танкеров. Эта работа не проводилась с середины 80-х, в результате чего дно занесло илом и песком. Сегодня к причалам и нефтепирсам могут подходить танкеры дедвейтом до 12 тыс. тонн с осадкой до 6 м. Эксплуатационная глубина у причалов составляет 7 м.
   Модернизация портовых сооружений затронула и другие объекты. Так, в 2002–2003 годах была реконструирована железнодорожная нефтеналивная эстакада, которая теперь позволяет одновременно обслуживать 80 цистерн. Вдвое были увеличены мощности сливной эстакады – сейчас одновременно может сливаться 60 цистерн.
   Также были увеличены емкости по хранению нефти и нефтепродуктов. В 2002 году в порту построены два новых резервуара, и в настоящее время емкость резервуарного парка порта для хранения нефти и темных нефтепродуктов составляет 150 тыс. кубометров, причем резервуары на 50 тыс. кубометров могут подогреваться. Емкости для содержания легких и тяжелых нефтей – раздельные. В случае необходимости «Дагнефтепродукт», владелец хранилищ, предоставляет емкости еще на 100 тыс. кубометров. В них в советское время находился стратегический запас Северо-Кавказского военного округа, и в настоящее время они редко используются. Кроме того, имеются емкости для масел на 45–50 тыс. кубометров, которые также редко используются с советских времен. Резервуары для хранения бензина и керосина рассчитаны на 80 тыс. кубометров, для дизельного топлива – на 100 тысяч.
   В результате проведенных работ общая производительность нефтегавани достигла около 5 млн. твг. Обновленные мощности позволили Махачкалинскому порту начать в 2003 году масштабную экспортную отгрузку нефтеналивных грузов в иранские порты Нека и Ноу-Шахр. В настоящее время реконструкция порта продолжается. Она затронет оставшиеся причалы, волнолом, будут построены новые очистные сооружения, увеличены мощности бунке-ровочного парка, наливной эстакады. По плану перевалочные мощности порта по нефтеналивным грузам должны достичь 8–10 млн. твг. Кроме того, руководство порта рассматривает возможность установки рейдовой стоянки для танкеров с большей грузоподъемностью, для чего планируется вынести в море на несколько сотен метров подводный трубопровод и причальный буй.
   Эти планы известны иностранным нефтегазовым компаниям, которые работают на Каспии и которые в перспективе учитывают потенциал порта Махачкала. Так, Северо-Кас-пийский консорциум, разрабатывающий казахстанское офшорное месторождение Кашаган, в своих планах по вывозу нефти в Европу рассматривает российский маршрут через Махачкалу в числе одного из приоритетных направлений.
   Между тем, как уже говорилось выше, Россия затягивает расширение пропускной способности трубопровода Каспийского консорциума с 28 до 67 млн. тонн в год. Интересно отметить, что многие источники в нефтяных кругах Казахстана и Азербайджана убеждены, что главная причина – не во внутренних проблемах проекта, и в частности в спорах о повышении тарифа, а в желании Москвы ограничить выход дополнительного объема казахстанского сырья к Черному морю, следовательно, не осложняя вывоз российской нефти за Босфор. Пусть это мнение и не обязательно соответствует действительности: в России, может быть, не принимается решение о расширении этого трубопровода в основном не из-за желания насолить соседям, а из чисто меркантильных соображений. Но нам важно обозначить субъективное восприятие некоторой части руководства Казахстана и Азербайджана, так как вымысел влияет на действительную каждодневную политику и в результате становится реальностью. Можно сказать с уверенностью, что уже сегодня многим каспийцам представляется, что поставки через Грузию в обход России уменьшают риски и что благодаря заблаговременно принятым мерам их экспорт не будет остановлен еще на дальних подступах.
   Тем не менее неполное осуществление портовых проектов Грузии вполне реально. Поэтому очевидно, что наибольшие выгоды и наименьшие риски получат инвесторы, первыми начавшие строительство или расширение транспортных мощностей. Скорее всего пуск Кулеви еще не создаст угрозу портовому бизнесу, но после какого-либо третьего из пяти указанных проектов риски начнут возрастать гораздо быстрее.

   Помимо национальных государств крупными игроками на Каспии, конечно, являются международные нефтяные компании.

   Они, очевидно, также активно продвигают свои интересы по диверсификации экспортных путей, и о них в этой главе будет подробно рассказано, так как пути через Азербайджан и Грузию являются одной из главных альтернатив маршрутам через территорию России.
   Помимо позиции компании B P, которая была уже рассмотрена в главных чертах в главе, посвященной тарифам, необходимо рассмотреть интересы других компаний как высказанные публично, так и проявленные не явно. Прежде всего важна позиция ChevronTexaco, так как в связи с недавними событиями по покупке Unocal влияние компании на возможный экспорт «большой» нефти из Казахстана трудно переоценить. ChevronTexaco, вторая по величине нефтяная компания США, объявила о покупке американской Unocal за 16 млрд. долларов (включая долги – 1,6 млрд.) в апреле этого года. В результате сделки ChevronTexaco увеличила объем извлекаемых запасов более чем на 15%.
   В числе наиболее привлекательных активов Unocal – его каспийские проекты: 10% участия в освоении азербайджанских месторождений Азери – Чираг – Гюнешли, 8,9% – в консорциуме инвесторов нефтепровода Баку – Тбилиси – Джейхан и 10,28% участия в нефтепроводе Баку – Супса. Таким образом, ChevronTexaco, купив Unocal, получила не только работающий добычный проект в Азербайджане с практически готовой схемой транспортировки нефти, но и возможность по более низким тарифам экспортировать дополнительные объемы казахстанского сырья, добываемого на Тенгизе. Если для этого, конечно, возникнет необходимость.
   Компания имеет богатую историю в регионе. СhevronTexaco (а точнее, Chevron) пришла на Каспий более 10 лет назад, создав в 1993 году с Республикой Казахстан на паритетной основе СП «Тенгизшевройл» для разработки Тенгиза – одного из крупнейших месторождений нефти в мире (извлекаемые запасы – 1,1 млрд. тонн). Позже к тенгизскому проекту присоединились ExxonMobil и российско-американская LUKARCO, в результате чего доля Казахстана сократилась до 20%. Сегодня «Тенгизшевройл» разрабатывает помимо Тенгиза соседнее Королевское месторождение и добывает около 13 млн. тонн нефти в год. Эта нефть начиная с 2002 года экспортируется по трубопроводу Каспийского трубопроводного консорциума, в котором ChevronTexaco принадлежит 15%. В 1997 году эта компания приобрела 20% еще в одном казахстанском проекте – Карачаганаке. На это месторождение сейчас приходится 10% казахстанской добычи жидких углеводородов – более 10 млн. твг с перспективой наращивания до 12 млн. твг к 2008 году. Из этих объемов 7–8 млн. твг стабилизированного газового конденсата предназначено для экспорта по трубопроводу консорциума, остальное перерабатывается на Оренбургском газоперерабатывающем заводе.
   Тогда же, в 1997 году, ChevronTexaco пришла в Азербайджан, подписав контракт на разведку и разработку перспективной структуры Апшерон на шельфе Каспия. Однако этот проект, в котором ChevronTexaco принадлежало 30% (50% и 20% приходилось соответственно на Государственную нефтяную компанию Азербайджанской Республики и Total), оказался, как и еще целый ряд азербайджанских проектов на Каспии, неудачным. Изначально запасы Ап-шерона оценивались в 120 млн. тонн нефти, но пробуренная в 2001 году разведочная скважина стоимостью 78 млн. долларов обнаружила лишь незначительные запасы газа. Предполагалось, что бурение второй скважины начнется в 2004 году, но ChevronTexaco и Total приняли решение выйти из проекта, выплатив Государственной нефтяной компании Азербайджана компенсацию в размере 48,5 млн. В ноябре 2003 года проект «Апшерон» был официально закрыт, и у ChevronTexaco остались лишь казахстанские добычные и транспортный проекты. В 2005 году запланированный объем добычи по проекту Азери – Чираг – Гю-нешли (на месторождениях Чираг и Центральное Азери) составляет 12 млн. тонн (см. табл. 10).

Таблица 10 Проекты ChevronTexaco и Unocal на Каспии

 
   Конечно, речь не идет о том, что ChevronTexaco купила Unocal, чтобы вернуться в Азербайджан. Однако это приобретение позволит ChevronTexaco стать одним из ключевых и влиятельных игроков в нефтяном секторе Азербайджана, укрепить позиции в каспийской нефтяной игре в целом и самое главное – осуществить приличную экономию на транспортировке, если это будет необходимо. Известно, что в проекте Баку – Тбилиси – Джейхан Unocal имел третий по величине пакет после ВР (30%) и Государственной компании Азербайджана (25%). Для ChevronTexaco приобретение этой доли едва ли не важнее, чем 10% в консорциуме AIOC, разрабатывающем месторождения Азери – Чираг – Гюнешли. В преддверии удвоения уже в следующем году добычи на Тенгизе компании, вполне вероятно, проще профинансировать долю Unocal в оставшихся затратах по нефтепроводу Баку – Джейхан, чем искать выход из тупиковой ситуации с расширением Каспийского консорциума.
   Как участник консорциума инвесторов Баку – Джей-хан ChevronTexaco получит возможность прокачивать по новому трубопроводу и азербайджанскую, и казахстанскую нефть (в которой в силу вполне возможного наличия свободных мощностей акционеры трубопровода заинтересованы) по тарифу 24 доллара за тонну. Напомним, для сторонних по отношению к пулу инвесторов компаний тариф составляет около 30 долларов за тонну в зависимости от объемов прокачки, а тариф на транспортировку по системе Каспийского консорциума в марте этого года был повышен с 27 до 29,5 доллара. Известно, например, что ежегодный уровень прокачки нефти от одного только «Тенгиз-шевройл» вначале может составить 500 тыс. тонн, а затем вырасти в несколько раз.
   Еще один очевидный плюс – выход напрямую в Средиземное море, следовательно, нет необходимости стоять в пробках на Босфоре или платить за двойную перевалку в случае использования байпасов. По неофициальным экспертным оценкам внутри компании, это должно компенсировать дополнительные затраты на доставку казахстанской нефти по Каспию в Баку (это мнение отсылает нас вновь к тематике глав, посвященных танкерному флоту и возможному строительству трубопровода из Казахстана в Баку).
   И хотя в России представители компании заявляют российским СМИ о том, что для них основным останется северный маршрут, и поясняют, что их крупнейшее в регионе месторождение, Тенгизское, напрямую подсоединено к трубопроводу консорциума, поэтому его использование наиболее экономически эффективно, что иными маршрутами будут экспортироваться только те объемы, которые из-за опережающего роста добычи не удастся перекачать через российско-казахстанский трубопровод, в реальности основная прокачка будет осуществляться туда, куда будет наиболее удобно и выгодно компании в данный момент времени.
   В действительности менеджмент компании Chevron Texaco уже давно стал оценивать пути и объемы вывоза тенгизской нефти через Кавказ еще в самом начале обсуждения способов расширения трубопровода консорциума с российскими властями. Есть негласная информация, что компания пришла к выводу, что может экспортировать по этому направлению 12 и более млн. тонн в год, в том числе по трубопроводу Баку – Джейхан, а также по другим железнодорожным и мультитранспортным маршрутам через Кавказ.

Существующие и перспективные трубопроводы

 
   Дело в том, что внутри компании ориентируются на весенние события этого года, когда на нескольких встречах министра энергетики Казахстана Владимира Школьника с главой российского Минпромэнерго Виктором Христенко было в очередной раз заявлено о готовности расширить загруженный под завязку нефтепровод консорциума, но конкретных договоренностей, включая объем и источники финансирования, так и не удалось достичь. Поэтому уже в конце марта «Тенгизшевройл» подписал первый контракт на транспортировку 2 млн. твг по нефтепроводу Баку – Джейхан.
   Наконец, часть своих объемов ChevronTexaco экспортирует через Азербайджан в направлении грузинского порта Батуми по железной дороге. Учитывая, что Unocal имел долю в нефтепроводе Баку – Супса, не исключено, что после ввода в эксплуатацию Баку – Джейхан ChevronTexaco сменит транскавказский железнодорожный маршрут на более дешевый трубопроводный: тариф на транспортировку по трубе Баку – Супса составляет для Unocal около 3 долларов за тонну.
   Другой акционер «Тенгизшевройл» – ExxonMobil из США, имеющий 25% в казахстанском совместном предприятии и чуть более 8% в азербайджанском проекте Азери – Чираг – Гюнешли, как было рассмотрено выше, не хочет качать нефть в Джейхан. ExxonMobil планирует пока использовать другой транскавказский нефтепровод: Баку – Супса на 7,2 млн. тонн в год. Доля компании в добыче азербайджанского проекта составит большей частью времени 3 млн. тонн в год. После пуска Баку – Джейхан в него, как надеются в ExxonMobil, из Супсинского трубопровода уйдет вся азербайджанская нефть (кроме ExxonMobil), и возникший люфт позволит компании подключить к Баку – Супса и тенгизскую нефть. Однако, как сказано выше, многое зависит от переговоров с компанией B P, которая может пожелать не пустить ExxonMobil на маршрут Баку – Супса. Поэтому ExxonMobil договорилась с азербайджанским холдингом Azpetrol о транспортировке части своей нефти по железной дороге до Батуми – 24 ноября 2004 года было официально объявлено о подписании пятилетнего контракта на железнодорожные поставки общим объемом до 10 млн. тонн.
   В целом «Тенгизшевройл» в настоящее время вместе с казахстанской Национальной железнодорожной компанией «Темир Жолы» занят расширением железнодорожного маршрута, связывающего промыслы компании с портом Актау. Из этого порта танкеры перевозят казахстанскую нефть через Каспийское море в Азербайджан, Россию и Иран. Эти действия оператор Тенгизского проекта – компания «Шеврон Оверсиз» – предпринимает в соответствии с планом своей рабочей группы. Она разработала альтернативные Каспийскому консорциуму маршруты транспортировки нефти, полученной благодаря осуществлению в 2003–2006 годах проектов строительства завода второго поколения и обратной закачки газа.
   Наилучшим путем признана транспортировка через Ак-тау в порты Баку и Махачкалу. Далее нефть может быть доставлена либо к Средиземному морю в Джейхан, либо к Черному морю в Батуми и/или Новороссийск.
   Первый маршрут – трубопроводный – запущен в середине 2005 года. По меньшей мере до 2008–2010 годов Баку – Тбилиси – Джейхан будет нефтедефицитным. Второй и третий маршруты – железнодорожные пути, и они уже используются другими казахстанскими экспортерами. Самое удивительное то, что перспектива растущего экспорта «Тен-гизшевройла» через Кавказ может превратить батумское направление в трубопроводное: ряд источников заявляют, что эксперты операционной компании рассматривают план восстановления трубопровода Батуми – Хашури на 10 млн. тонн в год для сокращения транспортных расходов.
   Еще один крупный казахстанский оператор «Карачага-нак Петролеум Оперэйтинг Компани» в составе: Agip (Италия), «Бритиш Гэс» (Соединенное Королевство), Chevron Texaco и «ЛУКОЙЛ» дал недавно знать, что, если необходимо, будет вывозить добытую продукцию не только трубопроводным транспортом, но и морским. А такие акционеры Северо-Каспийского консорциума, как Agip, Total (Франция), «Инпекс» (Япония), специально купили в общей сложности 12,5 % в «БТД-Компани», чтобы иметь возможность доставлять в Джейхан нефть, добытую на казахстанском месторождении Кашаган.
   Показательной в этом смысле является совсем недавняя новость от компании Total ^[37]. 24 июня 2005 года стало известно, что Total активно изучает место возможного строительства нефтетерминала на азербайджанском побережье Каспия. Об этом сообщил заместитель министра транспорта Азербайджана Муса Панахов. По его словам, компания разрабатывает программу строительства терминала. «Total пока не обращалась к нам по этому вопросу. Компания сама будет заниматься вопросами строительства терминала. Он будет служить для перевалки нефти, транспортируемой из стран Центральной Азии», – сказал Муса Панахов. Компания также изучает весь маршрут транспортировки нефти, в том числе и по железной дороге. По мнению экспертов, существующие мощности в Азербайджане – два терминала компании Azpetrol и терминал Middle East Petrol – не в состоянии принять все потоки нефти, которые пойдут в Азербайджан из Казахстана. Часть этой нефти будет закачиваться в трубопровод Баку – Тбилиси – Джейхан, другая – транспортироваться, как и прежде, по железной дороге в грузинские порты.
   Таким образом, участники почти всех крупных казахстанских нефтяных проектов хотя бы частично связывают планы своего экспорта с кавказским и средиземноморским направлениями. Они хотят обеспечить себе альтернативу российскому транзиту, и если эти усилия окажутся значительными и долгосрочными, то они смогут повлечь за собой крупномасштабные изменения в экспортной инфраструктуре Каспийского региона.

