Каспий: Зачем он Западу? 6. Куда потечет каспийская нефть?

6. Куда потечет каспийская нефть?

6.1. Проблемы транзита

Эпиграфом к этому разделу можно было бы взять слова Дж.Д.Рокфеллера, сказанные много лет назад: "Кто контролирует нефтетранспорт, тот держит в руках и добычу, и переработку нефти", добавив "и геополитику".

Стратегическое значение любого нефтегазоносного региона заключается в объемах запасов его ресурсов (определяют объем, продолжительность перспективных поставок и экономику добычи – издержки на устье скважин, то есть в итоге цену ф.о.б.) и месторасположение (определяют издержки добычи плюс издержки доставки до потребителя, то есть в итоге цену с.и.ф.). Поэтому ключевыми вопросами Каспийского региона стали вопросы транспортировки нефти на мировые рынки – именно они предопределяют экономические перспективы развития прикаспийских стран, и именно они выступают в качестве главных факторов формирования нового геополитического расклада сил в регионе. Но решение этой проблемы зависит не только и не столько от интересов экспортеров нефти, сколько от интересов крупнейших импортеров нефти – импортер превращает нефть экспортера в товар.

Проще говоря, любой нефтепровод должен отвечать, как минимум, двум условиям: иметь гарантированную загрузку в начале трубы в долгосрочной перспективе и стабильный рынок в конце трубы в долгосрочной перспективе. Помимо этого выбранная труба должна обеспечить надежность доставки и иметь приемлемую цену (тариф) доставки нефти на мировые рынки. Иной раз желательно сохранить индивидуальные качества нефти в конце трубы, то есть не смешивать ее в начале трубы или где-то по пути с другими сортами. Конечно же, огромное значение имеет и политическая составляющая – у хозяина трубы появляется возможность оказывать и политическое, и экономическое воздействие на страны, из которых и через которые проходит ее трасса. Впрочем, и у последних тоже появляются свои рычаги давления на хозяина трубы. Выбор же маршрута трубы – прерогатива хозяина нефти. Как известно, у каспийской нефти несколько хозяев. Это – национальные нефтяные компании прикаспийских государств и международные операционные концерны, куда входят компании из разных стран. Поскольку большая часть каспийской нефти принадлежит иностранным компаниям (инвестору), то и в транзите добытой нефти решающее слово принадлежит им. Учитывать при этом экономическую целесообразность транзита или политические факторы тоже их дело – нефть всегда имела политический привкус.

Гарантированность загрузки трубы определяется экспортным потенциалом месторождения, который в свою очередь определяется доказанными извлекаемыми запасами (по российской классификации категории А+В или А+В+С₁). В оценке экспортного потенциала Каспийского региона, как и в оценке доказанных ресурсов (см. раздел 3.2) , существует огромный разброс мнений. По данным Министерства топлива и энергетики РФ, к 2010 году экспортный потенциал региона не превысит 70-80 млн тонн в год. Российские эксперты приводят (табл. 6.1, 6.2, рис. 6.1) существенно большие объемы – 130-180 млн тонн в год. По-иному оценивают свои возможности сами прикаспийские страны (табл. 6.3). Эксперты министерства энергетики США подтверждают (табл. 6.4), что общий экспорт нефти из Каспийского региона составит к 2015 году 200-230 млн тонн.

Что касается проблемы стабильного рынка в конце трубы, то, несомненно, для каспийской нефти найдется место на мировом рынке – покупатель всегда отыщется, вопрос лишь в цене. Однако потребителей, испытывающих в каспийской нефти острую нужду по новой опековской цене (22-28 долларов за баррель), сегодня нет. Запад с самого начала рассматривал ее как потенциальный резерв, который может быть задействован либо в случае истощения запасов нефти на Северном море, Персидском заливе и других регионах мира, либо в случае изменения ценовой конъюнктуры на мировых рынках не в пользу Запада. Эксперты отмечают, что "как альтернатива для арабской нефти сырье с Каспийского моря может иметь большое значение для Европы, но только к 2010 году, когда уменьшится добыча на Северном море, и Старый континент должен будет увеличить экспорт. Однако, чтобы так случилось, до этого времени должна быть создана независимая от государств Залива, а лучше всего от России, трасса транспортировки сырья".

Таблица 6.1. Экспортный потенциал прикаспийских государств, млн тонн [В.Кошинец, В.Василюк, 2001]

Страна	2000 г.	2005 г.	2010 г.
Азербайджан	4.54	38.40	74.95
Казахстан	29.53	56.22	76.02
Туркменистан	5.36	23.09	28.76
Всего	39.43	117.71	179.73

Таблица 6.2. Прогноз добычи и экспорта нефти (тыс. барр. в день) и газа (млн куб. футов в день) в 2010 году прикаспийскими государствами [И.Мятлева, 2002]

Страна	Возможный уровень добычи нефти	Возможный уровень экспорта нефти	Возможный уровень добычи газа	Возможный уровень экспорта газа
Азербайджан	1200	1000	1100	500
Казахстан	2000	1700	1100	350
Россия*	300	300	-	-
Туркменистан	200	150	3900	3300
Всего	3700	3150	6100	4150

* - Астрахань, Дагестан и Северо-Кавказский регион, примыкающий к Каспию.

