Со времён распада Советского Союза к нефтепроводным системам Каспийского региона было приковано особое внимание, и не только региональных игроков, но и европейских, и даже заокеанских «партнеров». Сейчас напряженность несколько снизилась, но «трубопроводные войны» по-прежнему остаются на повестке дня. Одним из таких сюжетов является судьба нефтепровода Баку-Новороссийск.
Нефтепровод Баку-Новороссийск вскоре превратится в Махачкала-Новороссийск. Фактически этот тот же нефтепровод за вычетом «азербайджанской» части и небольшого отрезка на российской территории. Но сможет ли «Транснефть» заполнить новую конфигурацию нефтепровода? Скорее, да. Во многом это будет зависеть от ситуации на месторождениях в российской части Каспия, а также возможностей по привлечению нефти из других источников.
Ведь для этого маршрута остаются и конкурирующие нефтепроводы. И хотя позиции традиционных конкурентов не столь сильны, на региональную «арену» выходит иранский нефтепровод, который, после снятия режима санкций, может оказаться новым соперником для российского проекта.
Так или иначе, 14 февраля российско-азербайджанские договоренности истекают. Что дальше?
Договор на уровне правительств России и Азербайджана на прокачку азербайджанской нефти по нефтепроводу «Баку-Новороссийск» был подписан 18 января 1996 года. В соответствии с ним ежегодная поставка азербайджанской нефти должна составлять 5,0 млн т при тарифе в 15,67 долл. за тонну. Прокачка нефти была начата в 1997 году. 5 мая 2013 года премьер-министр Д. Медведев подписал распоряжение о прекращении действия договора. Российские обязательства по нему истекают 14 февраля 2014 года. Азербайджанской стороне, в случае её желания прокачивать свою нефть в Новороссийск, предложено договариваться об этом с «Траснефтью», которая является оператором российской части нефтепровода. Понятно, что до контрагентов доведены новые коммерческие тарифы. Чем обусловлен этот шаг России?
По нефтепроводу Баку-Новороссийск (см. примечание 1) осуществлялась транспортировка нефти Госнефтекомпани Азербайджана (ГНКАР/SOCAR), за исключением небольшого периода, когда транспортировалась и нефть консорциума фирм, разрабатывающего месторождения Азери-Чираг-Гюнешли (это так называемая «ранняя» нефть — та нефть, для которой ещё не построены специальные нефтепроводы). В 2011 и 2012 годах объёмы прокачки нефти были на уровне 2,0 млн т в год. В 2013 году — 1,75 млн т. При транспортировке нефти по нефтепроводу Баку-Новороссийск у SOCAR были запланированные потери. Реально этот нефтепровод не протянут до Новороссийска. Он «впадает» в районе Тихорецка в нефтепровод Самара-Новороссийск. В последнем азербайджанская нефть марки Azeri Light смешивается с российской нефтью Urals. Собственно Urals и экспортируется из Новороссийска. Azeri Light дороже Urals примерно на 3 доллара за баррель (22,5 долл. за тонну) (См. примечание 2). Как у акционера нефтепровода Баку-Тбилиси-Джейхан (См. Примечание 3), у SOCAR есть право экспортировать по нему свою нефть по тарифу примерно (44 долл. за тонну). Но в результате транспортировка по этому маршруту все равно будет обходиться дороже, чем тариф и потери (за счет смешивания сортов) при экспорте нефти по нефтепроводу Баку-Новороссийск (15,67+22,5=38 долл. за тонну).
По факту SOCAR вполне устраивали условия экспорта нефти по нефтепроводу Баку-Новороссийск. Перманентные стенания в СМИ о невыгодности северного маршрута являлись частью переговорных процессов, которые периодически инициировала «Транснефть». Ее не устраивал тариф, закрепленный в договоре 1996 года.
Ниже перечислены причины (в порядке возрастания их значимости) заинтересованности SOCAR в экспорте своей нефти по нефтепроводу Баку-Новороссийск.
1. Азербайджанский участок нефтепровода принадлежит SOCAR (Азербайджану). Как и любая компания, она заинтересована в том, чтобы её активы были «живыми».