   В предыдущей главе была рассмотрена вероятность транспортировки большой нефти из Казахстана через Закавказье, и, как показывает анализ, она вполне реальна. Что же будет с нефтью в том случае, если она пойдет не только через Баку – Тбилиси – Джейхан, но и через восточное побережье Черного моря? Ведь она точно так же, как и в случае с трубопроводом консорциума, столкнется с проблемой транспортировки через Босфор. В этой главе мы рассмотрим более подробно эту тему и связанные с ней рассуждения нефтяных компаний, а также реакцию российских и казахстанских экспортеров.
   Первые упоминания об опасностях, связанных с плаванием через пролив Босфор (наиболее узкая часть), дошли до нас из греческой мифологии. Длина пролива составляет 33,4 км при ширине в самом узком месте 700 метров, каждое судно вынуждено по крайней мере 12 раз менять курс. Этот маршрут изобилует излучинами, отмелями, подводными скалами и опасными течениями, для супертанкеров это один из самых сложных и напряженных маршрутов в мире.

   Ежегодно через Босфор и Дарданеллы проходит 50 тыс. судов, каждое восьмое – танкер.

   Официальные лица в Анкаре заявляют, что за последние три года число танкеров, проходящих через проливы, выросло наполовину. За последние 50 лет в зоне проливов было почти 500 чрезвычайных происшествий, 40 из них отнесены к серьезным. Только за 1983–1993 годы здесь произошло 167 крупных аварий. Серьезный инцидент случился в марте 1994-го при столкновении танкера Nassia с сухогрузом Ship Brouker. В результате погибли 34 человека, начался пожар, из-за разлива нефти образовалась громадная нефтяная пленка. Пролив закрывали на несколько дней.
   29 декабря 1999 года в проливе Босфор из-за сильного штормового ветра потерпел аварию российский танкер «Волганефть-248» с 4,3 тыс. тонн мазута, принадлежащий частной московской компании. Под ударами поперечных штормовых волн корпус судна раскололся пополам в полутора милях от пригорода Стамбула. Из отсеков, поврежденных в результате разлома судна, в море вылилась почти тысяча тонн мазута. Один человек погиб. Последний раз движение в Босфоре было перекрыто в середине марта 2005 года, когда в результате шторма там затонул сухогруз, везший цистерны со сжиженным газом (которые пришлось вылавливать) ^[38].

   В 1936 году была принята Конвенция Монтре, создавшая правовую базу для регулирования транспортных потоков через проливы. Основной задачей конвенции на тот период было решение вопроса свободного прохождения через проливы военных судов западных государств и СССР.

   Она вообще не преследовала цель ограничения коммерческого судоходства, о чем свидетельствуют отсутствие контроля коммерческих судов и символические, строго ограниченные тарифы за санитарный контроль, использование навигационного инвентаря. Сейчас в конвенции участвуют 11 государств: Австралия, Болгария, Великобритания, Греция, Италия, Кипр, Румыния, Россия, Турция, Франция и Югославия. Турция против расширения состава участников конвенции, и поэтому за бортом остались Украина, Грузия, Молдова, а также восточносредиземно-морские и балканские государства. В январе 1994 года правительство Турции в одностороннем порядке приняло документ «Регулирование морского судоходства в проливах Турции и районе Мраморного моря», регламентирующий новый порядок прохода через проливы. Как известно, международные бессрочные конвенции о свободе судоходства в проливах могут изменяться только с согласия всех государств, их подписавших. Однако необходимо отметить, что изменившиеся за многие годы реалии в регионе, естественно, неучтенные в конвенции, дали повод Турции трактовать их по-своему. Это касается судоходства в Мраморном и Эгейском морях, габаритов судов и их эксплуатационно-технических характеристик – обо всем этом в конвенции нет ни слова.
   Турецкие нововведения коснулись, во-первых, кораблей длиной свыше 200 м – они должны проходить проливы в светлое время суток и обязательно с турецким лоцманом (это, как правило, танкеры, большие сухогрузы или военные корабли Черноморского флота). Во-вторых, турецкие власти пытаются проводить досмотр торговых судов, прежде всего танкеров, на предмет их соответствия национальным и международным эксплуатационно-экологическим стандартам. В-третьих, введены штрафы и другие санкции за несоблюдение этих стандартов вплоть до отправки судна обратно, ограничения стоянки (заправки) в примыкающих портах и так далее. В-четвертых, для проблемных судов и грузов стоимость лоцманской проводки и портовой стоянки повышены в несколько раз.
   В мае 1994 года Международная морская организация (International Maritime Organisation, или ММО, являющаяся органом ООН), первоначально созданная для регламентации судоходства и к тому времени уже расширившая свою юрисдикцию на судоходные каналы и экологию судоходства, откликнулась на турецкую инициативу своим документом. Эта организация хотя и смягчила большинство пунктов турецкого «Регулирования судоходства» (отсутствие штрафов и наказаний), но вместе с тем включила ряд небесспорных турецких положений. Это касается главным образом приостановки и воспрепятствования вхождению кораблей, не удовлетворяющих требованиям прохождения проливов. Капитаны российских судов получили указание выполнять инструкции международных организаций по габаритам кораблей.
   При этом большинство стран – соседей Турции, в том числе Россия, Украина, Болгария, Греция, Кипр, регулярно высказывали через своих представителей в этой организации недовольство поддержкой политики Турции относительно проливов. Но попытки России и Греции аннулировать наиболее спорные турецкие правила потерпели крах не без поддержки главного союзника Анкары – США. Многие государства – соседи этой страны не выполняют ряд требований Турции и Международной морской организации, поскольку считают их незаконными, нарушающими Конвенцию Монтре. (Например, в настоящее время турецких лоцманов используют не более 40–50% кораблей, хотя при этом большая часть всех происшествий приходится на суда, не использующие лоцманов.) Впрочем, это вызвано и тем, что полное выполнение требований к судоходству в проливах невозможно из-за отсутствия спутниковой системы контроля движения как на берегу, так и на многих кораблях. С 1998 года для кораблей длиной 250–300 м с опасным грузом на борту в Босфоре введено одностороннее движение и новые правила транзита через проливы для танкеров, такие как запрет прохода этих кораблей в ночное время для обеспечения экологической безопасности Стамбульского мегаполиса. А с октября 2002 года длину кораблей с опасным грузом на борту в Босфоре «урезали» еще до 150–200 м.
   Существуют разные, в том числе взаимоисключающие мнения насчет пропускной способности Босфорского пролива. Так, турецкие эксперты полагают, что при транспортировке нефти танкерами она ограничивается 75– 85 млн. тонн в год. При этом реальность показывает, что проливы могут пропустить и больше: по данным аналитика по нефти инвестиционной компании «Никойл» Льва Сныкова, через Босфор только в 2003 году прошло 135 млн. тонн нефти. По мнению же президента компании «Транснефть» Семена Вайнштока, пропускная способность пролива может достигать 200 млн. тонн нефти в год без экологического ущерба для пролива ^[39].
   Тем не менее в обозримом будущем возникали и, по всей вероятности, будут возникать как физические ограничения на поставки нефти через Босфор, так и утрата конкурентоспособности этих поставок из-за роста стоимости транспортировки, связанного с ограниченным дедвейтом судов и дополнительными страховыми сборами, вызванными возрастанием экологических рисков.
   Существуют четыре группы направлений сокращения грузооборота, предъявляемого к проходу через Босфор:
   • запуск нефтепровода Баку – Джейхан, направляющего поток каспийской нефти минуя акваторию Черного моря;
   • поставка каспийской нефти в Восточную Европу через западное побережье Черного моря;
   • уменьшение или ликвидация «противотока» нефтепродуктов из Средиземноморья;
   • строительство байпасов – трубопроводов, обходящих Босфор.
   При этом следует отметить, что риски экологических катастроф определяются не столько объемами грузооборота, сколько интенсивностью судоходства и дедвейтом отдельно взятого танкера – ведь при аварии разливается не вся нефть, проходящая по проливу в течение года, а лишь ее часть, содержащаяся в танках конкретного судна. Как бы то ни было, не важно почему, но Турция, контролирующая Босфор и Дарданеллы, давно уже хочет ограничить растущий танкерный трафик, который угрожает миллионам людей, живущих по их берегам.
   После пика простоев в январе – феврале 2004 года туркам удалось несколько снизить напряженность, оптимизировав управление проходом судов. Но опыт той зимы заставляет экспортеров нефти из Новороссийска задуматься над запасом мощностей по хранению сырья. Тогда из-за штормов в самом порту, туманов на Босфоре и административных ограничений судоходства в проливах Новороссийск, береговые мощности по хранению которого расширять уже практически некуда, буквально «заливался». Приходилось, как, кстати, и зимой 2003 года, останавливать прокачку по трубопроводу Каспийского консорциума. Более того, источники, близкие к нему, говорили и о приостановке в этой связи добычи на Тенгизе ^[40].
   Однако ограничения на проход танкеров не были сняты, и с октября 2004 до начала 2005 года простои возобновились и периодически повторялись. По прогнозам ТНК-ВР и ряда других нефтяных компаний и экспертов, к 2008 году средняя продолжительность простоев достигнет 15–25 дней, а рост издержек будет еще выше из-за кумулятивного эффекта на стоимость фрахта (день фрахта супертанкера стоит порядка 25 тыс. долларов) и ограниченного рынка танкеров. Это ощущается уже сейчас. Если в 2002 году рыночная стоимость фрахта танкера по маршруту Новороссийск – Аугуста составляла 4,5 доллара за тонну, то в 2004 году она выросла до 12 долларов. При этом базовая ставка фрахта осталась практически неизменной —на уровне около 5,5 доллара.
   Как же реагируют на эти ограничительные условия по транспортировке Босфора российские и казахстанские экспортеры? Тем более что у России (а значит, в некотором смысле и у Казахстана, как партнера и соседа России) уже имеются альтернативные Черному морю пути экспорта, прежде всего через Приморск. Действительно, после запуска мощного нефтяного порта в Приморске балтийское направление экспорта нефти стало в России, можно сказать, приоритетным – в минувшем году через три терминала в Финском заливе ушло на экспорт 58 млн. тонн неф-тегрузов. Однако Черное море, которое было основным направлением российского нефтяного экспорта в течение нескольких десятилетий, не отошло на второй план и не собирается сдавать позиции.

   В 2004 году через порты Краснодарского края было отгружено на экспорт без малого 100 млн. тонн нефти и нефтепродуктов из России и прикаспийских стран, в основном Казахстана. Учитывая имеющиеся планы развития, можно утверждать, что в ближайшее время Черное море не уступит лидерство в Балтике, а крупнейший черноморский нефтепорт Новороссийск – Приморску.

   Через терминал «Шесхарис» на окраине Новороссийска в 1999 году ушло 27,8% всей российской экспортной нефти и почти 56% экспортных поставок через морские терминалы. 1999 год выбран не случайно: это был последний год, когда для экспорта нефти использовалась только инфраструктура, сформированная в советское время. На море нефть тогда переваливали на российских терминалах в Новороссийске и Туапсе, в Одессе на Украине и в Вентс-пилсе в Латвии. В последующие несколько лет заработали терминалы в Бутинге (Литва) и Южном (Украина), в При-морске и Южной Озерейке (Каспийский трубопроводный консорциум), прекратилась прокачка нефти на Вентспилс, наконец, стремительно вырос экспорт сырья по железной дороге через порты стран бывшего СССР, не подключенные к трубопроводной системе «Транснефти».
   Новороссийский терминал «Транснефти» до прошлого года удерживал абсолютное первенство по перевалке нефти с трубы на воду ^[41]. В 2001–2003 годах «Черномортранс-нефть» инвестировала более 100 млн. долларов в модернизацию и расширение мощности местного перевалочного комплекса. В результате только объем трубопроводного экспорта через Новороссийск вырос наполовину – с 30 млн. тонн в 1999 году до 45 млн. в 2003-м. В июле 2004 года в преддверии своего 40-летнего юбилея нефтебаза «Шесхарис» поставила рекорд, загрузив за месяц в танкеры 4617 тыс. тонн нефти (в пересчете на год это соответствует мощности 55 млн. тонн).
   При этом надо отметить, что в прошлом году появился новый лидер трубопроводного экспорта – терминал Балтийской трубопроводной системы в Приморске. Хотя в целом по итогам 2004 года по системе «Транснефти» через Новороссийск ушло на экспорт 49 млн. тонн нефти, а через Приморск лишь 44,6 млн., тем не менее после запуска на полную мощность второй очереди этой системы осенью 2004 года балтийский порт вышел на первую позицию. Впервые При-морск превысил рубеж в 4 млн. тонн ежемесячной отгрузки нефти в сентябре, а в октябре прошлого года преодолел рубеж в 4,3 млн. тонн в месяц. Для нефтебазы «Шесхарис» этот рубеж не является недосягаемым, однако в осенне-зимний период Новороссийск всегда снижает объем перевалки из-за штормов. В результате с ноября 2004 года согласно статистике «Транснефти» Приморск опережает Новороссийск.
   С января 2005 года Приморск переваливает уже 4,6– 4,7 млн. тонн, так что рекорд Новороссийска продержался недолго.

   Ближайший ориентир Приморска – 5 млн. тонн в месяц – будет достигнут в 2006 году, когда Балтийская трубопроводная система выйдет на пиковую мощность в 60 млн. твг.