Главным географическим недостатком каспийского региона является то, что он, будучи внутриконтинентальным, лишен свободного доступа в мировую коммуникационную систему. Удаленность от основных рынков сбыта, отсутствие прямого выхода к глубоководным портам Мирового океана, где могли бы быть задействованы супертанкеры, необходимость транзита через третьи страны и связанный с этим высокий уровень риска, все возрастающая конкуренция между прикаспийскими государствами, заинтересованными в транзите собственных ресурсов, накладывают жесткие требования к выбору маршрутов экспортных трубопроводов и выводят проблему транспорта в категорию лимитирующих освоение углеводородных ресурсов Каспия.

Таблица 6.3. Прирост извлекаемых запасов нефти и газа на Каспии к 2010 году

Нефтегазоносная область	Ожидаемый прирост добычи
Нефтегазоносная область	газ, млрд м³	нефть, млн тонн
Астраханско-Тенгизская	50	200
Промысловско-Бузачинская	10	20
Предкавказская и Мангышлакская	10	10
Терско-Каспийская и Самурско-Песчаномысская	10	30
Северо-Апшеронская	30	20
Апшероно-Прибалханская	50	50
Южно-Каспийская	60	40
Всего	220	370

Таблица 6.4. Добыча и экспорт нефти в Каспийском регионе, млн тонн в год [United States Energy Information Administration]

Страна	Добыча			Экспорт
Страна	1990 г.	2000 г.	2010 г.	1990 г.	2000 г.	2010 г.
Азербайджан	11.9	13.3	55.2	3.5	6.7	46.0
Казахстан	27.7	30.3	92.0	5.0	25.3	78.2
Туркменистан	5.7	6.9	9.2	3.2	4.6	6.9
Россия*	6.6	0.5	13.8	-	0.3	13.8
Всего	51.9	51.0	170.2	11.7	36.9	144.9

* - Астраханская область, Дагестан и Северный Кавказ.

Но, в то же время, минеральные ресурсы Каспия занимают стратегически выгодное местоположение: с одной стороны, они расположены между главными рынками сбыта – между Европой и Азией, с другой, – между главными поставщиками нефти на мировой рынок – между Ближним Востоком и Россией. Впрочем, оба эти фактора могут сыграть и отрицательную роль – каспийской нефти придется выдержать конкуренцию и ближневосточной нефти, и российской нефти. Так, свободные объемы только арабской нефти ОПЕК составляют 500-600 млн тонн в год, что намного (в 2-3 раза) больше совокупных возможностей прикаспийских стран. И в этих условиях, одним из основных факторов, предопределяющих выход каспийской нефти на мировой рынок, становятся показатели рентабельности добычи и транспортировки нефти, то есть цена с.и.ф. Средний уровень издержек добычи и транспортировки каспийской нефти, проигрывая ближневосточной нефти и выигрывая российской и североморской, с трудом вписываются в мировые стандарты. И с этой точки зрения для каспийской нефти наиболее привлекательным рынком сбыта являются страны Причерноморья и Северный Иран.

Рис. 6.1. Экспортный потенциал Каспия [А. Конопляник, 2001]

Другой важный фактор получения доступа к рынку – качество нефти (табл. 6.5). Так, НПЗ Западной и Центральной Европы ориентированы на нефть с низким содержанием серы – легкая малосернистая азербайджанская нефть здесь вне конкуренции. Восточноевропейские страны являются традиционными импортерами западносибирской нефти, а НПЗ Южной Европы ориентированы на сернистую нефть средней плотности из Ближнего Востока и Северной Африки. Для казахстанской нефти сорта Tengiz очень подходят рынки Южной и Восточной Европы. Желание сохранить качество нефти и тем самым получить доступ к рынку, и одновременно выиграть на цене заставляет нефтяные компании выбирать сложные маршруты транзита. Заметим также, что нефть каспийского бассейна гораздо ближе по качеству к ближневосточной, чем нефть российских континентальных месторождений.

Все эти (и другие) факторы в той или иной степени сказываются на выборе маршрута каспийской нефти, но не они стали лимитирующими. Лимитирующим стал геополитический интерес Соединенных Штатов Америки к Каспийскому региону, который, в свою очередь, необходимо рассматривать в контексте глобальной экономической стратегии США – взять под свой контроль мировые энергоносители и маршруты их транзита. И в столицах прикаспийских стран, жаждущих вести независимую от России внешнеэкономическую политику, понимают, что дружба с США является обязательным условием выхода их углеводородных ресурсов на мировые рынки.

Таблица 6.5. Свойства некоторых сортов нефтей

Сорт

Плотность, градусы API

Содержание серы, %

Российская смесь Urals

1.3

Каспийская:

Tengiz

Azeri Light

Смесь КТК (CPC)

46.9

34-35

42-44

0.51

0.14-0.15

0.7-0.8

Североафриканская:

Saharian Blend

Es Sider

0.1

0.5

Западноафриканская:

Bonny Light

Qua Iboe

Brass River

0.1

Примечание. API – Американский институт нефти

Позицию США в транспортировке каспийской нефти изложил еще в 1994 году в докладе Конгрессу Ян Калицки, специальный посланник США по сотрудничеству с новыми независимыми государствами. Она включает три пункта: 1) диверсифицировать направления поставок нефти и газа, сотрудничать с ключевыми странами, производящими энергоресурсы, со странами, через территории которых осуществляется транзит, и со странами, потребляющими энергоресурсы Каспия; 2) увеличить объемы поставок каспийской нефти, с тем, чтобы снизить степень зависимости от ближневосточной нефти; 3) помнить о том, что успех нынешних инвестиций нефтяных компаний прокладывает дорогу для увеличения экспорта оборудования и услуг со стороны малых и средних американских компаний.

