| Импорт казахстанских углеводородов – устойчивая основа сотрудничества Европейского союза и Казахстана? |
 |
 |
| ЦЕНТРАЛЬНАЯ ЕВРАЗИЯ - ЭНЕРГЕТИКА | |||
| Автор: А.Строков, В.Парамонов | |||
| 03.03.2012 12:59 | |||
|
Западные компании стали первыми иностранными компаниями, приступившими к масштабному освоению нефтегазовых месторождений в постсоветском Казахстане. Уже в 1993 году стартовал проект по добыче углеводородов на месторождении «Тенгиз» с участием американских компаний, а в 1996 году – проект по добыче углеводородов на месторождении «Карагаганак» с участием европейских компаний. «Тенгиз» и «Карачаганак» – крупнейшие действующие нефтегазовые месторождения Казахстана, на которых добывается около 55% казахстанской нефти и свыше 76% газа. И только в первом десятилетии наступившего века в нефтегазовой отрасли Казахстана развернули активную деятельность китайские и российские компании, которые стали осваивать целый ряд других (более мелких, чем «Тенгиз» и «Карачаганак») месторождений. Результатом активности иностранных, в том числе и европейских компаний стал поступательный рост объемов добычи нефти и газа. Если в 1990 году Казахстан добывал всего лишь около 14 млн. тонн нефти и примерно 3 млрд. кубических метров газа, то в 2010 году эти показатели достигли 79,4 млн. тонн и 37,5 млрд. кубических метров соответственно. Однако следует особо отметить, что участие европейских компаний в поставках углеводородов из Казахстана пока сфокусировано только на поставках нефти, в то время как поставки газа до сих пор не являются объектом существенного интереса европейских компаний, инвестирующих в казахстанскую нефтегазовую отрасль. Дело в том, что «львиная доля» казахстанского газа – попутный газ, извлекаемый при добыче нефти. В советское время переработка газа в Казахстане практически не развивалась, так как объемы добычи нефти и, соответственно, извлекаемого попутного газа были невелики, и попутный газ сжигался на факелах. В постсоветское время, параллельно с увеличением объемов нефтедобычи, пропорционально увеличивались и объемы добываемого попутного газа, однако процесс внедрения в Казахстане современных технологий улавливания и утилизации попутного газа, строительства соответствующей инфраструктуры и хранилищ идет крайне медленно (всего лишь несколько лет назад в республике начали серьезно заниматься этими вопросами). Поэтому и в настоящее время значительная часть попутного газа, добываемого на казахстанских месторождениях, по-прежнему, сжигается на факелах. Остальной газ в основном поступает в Россию для очистки (Казахстану не хватает мощностей для переработки газа). Взамен же Казахстан получает из России очищенный газ для своих нужд. Так в 2010 году в Казахстане было добыто около 37,5 млрд. кубических метров газа. Около 14,5 млрд. кубических метров было поставлено в Россию, а Казахстан, в свою очередь, получил из России 4,4 млрд. кубических метров газа. Остальные объемы газа направляются на экспорт в рамках совместного российско-казахстанского проекта. Учитывая вышеизложенное, европейские компании пока участвуют лишь в поставках нефти из Казахстана. Так как на долю европейских компаний приходится около 30% добываемой в Казахстане нефти, а в страны ЕС (в основном в Италию, Нидерланды и Австрию) направляется более 42% казахстанского нефтяного экспорта. До распада СССР существовал только один вариант транспортировки казахстанской нефти: по нефтепроводу «Атырау – Самара», и практически вся добываемая в Казахстане нефть транспортировалась по этому нефтепроводу для дальнейшей переработки на российских НПЗ. Сегодня казахстанская нефть транспортируется по следующим направлениям: - по нефтепроводу «Атырау – Самара» в Самарскую область России и далее по нефтепроводу «Дружба» и балтийской трубопроводной