2. При прокачке нефти по азербайджанскому участку нефтепровода создавалась добавленная стоимость, которая прямо и непосредственно входила в ВВП Азербайджана. Добавленную стоимость создавала SOCAR. Её производные: занятость, денежные потоки, благополучие аппарата управления, престиж.
3. При прокачке по нефтепроводу 2,0 млн т нефти у Азербайджана имелся резерв — 3,0 млн т нефти в год. Он мог быть задействован в любое время при возникновении проблем на нефтепроводах Баку-Супса (Примечание 4) и Баку-Тбилиси-Джейхан. Они случались. Первый был остановлен 11 августа 2008 года в связи с событиями в Южной Осетии. Возобновил работу 06 ноября. Второй 06 августа 2008 года взорвали курды (интересное «совпадение» двух дат — 06 и 08 августа). Простой — 17 дней. То есть, 15 дней не работали оба нефтепровода. Поэтому в 2008 году по нефтепроводу Баку-Новороссийск было прокачено наибольшее количество азербайджанской нефти (). Непредвиденные проблемы на нефтепроводах могут привести к остановке добычи нефти в Азербайджане. А это прямые потери около $80 млн в сутки.
4. Азербайджан «держал» 5,0 млн т пропускной способности нефтепровода Баку-Новороссийск. Свободными оставалось 2,5-3,0 млн т. Это резко снижало конкурентные возможности нефтепровода в его борьбе за прокачку казахстанской и туркменистанской нефти. Потенциально выигрывали нефтепроводы Баку-Тбилиси-Джейхан и Баку-Супса. Но, скорее всего, в последние годы этот пункт договора уже не действовал.
Заинтересованность «Транснефти» (России) в договоре с Азербайджаном была только в одном — сохранить в рабочем состоянии нефтепровод Баку-Новороссийск до лучших времен.
К 14 января 2014 года SOCAR определилась. До 14 февраля она прокачает по нефтепроводу Баку-Новороссийск (в январе прокачано ). После этой даты нефть SOCAR (в 2014 году — 1,55 млн т) пойдет на по нефтепроводу Баку-Тбилиси-Джейхан. «Транснефть» выполнит свой план по консервации участка нефтепровода Баку-Новороссийск от Махачкалы до российско-азербайджанской границы, и он превратится в нефтепровод Махачкала-Новороссийск.
У нефтепровода Махачкала-Новороссийск имеется три серьёзных недостатка.
1. Поступившая в него высококачественная нефть Каспийского региона в Новороссийске превращается в Urals. Urals в Западной Сибири — это тоже высококачественная нефть. Но на пути западно-сибирской нефти на запад в неё добавляется нефть Волго-Уральской провинции. А в последней высокое содержание серы. Это «портит» качество Urals. Планы решения проблемы имеются. В Нижнекамске «Татнефть» построила НПЗ «Танеко», на котором будет перерабатываться высокосернистая нефть Татарстана. В конце января этого года на НПЗ запущена установка гидрокрекинга. Честь нефти Волго-Уральской провинции (главным образом нефть «Башнефти») будет направлена в восточные маршруты «Транснефти». Будут создан банк качества нефти и методики его применения на входе/выходе нефтепроводной системы «Транснефти».
2. Нефтепровод проходит через территорию Дагестана, где высокий уровень криминальной активности. По отношению к территории Чечни эта проблема решена за счет прокладки новой трубы в обход республики. А на территории Дагестана в Махачкале находится нефтяной терминал, через который в нефтепровод поступает российская, казахстанская и туркменистанская нефть. Но есть обоснованная надежда на то, что рано или поздно влияние криминальных кланов в республике будет минимизировано.
3. Танкеры, принявшие нефть на терминалах Черного моря, на мировые рынки идут через проливы Босфор и Дарданеллы. А они загружены проходящими судами. Для решения этой проблемы прорабатывались варианты строительства нефтепроводов «в обход» проливов — Бургас-Александруполис и Самсун-Джейхан. Но в последнее время её острота снижается. Нефтяные потоки России разворачиваются на восток. Развивается Балтийская трубопроводная система. Большая часть нефти может идти на экспорт через российские терминалы на Балтийском море. Здесь активно развивается порт Усть-Луга.