Что кроется под этими пунктами?

Под диверсификацией поставок нефти подразумевается отстранение от каспийской нефти и путей ее транзита недружественных стран. К таковым, как это не покажется странным на фоне шумихи о "союзничестве" и "партнерстве" США и России, прежде всего, причислена Россия. За Россией следует Исламская Республика Иран, затем страны, мало-мальски дружественные Ирану и России. В 1999 году министр энергетики США четко обозначил: "Направление политики Соединенных Штатов должно совпадать с направлением нефтяных маршрутов". Там понимают, что контроль над трубой – это контроль над политикой транзитных стран, а также беспрепятственное использование выгодного военно-стратегического расположения Каспийского региона. И вторая цель США предельно проста – организовав между сырьевыми странами конкуренцию, обрушить мировые цены на нефть. Если учесть, что ежегодная мировая добычи нефти сегодня составляет около 3 млрд тонн, то к 2010-2015 годам вклад Каспийского региона в мировую добычу возрастет до 5-7%. По мнению западных аналитиков, этого вполне достаточно для ослабления ценовой зависимости Запада от стран Персидского залива. Если, скажем, Западу удалось бы с помощью каспийской нефти снизить цены на мировом рынке на 1 доллар за баррель, только США сэкономили бы на этом 4-5 млрд долларов в год. Ну и, наконец, США при этом одновременно получают огромный (с населением около 50 млн человек) рынок сбыта своих товаров.

Претендовала на роль монопольного транзитера каспийской нефти и Россия. О том, что контроль над экспортными трубопроводами, по сути, равноценен геополитическому контролю над всем регионом, и в Росси прекрасно понимали. К тому же Россия рассчитывала взять реванш за проигрыш в борьбе при разделе нефтегазовых ресурсов Каспия. В случае успеха у России появились бы громадные возможности влиять на мировой рынок – если возникнет избыток нефти в мировых рынках, она могла бы, не сокращая собственного экспорта, урезать поток каспийской нефти, и, наоборот, если возникнет дефицит нефти в мировых ранках, – предложить рынку каспийскую нефть. И до середины 1990-х годов казалось, что в транзите каспийской нефти нет альтернативы российскому варианту.

В пользу России выступали два довода. Во-первых, в 1993 году, давая согласие на привлечение третьих стран к освоению нефти Каспия, Россия настаивала на том, чтобы транспортировка углеводородного сырья шла через ее территорию. Какие-то заверения, возможно, она тогда получила. Во-вторых, российская транспортная система после незначительной модернизации была в состоянии пропустить консолидированный объем нефти, добываемый в Азербайджане, Казахстане и Туркменистане. В транзите восточно-каспийской нефти Россия предлагала использовать нефтепроводную систему Атырау-Самара-Дружба, а западно-каспийской – модернизированный нефтепровод Баку-Новороссийск.

В 1959 году Совет Экономической Взаимопомощи (СЭВ) принял решение о строительстве магистрального нефтепровода из СССР в Польшу, Чехословакию, ГДР и Венгрию. Он начинается в Самарской области, а около белорусского города Мозыря делится на две части. Северная часть проходит через Польшу в ГДР, южная – через Чехословакию в Венгрию. В 1962 году нефть по этому нефтепроводу начала поступать в Чехословакию, в 1963 году – в Венгрию, Польшу и ГДР. Полностью нефтепровод был введен в эксплуатацию в октябре 1964 года. В 1970-1975 годах протяженность нефтепровода Дружба увеличилась еще на 2000 км. К концу 1970 года по нему перекачивали нефть Татарии, Башкирии, Удмуртии, Мангышлака, Самарской (Куйбышевской) области и Западной Сибири. С пуском второй очереди протяженность нефтепровода Дружба достигла 10000 км. В 1976 году завершилось строительство нефтепровода Сургут-Полоцк, протяженностью 3250 км, проходящего по так называемому северному коридору Дружбы. На территории Украины и Словакии система Дружба двухниточная, поэтому технологическое разделение российской и каспийской нефти по отдельным трубопроводам может производиться автоматически. Но в Чехии, Венгрии и Хорватии нефтепровод однониточный, там уже нужно будет согласовывать график прокачки.

Но и против России работали два фактора. Во-первых, интересы других прикаспийских государств не совпадали с интересами России: они являются конкурентами на мировом рынке углеводородного сырья. Во-вторых, интересы Запада не совпадали с интересами России; страны-потребители хотят не просто диверсифицировать поставки сырья, а быть участниками диверсификации, владельцами транзитных трубопроводов, а через них управлять регионом.

…Сегодня существует очень много проектов транспорта каспийской нефти на мировые рынки. Какая труба окажется "сухой", а какая "мокрой", какая – основной, а какая – побочной, сказать еще преждевременно; они проектировались в разных условиях ценовой конъюнктуры и в разных политических обстановках. Но контуры будущих нефтяных потоков каспийской нефти уже вырисовываются достаточно отчетливо. Для обеспечения к 2015 году совокупного экспорта из Каспийского региона 200 млн тонн нефти и 165 млрд м³ газа иностранные инвесторы планируют израсходовать 125-130 млрд долларов, причем треть этой суммы придется на сооружение трубопроводных мощностей и транспортные тарифы. Однако единого оператора нефтетранзитных коридоров Каспий-Европа и Каспий-Азия пока еще не существует. В целом же можно заключить, что ни по своим экспортным ресурсам, ни по себестоимости добычи, ни по транзитным издержкам каспийская нефть в ближайшее время не сможет оказать на мировом рынке энергоресурсов серьезной конкуренции ближневосточной нефти.