системе в Европу; нефтепровод, протяженностью 700 километров и проектной мощностью 30 млн. тонн нефти в год, введен в эксплуатацию в 1970 году; к началу первого десятилетия нынешнего века пропускная способность нефтепровода снизилась до 15 млн. тонн в год; начиная с 2005 года, благодаря применению на нефтепроводе анти-турбулентных добавок, его мощность несколько увеличилась (примерно до 17 млн. тонн); - по нефтепроводу «Тенгиз – Новороссийск» и далее танкерами в Европу; нефтепровод, протяженностью 1510 километров и пропускной способностью 28 млн. тонн в год, построен в период 1996-2001 годов международной компанией «Каспийский трубопроводный консорциум» (КТК, Россия, Казахстан, Оман, ряд европейских и американских компаний); начиная с 2004 года, благодаря применению антитурбулентных добавок, его мощность увеличилась примерно до 35 млн. тонн в год; сегодня данный нефтепровод остается крупнейшим в Казахстане; - по нефтепроводам «Атасу – Алашанькоу» и «Кенкияк – Кумколь» в Китай; нефтепровод «Атасу – Алашанькоу» введен в эксплуатацию в 2006 году, его протяженность – 962 километра, а пропускная способность – 10 млн. тонн в год с перспективой увеличения до 20 млн. тонн в год; нефтепровод «Кенкияк – Кумколь» введен в эксплуатацию в 2009 году, его протяженность – 762 километра и та же пропускная способность, что и «Атасу – Алашанькоу». Помимо вышеуказанных нефтепроводов, казахстанская нефть также экспортируется через каспийский порт г.Актау (Казахстан), а затем танкерами по Каспийскому морю до г.Баку (Азербайджан) и г.Махачкала (Россия). Далее нефть экспортируется железнодорожным транспортом до г.Батуми (Грузия) и г.Новороссийск (Россия), а затем танкерами по Черному морю и дальше в страны назначения. В 2010 году объем добычи нефти в Казахстане составил 79,4 млн. тонн. В свою очередь, экспорт составил порядка 70,7 млн. тонн, более 30 млн. тонн из которых (около 43%) поставлено в страны ЕС. Нефтепровод «Тенгиз – Новороссийск» Хронология проекта. Данный нефтепровод, протяженностью около 1510 километров и первоначальной пропускной способностью 28,2 млн. тонн в год, соединяет нефтегазовые месторождения «Тенгиз» и «Карачаганак» (северо-западная часть Казахстана) с российским портом в г.Новороссийске. Нефтепровод начал строиться в 1996 году, введен в эксплуатацию в конце 2001 года. Оператором проекта является уже названный КТК. Нефтепровод проектировался с таким расчетом, чтобы его пропускная способность при соответствующей реконструкции могла бы быть увеличена с 28 млн. тонн нефти в год примерно до 67 млн. тонн, для чего в перспективе необходимо будет построить новые нефтеперекачивающие станции и нефтехранилища в районе г.Новороссийска, а также выносной причал. Распределение долей акционеров КТК на момент начала эксплуатации трубопровода было следующим: Россия – 24%, Казахстан – 19%, Оман – 7%, нефтегазовые компании Chevron Caspian Pipeline Consortium Co. (США) – 15%, LUKARCO BV (Россия) – 12,5%, Rosneft – Shell Caspian Ventures Ltd. (Россия) – 7,5%, Mobil Caspian Pipeline Co. (США) – 7,5%, Agip International (Италия) – 2%, BG Overseas Holdings Ltd. (Великобритания) – 2%, Kazakhstan Pipeline Ventures LLC (Казахстан) – 1,75%, Oryx Caspian Pipeline LLC (США) – 1,75%. В итоге первоначально доля европейских компаний в КТК была относительно невелика и составила лишь 10,6%, включая доли Аgip International (Италия) – 2%, BG Overseas Holdings Ltd. (Великобритания) – 2%, а также долю ВР (Великобритания) – 6,6%, которой она владела в двух совместных предприятиях – LUKARCO BV (СП с «ЛУКОЙЛом») и KPV (СП с «КазМунайГазом»). Уровень проектной пропускной способности нефтепровода в 28,2 млн. тонн в год был достигнут к середине 2004 года. В 2005 году пропускная способность нефтепровода была увеличена за счет применения