К этому нужно добавить, что терминал в Махачкале не в полной мере соответствует возможностям транспортировки нефти в регионе. Однако имеются конкретные планы его модернизации (См. Примечание 5).
Выше мы рассмотрели общие вопросы. Но всё будет зависеть от реальных объёмов. Представления по общим объемам прокачки нефти по нефтепроводу Махачкала-Новороссийск дают следующие цифры. В 2012 году через терминал порта Махачкалы осуществлена перевалка . В 2013 году — 4,2 млн т. Для 2013 года приведена поставок нефти: 1,2 млн т российской (с месторождения им. Ю.Корчагина), 2,8 млн т казахстанской и 0,2 млн т туркменистанской. Имеющиеся мощности терминала позволяют осуществлять перевалку . Рассматриваются планы их доведения к 2015 году до 10 млн т (нефть и нефтепродукты). То есть, даже без учёта азербайджанской нефти нефтепровод в 2013 году был загружен на 53-56%. Это удовлетворительная загрузка для коммерческих нефтепроводов.
В ближайшем будущем добыча нефти в российском, казахстанском и туркменстанском секторах Каспийского региона будет расти. В азербайджанском — будет , в иранском — не начнётся.
В российском секторе Каспия в 2000-2008 годах открыто 8 месторождений углеводородов. По данным «Лукойла», их суммарные извлекаемые 346 млн т нефти и конденсата и 666 млрд куб. м газа. На месторождении им. Корчагина добыча нефти начата в 2010 году. В 2013 году добыто порядка 1,5 млн т нефти. Пик добычи — 2,3 млн т нефти и 1 млрд куб. м газа, будет достигнут к 2016 году. В конце 2013 года «Лукойл» завершил первый этап обустройства месторождения им. Филановского. Добыча на нем начнется в 2015-2016 годах и на «полке» 8 млн т нефти и 1 млрд куб. м газа в год. Декларированы планы добычи нефти и газа и на других месторождениях российского сектора Каспия. Но их реализация не начата. Проекты добычи нефти на месторождениях им. Корчагина и им. Филановского включают и строительство трубопроводной системы (на завершающей стадии обустройства промыслов). По ней добытая нефть будет поступать в нефтепровод Тенгиз-Новороссийск (Каспийский трубопроводный консорциум). Но до ввода ее в строй «ранняя» нефть с этих месторождений будет экспортироваться через нефтепровод Махачкала-Новороссийск.
Впереди начало добычи нефти на месторождении Центральное. (См. Примечание 6). Оно сформировано природой и открыто людьми как будто специально для заполнения нефтью нефтепровода Махачкала-Новороссийск. Представляется, что первая добытая на нем нефть поступит в нефтепровод Махачкала-Новороссийск в 2019-2020 годах, а добыча на «полке» составит 3-5 млн т в год. В акватории Каспия на границе России и Азербайджана выявлена крупная нефтегазоперспективная структура Ялама. Однако ее опоискование в азербайджанском секторе акватории (пробурено две скважины) дало отрицательные результаты. Это снижает, но не отменяет перспективы российской части структуры. На ней непременно пробурят поисковую скважину. В случае открытие здесь нефтяной залежи, добытая из нее нефть будет транспортироваться по нефтепроводу Махачкала-Новороссийск.
Имеются создания в Дагестане нефтегазовой компании. Это вполне конструктивная инициатива. Автор статьи знаком с результатами поисковых работ, выполненных в регионе (включая прибрежный шельф Каспия) «Газпромом». Тогда «Газпром» интересовали только крупные нефтегазоперспективные объекты. Такие не обнаружены. А небольшая компания может вполне эффективно вести поисковые работы, ориентируясь на открытие и последующую разработку небольших месторождений нефти и газа. В случае ее удачного становления, добытая нефть может экспортироваться по нефтепроводу Махачкала-Новороссийск.