6.2. О тарифах

Сейчас вокруг Каспия и далеко за его пределами идет отчаянная борьба за "трубу". Мои попытки четко ответить на вопрос, кто и сколько получит за трубу или за ее часть, не увенчались успехом, но ориентировочную информацию о масштабах "валютного дождя из трубы" можно получить из табл. 6.6. При этом надо заметить что, доход от чужой трубы практически не зависит от конъюнктуры нефтяного рынка – прибыль страны, через которую проходит чужой нефтепровод, стабильный и постоянный. Если же чужая нефть проходит через свой нефтепровод, то хозяин трубопровода, при выгодных для себя условиях, может повысить тариф или же реэкспортировать сырьевые ресурсы одной страны в другую – цена платы за реэкспорт может составить треть стоимости нефти.

Таблица 6.6. Сравнение тарифов на транспортировку нефти по данным Транснефти (А) и НГ (Б), доллар на 100 тонно-километр

Страна	Направление	Тариф
Страна	Направление	А	Б
Россия	На Новороссийск	-	0.36
	На Одессу	0.27	0.37
	На Вентспилс	0.27	0.37
	На Западную границу для российских компаний	0.29	0.38
	На Западную границу для казахстанских компаний	-	0.73
Украина	На Одессу	0.44	0.44
Украина	На западную границу	0.73	0.76
Белоруссия	На западную границу	0.53	0.53
Белоруссия	На Вентспилс	0.64	0.64
Латвия	На Вентспилс	0.71	0.71
Литва	На Вентспилс	0.99	0.99
Казахстан	На границу РФ	1.5	1.5

Уровень тарифов, действующих в российской системе Транснефти, ниже существующих в других странах, в 1.6-3.7 раза. Средние экспортные тарифы за прокачку нефти российских компаний (0.37 долларов на 100 тонно-километров) составляли в начале 2002 года 5.2% мировых цен на нефть. В мировой же практике распространен 10%-ный уровень.

К сказанному добавим несколько извлечений из литературных источников, заметив, что приводимые разными авторами цифры часто противоречат друг другу.

"За транзит азербайджанской нефти через свою территорию к черноморским портам Россия получает 15.67 долларов за тонну, за доставку морским путем в Геную или Роттердам – 5-7 долларов и плюс 5 долларов за перекачку каждой тонны нефти в береговые нефтехранилища". "Прибыль от перекачки 5 млн тонн азербайджанской нефти по трубопроводу Баку-Новороссийск составляет для России 160 млн долларов в год. Возможные ежегодные доходы России от транзита "большой" азербайджанской нефти оцениваются в 1.5 млрд долларов".

В 2001 году через прибалтийские порты экспортировано из России почти 64 млн тонн сырой нефти и нефтепродуктов – через Вентспилс 28.7 млн тонн, через Таллинн 21 млн тонн. По данным российских нефтяных компаний, стоимость прокачки российской нефти в латвийский порт Вентспилс по "латвийской" трубе составляет 20 долларов за тонну. Президент Латвийской ассоциации бизнеса А.Лембергс приводит совсем другие цифры: "Транспортировка тонны российской нефти по "латвийской" трубе стоит 2.1 доллара, перевалка и хранение – 4.7 долларов, портовые сборы – 0.8 доллара, в сумме – 7.6 долларов за тонну. Провоз российских нефтепродуктов по Латвийской железной дороге стоит 4.6 долларов за тонну, перекачка и хранение – 5.6 долларов, портовые сборы – 0.8 долларов, итого – 11 долларов за тонну".

Другой источник сообщает, что переориентирование транспорта нефти с латвийского порта Вентспилс на терминал Приморск (Ленинградская область) принесет экономию российским компаниям 5 долларов с каждой тонны, а по расчетам экспертов, Балтийская трубопроводная система, должна ежегодно давать в бюджет до 20 млн долларов налоговых поступлений.

"Транзит нефти через территорию Украины и страны Балтии обходится России примерно в 600 млн долларов в год". "Украинские тарифы за транзит российской нефти составляют 2.2 долларов за тонну на 100 км в направлении на Новороссийск и 4.9 – в направлении на Одессу".

"Национальная компания по транспортировке нефти КазТрансОйл в июле 1999 года повысила транспортный трубопроводный тариф с 7.13 до 9.0, а с 1 апреля 2000 года – с 9.0 до 15.0 долларов за тонну на 1000 км. До 1 апреля 2000 года доставка казахстанской нефти до Одессы по трубопроводу Актау-Атырау-Самара-Одесса стоила 27 долларов за тонну, а по смешанному железнодорожно-морскому маршруту (транспортировка нефти паромом через Каспийское море в Азербайджан, оттуда железной дорогой до Батуми, а потом танкером до Одессы) – примерно 50 долларов за тонну". "Доставка казахстанской нефти железной дорогой до Новороссийска обходится в 50 долларов за тонну. В 1997/98-х годах добыча и доставка 1 тонны тенгизской нефти на мировые рынка обходилась Казахстану в 75-81 долларов". "Транзит казахстанской нефти через Азербайджан принес бы Баку доходы, сопоставимые с экспортом собственной нефти".

6.3.Транспортные пути азербайджанской нефти

6.3.1. Транспортировка ранней нефти

Сейчас Азербайджан добывает около 15 млн тонн нефти в год (рис. 6.2), из них в Каспийском море – 8 млн тонн. У этой нефти два хозяина – ГНКАР (SOCAP) и АМОК (AIOC) (табл. 5.3).