анти-турбулентных добавок уже до 35,5 млн. тонн в год. В 2007 году акционеры КТК приступили к разработке условий и положения пакетного соглашения по проекту расширения пропускной способности нефтепровода до 67 млн. тонн в год. Причем предполагалось, что после прохождения маршрута «Тенгиз – Новороссийск», далее часть нефти из Казахстана пойдет по планируемым нефтепроводам «Бургас – Александруполис» (Болгария – Греция) и «Самсун – Джейхан» (Турция) в обход турецких проливов. Однако в 2008 году выяснилось, что акционеры КТК, планируя увеличить пропускную способность нефтепровода, столкнулись с серьезными препятствиями, главным образом из-за отсутствия гарантий долгосрочных поставок соответствующих объемов нефти и высокой задолженности КТК перед кредиторами. Как представляется, данные обстоятельства явились главными причинами последующих изменений в составе консорциума, а также роста настойчивости России и Казахстана в продвижении планов расширения мощности трубопровода. Так, в начале 2008 года Оман вышел из консорциума, мотивировав свое решение неэффективностью проекта, и продал России свою долю в КТК (7%) за 770 млн. долларов. В результате доля РФ увеличилась с 24% до 31%, а общая доля России и российских компаний увеличилась до 47%: 31% принадлежат правительству РФ (акции находятся в доверительном управлении ОАО «Транснефть») и около 16% – российским компаниям («ЛУКОЙЛ» и «Роснефть») в составе совместных предприятий. В свою очередь, во второй половине 2008 года Россия и Казахстан, суммарно владея контрольным пакетом акций, стали еще более решительно продвигать идею увеличения пропускной способности нефтепровода. В частности, для того, чтобы склонить акционеров КТК к принятию данного решения, Москва и Астана намеревались запустить процесс банкротства консорциума, поскольку его долг перед кредиторами на тот период уже составлял 4,7 млрд. долларов. Причем главным условием, которое российская и казахстанская стороны выдвигали во избежание объявления процедуры банкротств, – согласие всех международных участников консорциума на увеличение пропускной способности нефтепровода. В конце 2008 года акционеры КТК достигли принципиальной договоренности по увеличению пропускной способности трубопровода, однако возникли разногласия по вопросам финансирования соответствующих мероприятий. Британская компания ВР выступала за привлечение внешних заимствований, в то время как остальные акционеры КТК – за использование собственных средств консорциума. Согласия по данному вопросу найти не удалось. В результате, в 2009 году ВР вышла из КТК путем продажи своей доли (6,6%) за 1,6 млрд. долларов российскому «ЛУКОЙЛу» и за 250 млн. долларов казахстанскому «КазМунайГазу». В целом же доли акционеров КТК сегодня распределились следующим образом: Россия – 31%, Казахстан – 19%, нефтегазовые компании Chevron Caspian Pipeline Consortium Co. (США) – 15%, LUKARCO BV (Россия) – 12,5%, Rosneft – Shell Caspian Ventures Ltd. (Россия) – 7,5%, Mobil Caspian Pipeline Co (США) – 7,5%, Agip International (Италия) – 2%, BG Overseas Holdings Ltd (Великобритания) – 2%, Kazakhstan Pipeline Ventures LLC (Казахстан) – 1,75%, Оryx Caspian Pipeline LLC (США) – 1,75%. Таким образом, доля участия европейских компаний в нефтепроводе «Тенгиз – Новороссийск» составила всего лишь 4%, а сама европейская сторона практически утратила возможность влиять на дальнейшую судьбу данного проекта. В декабре 2010 года акционеры КТК окончательно одобрили планы по увеличению пропускной способности нефтепровода «Тенгиз – Новороссийск» до 67 млн. тонн в год, а с использованием анти-турбулентных присадок – до 76 млн. тонн нефти в год. Строительные работы должны будут вестись в три этапа. Первый этап предполагает модернизацию существующих нефтеперекачивающих станций (НПС), в ходе второго и третьего этапов будет построено по пять новых НПС, выносное причальное устройство на морском терминале (г.