Основной прирост добычи нефти в казахском секторе региона даст . Но эта нефть пойдет в нефтепровод Тенгиз-Новороссийск (в настоящее время ведутся работы по расширению его пропускной способности). На махачкалинский терминал идет нефть с месторождений Мангистауской области. Там крупные месторождения (Узень, Жетыбай, Каламкас) находятся на поздней стадии разработки. Добыча нефти на них снижается. В целом же по области в 2013 году добыто (102% к 2012 году). Скорее всего, добыча на «полке» продержится и в ближайшие годы, а ее спад не будет резким. За прокачку части этой нефти может бороться нефтепровод Махачкала-Новороссийск. Вполне реально сохранить поставки казахской нефти на уровне 2013 года.
В последние годы добыча нефти в Туркменистане растет: 2010 год — 9,4 млн т, 2011 год — 10,4 млн т, 2012 год — 10,9 млн т. Прогноз добычи в 2015 году — 20,0 млн т. Последняя цифра опубликована государственными органами. Более реальной представляется уровня добычи нефти, выполненная независимой компанией BMI: 2016 год — 17,5 млн т. Очевидно, такой уровень добычи нефти сохранится в обозримом будущем. Для экспорта нефти Туркменистан активно создает танкерный флот. На верфях «Красное Сормово» уже построено 5 однотипных танкеров грузоподъемностью 7100 т. Строительство еще одного закончится весной этого года. Экспорт нефти ведется через терминалы в портах Туркменбаши и Экерем.
В туркменистанском секторе Каспия на Блоке-1 работы ведет (с 1996 года) малазийская Petronas. До их начала там были открыты месторождения Магтымгулы (Восточный Ливанов), Овез (Центральный Ливанов) и Диярбекир (Баринов). Petronas открыла еще два — Машрыков и Гарагол-Дениз. месторождений Блока-1: 75 млн т нефти и конденсата и 245 млрд куб. м газа. Добычу нефти на Блоке-2 ведет англо-арабская Dragon Oil. На нем находятся месторождения Джегалыбег (Жданов) и Джейтун (ЛАМ), разрабатываемые с 1966 и 1976 годов соответственно. Построены новые платформы, пробурено около 80 эксплуатационных скважин. Суточная добыча нефти увеличена на порядок. В 2013 году добыто 3,4 млн т. Выход на «полку» — 4,7 млн т нефти в год, к 2015 году. Добыча на «полке» будет удерживаться 5 лет. В Махачкалу нефть из Туркменистана поставляют мелкие производители. Поставки нерегулярные. Для развития этого направления «Транснефть» ведет переговоры с компанией Trafigura. Предполагается, что она консолидирует поставки туркменистанской нефти.
В борьбе за казахстанскую и туркменистанскую нефть у «Транснефти» имеется серьезный конкурент. Это иранский нефтепровод Нека-Тегеран (ранее по нему осуществлялась поставка нефтепродуктов с Тегеранского НПЗ на побережье Каспия). По нефтепроводу нефть с терминала в Нека поступает на тегеранский и тебризский НПЗ. А взамен поставщики получают иранскую нефть в Персидском заливе (своп). Этот маршрут нефти из Каспийского региона работал с конца 90-х годов. Но был «выключен» в середине 2010 года из-за санкций против Ирана. На тот момент у Ирана существовали на поставки нефть с 16-ю компаниями Каспийского региона. В результате, туркменская нефть пошла на экспорт через нефтепровод Баку-Тбилиси-Джейхан. По нему с июля 2010 года до начала 2014 года 10,7 млн. т нефти, в 2013 году — 3,3 млн. Но сейчас дело идет к снятию санкций, и терминал Нека активно к приему нефти.
Другими конкурентами нефтепровода Махачкала-Новороссийск являются два нефтепровода Азербайджана — Баку-Супса и Баку-Тбилиси-Джейхан. Экспорт нефти по первому — в районе 4,0 млн т (2009-2013 годы) при пропускной способности в 7,2 млн т в год. Коммерческих поставок нефти по нему не осуществлялось. Экспортируется только нефть консорциума, разрабатывающего месторождения Азери-Чираг-Гюнешли.