Рис. 6.2. Добыча нефти в Азербайджане

Для транспортировки этой так называемой ранней азербайджанской нефти рассматривались следующие варианты: использование существующего, но предварительно реверсированного, трубопровода Баку-Новороссийск, реаминирование нефтепровода Баку-Батуми (Супса), транзит по азербайджано-грузинскому железнодорожному коридору ТРАСЕКА до черноморских портов и танкерная перевозка до портов Ирана для экспорта по методу замещения с терминалов Персидского залива.

Маршрут № 1. В 1995 году был введен в эксплуатацию азербайджано-грузинский железнодорожный коридор ТРАСЕКА Баку-Тбилиси-Батуми, и нефть АМОК объемом примерно 1 млн тонн в год начала поступать на мировые рынки.

Маршрут № 2. Осенью 1995 года АМОК и ГНКАР предложили "соломоново" решение транспортировки ранней нефти: ГНКАР предпочла маршрут Баку-Новороссийск, АМОК – Баку-Супса.

Рис. 6.3. Схема доставки каспийской нефти на мировые рынки

В декабре 1996 года между Россией и ГНКАР была достигнута договоренность о пробной перекачке 200 тысяч тонн нефти в Новороссийск по нефтепроводу Баку-Махачкала-Грозный-Тихорецк-Новороссийск (рис. 6.3). Протяженность трубы Баку-Новороссийск составляет 1411 (по другим источникам – 1348) километров, мощность – 5-7 млн тонн в год, транспортный тариф – 15.67 долларов за 1 тонну на 1000 км.

При этом ГНКАР четко оговорила, что "возможные затруднения российской стороны при транспортировке азербайджанской нефти через территорию Чечни являются проблемами самой России и ее правительства. Азербайджан не интересуют способы и пути доставки нефти в Новороссийск". Соглашение предусматривало также, что в случае задержки доставки азербайджанской нефти в Новороссийск или, если она не дойдет до Новороссийска по тем или иным причинам, то Россия обязана будет платить за задержку и поставлять потребителю западносибирскую нефть. Иными словами, за безопасность трубопровода Россия несла полную ответственность. Этот договор предусматривал ежегодное автоматическое пролонгирование, если одна из сторон не пожелает изменить условия договора, и повышение объема экспорта с доведением его к 2002 году до 5 млн тонн.

Через месяц после заключения российско-азербайджанского договора Чеченская Республика Ичкерия заявила о своем несогласии с условиями договора и выразила желание стать самостоятельным субъектом транзита азербайджанской нефти. 11 июля 1997 года было подписано азербайджано-российско-чеченское трехстороннее соглашение, в контексте которого Россия и Чеченская Республика должны были выработать отдельный двухсторонний договор об условиях транспортировки азербайджанской нефти по 153-х километровому чеченскому участку нефтепровода. Между Минтопэнерго РФ и правительством Чеченской Республики такой договор был выработан, и 25 октября 1997 года первая азербайджанская нефть пошла в Новороссийск. Но тут начались тарифные споры. Минтопэнерго отстаивало действующий по всей России тариф (0.43 доллар за тонну), чеченская сторона настаивала на 6.6 долларов за тонну (есть и другие цифры), подразумевая, что в этот тариф должны быть включены обязательства правительства РФ по восстановлению ТЭК республики. Правительство РФ признало справедливость требований, но эти деньги включило не в статью "тарифы", а в статью "компенсация затрат на восстановление ТЭК".

В ноябре 1997 года прокачка нефти в Новороссийск была восстановлена, но из-за хищений нефти и частых остановок на чеченском участке простой нефтепровода Баку-Новороссийск до 2000 года составлял 25-35%, что, естественно, вызывало справедливые упреки со стороны ГНКАР. Так, в 1999 году по российскому маршруту было прокачано всего 1.9 млн тонн нефти. Надо, однако, отметить, что Россия и при остановках чеченского участка старалась выполнять свои контрактные обязательства – нефть по трубе доставлялась до Избербаша, затем по железной дороге перевозилась до Тихорецка, где вновь сливалась в трубопровод.

17 января 2000 года прокачка нефти по чеченскому участку нефтепровода была полностью прекращена. В середине апреля 2000 года был сдан в эксплуатацию огибающий Чечню участок нефтепровода (рис. 6.4) и ГНКАР возобновил транзит нефти в Новороссийск.

Рис. 6.4. Схема участка нефтепровода (пунктир) в обход Чеченской Республики.

Обходная ветка по Ставрополю и Дагестану (общая длина – 312 км, в том числе, дагестанского участка – 250 км) повысила безопасность транзита, но удлинила дальность перекачки более чем на 150 км. После сдачи в эксплуатацию обходной ветки, Россия заявила, что она гарантирует проход (за счет повышения давления) 12 млн тонн азербайджанской нефти ежегодно в Новороссийск. На это президент ГНКАР Н.Алиев ответил: "Азербайджан не намерен увеличить прокачку нефти по северному маршруту больше 5 млн тонн нефти". Транснефть предложила также выделить для азербайджанской нефти отдельную нитку (доставить на рынок в чистом виде) в случае если Баку увеличит объем прокачки. Баку не отреагировал.