Новороссийск), а также будут заменены нынешние трубы 88-километрового участка трубопровода на территории Казахстана на трубы большего диаметра. Реализация первого этапа была запланирована на 2011 год, второго – на 2012 год, третьего – на 2014 год. Однако реальные сроки мероприятий представляются расплывчатыми, как и сама перспектива увеличения пропускной способности нефтепровода «Тенгиз – Новороссийск». Основные причины прежние: отсутствие четких гарантий «большой нефти» с шельфа Каспийского моря и значительная задолженность консорциума КТК перед кредиторами. Все это также осложняется последствиями мирового кризиса и сложностью финансовой ситуации практически у всех нефтегазовых компаний. Объемы прокачки нефти. Объемы прокачки нефти в 2008 году составили 31,47 млн. тонн, в 2009 году – более 34,5 млн. тонн, а в 2010 году – около 35 млн. тонн. По трубопроводу нефть с месторождений «Тенгиз» и «Карачаганак» транспортируется к российскому порту Новороссийск (терминал «Южная Озереевка») и далее танкерами через турецкие проливы Босфор и Дарданеллы. Через нефтепровод осуществляются самые крупные экспортные поставки казахстанской нефти. Кроме того, на кропоткинской нефтеперекачивающей станции (Краснодарский край, Россия) в нефтепровод «Тенгиз – Новороссийск» поступает и российская нефть. Объемы инвестиций. Стоимость строительства нефтепровода «Тенгиз – Новороссийск» составила свыше 2,6 млрд. долларов. Причем, распределение инвестиций по строительству нефтепровода среди акционеров КТК выглядело следующим образом: Россия – 625 млн. долларов, Казахстан – 494 млн. долларов, Оман – 182 млн. долларов, нефтегазовые компании Chevron Caspian Pipeline Consortium Co. (США) – 390 млн. долларов, LUKARCO BV (Россия) – 326 млн. долларов, Rosneft – Shell Caspian Ventures Ltd. (Россия) – 195 млн. долларов, Моbil Caspian Pipeline Co. (США) – 195 млн. долларов, Agip International (Италия) – 52 млн. долларов, BG Overseas Holdings Ltd. (Великобритания) – 52 млн. долларов, Kazakhstan Pipeline Ventures LLC (Казахстан) – 45 млн. долларов, Oryx Caspian Pipeline LLC (США) – 45 млн. долларов. В итоге доля европейских инвестиций в строительство нефтепровода составила около 267 млн. долларов (чуть больше 10%), включая 52 млн. долларов Agip International (Италия), BG Overseas Holdings Ltd. (Великобритания) – 52 млн. долларов, ВР (Великобритания) – 163 млн. долларов. Пока трудно сказать, какие объемы инвестиций потребуются для увеличения пропускной способности нефтепровода «Тенгиз – Новороссийск». Европейские компании, которые сегодня присутствуют в КТК (Agip International (Италия) и BG Overseas Holdings Ltd (Великобритания)) в принципе не возражают против решения акционеров КТК, однако не исключено, что их готовность предоставить инвестиции в необходимом объеме окажется под вопросом. На начало 2011 года смета расходов по расширению нефтепровода утверждена акционерами КТК в размере 5,4 млрд. долларов, что на 55% превышает первоначальную оценку (от 2008 года). Как отмечают сами акционеры КТК, реальная стоимость проекта может оказаться на 15% выше утвержденной сметы, и тогда предполагается осуществлять заимствования на международных финансовых рынках. При этом должна быть приостановлена выплата кредиторам по займам до окончания строительства, что и позволит профинансировать проект расширения в основном за счет собственных средств КТК. После окончания строительства выплаты задолженности будут осуществляться на основе принципа «наравне и одновременно». Поставки казахстанской нефти по нефтепроводу «Баку – Тбилиси – Джейхан» Нефтепровод «Баку – Тбилиси – Джейхан» (БТД) проходит по территории Азербайджана, Грузии