   Приморский терминал «Транснефти» стал первым проявлением настоящего бума проектов по перевалке нефти и нефтепродуктов в Ленинградской области. В наиболее продвинутой стадии сегодня находится проект «ЛУКОЙЛа» в Высоцке – в прошлом году там началась отгрузка. Значительно увеличил свои пропускные мощности Петербургский нефтяной терминал. Кроме того, несколько терминалов на территории нефтяного района нового порта в Усть-Луге и нефтепродуктовый терминал в Приморске, план которого разрабатывается «Транснефтепродуктом», достигли стадии подготовительных работ. Однако маловероятно, что новые терминалы на Балтике начнут функционировать раньше 2007 года. Если к этому моменту, как обещают российские чиновники, железнодорожные тарифы на перевозку нефтегрузов к российским и зарубежным портам существенно сблизятся, то некоторые проекты так и останутся на бумаге – они просто не выдержат конкуренции с терминалами стран Балтии, уже окупившими капиталовложения и имеющими возможность осуществлять демпинг.
   При всем том ажиотаж уже сделал свое дело. В 2004 году через российские терминалы на Балтике было отгружено около 60 млн. тонн нефтегрузов, еще примерно столько же ушло через порты стран Балтии. В нынешнем году через Санкт-Петербург, Приморск и Высоцк планируется перевалить около 70 млн. тонн. С большой долей уверенности можно утверждать, что к 2007 году на этом направлении из России будет уходить на экспорт не менее 90 млн. тонн нефтегрузов. В эту цифру входит перевалка до 60 млн. тонн нефти через терминал «Транснефти» в При-морске, около 25 млн. тонн преимущественно нефтепродуктов сможет отгрузить в Петербургском нефтяном терминале и «ЛУКОЙЛ».

   Стремительный рост перевалки в российском секторе Балтики не смог (по крайней мере до сих пор) поколебать позиции черноморского направления экспорта. В 2004 году через порты Черного моря было отгружено на экспорт более 130 млн. тонн нефтяных грузов (в том числе около 105 млн. тонн нефти), из них 100 млн. – через российские порты.

   Как сказано выше, главной проблемой на пути неф-тегрузов c Черного моря в Западную Европу является ограниченная (во многом усилиями правительства Турции) пропускная способность пролива Босфор. С рядом оговорок, но все-таки можно сказать, что большое количество экспертов склонны считать политику Анкары в отношении Босфора в определенной степени конъюнктурной и направленной в первую очередь в адрес нефтедобывающих компаний Казахстана в надежде убедить их перенаправить значительную часть экспорта нефти в новый трубопровод Баку – Тбилиси – Джейхан.
   Так или иначе, но борьба за транзит каспийской нефти долгие годы оказывает самое серьезное влияние на грузопотоки в регионе. Если 15 лет назад Россия была единственным экспортером нефти в Черноморском бассейне, то в 1996 году из 46 млн. тонн нефти, отгруженной на экспорт через терминалы Новороссийска, Туапсе и Одессы, 3,5 млн. пришлось на казахстанскую нефть. В прошлом году Казахстан поставил транзитом через Россию на экспорт уже более 40 млн. тонн нефти, из них около 33 млн. было отгружено в черноморских портах. При этом 20,4 млн. тонн было прокачано по трубопроводу Каспийского консорциума к терминалу в Южной Озерейке, 7,6 млн. ушло в украинский порт Одесса, а через российский терминал в Новороссийске было отгружено всего 3,75 млн. тонн. И тут есть один парадокс.

   Хотя Россия по-прежнему заинтересована в казахстанском транзите, самые эффективные направления экспортных поставок – через Новороссийск и Туапсе – «Транснефть» отдает отечественным компаниям.

   А вот на одесском направлении казахстанская нефть сегодня составляет 84,4% объема перевалки. Более того, российские компании, чтобы увеличить объем экспорта, разработали схему сдачи нефти в недозагруженный трубопровод Каспийского консорциума в рамках квоты России. В 2004 году российский экспорт через терминал в Южной Озерейке превысил 2 млн. тонн нефти, в нынешнем году объем поставок планируется увеличить.
   Интересная ситуация складывается и с транзитом через Россию азербайджанской нефти. В середине 90-х Россия боролась за то, чтобы основной поток экспортной нефти АМОК, консорциума, разрабатывающего месторождения Азери и Чираг, пошел по маршруту Баку – Новороссийск. В 1999 году этот маршрут заработал, однако не стал основным: АМОК параллельно создал систему транспортировки нефти из Баку до порта Супса в Грузии, а затем начал строить Баку – Джейхан – трубу для «большой» каспийской нефти. В 2004 году через Новороссийск прошло транзитом 2,8 млн. тонн азербайджанской нефти, еще 6,3 млн. АМОК экспортировал через Супсу. В 2005 году консорциум планирует начать поставки нефти на Джейхан, но при этом не собирается снижать загрузку трубопровода Баку – Супса, а Государственная нефтяная компания Азербайджана недавно передумала сокращать поставки своей нефти через Новороссийск.
   Такое развитие событий Россию, кстати, вполне устраивает, так как при полной загрузке нефтепроводов, идущих к Новороссийску из района Поволжья, нефтепровод Баку – Новороссийск остается недозагруженным, в то время как терминал в Новороссийске может принимать дополнительные объемы с этого направления. Не имея возможности полностью отказаться от транзита казахстанской нефти через Новороссийск (Россия связана обязательствами по межгосударственному договору с Казахстаном), «Транснефть» старается его минимизировать, одновременно увеличивая пропускную способность терминала.
   Однако в рамках имеющейся инфраструктуры резервы практически исчерпаны. Дальнейшее увеличение перевалки можно обеспечить за счет строительства второго глубоководного причала пропускной способностью до 30 млн. твг, которое готов взять на себя Новороссийский морской торговый порт, а также строительства второго тоннеля для трубопроводов через горный хребет от нефтебазы «Грушо-вая» до нефтебазы «Шесхарис». Однако чтобы поставить в Новороссийск дополнительно хотя бы 15 млн. твг, необходимо значительное развитие всей системы нефтепроводов из Западной Сибири, на что «Транснефть» пока не готова.
   Здесь приходит на помощь железная дорога. Модернизация железнодорожных сливных эстакад на станции Гру-шовая, проведенная в 2003 году параллельно с увеличением резервуарного парка одноименной нефтебазы с 500 до 800 тыс. кубометров, позволила резко увеличить железнодорожные поставки. В 2004 году «Черномортранснефть» приняла по железной дороге и перевалила на воду 7,85 млн. тонн нефтегрузов, в том числе 5,8 млн. – нефти. Таким образом, суммарный объем перевалки нефтеналивных грузов через нефтебазу «Шесхарис» в прошлом году составил почти 57 млн. тонн, включая 54,8 млн. тонн нефти.
   Говоря о перевалке нефтегрузов через Новороссийск, нельзя не упомянуть еще об одной компании, работающей в Западном грузовом районе порта Новороссийск и носящей нетипичное для «нефтянки» название: «Комбинат Им-портпищепром». Много лет это предприятие занималось перевалкой жидких пищевых грузов, в частности виноматери-алов, но в 90-е годы его грузооборот сократился до минимума. В 2002 году Новороссийский порт нашел инвестора – швейцарскую компанию Progetra, которая взялась за организацию на базе «Комбината Импортпищепром» терминала по перевалке на экспорт дизельного топлива. После проведения модернизации наливной эстакады и причалов в 2003 году Progetra запустила транспортную схему, включающую доставку продукции Омского нефтеперерабатывающего завода «Сибнефти» по системе «Транснефтепродукта» до пункта налива «Никольское», транспортировку по железной дороге в цистернах, принадлежащих Progetra, в порт Новороссийск и перевалку с колес в танкеры. В 2004 году через терминал «Импортпищепром» было перевалено 3,4 млн. тонн дизельного топлива. Таким образом. общий объем перевалки нефтегрузов через терминалы Новороссийска в прошлом году превысил 60 млн. тонн – тот рубеж, на который Приморск планирует выйти только через год.
   Если же учесть, что организационно терминал Каспийского трубопроводного консорциума в Южной Озерейке находится в зоне ответственности морской администрации порта Новороссийск, то суммарный показатель Новороссийского транспортного узла по нефтеналиву превысил 82,5 млн. тонн. А ведь в 2005 году консорциум планирует перевалить 32,5 млн. тонн нефти – на 10 млн. больше, чем в 2004-м, и в дальнейшем увеличивать грузопоток до 67 млн. твг.
   Старается не отставать от Новороссийска в планах развития и Туапсинский порт, через терминалы которого в прошлом году прошло 14,5 млн. тонн нефтегрузов, включая 4,8 млн. тонн нефти, поставленных «Транснефтью». Из 9,7 млн. тонн нефтепродуктов, отгруженных на экспорт ОАО «Роснефть-Туапсенефтепродукт», 3,4 млн. составляет продукция Туапсинского нефтеперерабатывающего завода, а еще 6,3 млн. поступило в порт по железной дороге. Осенью 2004 года «Туапсенефтепродукт» завершил очередной этап модернизации, расширив резервуарный парк до 337 тыс. кубометров и построив новую двустороннюю сливную эстакаду на 48 цистерн, рассчитанную на перевалку до 5 млн. тонн нефти или до 2 млн. тонн мазута в год. Параллельно идут дноуглубительные работы, которые позволят увеличить дедвейт принимаемых танкеров с 45 до 100 тыс. тонн. За счет указанных мероприятий «Туапсенеф-тепродукт» рассчитывает нарастить объем перевалки до 12 млн. твг, что увеличит общую мощность Туапсинского порта по нефтеналиву до 17 млн. твг.
   Наконец, говоря о российском секторе Черного моря, надо вспомнить проекты по перевалке нефтегрузов на Таманском полуострове. Небольшой терминал компании «СТЛ-трейдинг» в порту Кавказ в 2004 году обеспечил перевалку 2,1 млн. тонн нефти и около 400 тыс. тонн дизтоп-лива. В 2006 году ожидается пуск первой очереди терминала компании «Таманьнефтегаз» у мыса Железный Рог, рассчитанного на перевалку 3 млн. тонн мазута и 1 млн. тонн сжиженных газов. А в перспективе терминалы нефтеналивного порта Тамань будут перегружать на экспорт свыше 30 млн. тонн нефтегрузов.

   К 2007 году Ленинградская область не сможет догнать Краснодарский край по объему перевалки неф-тегрузов, так же как Приморск не сможет догнать по этому показателю Новороссийск. Экспортеры (до сих пор) все же предпочитают теплые черноморские порты.

   При всем том в российском Минпромэнерго (и других профильных министерствах) лежат, по некоторым сведениям, около 12 разных проектов трубопроводов в обход проливов. Тема эта давняя, и в разное время фаворитами были то одни проекты, то другие. Относительно реалистичны из них следующие:
   • самый короткий (75 км) байпас – из Черного в Мраморное море, расположенный к востоку от Босфора;
   • более длинный (около 200 км) байпас, также проходящий исключительно по турецкой территории и расположенный к западу от Босфора между черноморским городом Кыйикей и глубоководным портом Ибрикба-ба (имеющим выход в Эгейское море);
   • еще более длинный (320 км) обходной путь, пролегающий по территории двух сопредельных с Турцией государств между городами Бургас (Болгария) и Алек-сандруполис (Греция), также выводящий байпас в Эгейское море;
   • самый длинный (1100 км) из вариантов обходных босфорских нефтепроводов, проходящий от болгарского Бургаса к албанскому порту Влёра транзитом через территорию третьей страны – Македонии;
   • наконец, обходной босфорский нефтепровод, который изначально был запланирован не для поставок нефти из акватории Черного моря вовне, а для поставок нефти извне в Черноморскую акваторию, а именно – для поставки ближневосточной нефти через территорию турецкой Анатолии на проектируемый украинский импортный терминал в Одессе для дальнейших поставок по трубопроводу Одесса – Броды и дальше по нефтепроводу «Дружба» в Европу. При этом предполагалось сначала построить около 300 км новой трубы от нового же терминала на черноморском побережье Турции вблизи Самсуна на юг до города Кириккале. Затем предполагалось построить еще один новый нефтепровод протяженностью около 500 км от Кириккале до Джейхана параллельно существующему трубопроводу, поставлявшему в этот порт иракскую нефть. Понятно, что в случае осуществления этого проекта он сможет работать и в том и в другом направлении.
   Самым перспективным около двух лет назад считался проект Кыйикей – Ибрикбаба ^[42]. По плану нефть с терминалов Ибрикбабы планировалось в основном экспортировать на вечно голодный американский рынок. Это естественное желание сдерживалось невозможностью захода океанских танкеров в проливы. Возможности же порта на Эгейском море позволяют, по идее, обслуживать большегрузные суда. По расчетам турецких предпринимателей, после строительства этого нефтепровода время доступа нефти из черноморских портов в американский Хьюстон сократилось бы на 11 дней, а стоимость перевозки тонны сырья снизилась на 7 долларов ^[43]. По подсчетам турецких бизнесменов, труба из Кыйикея в Ибрикбабу должна была стоить 443 млн. долларов, в «Транснефти» называли сумму в 900 млн.
   Однако недавно руководство «Транснефти» заявило о том, что отказывается рассматривать этот проект. Возможно, в политических кругах сочли нецелесообразным доверять эту стратегическую трубу турецкой земле (имея горький опыт с «Голубым потоком»), еще больше усиливая влияние Анкары на транзит каспийской нефти. Остановились на российско-болгарско-греческом проекте Бургас – Александруполис, но об этом и о конкурирующем с российскими планами проекте Одесса – Броды более подробно в следующих главах.

   В этой главе мы рассмотрим историю и перспективу главного сейчас с точки зрения официальной Москвы трубопроводного маршрута в обход Босфора: Бургас – Але-ксандруполис. Похоже, что с этим проектом строительства нефтепровода в обход Босфора и Дарданелл происходит то же, что и с Каспийским трубопроводным консорциумом. Долгое время три государства – Россия, Казахстан и Оман – несколько лет не могли договориться ни о финансировании, ни об условиях строительства, пока наконец за дело не взялись частные корпорации, по-настоящему заинтересованные в налаживании экспорта нефти по новому маршруту. Они и решили все проблемы проекта, и теперь хотя бы обсуждают расширение годовой мощности нефтепровода с 28 до 67 млн. тонн (правда, российское правительство, сохранившее себе долю в Каспийском консорциуме, как водится, опять вставляет этой инициативе палки в колеса).
   У проекта Бургас – Александруполис похожая судьба. Варианты строительства трубопровода множились на протяжении уже 11 лет, однако практически все они зарождались в умах правительственных чиновников, и отсутствие интереса со стороны самих экспортеров заранее обрекало их на провал. Пойдя в свое время наперекор здравому смыслу, украинские власти осуществили один из таких проектов – нефтепровод Одесса – Броды, но никто из нефтяников не захотел тогда пользоваться этим маршрутом, пока ТНК-ВР не предложила реверсировать трубу и качать по ней российскую нефть в направлении того же забитого танкерами Босфора. Маршрут Бургас – Александ-руполис через Болгарию и Грецию позволит транспортировать нефть из России и стран СНГ, минуя пролив Босфор. Кроме разгрузки Босфора данный нефтепровод открывает дорогу российской нефти на рынки Европы, США и Азиатско-Тихоокеанского региона.
   Проект строительства нефтепровода Бургас – Алексан-друполис был изначально инициирован в 1994 году рядом российских и греческих компаний. Среди инициаторов проекта ОАО «Газпром», ОАО НК «ЛУКОЙЛ», ОАО НК «Роснефть», ТНК-BP, ОАО АК «Транснефть». Хроника развития проекта была следующей ^[44].
   В 1998–1999 годах во главе с «ЛУКОЙЛом» инициаторы и потенциальные грузоотправители активизировали работу по продвижению идеи строительства нефтепровода, создав в 2000 году трехсторонний российско-болгарско-греческий рабочий комитет. В декабре 2001-го вопрос о строительстве нефтепровода через болгарскую территорию впервые был поднят на высшем уровне во время визита Президента России Владимира Путина в Грецию.
   В 2001 году компанией ILF было разработано детальное технико-экономическое обоснование строительства нефтепровода, а по заказу «Роснефти» и «ЮКОСа» она же выполнила базовый дизайн, детальный анализ рынка и финансовую модель проекта. Согласно обоснованию предполагалось, что на первоначальном этапе мощность трубопровода составит 15–23 млн. тонн в год с перспективой увеличения до 35 млн., протяженность трубы – около 300 км (неопределенность с точной цифрой протяженности маршрута в дальнейшем вызвана проблемами с отводом земель). Помимо этого проект трассы Бургас – Алек-сандруполис мог быть осуществлен только в тот момент, пока им интересовался «ЛУКОЙЛ». Российская компания хотела использовать будущий трубопровод для снабжения нефтью перерабатывающих заводов в Болгарии и Греции. Однако затея с покупкой греческого нефтеперерабатывающего завода не осуществилась, и «ЛУКОЙЛ» тогда вновь потерял интерес к выходу на Александруполис.