Максимальный ежегодный объем транзита по этому маршруту так и не превысил 2.5 млн тонн. В 2002 году истек срок действия соглашения по транспортировке азербайджанской нефти по трубопроводу Баку-Новороссийск. Срок действия договора продлили еще на 5 лет. Но Баку не раз заявлял, что уже в 2004 году, после пуска нефтепровода Баку-Тбилиси-Джейхан, вся нефть добываемая ГНКАР пойдет по этому маршруту, а для внутренних нужд будет использоваться более дешевая туркменская и казахстанская нефть.

…Многие эксперты склонны считать, что чеченскую войну компании 1994-1996 годов с российской стороны развязала "партия нефтяников", теряющая контроль над чеченской нефтью – Дж.Дудаев "национализировал" нефтегазовый сектор республики. Не опровергая это предположение и не затрагивая лепты Б.Березовского в российско-чеченских нефтяных взаимоотношениях, давайте поставим ряд альтернативных вопросов. Разве Грузия и Турция, стремящиеся направить каспийскую нефть через свои территории, не были заинтересованы в этой войне? Разве страны ОПЕК, стремящиеся не допустить каспийскую нефть на мировые рынки, не были заинтересованы в этой войне? Разве США, стремящиеся отстранить Россию от транзита каспийской нефти, не были заинтересованы в этой войне? Независимая газета сообщала, что в 1994-1995 годах на спецоперации, направленные на блокировку чеченского участка нефтепровода Баку-Новороссийск, а также на сопутствующую дестабилизацию политической ситуации зарубежные неправительственные организации арабских стран-ОПЕК передали в Чечню сотни миллионов долларов.

Бывший руководитель Комитета национального спасения Чечни У.Авторханов как-то с горечью заметил: "Не будь у нас проклятой трубы, не будь каспийской нефти, не будь интересов различных дельцов, то войны бы в Чечне не было".

Маршрут № 3. 8 марта 1996 года было подписано соглашение о строительстве и эксплуатации нефтепровода Баку-Батуми между Грузинской международной нефтяной корпорацией (ГМНК), Азербайджанской международной операционной корпорацией (АМОК) и Государственной нефтяной компанией Азербайджанской Республики (ГНКАР). Осенью 1996 года норвежская фирма Kvaerner подписала с АМОК контракт на реконструкцию нефтепровода Баку-Батуми, построенного еще в 1930-1980-х годах. Общая протяженность трубопровода составляет 960 (926, 917, 795) км, из них по территории Грузии – 335 (368) км, мощностью – 6.5 млн тонн в год. Реконструкция свелась к замене труб и оборудования почти на всем участке, прокладке нового трубопровода длиной 150 км и строительстве морского терминала в Супсе (поселок недалеко от Батуми). В итоге стоимость нефтепровода выросла с 345 до 590 млн долларов. 17 апреля 1999 года трубопровод введен в эксплуатацию. Беспричальный способ заливки нефти (нефть из супсинского терминала по трубопроводу перегружается на буй, оттуда в танкер) дает порту Супса возможность принимать танкеры водоизмещением 100 тысяч тонн. Грузия, по некоторым источникам, ежегодно будет получать 25-30 млн долларов прибыли.

Маршрут № 4. В свое время Иран обратился к участникам разработки месторождений в азербайджанском секторе с предложением продавать ему всю добываемую нефть, а взамен Иран обязывался отгружать на мировые рынки равноценное количество со своих портов на побережье Персидского залива. Но иранский вариант, несмотря на очевидные преимущества, не прошел из-за позиции США. И азербайджано-иранский конфликт по разделу минеральных ресурсов Каспия не способствовал его реализации. К тому же тоннаж каспийского танкерного флота явно недостаточен для транспортировки больших объемов нефти.

Таким образом, ранняя азербайджанская нефть, принадлежащая ГНКАР (примерно 2 млн тонн в год), попадает на мировые рынки через Россию, а нефть, принадлежащая АМОК (примерно 8-9 млн тонн в год) – через черноморские порты Грузии. Несомненно, грузинский маршрут более предпочтителен, чем российский, во-первых, из-за безопасности, во-вторых нефтепровод Баку-Супса, позволяет доставить на рынок высококачественную азербайджанскую нефть без смешения с другими сортами и, в-третьих, из-за несопоставимости тарифов – ставка тарифа за транзит через территорию Грузии установлена в размере менее 2 долларов за тонну (где-то в районе 1.3 долларов), что наверняка является наиболее низким показателем в мире. В качестве компенсации Грузия получила крупные политические дивиденды от Запада и США и хорошие шансы на участие в экспорте большой азербайджанской нефти. Разница же тарифов обусловлена тем, что Россия сама несла затраты на реверс (перенаправление) новороссийской трубы, а все инвестиционные операционные затраты на маршрут Баку-Супса несла АМОК. Впрочем, Россия обещала снизить тариф на транспортировку в Новороссийск, если стартовые объемы прокачки азербайджанской нефти превысят 5 млн тонн в год.

6.3.2. Транспортировка большой нефти

По разным оценкам (табл. 6.1-6.4) к 2010 году Азербайджан планирует довести объем экспорта сырой нефти от 50 до 75 млн тонн в год. Эксперты НАТО отмечают, что в 2010 году Азербайджан будет добывать 57 млн тонн нефти и экспортировать 47 млн тонн, а в 2020 году соответственно 105 и 81 млн тонн. За транзит этой будущей, так называемой большой азербайджанской нефти, развернулась отчаянная борьба между Россией, Турцией, Грузией, Ираном и Соединенными Штатами Америки.