Положение дел у нефтепровода Баку-Тбилиси-Джейхан не очень хорошее. Разработка месторождений с 2010 года находится в режиме падающей добычи. Этим обусловлено то, что прокачка азербайджанской нефти по нефтепроводу сократилась с 38,0 млн т в 2010 году до 28,0 млн т в 2012 году (на 26,3% за два года). В 2013 году в Азербайджане достигнута стабилизация добычи нефти. Прокачка нефти по нефтепроводу составила 27,5 млн т. (55,0% от его пропускной способности) (Примечание 7). С этого года по нефтепроводу пойдет и нефть SOCAR (около 1,7 млн т в год). Выше мы привели данные по прокачке через нефтепровод туркменистанской нефти. С ноября 2013 года по нему возобновилась прокачка казахстанской нефти. В январе этого года 239 тыс. т.
Конечно, консорциум, владеющий нефтепроводом Баку-Тбилиси-Джейхан, заинтересован в прокачке но нему казахстанской, туркменистанской и российской нефти. Но сможет ли он предложить владельцам нефти привлекательные тарифы в условиях невысокой загруженности нефтепровода?
В Азербайджане имеется еще один конкурент нефтепровода Махачкала-Новороссийск. Это два нефтеперерабатывающих завода компании SOCAR. В 2013 году на них переработаны небольшие партии казахстанской нефти.
Других конкурентов нефтепровода Махачкала-Новороссийск мы только перечислим: железнодорожный транспорт, действующие нефтепроводы — Тенгиз-Новороссийск и Узень-Атырау-Самара, строящийся нефтепровод Атырау-Атасу-Алашанькоу. По последнему будет осуществляться экспорт нефти из Западного Казахстана в Китай.
Таким образом, перспективы нефтепровода Махачкала-Новороссийск вполне определены. Это транспортировка российской нефти с месторождений в акватории Каспия («ранняя» нефть с месторождений им Корчагина и им. Филановского, вся нефть с месторождения Центральное), борьба за сохранение достигнутых объемов транспортировки казахстанской нефти и увеличение объемов туркменистанской нефти. Имеется уверенность, что в обозримом будущем объемы перекачки нефти по нефтепроводу будет на уровне, обеспечивающим его прибыльную эксплуатацию.
Так чем вызвано прекращение Россией действия договора на прокачку азербайджанской нефти по нефтепроводу Баку-Новороссийск? В первую очередь, изменениями в нефтяной сфере Каспийского региона, обусловленными векторами развития отдельных ее составляющих. Перманентные изменения в нефтеносных регионах и определяют жизнь нефтепроводов. Они строятся, реконструируются, переориентируется с аверсных на реверсные поставки нефти, консервируются и возрождаются вновь. Россия, предоставив Азербайджану 5,0 млн т пропускной способности нефтепровода Баку-Новороссийск, помогла ему в период становления добычи нефти на месторождениях Азери-Чираг-Гюшешли. Азербайджан поставками нефти SOCAR по нефтепроводу до 2014 г. помог России сохранить его до лучших времен. Эти времена настали. Но только для нефтепровода Махачкала-Новороссийск. Плохо то, что два соседа пока не поблагодарили друг друга за конструктивное и взаимовыгодное сотрудничество в течение 18 лет.
Примечание 1. Нефтепровод Баку-Новороссийск. Общая длина — 1330 км (231 км на территории Азербайджана). Введен в эксплуатацию в 1983 году. В советский период использовался для поставок западно-сибирской нефти на азербайджанские НПЗ. В 1997 году начал работать в реверсном режиме. По нему пошла ранняя нефть (с Сангачальского терминала) месторождений Азери-Чираг-Гюнешли. Позднее, по нему шла на экспорт нефть SOCAR. Пропускная способность на азербайджанском участке , на российском (от Махачкалы до Новороссийска) — . До 2007 года азербайджанской части трубопровода являлась АМОК (Примечание 4). Позднее — SOCAR.