   Весной 2002 года Россия, Греция и Болгария подписали межправительственное соглашение о создании консорциума и согласовали доли участия сторон. В течение 2003 и большей части 2004 года ситуация вокруг нефтепровода находилась в состоянии стагнации. Согласно официальной версии причиной была несогласованность позиций по вопросу о размере тарифа на прокачку нефти.

   Однако в реальности все сорвалось из-за разногласий по поводу долевого участия и механизмов финансирования. Москва добивалась для себя таможенных и налоговых льгот, но ей до последнего времени не уступали. Проблема была в том, что Москва претендовала на льготы при ввозе материалов и оборудования и пониженные портовые сборы, а также распределение долей в капитале консорциума по строительству в зависимости от вклада участников. В этом случае доля России преобладала бы, поскольку нефть и строительство шли бы из России, но до недавнего времени Болгария и Греция считали, что у участников должно быть по 33,3% акций.
   Однако затем в апреле 2004 года правительства Болгарии и России принимают решение о строительстве нефтепровода. Потенциальным инвесторам болгарские власти обещают поддержку при получении разрешений, лицензий и концессий при реализации проекта. Бургас – Александ-руполису был присвоен статус «приоритетного проекта для национальной и региональной трубопроводной инфраструктуры».
   В начале ноября 2004-го Россия, Греция и Болгария парафировали меморандум о принципах строительства нефтепровода. В первой половине декабря этого же года в ходе встречи между Президентом России Владимиром Путиным и премьер-министром Греции Константиносом Караманлисом намерение продвигать проект нефтепровода Бургас – Александруполис было включено в текст совместного плана действий на 2005–2006 годы.
   В конце января 2005 года Россия, Греция и Болгария создали инициативную группу из ряда компаний, перед которой была поставлена задача предоставить возобновившему деятельность трехстороннему рабочему комитету технико-экономическое обоснование проекта. В феврале 2005 года координатором инициативной группы компаний стала ТНК-ВР ^[45]. При этом изменился и состав участников проекта. С российской стороны в группу вошли также «Стройтрансгаз» и «Промышленно-инвестиционная компания „ТИСЭ“, с греческой – Hellenic Petroleum, Latsis Group и Prometeus Gas. Болгария для участия в группе предварительно определила Универсальный терминал „Бургас“ ^[46].
   9–10 марта 2005 года трехсторонний комитет одобрил представленное инициативной группой компаний технико-экономическое обоснование проекта. 12 апреля 2005 года между правительствами России, Болгарии и Греции был подписан меморандум о сотрудничестве, который устанавливает основные тарифы на уровне менее 1 доллара за баррель. Также меморандум устанавливает параметры налогообложения для трубопровода.
   Вернуться к идее трансбалканского нефтепровода в 2004 году заставили сразу несколько факторов. Во-первых, появились основания полагать, что нынешние высокие цены на нефть – явление долговременное, и затраты на транспортную инфраструктуру окупятся сравнительно быстро. Во-вторых, немалую роль тут сыграла политика турецких властей, которые все больше ужесточали и ужесточают правила навигации в Босфоре. Танкеры с нефтью вынуждены дожидаться своей очереди на проход через пролив несколько дней, и стоимость фрахта бьет нефтяников по карману ^[47]. В-третьих, «ЛУКОЙЛ» в результате приобрел активы в Болгарии, а в феврале 2005 года стало известно, что компания начала получать солидную прибыль по своим все более расширяющимся активам в Болгарии.
   Как было сказано представителями «ЛУКОЙЛа»: «Компанию вдохновляют, в частности, хорошие результаты, показанные в 2004 году ее болгарским нефтеперерабатывающим заводом в Бургасе: чистая прибыль предприятия составила 200 млн. долларов, притом что с конца 1990-х „ЛУКОЙЛ“ инвестировал в это предприятие 700 миллионов» ^[48].
   Данный факт подтверждает, что компания, которая известна своей лояльностью Кремлю, крайне внимательно относится к вопросу развития и своим интересам по переработке, сбыту и транспортировки нефти в этом регионе.
   Процесс по Бургасу – Александруполису возобновился, когда в ноябре 2004 года правительства России, Болгарии и Греции подписали очередной меморандум о принципах строительства нефтепровода. Наученная горьким опытом со стороны Греции Болгария (видимо, поддержанная тайно Россией), не особо рассчитывая на успех, подписала одновременно и другой меморандум – об участии в строительстве нефтепровода Бургас – Влёра через Македонию и Албанию.
   Инициатором этого проекта выступает американское правительство, создавшее компанию-оператора Albanian-Macedonian-Bulgarian Oil Pipeline Corporation (AMBO). Его мощность также может составить 35 млн. тонн нефти в год, правда, протяженность – 912 км, а стоимость – около 1,2 млрд. долларов. При этом в AMBO уже заявили, что 900 млн. долларов для реализации проекта готовы предоставить Opic и ExIm Bank. Остальное – компании, работающие в Каспийском регионе, к примеру, Chevron Texaco, которая по Каспийскому трубопроводному консорциуму поставляет свою нефть из Тенгиза в Новороссийск. Однако очевидно, что только этого сырья для заполнения трубопровода не хватит, и болгарские информационные агентства уже заявляли, что за счет американской компании нефтепровод может быть заполнен лишь на четверть.
   Однако сейчас побеждает проект Бургас – Александ-руполис – скорее всего, греки пошли на уступки.
   Вернувшись за стол переговоров по инициативе Виктора Христенко, в ноябре 2004 года российско-болгарско-греческий комитет доработал и парафировал политический меморандум. Была представлена работоспособная модель проектного финансирования, которая позволила предложить тариф, конкурентоспособный по отношению к транспортировке через проливы. Более того, правительства Греции и Болгарии в принципе согласились установить специальный налоговый режим для реализации проекта и оказать содействие в получении грантов.
   Инициаторы подвергли ревизии первоначальную оценку капитальных затрат, сделанную в 2001 году, и размер тарифа на прокачку. Изменился подход к финансированию, увеличились сроки кредита, учтено снижение мировых процентных ставок (LIBOR 3% вместо 6%) (см. табл. 11).

Таблица 11 Оценка капитальных затрат и тарифов ^[49]

 
   По актуализированным расчетам, капитальные затраты выросли по сравнению с оценками 2001 года (703 млн. евро для мощности 35 млн. тонн в год и 810 млн. евро для 50 млн. тонн в год). Выше стали и расчетные тарифы, которые для двух вариантов мощности брались тогда равными 3,07 и 2,5 доллара за тонну.
   При этом участники инициативной группы много раз подчеркивали, что их расчеты основаны на самых консервативных предположениях. В ходе реализации проекта, утверждают они, экономические параметры маршрута будут улучшены. Источниками снижения капитальных затрат, по их мнению, являются привлечение местных подрядчиков, выбор наиболее короткого маршрута, а также отказ от бэтчинга (последовательная прокачка разных сортов нефти). Имеются резервы для снижения и эксплуатационных расходов, такие как страховая премия и организация тайм-чартера или собственного челночного маршрута.
   Следующие параметры уже намечены, хотя и будут уточняться в процессе переговоров с правительствами Греции и Болгарии:
   • ставка роялти не превысит 1 доллара за тонну в каждой из двух стран, что в сумме даст не более 2 долларов за тонну для всей трассы;
   • законодательно предстоит закрепить отказ от двойного налогообложения;
   • предстоит отменить ввозные и вывозные пошлины для транзитных партий нефти;
   • следует снизить НДС на оборудование и материалы, ввозимые для строительства трубопровода;
   • надо отменить дополнительные портовые сборы на терминалах в Бургасе и Александруполисе;
   • проекту потребуется специальный режим административного обслуживания, чтобы сократить сроки получения лицензий и сертификации;
   • необходимо содействие двух правительств в выделении государственных земель и приобретении земель у частных владельцев.
   В соответствии с уже готовым обоснованием инициаторы предлагают построить трубопровод с проектной протяженностью трассы 280 км, диаметром 36 дюймов с двумя насосными станциями. В систему войдет терминал в Бургасе с возможностью приема танкеров грузоподъемностью до 150 тыс. тонн и хранилищами нефти на 450 тыс. кубометров. В Александруполисе намечается смонтировать выносное причальное устройство для приема танкеров грузоподъемностью до 300 тыс. тонн, а на берегу – нефтехранилище на 650 тыс. тонн.
   Начальная мощность трубопровода планируется на уровне 35 млн. тонн в год с возможностью увеличения до 50 млн. Предусмотрена технология бэтчинга, последовательной транспортировки нефти разных сортов, хотя сейчас от нее, видимо, откажутся.
   Ориентировочная стоимость проекта строительства нефтепровода (с учетом роста стоимости стали) – порядка 783 млн. евро. Правительство Греции уже обещало предоставить проекту грант на сумму 100 млн. евро. Соотношение заемных и собственных средств планируется как 80:20. Срок кредита – 16 лет с отсрочкой по выплатам на два года. Внутренняя доходность проекта – 15%.
   Проект отличают низкие политические риски, поскольку маршрут проходит по территории двух государств – членов Евросоюза и имеет правительственную поддержку. Риски технического и технологического характера также сведены до минимума, поскольку документация проработана международной компанией ILF и дополнительно подвергнута экспертизе специалистами «Гипротрубопровода».
   Хотя экологические риски, особенно в районе Алексан-друполиса, требуют дальнейшего анализа на этапе реализации, финансовые риски невелики. Реализация проекта в зоне ЕС и правительственная поддержка обеспечивают ему высокий кредитный рейтинг.

   По оценке российской рабочей группы, годовой эффект для российской нефтяной отрасли за счет разницы в стоимости транспортировки по трубопроводу и через турецкие проливы составит около 1 млрд. долларов, а дополнительный косвенный эффект для российских экспортеров – 200–500 млн. долларов в год (если нефть пойдет на рынки США и Азии, то снизятся поставки в Европу, где российские поставщики страдают от дисконтирования).

   Однако нельзя сказать, что у проекта нет недостатков. Помимо достоинств есть и свои подводные камни. Предполагается, что, взяв на себя значительную часть расходов, оцениваемых в 800–900 млн. долларов, российские компании смогут претендовать на контрольный пакет акций будущего нефтепровода. Однако требование контроля над стратегическим нефтепроводом, проходящим по территории двух суверенных государств, до сих пор не вполне отвечает представлениям правительств Греции и Болгарии о проекте. Именно по вопросу о разделе акционерного капитала участники могут не достичь единства, столь необходимого России.

   Кулуарная торговля и вытягивание льгот и уступок друг у друга, пусть уже не на принципиальном, но вполне серьезном среднем уровне, будет продолжаться еще долго.

   Кроме того, небезвредным может оказаться присутствие в группе «Транснефти». Ее руководство не переставало твердить, что маршрут Бургас – Александруполис экономически невыгоден и вряд ли осуществим. И, как сказано выше, «Транснефть» до недавнего времени лоббировала альтернативный вариант – фракийский нефтепровод по турецкой территории. Хотя по этому вопросу позиция компании сейчас и изменилась, этот партнер может изрядно уменьшить шансы трансбалканского проекта, на словах выступая в его поддержку.
   Третье препятствие – конкуренция с другими инфраструктурными начинаниями. Правительство пока не может понять, хватит ли в России нефти, чтобы заполнить проектируемый трубопровод Тайшет – Перевозная, пока в Восточной Сибири не разведают и не освоят новые запасы. «Транснефть» всячески старается дискредитировать идею строительства экспортного терминала в районе Мурманска, опасаясь, что у нее не хватит нефти для Балтийской трубопроводной системы с терминалом в Приморске. За нынешние и будущие объемы экспорта уже идет нешуточная борьба, и расширение экспорта через Черное море может серьезно подорвать перспективы строительства других нефтепроводов.
   Некоторые сомнения в реалистичности инициатив российских нефтяников вызывает и другой фактор. Действенной и публичной готовности участвовать в продвижении трансбалканского проекта пока не высказывают те, кому он мог бы пригодиться в первую очередь: партнеры по Каспийскому трубопроводному консорциуму и другие экспортеры из Казахстана.

   Именно перспективы бурного роста экспорта нефти из этой страны, а также из Азербайджана заставляют российские нефтяные компании пускаться на поиски новых экспортных путей через Мурманск и Тихий океан.

   На средиземноморских рынках им будет трудно тягаться с каспийской нефтью и по качеству и себестоимости, включая транспортные издержки. Может получиться так, что, проложив на свои средства трубопровод в обход Босфора, Россия в чем-то проиграет.
   Во-первых, не исключено, что себестоимость российской нефти, доставленной с двумя дополнительными перевалками в Средиземноморье, будет неоправданно высокой по сравнению с казахстанской нефтью, которая пойдет напрямую по освободившемуся Босфору. Во-вторых, и через новую трубу может пойти в основном нефть Казахстана, которая окажется более востребованной на средиземноморских рынках. А сбор денег за транзит – вовсе не обязательно достаточное утешение для нефтяных компаний России.
   Совокупность перечисленных факторов не дает пока возможности со стопроцентной уверенностью говорить о конечном успехе проекта Бургас – Александруполис. Одним из возможных объяснений «проталкивания» этого проекта со стороны российского Минпромэнерго может быть желание как-то повлиять на иностранные корпорации в Казахстане, которые грозят сейчас вообще лишить Россию транзитной нефти и отправить ее по новому маршруту через Азербайджан. Но здесь нужно учитывать тот фактор, что при определенных обстоятельствах в обозримом будущем Бургас – Алексадруполис может получить еще одного конкурента, на этот раз со стороны Украины: проект Одесса – Броды. Об этом в следующей главе.