Маршрут № 1 – российский. Для транзита большой азербайджанской нефти Россия предлагала использовать трубопровод Баку-Новороссийск, увеличив его мощность сначала до 15-17, а затем до 50 млн тонн в год. На реконструкцию трубопровода, по предварительным расчетам, требовалось 1.5-2.0 млрд долларов. АМОК не приняла это предложение по нескольким причинам. Во-первых, чеченские войны 1994 и 1999 годов сумели в значительной степени дискредитировать северный маршрут. Во-вторых, из-за смешивания различных сортов нефти в узле Тихорецк высококачественная азербайджанская нефть в чистом виде на мировой рынок не попадает – она продается там по цене российской смеси Urals. В третьих, доставка азербайджанской нефти в Новороссийск не гарантирует её выход в мировые рынки – для этого она должна миновать турецкие проливы Босфор и Дарданеллы. И, наконец, в- четвертых, и это главное, политика США в Каспийском регионе, основанная на отстранении России от транзита каспийской нефти, не совпадала с планами России.

Какие-то шансы у России сохранялись вплоть до середины 1997 года. Но после того как АМОК даже не ответила на официальное предложение России, сделанное в ноябре 1997 года, провести тендер по выбору основного экспортного маршрута большой азербайджанской нефти, все стало предельно ясно. И причина была найдена достойная – экология проливов Босфор и Дарданеллы.

Сейчас через черноморские порты бывшего Советского Союза проходит 70 млн тонн нефти в год, причем почти три четверти приходится на Россию, из которых около 25 млн тонн идет через черноморские проливы Босфор и Дарданеллы. Общая пропускная способность проливов оценивается в 70-80 млн тонн нефти в год. С ноября 2001 года в Новороссийск стала поступать по КТК и казахстанская нефть, объем которой со временем увеличится до 67 млн тонн в год. Естественно, значительная часть этой нефти также претендует на прохождение через проливы. При подключении к Новороссийску и большой азербайджанской нефти нагрузка на проливы возрастет, по меньшей мере, в 2-3 раза. Турция категорически не согласна с этим.

В разгар обсуждения вариантов транспортировки ранней азербайджанской нефти, в августе 1993 года, Турция, ссылаясь на экологические проблемы, предприняла попытку ввести ограничения на свободный проход нефтетанкеров через Босфор и Дарданеллы. И уже в октябре Турция направила странам, планирующим перевозку каспийской нефти через Босфор и Дарданеллы, доклад министра по морским вопросам Б.Кара о ситуации с судоходством в зоне проливов. Министр, в целом признавая правомочность правил навигации в проливах, определяемых Конвенцией Монтрё от 1936 года, отмечал: что если в 1938 году через проливы прошли 4500 судов, то ныне ежегодно проходят около 51000 судов; что средняя длина кораблей и скорость прохождения проливов, определенных Конвенцией (100 метров и 6-7 миль в час), сегодня существенно превышены – проливами пользуются суда со средней длиной 150 метров, и они идут со скоростью порядка 10 миль в час, а потому имеют большой остановочный путь; что при проходе крупнотоннажных судов через проливы (в Босфоре (рис. 6.5), длина которого составляет 17 миль, существует четыре поворота на 45 градусов, причем на одном таком участке ширина пролива сужается до 700 метров) вводится одностороннее движение, которое приводит к скоплению судов при входе в проливы; что все это наносит экологический ущерб из-за повышения вероятности столкновения судов и экономический ущерб из-за задержек прохождения судов. В ближайшее время, сообщалось в этом документе, Турция намерена пересмотреть действующий с 1936 года в проливах регламент судоходства. Предупреждалось также, что, начиная с 2000 года, через проливы будут пропускаться только танкеры с двойной обшивкой.

Рис. 6.5. Босфор

Москва категорически отвергла турецкие требования, но как назло 13 марта 1994 года произошла очередная катастрофа в Босфоре – столкнулись кипрские нефтетанкер и грузовое судно. Президент С.Демираль отреагировал, жестко предупредив, что "будут приниматься все меры, чтобы не превращать Босфор и Дарданеллы в "естественный трубопровод"".

1 июля 1994 года Турция в одностороннем порядке ввела новый так называемый Национальный Регламент судоходства в черноморских проливах, ограничивающий проход крупнотоннажных нефтяных танкеров. Этот Регламент, как утверждает турецкая сторона, направлен на снижение риска катастроф и предусматривает введение "неограниченной страховки", обязывающей иностранные суда при нанесении по их вине вреда окружающей среде полностью компенсировать экологический ущерб. Суда, не имеющие такого полиса, в Босфор и Дарданеллы допускаться не будут. В официальном заявлении, распространенном Турцией в Парламентской Ассамблее стран Организации черноморского экономического сотрудничества (ЧЭС) говорится: "Суть свободы судоходства состоит в том, что она должна осуществляться и реализовываться в безопасных условиях как для мореплавателей, так и для обитателей берегов проливов. Поэтому Турция как единственная прибрежная страна несет ответственность за защиту населения и окружающей среды, а также за обеспечение безопасности судоходства и эффективного движения судов в проливах".