Примечание 2. Азербайджанская нефть Azeri Light, транспортируемая по нефтепроводу Баку-Тбилиси-Джейхан, продается под маркой BTC FOB Ceyhan. Превышение ее цены над ценой Urals меняется в широких пределах. Например, разница средней цены в июле 2013 года составляла 1,72 долл. за баррель, а за август — 5,48 долл. Средняя разница цен за 2013 год — 2,88 долл.
Примечание 3. Нефтепровод Баку-Тбилиси-Джейхан. Введен в эксплуатацию в 2008 году. Протяженность — 1768 км (443 км на территории Азербайджана, 249 км — Грузии; 1076 км — Турции). Начинается на Сангачальском терминале. Пропускная способность — 50 млн т нефти в год. Принадлежит консорциуму BTC Co: BP (30,1 %), SOCAR (25 %), Unocal (8,9 %), Statoil (8,7 %), TPAO (6,5 %), ENI (5 %), Itochu (3,4 %), ConocoPhillips (2,5 %), Inpex (2,5 %), Total (5 %) и Amerada Hess (2,4 %).
Примечание 4. Нефтепровод Баку-Супса. Построен на основе старого нефтепровода «Баку-Батуми». Введен в эксплуатацию в 1999 году. Протяженность — 829 км (456 на территории Азербайджана). Начинается на Сангачальском терминале. Пропускная способность — 7,2 млн т в год. Принадлежит консорциуму (АМОК/AIOC), который разрабатывает месторождения Азери-Чираг-Гюнешли: BP (оператор, 35,78%), Chevron (11,27%), Inpex (10,96%), Itochu (4,3%), ExxonMobil (8,0006%), ONGC Videsh Ltd (2,72%), SOCAR (11,65%), Statoil (8,56%) и TPAO (6,75%).
Примечание 5. Порт в Махачкале — это Федеральное государственное унитарное предприятие «Махачкалинский морской торговый порт». Но монополистом по перевалке нефти в порту является ОАО «Дагнефтепродукт». А у «Транснефти» возникают сложности при работе с «Дагнефтепродуктом»«. Имеется конкретный план их минимизации. Расширение терминала по согласованию с «Транснефтью» будет производить группа «Сумма». То есть, в порту не будет монополиста. Кроме того, «Сумма» построит новый узел учета нефти за пределами территории порта и передаст его в эксплуатацию «Транснефти». Терминалы в порту будут сдавать нефть «Транснефти» по ее «счетчику».
Примечание 6. Нефтегазоконденсатное месторождение Центральное. Открыто в 2008 году. скважины глубиной 2758 м получен приток нефти дебитом 0,7 тыс барр. и газа — 70,5 тыс куб м в сутки. Оператор — СП «Центркаспнефтегаз» («Лукойл» — 25%, «Газпром» — 25%, «КазМунайГаз» — 50%). Расположено в 150 км к востоку от Махачкалы. Глубина моря на участке — 50-70 м. По извлекаемые ресурсы месторождения: 101,4 млн т нефти, 7,5 млн т конденсата и 162,1 млрд. куб. м газа. По извлекаемые запасы: 88 млн т нефти и конденсата, 37 млрд куб. м газа. Месторождение имеет особый и должно разрабатываться на основе СРП на паритетной основе между компаниями России и Казахстана. На сегодня у российской стороны имеются небольшие юридические «шероховатости» по переоформлению на него лицензии. Имеется и твердое желание как можно быстрее подготовить технико-экономическое обоснование освоения месторождения.
Примечание 7. Приведены цифры объемов прокачки нефти по нефтепроводу Баку-Тбилиси-Джейхан из отчетов ВР и Государственного таможенного комитета Азербайджана.
© 2009 Технополис завтра
Перепечатка материалов приветствуется, при этом гиперссылка на статью или на главную страницу сайта "Технополис завтра" обязательна. Если же Ваши правила строже этих, пожалуйста, пользуйтесь при перепечатке Вашими же правилами.