   В этой главе будет рассмотрена тема возможного влияния Украины на казахстанский экспорт, в частности история и перспектива проекта Одесса – Броды и взаимосвязь нефтегазовых сфер двух стран, а также роль ЕС в этих вопросах. Дело в том, что украинские чиновники в последнее время неоднократно заявляли, что необходимо снизить долю России в импорте энергоресурсов. Аналогичные планы и у многих других стран Восточной Европы и СНГ, тем более что их политические цели совпадают с директивами Евросоюза, предписывающими ограничить 25% долю крупнейшего поставщика энергоносителя. Для реализации подобных задач могут быть созданы и конкурирующие российским путям трубопроводные маршруты.
   Нужно заметить, что Украина, не обладая серьезными запасами собственных топливных ресурсов, давно сидит на скамейке аутсайдеров нефтяного рынка, находясь практически в полной зависимости от российских бизнесменов, которые не только являются основными экспортерами углеводородов в эту страну, но и владеют большинством украинских нефтеперерабатывающих заводов. Демарш против российских нефтетрейдеров, предпринятый в мае 2005 года правительством Юлии Тимошенко, привел к тому, что Украина оказалась перед угрозой политического кризиса, а премьер-министр – на грани отставки. Спешно взявшись искать альтернативные пути импорта нефти, Юлия Тимошенко заявила о необходимости увеличения объемов покупки казахстанской нефти, а также проведения переговоров с правительством Туркмении.
   Однако отношения с туркменским лидером Сапарму-ратом Ниязовым у новой украинской власти в последнее время не складываются положительно. Достаточно вспомнить скандал вокруг повышения отпускной цены на газ, когда Ниязов, буквально шантажируя Киев, заставил «Нафтогаз Украины» покупать природный газ по 58 долларов за тысячу кубометров против прежних 44. (После этого, кстати, украинская сторона сообщила, что не будет пересматривать действующие условия расчетов за транзит российского газа по своей территории, хотя ранее заявляла об этом ^[50].)

   Казахстан, уже давно имеющий нефтяные экономические интересы на Украине (к примеру, еще в 1999 году он приобрел 20% акций Херсонского нефтеперерабатывающего завода), своей заинтересованности в развитии энергетических отношений с этой страной никогда не скрывал (но и четко никогда не подтверждал).

   В этом смысле нефтепровод Одесса – Броды с вариантом его продолжения до польского Гданьска мог бы стать одним из перспективных совместных проектов.
   Построенный в 2001 году нефтепровод Одесса – Бро-ды ^[51]в конце 2004 года по решению правительства Виктора Януковича, поддержавшего предложение российско-британской нефтяной компании ТНК-ВР, начал прокачивать нефть в реверсном режиме. Нефть шла не с Каспия в Польшу, как было изначально запланировано в технико-экономическом обосновании проекта, а из России на нефтеналивные терминалы в Черном море для последующего экспорта через Босфор.
   Нынешние украинские власти, находившиеся до недавнего времени в оппозиции, отстаивают необходимость поиска страной альтернативных источников энергоресурсов и на протяжении прошлого года подвергали негативному анализу и жесткой критике многие международные проекты, связанные с Россией: экспорт электроэнергии с украинских АЭС в Россию, дополнительный протокол по ценам на туркменский газ, газотранспортный консорциум. Но наиболее резко сторонники Виктора Ющенко критиковали идею реверсного использования нефтепровода Одесса – Броды и настаивали на необходимости реализации первоначального замысла проекта с прокладкой трубы по территории Польши до Плоцка.

   С приходом Ющенко и Тимошенко к рычагам управления перспективы создания и прямого использования магистрали Одесса – Броды – Плоцк находят необходимую политическую и финансовую поддержку.

   С момента вступления в должность новый президент Украины Виктор Ющенко неоднократно заявлял, что поддерживает использование нефтепровода Одесса – Броды для транспортировки каспийской нефти на Запад. Так, например, в ходе визита в Польшу в январе 2005-го Ющен-ко уверил, что сможет произвести обратный реверс нефтепровода. Польша, в свою очередь, приветствовала возможность получать нефть не из России: политики в Варшаве до сих пор полагают, что Москва пытается использовать поставки энергоносителей как средство давления на страны Центральной Европы.
   А 4 февраля 2005 года стало известно, что Европейский инвестиционный банк готов финансировать расширение украинского нефтепровода Одесса – Броды на территорию Польши. «Если это входит в интересы стран-членов (ЕС), банк профинансирует подобный проект», – сказал Душан Ондре-чика, представитель ЕС по финансированию долгосрочных проектов. В дополнение к этому премьер-министр Польши Марек Белка заявил, что обсудит вопросы, касающиеся поставок нефти через нефтепровод Одесса – Броды в Гданьск, в ходе визита в Киев, намеченного на конец февраля 2005 года. Польская Gazeta Wyborcza оценивает стоимость расширения нефтепровода в 500 млн. евро (648,4 млн. долларов).

   В июле 2004 года операторами нефтяных магистралей – государственными компаниями «Укртранс-нафта» и польской PERN Przyjazn – была создана украинско-польская компания «Сарматия». Планировалось, что подготовка технико-экономического обоснования будет продолжаться около полугода, после чего в течение года «Сарматия» будет привлекать инвесторов.

   Непосредственно строительство участка Броды – Плоцк будет длиться около трех лет и обойдется в 450– 500 млн. евро.
   Пока вследствие отсутствия реально и быстродействующих альтернатив не стоит ожидать мгновенного аннулирования договоренности по реверсу Одесса – Броды. Но очевидно, что при Юлии Тимошенко в должности премьер-министра Украины, считающей ТЭК своим коньком и ориентированной, как и Ющенко, на евроинтеграцию, а также в результате успешного инвестирования в проект расширения трубопровода Одесса – Броды и продления его до Плоцка, второй евразийский нефтетранспортный коридор в обход России может стать реальностью в течение ближайших двух-трех лет.
   В начале апреля 2005 года Ющенко предложил провести конференцию с участием представителей Украины, Польши, Казахстана и США для выработки единой стратегии осуществления трубопроводного проекта Одесса – Броды – Плоцк – Гданьск (его пропускная способность прогнозируется в 45 млн. тонн в год). Ведь в нынешнем виде, начинаясь в одесском порту, трубопровод сейчас ведет в никуда, в неведомые Броды. Чтобы сделать нефтепровод инвестиционно интересным, его необходимо продлевать до Гданьска ^[52].
   Между тем изначальное назначение трубопровода – доставлять в Европу легкую, в основном каспийскую нефть без смешения с менее ценной смесью Urals, что происходит сейчас на большинстве транзитных маршрутов. Главное препятствие – недостаточный интерес экспортеров, обусловленный неясностью транспортных тарифов планируемого украинско-польского трубопровода.
   Сейчас условия для возрождения проекта Одесса – Гданьск значительно улучшились. Экспортеры легкой казахстанской нефти из месторождений Тенгиз, Карачага-нак, Кенкияк и других, со следующего года начнут быстро наращивать свою добычу, но они уже столкнулись с политическими трудностями транзита через Россию, о которых говорилось выше.
   Однако чтобы добиться реальных результатов, Киеву необходимо доказать экспортерам, что украинский транзит коммерчески выгоднее российского. Для осуществления проекта нового украинского транзита Киев намерен создать международный консорциум для строительства и управления трубопроводом, а также предложить поставщикам несколько вариантов осуществления этого транспортного проекта. Украина прорабатывает три основных варианта осуществления проекта прокачки каспийской нефти, которые можно обозначить как минимальный, максимальный и средний.
   Первый вариант предусматривает не продолжение трубопровода до Плоцка, а строительство нефтеперерабатывающего завода в Бродах. Не против него нынешний премьер-министр Украины Юлия Тимошенко. «Если мы еще немного поработаем и, наконец, увидим ресурсы каспийской нефти, тогда уже можно будет принять решение. Либо строить продолжение трубопровода на Польшу (это хороший вариант), либо перерабатывать у себя – тоже не худший выход, так как это – производство, рабочие места, дешевые нефтепродукты, хороший экспорт», – говорит она ^[53]. Такой завод может быть создан как совместное предприятие национальных нефтяных компаний Украины и Казахстана: «Укрнафты» и «КазМунайГаза». Такое предприятие станет экспортировать произведенные нефтепродукты по железной дороге в страны Восточной Европы и Германию, а транспортные затраты экспортеров ограничатся доставкой до Брод ^[54].
   Однако украинские нефтеперерабатывающие заводы в настоящее время покупают нефть примерно на 15% дешевле, чем в Восточной Европе, и на 20% дешевле, чем в Германии, в связи с чем конкурентоспособность нового украинского завода может оказаться под вопросом.
   Второй вариант предполагает сооружение линии Броды – Плоцк для соединения с существующими трубопроводами. Затем сырье должно доставляться в порт Гданьск и оттуда на балтийский, североморский и скандинавский рынки. Цены в этой более холодной части Европы всегда несколько выше, чем на юге, что обещает продавцам большие доходы. Однако необходимость доставлять нефть до Гданьска, нести дополнительные расходы на портовую перевалку и морские перевозки делают очень высокой транспортную составляющую затрат.
   Третий вариант основан на том, что трубопровод будет продолжен. Но нефть предполагается доставлять не в Гданьск, а ответвлениями на польские, чешские и германские нефтеперерабатывающие заводы. Таким образом, транспортные затраты окажутся ниже, чем при прокачке сырья до Балтики, а экспортеры получат возможность выбора покупателя, чего лишены при строительстве завода в Бродах. Этот вариант также не лишен недостатков, так как восточноевропейские предприятия привыкли получать скидки на закупку российской нефти, поступающей по трубопроводу «Дружба».
   Тем не менее Украина настойчиво ищет компромисс между интересами поставщиков и потребителей нефти. Перечень вариантов использования трубопровода можно расценивать и как стремление Киева создать себе поле для маневра при выборе партнеров и условий сотрудничества. Например, первый вариант минимизирует роль Польши и может стать главным, если она будет недостаточно решительно поддерживать украинский проект. Тогда как второй и третий варианты предоставляют Варшаве большие коммерческие возможности. Украина приготовилась и к поиску компромисса, и к давлению на своего ближайшего союзника Польшу.

   Необходимость давления на Варшаву обусловлена тем, что экономика транзита по маршруту из Одессы в Европу выглядит пока неустойчивой.

   В последние годы Казахстан экспортирует через Украину 8 млн. тонн нефти в год трубопроводным транспортом и еще 2 млн. по железной дороге. Это небольшие объемы, притом что страна продает более 50 млн. тонн в год. Но основную долю Казахстана в украинском транзите составляют поставки в Одессу и Гданьск (по трубе «Дружба»), что указывает на объективную заинтересованность казахстанских поставщиков в этих отправных пунктах.
   Перспективность нового маршрута для экспортеров легкой каспийской нефти основана на том, что он позволяет избежать ее смешения в трубопроводах российской компании «Транснефть» с сырьем марки Urals. Это смешение лишает экспортеров не менее 3 долларов на каждый баррель. То есть если легкая нефть пойдет по маршруту Одесса – Гданьск на рынки без смешения, то продавцы каспийского сырья получат рыночную премию в размере 20– 25 долларов на тонну.

   Сторонники трубопровода Одесса – Плоцк планируют, что он будет перекачивать нефть, поступающую из российских и грузинских портов.

   Но при использовании нового украинского маршрута доставка сырья до Брод может стоить достаточно дорого, если будут применены тарифы, планируемые в данный момент Киевом (см. табл. 12).

Таблица 12 Предлагаемые тарифы на маршруте Одесса – Броды ^[55]

 
   При этом качество нефти может не иметь решающего значения. На большинстве действующих маршрутов рыночная премия от несмешения с менее качественной Urals не компенсирует рост транспортных затрат, возникающий при перенаправлении каспийской нефти из системы «Транснефти» на другие маршруты (см. табл. 13). Поэтому финальный размер тарифа от Одессы в Европу с учетом будущего участка Броды – Плоцк, зависящий от Польши, крайне важен для экономики всего маршрута. Единый украинско-польский тариф может либо обеспечить ему конкурентоспособность, либо сделать невыгодным для каспийских экспортеров.

Таблица 13 Транспортные затраты для каспийской нефти ^[56]

    **При сохранении тарифа 29,5.
 
   Москва не позволяет акционерам Каспийского трубопроводного консорциума расширить его пропускную способность до желательного для них уровня. Российская трубопроводная компания «Транснефть» не хочет создавать банк качества на своих магистралях, чего требует «КазМунайГаз».

   Несмотря на экономические проблемы, пока что Украина улучшает свои шансы на осуществление трубопроводного проекта до Плоцка в значительной степени благодаря слишком жесткой политике России в переговорах об условиях транзита большой казахстанской нефти.

   В результате, как сказано выше, казахстанская компания воздерживается от расширения трубопровода Атырау – Самара, где и происходит смешение казахстанской нефти с Urals, с 15 до 25 млн. тонн в год. А Каспийский консорциум не спешит принимать решение об увеличении объема прокачки с 28 до 67 млн. тонн в год, как планировал ранее. По этим причинам Россия к 2010 году рискует лишиться почти 50 млн. тонн транзитной казахстанской нефти в год.
   В свою очередь Украина способна получить значительную часть этого объема для маршрута Одесса – Гданьск из существующей портовой инфраструктуры Грузии: Батуми, Супса, Поти и планируемых морских терминалов этой страны. Ведь возникающий дефицит транспортных мощностей и усложнение проблем с прохождением Босфора несколько снижают значимость фактора затрат на перевозку и перекачку нефти по украинско-польскому маршруту.
   Киев способен добиться успеха при достижении всего трех условий. Во-первых, ему необходимо установить единый тариф на украинско-польском пути из Одессы в Европу, приемлемый для экспортеров. Второе условие: неизменность транзитной политики Москвы, игнорирующей интересы каспийских экспортеров. Сегодня оба эти условия выглядят вполне реальными, хотя и не обязательно долговечными.
   О третьем условии – позиции Казахстана поговорим подробнее. В этой связи показателен недавний визит Виктора Ющенко в Астану. Его основная цель – получить твердое согласие Казахстана по гарантированным поставкам нефти – по сути, так и не была достигнута. Украинский вариант скалькировал вариант белорусский, когда с приехавшим в Астану Александром Лукашенко подписали лишь рамочный протокол о поставках нефтепродуктов, ничего не пообещав конкретно. Как тогда, так и сейчас разговоры о нефти свелись к общим словам и примерным цифрам, без какой-либо конкретики. Более того, Нурсултан Назарбаев явно дал понять, что все решения в этой сфере в отношении Украины будут приниматься только в рамках Единого экономического пространства и при участии России. Ведь идея создания Единого экономического пространства с участием России, Казахстана, Белоруссии и Украины принадлежит президенту Назарбаеву, известному своей любовью к разного рода интеграционным процессам. Если бы не революция на Украине, это объединение уже начало бы действовать. И насколько Украина сумеет склонить Назарбаева к своей «евроинтеграционной» любви, непонятно. Скорее всего, если уж что-то не заладится в отношении нефтяного экспорта между Россией и Казахстаном, то последний выберет закавказские пути экспорта, а не украинские.
   Однако абсолютной катастрофой для украинских планов по направлению потоков азербайджанской и казахстанской нефти через турецкий Босфор стало сделанное почти сразу же заявление Турции о том, что она не позволит никакого транзита нефти из Средиземного моря через Босфор в Одессу. Новым ударом по украинской утопии стало широко растиражированное мнение западных экспертов о том, что поддерживаемое Западом строительство железной дороги из Азербайджана в Турцию Баку – Тбилиси – Ахалкалаки – Карс создаст возможность перенести транспортировку нефти с маршрута Босфор – Дарданеллы на сушу по маршруту Баку – Карс.