и Турции, начал строиться в 2003 году, введен в эксплуатацию в 2006 году. Проектная мощность нефтепровода – 50 млн. тонн нефти в год, однако к настоящему времени прокачивается только около 30 млн. тонн в год, в основном с азербайджанских месторождений. Стоимость нефтепровода БТД составила 3,6 млрд. долларов. Акционерами нефтепровода БТД являются следующие компании: BP (Великобритания) - 30,1%; AzBTC (Азербайджан) - 25%; Chevron (США) - 8,90%; Statoil (Норвегия) - 8,71%; ТРАО (Турция) - 6,53%; Eni (Италия) - 5%; Total (Франция) - 5%; Itochu (Япония) - 3,40%; Inpex (Япония) - 2,50%; ConocoPhillips (США) - 2,50%; Hess (США) - 2,36%. В целом, доля европейских компаний в БТД составляет 48,81%. Нефтепровод БТД не проходит по территории Казахстана, тем не менее, имеет определенное, хотя и косвенное отношение к европейскому участию в поставках нефти из Казахстана. Дело в том, что БТД изначально проектировался в расчете на перекачку не только азербайджанской, но и казахстанской, а в перспективе даже туркменской нефти. Для того чтобы нефтепровод БТД окупил себя и стал рентабельным, по нему необходимо прокачивать не менее 50 млн. тонн нефти ежегодно, что соответствует его проектной мощности. Но Азербайджан в одиночку не в состоянии обеспечить данный объем прокачки, и поэтому акционеры БТД строили планы продления нефтепровода БТД от г.Баку до казахстанского побережья с расчетом, чтобы БТД в перспективе смог принять «большую нефть» с казахстанского шельфа. Однако перспективы «большой нефти» с казахстанского шельфа пока остаются туманными. Объемы прокачки. Сегодня по БТД прокачивается чуть больше 30 млн. тонн нефти в год. Причем, около 30 млн. тонн поставляет сам Азербайджан. Кроме того, начиная с 2010 года, по БТД ежегодно прокачивается около 1,5 млн. тонн туркменской нефти. В свою очередь, казахстанская нефть прокачивалась по этому нефтепроводу лишь в течение кратковременного 15-месячного периода. Так, с октября 2008 года и до конца 2009 года по БТД осуществлялись небольшие поставки казахстанской нефти с месторождения «Тенгиз»: танкерами до Сангачальского терминала (г.Баку) и далее по БТД. В 2008 году было поставлено 285 тыс. тонн нефти, а в 2009 году – 1,9 млн. тонн. В начале 2010 года поставки казахстанской нефти по БТД прекратились вследствие того, что компанию ТОО «ТенгизШевронОйл» (оператор проекта по освоению месторождения «Тенгиз» - единственный поставщик казахстанской нефти по БТД) не устроили тарифы на прокачку нефти. По некоторым данным, та часть казахстанской нефти, которая в 2008-2009 годах прокачивалась по БТД, сегодня транспортируется по железной дороге по территории Азербайджана и Грузии в порт Батуми, где казахстанская национальная компания «КазМунайГаз» владеет нефтеналивным терминалом. *** В целом, на сегодняшний день масштабы европейского участия в поставках углеводородов из Казахстана выглядят скромными, а перспективы их увеличения – туманными. Основные риски определятся множеством факторов: отсутствием «большой нефти» на казахстанском шельфе, ухудшением и без того сложной экономической ситуации в Евросоюзе, конкуренцией между РФ и ЕС за транзит казахстанской нефти, а также политикой казахстанских властей в отношении иностранных инвесторов. Источник: Время Востока, http://www.easttime.ru Похожие материалы:
|
Главной целью экономической / энергетической стратегии Казахстана де факто является максимальное наращивание объемов добычи и поставок углеводородов на внешние рынки. Этой же цели подчинена и политика ЕС, а также сама проектно-инвестиционная деятельность иностранных, в том числе и европейских компаний в казахстанской нефтегазовой отрасли, что в итоге и формирует достаточно устойчивую основу для европейско-казахстанского энергетического сотрудничества.
Мы в Моем Мире 
