Дело труба. Баку-Тбилиси-Джейхан и казахстанский выбор на Каспии - [11]
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.