   В этой главе будет рассмотрен главный восточный путь для возможного экспорта из Казахстана – в Китай. Будет представлен анализ энергетической стратегии Китая и ее воплощение в Казахстане, а также перспективы строительства трубопроводов между двумя странами.

   Энергетическая политика Китая сформулирована лаконично: поиск всех возможных источников энергии в стране и за рубежом.

   В политике энергетической безопасности и ресурсо-обеспечения Китая заложены два важных направления – получение доступа к запасам в различных регионах мира и диверсификация импорта не только по источникам, но и по маршрутам, что связано с нарастающей уязвимостью поставок нефти через Малаккский пролив. Поиск Китаем доступа к мировым углеводородным ресурсам фактически начался с 1990-х годов. Тогда им занималась только одна из четырех китайских компаний – CNPC. Сейчас она участвует в 30 зарубежных проектах в разных регионах мира. В новом столетии процесс вышел на принципиально иной уровень. С 2001 года к CNPC присоединились CNOOC, Sinopec и Sinochem, и с этого времени китайские нефтяные компании стали стремительно распространять свою деятельность по миру.
   Из года в год их зарубежная активность прогрессивно нарастает: в течение 2004 и в начале 2005 года китайский зарубежный арсенал вырос по крайней мере на 10 новых проектов (включая расширение участия в действующих проектах), и их общее количество приблизилось к пятидесяти. В 2004 году суммарная добыча по зарубежным проектам почти удвоилась по сравнению с предыдущим годом, составив 30 млн. тонн, в том числе 16 млн. тонн долевой нефти. В 2005 году объем долевой нефти по проектам вырастет до 20 млн. тонн, а к 2020 году должен достичь 70 млн. К этому сроку только CNPC предполагает инвестировать в зарубежные активы 18 млрд. долларов.
   В качестве главного направления продвижения выбраны три региона: Ближний Восток / Северная Африка, Южная Америка и Россия / Центральная Азия. Но ими сфера проникновения не ограничивается: сейчас китайские компании можно встретить почти во всех нефтегазодобывающих регионах мира, за исключением только Северного моря. От Канады и США до Индонезии и Австралии они занимаются не только добычей нефти и газа, но и нефтепереработкой, нефтехимией, строительством нефтеперерабатывающих заводов и трубопроводов, освоением битуминозных песчаников в Канаде и производством ори-мульсии в Венесуэле.

   В газовой сфере собственная добыча Китая составляет немногим более 20 млрд. кубометров в год. Но плановые органы страны исходя из ежегодного роста ВВП в среднем на 8% прогнозируют, что в 2005 году уровень потребления составит 50 млрд. кубометров, а к 2010 году удвоится.

   Так, к 2005 году в Китае будут введены в эксплуатацию четыре магистральных газопровода с расчетом на возможность подключения в 2006–2010 годах к будущим экспортным трубопроводам из России и Центральной Азии. В частности, газопровод Синьцзян – Шанхай станет основой формирования единой системы газоснабжения Китая. Это открывает для стран бывшего СССР новые возможности для освоения энергетического рынка КНР, включая поставки газа с выходом в целом на Азиатско-Тихоокеанский регион.
   Что касается нефти, то поскольку зарубежная нефть китайских компаний распылена по всему миру, то не совсем понятно, каким образом предполагается ее доставка к родным берегам. По-видимому, в основном по схеме продажи полученного сырья на местном рынке в обмен на импорт. Так поступает CNPC в Индонезии, которая заключила там соглашение на продажу газа по своему контракту и соглашение о разделе продукции со сбытовыми организациями. Но основная цель региональной диверсификации скорее всего связана с повышением капитализации компаний, утилизацией китайских технологий и рабочей силы, а также с геополитическими соображениями.
   Последнее подтверждается, в частности, тем, что китайские компании при приобретении зарубежных активов обычно готовы идти на большие, по сравнению с общемировыми, затраты. Этот «демпинг наоборот» не может нравиться нефтяному сообществу, поскольку давит вверх на ценовую планку на тендерах. Китайская экспансия вызывает негативный резонанс еще и потому, что государства, остро нуждающиеся в притоке иностранных инвестиций, но в которые интернациональные корпорации не идут из-за низкой рентабельности капиталовложений, охотно принимают в качестве инвесторов государственные компании третьих стран. В результате влияние таких стран, как Индия и Китай, увеличивается. В частности, в США последнее время стали опасаться усиления позиции Китая в ближневосточных странах, особенно в Саудовской Аравии и Иране, в меньшей степени (но все-таки тоже) – в Казахстане.
   Аллергия западных компаний на присутствие китайских в нескольких случаях явилась причиной срыва планов Китая по вхождению в перспективные проекты. Например, акционеры иностранного консорциума, который занимается освоением морского месторождения Кашаган в Казахстане, заблокировали сделку Sinopec и CNOOC по приобретению доли британской BG в проекте.
   К России и бывшим советским республикам у Китая особый интерес как к близким соседям. В Азербайджане по контрактам о разделе продукции работают CNPC и Sinopec, в Туркменистане – только CNPC. В России китайские компании пока успеха не имели, но из поля зрения такую возможность не упускают. Расхожая версия о том, что аванс в 6 млрд. долларов «Роснефти» за будущие поставки нефти в Китай скорее всего выдан под дополнительное условие о получении части активов «Роснефти» – «Юганскнефтегаза» в собственность, выглядит очень правдоподобно, особенно в свете последних новостей о том, что «Роснефть» в «Газпром» не войдет и будет приватизирована.

   Однако наибольшего присутствия китайские компании достигли в Казахстане. CNPC там работает с 1997 года и за это время инвестировала в страну около 10 млрд. долларов.

   Компания имеет долю 74,88% в ОАО «CNPC-Актобему-найгаз» и 50% в совместном предприятии по разработке месторождения Северные Бузачи. Кроме того, китайская компания строит нефтепровод Казахстан – Китай и ищет возможности участия в других казахстанских проектах. Также в последнее время многие аналитики и СМИ полагают, что список претендентов на покупку Petro Kazakhstan, которую, видимо, перекупят, возглавят китайские или индийские компании, готовые скупать нефтяные активы по всему миру с целью утолить энергетический голод своих бурно развивающихся экономик. (Хотя правительство Казахстана тут же заявило о своем праве отказать претендентам на покупку канадской нефтяной компании PetroKazakhstan, если это будет целесообразно.)
   Достаточно активно развиваются отношения в сфере экспортных маршрутов. В 2004 году Казахстан и Китай подписали соглашение о строительстве трубопровода Атасу – Алашанькоу пропускной способностью от 20 млн. тонн в год. В 2003 году начали свою работу сразу две новые магистрали общей протяженностью около 1 тыс. км: Кен-кияк – Атырау и Карачаганак – Атырау. Годом позже начал функционировать маршрут Кумколь – Кенкияк. Одновременно велись подготовительные работы по созданию нового экспортного маршрута Западный Казахстан – Китай гипотетической максимальной мощностью до 50 млн. твг. К 2004 году по всему маршруту трассы были завершены инженерные изыскания, а сам нефтепровод может быть построен к 2007 году. В принципе реализация этого проекта уже началась, поскольку нефтепровод Кенкияк – Аты-рау фактически стал его начальным отрезком.
   При этом надо сказать, что хоть китайские компании и наращивают как могут (а точнее, где им дают) активы в Казахстане, но без кашаганской нефти задача полноценной загрузки трубопровода не будет решена. Для ее доставки в Китай необходимо строительство протяженной ветки Атырау – Атасу через месторождения Кенкияк и Кумколь с предположительной пропускной способностью от 21 млн. тонн в год. Стоимость этого проекта не оценена, но представляется – не менее 1 млрд. долларов.
   Трубопровод Атасу – Алашанькоу должен быть запущен в начале 2007 года, когда Астана уже надеется получить первую нефть на Кашагане. В 2009 году уровень ежегодной добычи на месторождении должен составить 15 млн. тонн, и к 2016 году вырасти до 56 млн. тонн. Теперь, когда доля Казахстана в Северо-Каспийском консорциуме увеличилась, он сможет экспортировать в следующем десятилетии в среднем 5 млн. тонн кашаганской нефти в год, а далее уровень морских поставок вырастет в два и более раз.
   Как было сказано в предыдущих главах, это достаточно весомый фактор для Астаны, чтобы, получив значительную долю в Северо-Каспийском консорциуме, наращивать давление на партнеров, подвигая их строить новый дорогостоящий трубопровод. Казахстан стремится обрести независимость нефтяного экспорта от транзитных стран, будь то Россия, кавказская Азия или Иран. Развитие китайского трубопроводного маршрута для официальной Астаны – большая геостратегическая задача, и оттого тяжелая для акционеров Северо-Каспийского консорциума.
   При всем том, с точки зрения российских и закавказских путей экспорта, волноваться сильно не стоит, так как возможный экспорт с казахстанского участка Каспия в Китай все равно будет иметь второстепенное значение. Очевидно, что в качестве главных партнеров, как в нефтегазовой, так и в других сферах, Казахстан видит Россию и западные страны (и именно между ними будет главная конкуренция за казахстанскую нефть). Поэтому слишком крупную долю экспорта большой нефти Китаю – восточному гиганту, которому Казахстан никогда не доверял по геополитическим соображениям, – он вряд ли он отдаст. Скорее всего, в Китай будет направлено как можно больше нефти из некаспийских месторождений Казахстана, располагающихся в центральной и восточной части страны, а из Каспия – только те ресурсы, за которые Китай будет готов очень щедро заплатить.

    Помимо всех вышерассмотренных относительно ближних (таких как через Россию и Закавказье) и дальних (через Китай, Украину) для каспийской нефти из Казахстана гипотетически есть самый простой и короткий путь экспорта на мировые рынки – через Иран. Однако уже многие годы этот путь из-за геополитических и инфраструктурных проблем является лишь второстепенным для Казахстана. В этой главе мы рассмотрим политические и экономические факторы влияния иранского маршрута на казахстанский экспорт из Каспия.
   Итоги второго тура президентских выборов в Иране были объявлены 25 июня 2005 года. Результаты голосования стали сюрпризом для большинства иранских и иностранных наблюдателей. С подавляющим перевесом на выборах победил консерватор – представитель молодого поколения политиков, мэр Тегерана Махмуд Ахмадинеджад. Новый президент Ирана заявил, что его правительство возьмет курс на строительство современного справедливого исламского общества и защиту национальных интересов. По мнению большинства экспертов, выбор иранцами молодого жесткого лидера свидетельствует об ужесточении иранской линии и неготовности иранского народа идти на компромисс с США. Для того чтобы пережить «лихое время», иранцы решили поставить на лидера военного типа и сплотиться вокруг религиозной элиты.
   С его приходом к власти Исламская Республика Иран, которая и так славилась строжайшими теократическими порядками, надолго окажется под полным контролем своего духовного лидера аятоллы Али Хаменеи.

   Можно ожидать ужесточения позиции Ирана по его ядерной программе и курс на ускоренное перевооружение армии. Причем возможность значительно усилить свои позиции у Ирана пока есть.

   Американцы вряд ли примутся за Тегеран, пока не разместят свои военные базы в Азербайджане и Средней Азии и не приведут ситуацию в Ираке и Афганистане к какому-то приемлемому с военной точки зрения положению.
   Иранцы уже четко проговорили, что безопасность Ирана важнее формальных обязательств по отказу от развития военных ядерных технологий. Кроме того, Тегеран дал понять, что готов закупать в России в 2–4 раза больше обычных вооружений, если Москва снимет устаревшие ограничения на военно-техническое сотрудничество.
   У Ирана есть интересные проекты и в области энергетики. Эта страна готова идти на значительные уступки Казахстану, Азербайджану и Туркмении и ради диверсификации экспортных поставок использовать схему замещения. Тегеран готов строить газопровод в Индию через Пакистан или по дну Аравийского моря, привлекать инвестиции в национальную энергетику. Запуск этих проектов может даже заставить США пересмотреть свою политику в отношении Тегерана, когда американцы поймут, что имеют дело со сплоченной, вооруженной и экономически самостоятельной страной.
   Что интересно, еще накануне выборов было несколько очень важных сигналов, свидетельствующих о возможной нормализации отношений между США и Ираном. Если бы эти тенденции окрепли, то для нефтегазовых игроков, включая Казахстан, и инвесторов открылись бы серьезные перспективы участия в весьма привлекательных проектах в самых разных областях – от разведки и добычи сырья до его переработки и транспортировки.
   Около полугода назад две американские компании, ChevronTexaco и Castrol, получили разрешение на закупки нефти в Иране. Это притом что в США по-прежнему действуют санкции против Ирана – Executive Orders 12957 и 13059 от 1995 и 1997 годов. В силе остается и так называемый закон д'Амато, не только запрещающий торговые сделки вроде закупок иранской нефти, но и вводящий эмбарго на контракты американских и иностранных фирм в нефтегазовой области Ирана на сумму свыше 20 млн. долларов.

   Вашингтону по всем статьям было бы гораздо выгоднее в кратчайшие сроки исключить Иран из списка стран «оси зла» и наладить отношения. Подобное утверждение продиктовано прежде всего реальной ядерной угрозой.

   Прямые военные столкновения могут привести регион и мир к катастрофе, так как американским войскам будут противопоставлены не картонные муляжи иракских ракет и неуправляемая армия, а реальное вооружение и войска, чьи солдаты имеют исключительно сильную мотивацию к борьбе.
   Налицо попытки наладить некое партнерство в урегулировании иракского кризиса. О возможности сближения сторон свидетельствовало заявление президента Ирана Мохаммада Хатами, размещенное на страницах общеарабской газеты «Аль-Хайат» в феврале 2005 года: «Американские эксперты заявляют, что их страна находится в тяжелом положении и поглощена пучиной проблем в Ираке. Мы готовы помочь им выйти из этого положения». Помощь может оказаться своевременной и реальной, поскольку большая часть иракского населения принадлежит к шиитской ветви ислама, господствующей в соседнем Иране.
   И главное – в Тегеране держат открытыми двери для американских нефтяных компаний. Министр нефти Ирана Бижан Намдар-Зангане говорил об этом вполне определенно: «Я и ранее заявлял, что с нашей точки зрения нет никаких проблем. Американские компании могут участвовать не только, например, в освоении месторождения Аза-деган в рамках сотрудничества с японцами, но и в любом тендере, в котором пожелают. У нас нет никаких ограничений в этом вопросе».
   С рациональной точки зрения иранцам и американцам по сути нечего делить в районе Персидского залива. Соединенные Штаты стремятся укрепить здесь позиции своих корпораций и гарантировать себе и союзникам бесперебойные поставки нефти, а Ирану нужны иностранные технологии и инвестиции для поддержания и укрепления статуса крупной нефтедобывающей державы. Сигналы сближения сторон пока едва заметны. Однако они существуют, и объективные обстоятельства подталкивают стороны к налаживанию реального сотрудничества в нефтегазовой отрасли.
   Что интересно, такое сближение сыграло бы очень сильно на руку как Казахстану, так и международным нефтяным компаниям. В частности, буквально в начале июня компания Total публично заявила, что считает Иран многообещающим маршрутом для транспортировки нефти с казахстанского месторождения Кашаган. Об этом в интервью Reuters 6 июня заявил вице-президент компании по каспийскому направлению Жан-Мишель Сальвадори.
   Total впервые поставила на рассмотрение вопрос об иранском маршруте пять лет назад, однако впоследствии сложилось впечатление, что данный план оставлен, особенно на фоне подготовки к эксплуатации нефтепровода Баку – Тбилиси – Джейхан, долю в котором имеет и французская компания. Между тем, по словам Сальвадо-ри, несмотря на то, что 30 млн. тонн нефти с Кашагана было обещано этому нефтепроводу, разработка иранского маршрута остается на повестке дня и, возможно, даже станет необходимой.
   «Мы верим в иранский маршрут, в то, что у него есть потенциал стать важнейшим экономическим каналом для нефти с Кашагана, – сказал Сальвадори. – Мы полагаем, что по ряду причин – как для поддержания конкурентоспособности, так и из-за соображений безопасности – понадобятся несколько альтернативных вариантов».
   По словам Сальвадори, объем добычи на Кашагане так велик, что может возникнуть необходимость в дополнительных маршрутах. Несмотря на нерасположенность к Ирану со стороны Вашингтона, многие высокопоставленные лица поддерживают иранский вариант, поскольку через эту страну осуществляются поставки в Персидский залив.
   «Мы не хотим осуществлять все поставки в одном направлении, мы бы хотели иметь возможность выбирать между несколькими: это, конечно, Баку – Тбилиси – Джей-хан, будем надеяться, Каспийский трубопроводный консорциум, но мы не хотим ограничиваться одним вариантом», – сказал Сальвадори. Многие другие международные нефтяные компании, включая американские, разделяют точку зрения Total, так как маршрут транспортировки большой нефти через Иран мог бы быть самым рентабельным из всех имеющихся на Каспии.

   В Иране хорошо знают, что Казахстан и Россия готовятся развернуть масштабные работы по организации добычи нефти на шельфе Каспия, объемы которой обещают в перспективе превысить 150 млн. твг.

   Реально большая добыча нефти начнется на большинстве месторождений не раньше 2007 года, однако способ ее транспортировки предстоит выбирать уже сейчас. И в связи с этим Иран уже на протяжении нескольких лет, как может, готовит свои транспортные мощности для экспорта нефти северных соседей.
   Используя непростую ситуацию с экспортными мощностями в России и Казахстане, Иран пытается налаживать прямые связи с добывающими компаниями, предлагая им выгодные условия схем замещения с отгрузкой в Персидском заливе и поставок нефти на переработку.
   В течение последних четырех лет в иранский порт Нека на Каспии поступала периодически нефть «ЛУКОЙЛа», «Сиданко», Dragon Oil, Munai Impex и PetroKazakhstan. При этом Иран наращивает мощности терминала в Неке и увеличивает пропускную способность нефтепровода Нека – Тегеран. Перспективные планы Тегерана относительно приема нефти с севера не оставляют сомнений: нынешняя активность может рассматриваться только в контексте борьбы за каспийские транзитные потоки.
   Что касается туркменской и казахстанской нефти, то она поступает в Неку уже давно: пробные поставки из Казахстана были осуществлены еще в середине 90-х годов. Правда, из-за угроз со стороны США Казахстану приходилось временно прерывать их.
   Пик туркменских поставок пришелся на 2001 год, когда в Иран было отгружено чуть более 650 тыс. тонн. До настоящего времени, однако, из всех туркменских поставщиков с Ираном работает только Dragon Oil, являющаяся оператором проекта разработки месторождения Челекен. В 2001 году Dragon Oil продлила контракт с Ираном на 10 лет. К 2010 году добыча на Челекене вырастет до 3,5 млн. твг, 30% из которых гарантированно будут отгружены в Иран на условиях замещения.
   Важно отметить, что в прошлом столетии объемы поставок из обеих республик не превышали 1,5 млн. твг. Все изменилось в 2002 году, когда Казахстан возобновил поставки в Иран из Актау: тогда в Исламскую Республику был отправлен 1 млн. тонн сырья. В 2003 году только Petro-Kazakhstan (бывшая Hurricane), разрабатывающая месторождение Кумколь, поставила в Иран 1,1 млн. тонн. Компания PetroKazakhstan поставляет в Иран нефть по программе «Своп». В соответствии с договором Petro-Kazakhstan должна ежегодно поставлять в Иран около 1 млн. тонн нефти, а взамен получает иранскую легкую нефть в Персидском заливе.
   В перспективе тенденция к росту объемов поставок нефти из Казахстана в Иран по идее должна сохраниться, хотя объем поставок нефти PetroKazakhstan на нефтеперерабатывающий завод в Тегеране летом 2004 года по сравнению с весной сократился на 41%. Причиной снижения объема поставок нефти на Тегеранский нефтеперерабатывающий завод стало решение Министерства энергетики и минеральных ресурсов Казахстана, которое, по-видимому, было продиктовано политическими соображениями.
   Как сказано выше, для обеспечения бесперебойной отправки танкеров неподалеку от порта Актау в поселке Курык «КазМунайГаз» намерен развивать еще один нефтеперевалочный терминал. Его предполагаемая мощность – 5 млн. твг. Курык будет принимать танкеры грузоподъемностью до 12 тыс. тонн. К новому терминалу планируется подвести нефтепровод длиной 80 км от месторождения Жетыбай.
   Еще один фактор, призванный упрочить отношения Ирана с российскими и казахстанскими компаниями, – рост импорта нефтепродуктов. В принципе Иран является традиционным их импортером. В 2003 году, например, Исламская Республика импортировала из России и Казахстана 4,5 млн. тонн нефтепродуктов. В частности, из России поставки осуществлял «ЛУКОЙЛ», отгружая продукцию с Волгоградского нефтеперерабатывающего завода.
   Рост объемов импорта нефти с Каспия Иран поддерживает развитием собственной транспортной инфраструктуры. В Неке существенно расширен резервуарный парк: к двум имевшимся на территории порта емкостям было добавлено еще восемь. В результате общая мощность береговых нефтехранилищ в Неке составляет сейчас чуть более 200 тыс. тонн. В дополнение к этому в порту появилась накопительная баржа, способная принять еще 67,5 тыс. тонн нефти. Иран завершает работы по углублению дна у причалов Неки и расширение самого порта – строительство новых причалов. Здесь надо отметить, что дноуглубительные работы приходится форсировать, поскольку в последние годы Нека мелела, что уже создало определенные проблемы для нефтеперевалки. Что касается новых причалов, то их, по оценкам инженеров, можно построить максимум три, предварительно соорудив волноломы. Общие затраты на расширение порта оцениваются в 3,5 млн. долларов.

   Работы по наращиванию пропускной способности нефтепровода Нека – Тегеран с 2,5 до 6 млн. твг завершились в 2004 году постройкой четвертой НПС. (Ранее этот трубопровод доставлял нефтепродукты с нефтеперерабатывающего завода Тегерана в северо-восточные провинции страны; теперь их возят по железной дороге.)

   Однако показателем в 6 млн. твг планы иранского правительства в отношении нефтепровода Нека – Тегеран не ограничиваются. Заявленная цель – 25–30 млн. твг, причем в Иране рассчитывают достичь ее уже скоро. Будет ли реализован этот план – неизвестно. Но совершенно очевидно, что столь мощная труба не может предназначаться исключительно для транспортировки нефти, поступающей в Неку морским путем, – она видится Тегерану как элемент будущего магистрального нефтепровода.
   С этим будущим нефтепроводом картина в целом тоже достаточно прозрачна – речь идет о нефтепроводе Казахстан – Туркмения – Иран, маршрут которого проходит по восточному побережью Каспия. Предварительное технико-экономическое обоснование этого проекта еще в 1999 году было разработано компанией Total, которая, как сказано выше, активно заинтересована в «размораживании» иранского маршрута. Общая протяженность трассы составляет 2410 км (в том числе 660 км по территории Казахстана и 270 км по территории Туркмении). Пропускная способность – от 25 до 50 млн. твг, предварительная стоимость от 2 до 3 млрд. долларов.
   Отметим, что хотя изначально проект иранского нефтепровода рассчитывался под нефть казахстанского шельфа, Россия вполне может к нему присоединиться. В пользу этого предположения говорит по крайней мере тот факт, что ряд морских структур Россия и Казахстан будут разрабатывать совместно. Для Ирана же строительство такого нефтепровода крайне привлекательно. Причем собственно доходы от транспортировки и/или своповых операций здесь стоят едва ли не на последнем месте.
   Нефтепровод с севера обеспечит гарантированную загрузку трех нефтеперерабатывающих заводов Ирана (в Те-бризе, Тегеране и Араке). Кстати, в настоящее время ведется реконструкция и модернизация Тебризского и Тегеранского заводов. После ее завершения будут наращены мощности по первичной переработке и, по некоторым данным, появится возможность перерабатывать высокосернистую нефть (а нефть Северного Каспия имеет высокое содержание серы). Возможно, реализация данного проекта в перспективе позволила бы Ирану отказаться от импорта нефтепродуктов или хотя бы сократить его объем. Кроме того, нефтепровод Казахстан – Туркмения – Иран облегчил бы Ирану привлечение иностранных инвесторов в местные проекты. Не секрет, что после введения санкций со стороны США Тегеран испытывает с этим серьезные трудности. И самое главное – нефтепровод значительно укрепил бы политические позиции Ирана в Каспийском регионе.
   В совокупности все это обеспечит мощный стимул развитию нефтяной промышленности Исламской Республики.

   Понятно, официальный Вашингтон пока готов потерять огромную потенциальную прибыль от сотрудничества с Ираном для американских компаний, чем дать окрепнуть тегеранскому режиму от нефтедолларов.

   (Отметим, что в совсем недавно санкции в отношении американских и международных компаний, работающих с Ираном, были ужесточены.) Поэтому можно ожидать, что у иранского варианта экспорта нефти Северного Каспия не будет развития в ближайшем будущем.
   Тегерану в этих условиях остается только искать союзников и вести «упреждающие» работы по проекту строительства нового нефтепровода. Ведь если вдруг политические условия приблизятся к «разрядке» и дело дойдет до окончательного выбора маршрута, заинтересованные стороны будут оценивать не только политическую, но и коммерческую составляющую каждого из них. Представляется очевидным, что работы по наращиванию пропускной способности нефтепровода Нека – Тегеран и модернизация северных нефтеперерабатывающих заводов Ирана повышают хотя бы гипотетическую конкурентоспособность проекта Казахстан – Туркменистан – Иран.
   Впрочем, широко разрекламированное размещение американских (натовских) мобильных сил вдоль нефтепровода Баку– Тбилиси – Джейхан и создание специальной американской «каспийской стражи» для охраны танкерного маршрута из Казахстана в Баку (для неожиданно возникшей нужды противодействовать «переброске террористов, оружия и наркотиков», притом что сухопутные поставки наркотиков из контролируемого США Афганистана только выросли) уже не только вызвало естественное беспокойство других каспийских государств, но и может мобилизовать Иран на новые экономические, политические и военные подозрения против проекта Баку – Тбилиси – Джейхан. Излишне говорить, что, как сообщило в начале августа 2005-го BBC со ссылкой на источники в США, в Азербайджане и Казахстане для «стражи» планируется построить «командно-штабные центры, а также центры по воздушным и морским секретным операциям. В Баку построен морской командно-штабной пункт, который в будущем может быть расширен». По оценке BBC, в ближайшие шесть лет на эти сугубо военные цели США планируют истратить 130 млн. долларов. И это тоже новая статья расходов по проекту Баку – Джейхан.

   При рассмотрении возможности расширения деятельности Казахстана и нефтяных компаний на Каспии по добыче, а также по увеличению танкерного и сервисного флотов и возможного строительства транскаспийского трубопровода Актау – Баку мы рассматривали различные проблемы через призму хозяев, заказчиков и инвесторов. Но если взглянуть на эти же проблемы взглядом эколога, сама суть проблем меняется кардинально. В этой главе будут рассмотрены основные аспекты вероятных угроз экологии и последствия для нефтяной индустрии.
   Напомним, согласно Государственной программе освоения казахстанского сектора Каспийского моря, утвержденной указом президента Республики Казахстан от 16 мая 2003 года № 1095, к 2015 году планируется довести объем добычи нефти из шельфа моря до 100 млн. тонн в год с развитием остальных направлений нефтяных операций. На акватории казахстанской части Каспийского моря до 2015 года предполагается сооружение 56 платформ и искусственных островов, бурение более 1100 скважин с платформ и искусственных островов, в том числе в 2011– 2015 годах – 759 скважин. На Северном Каспии в настоящее время дислоцируется более 90 судов, использующихся в разведочном бурении ранней нефти. По оценкам нефтедобывающих компаний, в 2005 году количество судов может достигнуть 250. Это еще не предел, если в 2006–2015 годах такими темпами будет расти добыча нефти, то количество судов может достигнуть 700 единиц.
   К этому надо добавить, что по дну моря, не тронутому миллионы лет, по донным отложениям, по кормовым базам рыб в настоящем и будущем будут прорыты траншеи для газо– и нефтепроводов с различным диаметром труб и протяженностью 100–1000 километров. Кроме того, разработчики планируют в 2005–2015 годах добыть из шельфа моря 474 млн. тонн нефти и 298 млрд. кубометров газа.
   Достигнутый уровень нефтяников (казахстанских и иностранных) на суше – 4–5 кг выбросов загрязняющих веществ на одну тонну добываемой нефти ^[57].
   Конечно, иностранные компании (а вместе с ними правительство Казахстана), собирающиеся делать все это и работать на акватории моря, как всегда, обещают минимальные негативные воздействия на окружающую среду. Но на практике, видимо, получится как всегда, как обычно. Судя по многочисленным докладам, экологическая обстановка на Каспии находится на грани катастрофической по целому ряду критериев – от состояния чистоты воздуха и воды, здоровья популяций редких рыб до уровня моря и состояния здоровья людей в отдельных поселках и целых городах (например, в Актау положение с хроническими заболеваниями, вызванными деятельностью нефтяной индустрии, крайне тревожное).
   Однако если мы остановимся даже на самой близко привязанной к вопросу флота и трубопроводов теме чистоты акватории Каспия и рыбной биопродуктивности, то предположения большинства экологов о возможных последствиях отнюдь неутешительны.
   Основными источниками поступления загрязняющих веществ в Каспийское море являются вынос с речным стоком; сброс неочищенных промышленных, коммунальных, сельскохозяйственных стоков; судоходство; эксплуатация нефтяных и газовых месторождений; дноуглубительные работы; транспортировка нефти морским путем; аэральное поступление, строительство подводных трубопроводов и, конечно, аварии на трубопроводах, на скважинах и на танкерах с последующими выбросами нефти в воду.
   Имеет смысл обратить внимание на следующие обстоятельства. Во-первых, при разливе на поверхность моря нефти нефтяные углеводороды локализуются в наиболее биологически значимых частях моря – накапливаются в поверхностном эвфтотическом слое, локализуются в переходных зонах вода – атмосфера и вода – донные отложения, тяготеют к окраинным областям. Во-вторых, масштабы экологических последствий аварий трубопроводов, проложенных под водой, в десятки раз выше, чем аналогичных аварий трубопроводов, проложенных на суше, когда в море поступает нефть в значительной степени в «обессиленном» виде. В-третьих, токсичное воздействие нефтяных углеводородов проявляется на всех уровнях биологической иерархии водной среды – на клеточном, организменном, популяционном, биоценотическом, экоси-стемном и имеет долговременный или даже необратимый характер. В-четвертых, экологи не ведут спор о том, сохранится или не сохранится рыба в Каспийском море – наши знания недостаточны. Рыба, безусловно, в каком-то виде сохранится, но это, наверное, будет другая рыба.
   Примеров отрицательного воздействия нефтегазодобычи на биопродуктивность в мировой практике предостаточно. И на самом Каспии их хватает.

   Азербайджан, к примеру, до второй половины ХХ века в Каспийско-Куринском районе добывал более половины осетровых рыб и черной икры Каспия. Помимо осетровых здесь добывались куринский лосось, минога, шемая... Сегодня здесь добывается только нефть.

   Возможно, что завтра так будет не только на азербайджанском, но и на всем шельфе Каспийского моря.
   Законодательные ограничения (вплоть до принятия моратория) на ведение разведочных, нефтепромысловых работ и нефтетранспортных операций в районе мелководий и богатых рыбными ресурсами акваторий шельфа существуют в США, Норвегии, Канаде. Однако надежд на то, что аналогичные действия будут предприняты и в отношении Каспийского моря, мало. Неукоснительное выполнение даже существующих внутригосударственных экологических законодательных актов прикаспийских стран фактически нереально; это равносильно полному запрету нефтедобычи в шельфовой зоне Каспийского моря, ибо Каспийское море свой лимит по предельно допустимой концентрации нефтяного загрязнения уже исчерпало. К этому прибавляется и то, что казахстанские чиновники крайне коррумпированы и за взятки неоднократно фальсифицировали результаты экологических проверок.
   К тому же по мере ужесточения экологических требований растет себестоимость добытой нефти. От силы, на что могут надеяться экологи, это то, что иностранные нефтяные компании при разработке каспийской нефти будут соблюдать те же экологические нормативы, что и на других морских месторождениях, например североморских.
   Однако аварии и залповые выбросы из скважин, а также аварии на танкерах и подводных турбопроводах были и остаются неизбежными спутниками любых нефтяных промыслов, и рекламный оптимизм некоторых зарубежных нефтяных компаний по поводу «исключительной надежности и безопасности» морских нефтегазовых промыслов не согласуется с реальной практикой.

   В Северном море и Мексиканском заливе, где, как считается, нефтегазовая индустрия обеспечила выполнение самых жестких экологических и противо-аварийных требований, зафиксировано около тысячи аварий.

   Так, в 1979 году из-за аварии на буровой установке Ixtoc-1 в Мексиканский залив поступило до 2 млн. тонн нефти. Подобное вполне реально на Каспийском море при вскрытии зон с аномально высокими давлениями на Северном Каспии (пластовое давление сероводорода на некоторых казахстанских месторождениях достигает тысяч атмосфер) или при разрыве транскаспийского нефтепровода, который может быть проложен по сейсмоопасному району моря, на Южном Каспии. Сами представители многих международных шельфовых компаний, которые занимаются бурением на Северном Каспии, признают предстоящие работы очень сложными и небезопасными. Велика вероятность аварий при танкерных перевозках, осуществляемых на фоне интенсивного судоходства и рыболовства, существует риск утечки нефти из хранилищ и трубопроводов. Вопрос о том, возможны ли аварии на нефтепромыслах Каспия, фактически не стоит – они неизбежны.
   Более того, уже на существующих трубопроводах в регионе, которые были вроде бы по заверениям таких компаний как BP, построены с учетом всех международных экологических стандартов, начались проблемы. Как написала 20 июня этого года The Guardian, член парламента Великобритании от лейбористов и бывший министр по вопросам окружающей среды (с 1997 по 2003 годы) Майкл Ми-чер обвинил BP в нарушении прав человека и нанесении ущерба экологии в результате строительства трубопровода Баку – Тбилиси – Джейхан. По его словам, заявление British Peroleum о том, что они «установили новый международный эталонный тест в области прав человека и стандартов окружающей среды» не соответствует действительности. Он предлагает провести немедленную внешнюю ревизию трубопровода Баку – Тбилиси – Джейхан и судебное исследование диспетчерского управления проекта руководителями фонда. Мичер также говорит о необходимости реформы, чтобы многонациональные компании обязались обеспечить социальные, гражданские права и не наносили ущерба окружающей среде. Кроме того, по мнению английского депутата, компании должны юридически нести ответственность за деятельность их филиалов за границей, чтобы жалобщики могли обращаться в британские суды.
   Такие предложения сильно испортят жизнь нефтедобытчикам и перевозчикам нефти на Каспии и значительно повысят уровень их затрат. Кроме того, нефтяные компании могут оценить, как экологи начали применять новые технологии воздействия на нефтяных операторов, виновных, по их мнению, в нанесении вреда окружающей среде и людям именно на Каспии на примере Карачаганка.
   В конце января 2005 года 27 неправительственных природоохранных организаций из 19 стран Европы, Азии и США обратились к Иену Макдональду, генеральному директору Каспийского трубопроводного консорциума и его акционерам. Экологи просят приостановить прокачку по трубопроводу углеводородов с Карачаганакского газокон-денсатного месторождения из-за негативного воздействия проекта на жителей России и Казахстана.
   В обращении говорится: «Десятки тысяч местных жителей страдают из-за вредных выбросов в атмосферу с Кара-чаганакского месторождения». Ответственна компания «Карачаганак Петролеум Оперейтинг» в составе четырех акционеров. Не так давно участник этого обращения – организация Crude Accountability – попросила Международную финансовую корпорацию использовать факт ее займа российскому «ЛУКОЙЛу», входящему в КПОК. У экологов нет отдельных претензий к россиянам, они хотят, чтобы кредитор заставил весь консорциум уделять больше внимания безопасности проекта.
   То есть налицо тенденция: не достигая результатов во внутриказахстанских дискуссиях с КПОК, экологи хотят поставить его в неловкое положение перед партнерами, международным деловым сообществом, мировой прессой. Хранители природы переносят политическое противоборство из района добычи на мировую арену. Скорее всего, к таким же мерам давления экологов должны быть готовы и другие нефтяные инвесторы в Казахстане, Каспийском регионе в целом.
   Повлияет ли экологический вопрос отрицательно на вопрос строительства подводного трубопровода, сказать с уверенностью невозможно. Опрошенные автором эксперты высказывают противоположные мнения. Так, один высокопоставленный представитель Казахстана в Каспийском трубопроводном консорциуме неофициально заявил, что, по его мнению, Россия «может запросто разыграть экологическую карту и не дать Казахстану построить трубу, если в этом будет для России необходимость». Другой же эксперт, бывший топ-менеджер компании RAMCO, уверен, что экологический вопрос не станет помехой для Казахстана, так как трубопровод может быть проложен далеко от российской части Каспия.
   В любом случае, однако, очевидно, что хотя бы на уровне капитальных затрат экологи могут значительно повлиять на проекты. Это было ярко продемонстрировано недавно на морском проекте Сахалин-2. Усилиями экологов Европейский банк реконструкции и развития принял решение отказаться финансировать второй этап проекта Саха-лин-2 из-за проблем с вопросом о воздействии проекта на экологию региона. В результате, по оценкам экспертов, для компаний-разработчиков это сильно повысит расходы на привлечение кредитов и будет стоить дополнительно многие сотни миллионов долларов.

   В исследовании были рассмотрены все основные факторы, которые могут, в первую очередь с экономической точки зрения, повлиять на возможный выбор Казахстаном одного или ряда экспортных путей для своей большой нефти, производство которой ожидается в ближайшие несколько лет.
   Мы увидели, что мировая конъюнктура спроса и цены на нефть, а также местоположение Каспия (и Казахстана как его части) благоприятны для республики, даже несмотря на то, что в мировом значении доказанные ресурсы региона несравнимы с основными производителями нефти. Благоприятен для Казахстана и прогноз роста добычи: несмотря на наличие некоторых структурных трудностей (таких как организация работ международных компаний на шельфе), в отличие от России и Азербайджана производство нефти идет стабильно по нарастающей. Это дает дополнительный стимул для более активной позиции Казахстана в отношении стран-транзитеров. Как мы видели, «игры» с тарифами крайне многообразны, и хотя по определенным совокупным условиям некоторые южные маршруты выглядят теоретически более привлекательными, на практике все стороны, стремясь к диверсификации источников получения сырья, его транзита и сбыта находят самые разные способы конкурировать между собой.
   В этом смысле можно согласиться с экспертным мнением Камиля Закирова, который считает, что «базируясь на одной цене тарифов, в долгосрочной перспективе невозможно просчитать, насколько выгоден тот или иной маршрут. Из-за большого количества внешних и внутренних факторов, способных изменить за достаточно короткое время уровень тарифа на определенном маршруте от начальной точки А до конечной точки Б, такой подсчет превращается в бесплодную попытку решить уравнение с огромным количеством переменных, каждая из которых может сильно варьироваться».
   Г-н Закиров подчеркивает, что многие специалисты могут возразить и сказать, что такие вопросы (уравнения с большим количеством неизвестных) решаются относительно легко при помощи различных математических и статистических инструментов, например Monte Carlo Simulation. При данном подходе сначала определяется удельный вес каждого из факторов, влияющих на принятие решения, и затем компьютер просчитывает все возможные варианты. Допустим, есть миллион сценариев и тысяча разных ответов, то есть один из ответов «выскочил» только один раз, а другой – триста раз. Соответственно те ответы, которые выскакивали чаще, имеют больший предположительный шанс успеха. Такие расчеты и моделирование имеют место, и целые институты работают над ними, однако в реальном мире теоретические выкладки остаются лишь уделом исследователей и решения зачастую принимаются исключительно волевым способом.
   Поэтому многофакторность уровня привлекательности того или иного экспортного пути делает рациональным только относительно краткосрочный прогноз.
   В этом смысле решать сейчас вопрос стоимости возможной транскаспийской трубы Актау – Баку, ее привлекательности и заполняемости в 2010 году представляется преждевременным: за пять лет слишком много факторов, кажущихся сейчас стабильными, могут измениться. Но некоторые вещи все же можно сказать с определенной долей уверенности.
   Очевидно, что поставщики восточнокаспийской нефти не отказались от российских путей, но в случае хоть сколько-нибудь серьезных проблем с северным соседом у них есть несколько путей про запас, самый главный из которых – экспорт через Кавказ. Также ясно, что еще долгое время, как минимум до 2010, если не 2015 года, большая часть нефти, не попавшая в российские трубы, поплывет на танкерах, флот которых будет бурно расти. Только опыт многолетнего использования танкерного и сервисного флотов сможет дать необходимую аналитическую пищу для казахстанских руководителей относительно одобрения или запрещения строительства транскаспийского трубопровода. В любом случае главную роль при принятии этого отдаленного решения будет, по всей видимости, играть политическая конъюнктура, а также сравнительный экономический и экологический анализ всех возможных вариантов.
   Политические факторы главенствуют на Каспии, и они крепко взаимосвязаны с экономическими. Нужно понять: насколько руководство стран региона, а также ЕС и США будет «зацикливаться» на каких-то из них с маниакальной последовательностью, а где сможет находить взаимоприемлемые исходы. Будут ли США и ЕС давить на каспийские страны, чтобы окупить затраты на Баку – Тбилиси – Джейхан? Запуск нефтепровода означает завершение целого этапа. Отныне страны Каспийского региона окончательно и напрямую включены в мировую экономику. Западные корпорации добывают здесь нефть, а труба позволяет беспрепятственно перекачивать ее на мировой рынок.
   Значит ли это, что теперь инвесторы проекта захотят любой ценой защищать свое детище по сценарию «через экономику приходит политика»? Недавно объявленная США программа размещения мобильных сил вдоль трубопровода и «каспийской охраны (стражи)», например, предполагает формирование сети подразделений спецназа и полицейских сил в прикаспийских странах, которые могли бы быстро реагировать на возникновение чрезвычайных ситуаций, включая угрозы нападения террористов на нефтепровод Баку – Джейхан. Приведет ли это к созданию военных баз, к контролю (или даже смещению в случае нестабильности) режима Ильхама Алиева? Как к этой военной активности отнесется главный ее адресат – Иран?
   Однако включение нефтепровода означает не только усиленный контроль американских военных за территориями Азербайджана и Грузии.

   Ясно, что в недалекой перспективе Баку – Джейхан явится в том или ином виде дорогой в Центральную Азию. Но есть опасность, что по мере того, как с востока на запад по нефтепроводу будет течь нефть, в обратном направлении может начать двигаться протестный заряд «цветных революций».

   Огромное политическое и социальное недовольство, скопившееся в странах региона, может привести к малопредсказуемым по-следствиям.
   Подключение Казахстана к нефтепроводу Баку – Тбилиси – Джейхан – один из приоритетов США на Каспии сегодня, и медленно, но верно Нурсултан Назарбаев начинает уступать. Это означает, что Вашингтон уже сейчас крайне заинтересован в том, чтобы режим в Астане был стабильным и никаких рисков нефтяным поставкам не возникало. Даже если Назарбаев останется у власти до 2010 года, вопрос преемственности может затмить затем все другие политические вопросы. И нефтегазовые вопросы будут решаться в будущем со значительно большей их зависимостью от политических запросов тех, кто будет доминировать в вопросе передачи власти.
   Важно, как будет реагировать Россия на различные варианты развития путей экспорта нефти из Казахстана. Будет ли Россия «зацикливаться» на своих обидах в отношении проектов Казахстана и узких корпоративных интересах «Транснефти» и «Роснефти»? Ведь с запуском Баку – Джейхан большая, а возможно, и основная часть каспийской нефти может направляться в Европу – там может оказаться «ближе» и «дешевле». А Европа – это традиционный, практически единственный рынок российской нефти: все экспортные терминалы российской нефти находятся на побережьях Балтийского и Черного морей. С последним у российского нефтеэкспорта (вместе с его казахстанской частью) будет еще немало проблем – Турция, владелица и Джейхана, и черноморских проливов, практически гарантированно будет чинить препятствия проходу танкеров из Черного моря через Босфор и обратно. Поэтому каспийская нефть, идущая по нефтепроводу Баку – Джейхан, вполне может начать теснить российскую на европейском рынке. Тогда, наращивая добычу нефти, Россия будет увеличивать не свое влияние на нефтяной рынок и мир, но, напротив, свою зависимость от них.
   России нужно определиться: от чего она может получить наибольшую прибыль и социальную пользу в долгосрочной перспективе на Каспии? От транзита казахстанской нефти по своей территории в обход Украины, Закавказья и Турции? Или от блокировки казахстанской нефти? Или от участия в проектах транзита вне территории России? Как это ни банально звучит, политики не должны реагировать на газетные утки. Было столько разговоров об утраченных интересах из-за переориентации Грузии, но при этом Грузия за прокачку нефти по своей территории через Баку – Джейхан будет получать всего 50–60 млн. долларов в год – деньги, не принципиальные даже для закавказской страны и совершенно мизерные для России с ее 75 млрд. долларов нефтяного экспорта в год.
   Каспийский проект стал реальностью. И если казахстанские партнеры России решат подключиться к трубопроводу, то это не нужно сразу воспринимать как антироссийский шаг: как заявил мне в частной беседе эксперт, лично знающий казахстанских руководителей, они вовсе не обязательно воспринимают Баку – Джейхан как «трубу в обход России» – для них она прежде всего «труба в обход Босфора».