В России и в других странах понимают и разделяют озабоченность турецкой стороны в отношении безопасности судоходства и экологии в зоне проливов, где проживают 12-13 млн человек. Суть разногласий не в этом. Дело в том, что турецкий Регламент 1994 года содержит явные нарушения Конвенции Монтрё 1936 года, которая возложила на Турцию четкие обязательства, ограничивающие ее свободу действий в черноморских проливах. В статье 2 Конвенции ясно сказано: "В мирное время торговые суда будут пользоваться правом полной свободы прохода и плавания в проливах днем и ночью, независимо от флага и груза, без каких-либо формальностей". Даже в военное время сохраняется свобода прохода иностранных торговых судов и свобода плавания в проливах, за исключением судов страны, находящейся в состоянии войны с Турцией. Безусловно, при проходе проливов необходимо выполнять ряд условий, предусмотренных в Конвенции: сообщать турецким властям флаг, название судна, тоннаж, место отправления, место назначения, а также заплатить сбор за санитарный контроль, содержание технического оснащения фарватера и спасательной службы.

Конвенция Монтрё функционировала вполне нормально и устраивала всех в течение 60 лет. Правда, в 1982 году правительство Турции пыталось ввести новый Регламент порта Стамбул, распространив его действие на всю зону проливов, предусмотрев при этом некоторые ограничения свободы судоходства в проливах. Тогда, после возражений ряда стран (и на Черном море господствовал СССР), турецкие власти разъяснили, что Регламент касается лишь турецких и тех иностранных судов, которые заходят в турецкие порты, и не касается иностранных транзитных судов. Но сейчас турецкое правительство отказывается даже обсуждать "турецкие национальные правила" прохождения Босфора и Дарданелл и пытается поставить мир перед свершившимся фактом; Регламент был принят в одностороннем порядке, как законодательный акт Турции, без каких-либо консультаций ни с участниками Конвенции Монтрё, ни с основными пользователями проливами, ни с Международной морской организацией (ИМО).

Есть, однако, одно обстоятельство, которое "развязывает руки" Анкаре – действующая Конвенция о судоходстве в Босфоре и Дарданеллах до сих пор не имеет гарантий со стороны ООН. И Конвенция ООН по морскому праву разрешает (статья 42) государству, граничащему с проливами, принимать законы и правила, относящихся к транзитному проходу через проливы, в отношении "безопасности судоходства и регулирования движения судов", а также "предотвращения, сокращения и сохранения под контролем загрязнения путем введения в действие примененных международных правил, относящихся к сбросу нефти, нефтесодержащих отходов и других ядовитых веществ в проливе". Но в той же статье также сказано: "Такие законы и правила не должны допускать дискриминацию по форме или по существу между иностранными судами, а их применение не должно на практике сводиться к лишению, нарушению или ущемлению права транзитного прохода". Конечно, сказывается и то, что Советского Союза нет по эту сторону Босфора.

Сделаем еще одно небольшое экологическое отступление. Одной из задач стратегии США в транспортировке энергоресурсов Каспия на Запад заявлена "экологическая защита черноморских проливов". Но "экологическую защиту" ни самого Каспийского моря, ни других транзитных маршрутов полностью и цинично игнорируют и отвергают. Например. Нефтепровод Баку-Тбилиси-Джейхан проходит через Боржомское ущелье, где расположен Боржомо-Харагульский национальный парк и зона источников минеральной воды "Боржоми". По мнению грузинских и привлеченных из Франции и Нидерландов экологов, любая утечка нефти (например, из-за оползней или землетрясений) поставит крест на репутации грузинской минеральной воды, валютный ресурс которой превосходит плату за транзит нефти[1]. Уже сейчас доходы Грузии от продажи "Боржоми" составляют 30 млн долларов (10% всего грузинского экспорта), а в перспективе эта цифра, как считают специалисты, может утроиться. Министерство охраны окружающей среды Грузии выступило против прохождения нефтепровода Баку-Джейхан через Боржомское ущелье. Вашингтон отреагировал предельно жестко: "Отказ от "боржомского" маршрута приведет к тому, что по территории Грузии не пройдет не только нефтепровод Баку-Тбилиси-Джейхан, но и газопровод Баку-Тбилиси-Эрзерум, от которого Грузия ожидает еще больших выгод". И министерство охраны окружающей среды Грузии дало "добро". Грузия беспрекословно выполнила и другое требование Вашингтона – ликвидировать российские военные базы, расположенные вдоль маршрута Баку-Джейхан.

Турецкий Регламент 1994 года выработан на основе двух положений: 1) на противопоставлении международного права о сути свободы судоходства необходимости обеспечения безопасности мореплавания и охраны морской среды и 2) на фривольном толковании Конвенция Монтрё – якобы Конвенция предоставляет Турции полный суверенитет в проливах. Оба эти аргумента небезупречны. Во-первых, содержание принципа свободы судоходства достаточно прочно утвердилось в международном праве. Попытка подменить его иными понятиями ("соблюдение безопасности мореплавания", "охрана морской среды" и подобными) тем более неубедительна, что все эти понятия вполне можно совмещать. Во-вторых, никто не оспаривает суверенитет Турции над проливами – Конвенция Монтрё не предоставляет полный и неограниченный суверенитет Турции над проливами, а лишь снимает некоторые ограничения суверенитета Турции, введенные Лозанским (1923 год) мирным договором (например, запрет иметь турецкие военные укрепления в зоне проливов). Одновременно Конвенция Монтрё возлагает на Турцию и ряд обязательств, ограничивающих ее свободу в проливах четкими рамками, в частности, суверенитет Турции ограничен обязательством предоставлять иностранным судам "право полной свободы прохода и плавания в проливах". В-третьих, турецкие источники излишне драматизируют "экологическую ситуацию" в проливах, связанную с транзитным прохождением "чужих" судов. Из 51000 судов, ежегодно проходящих через проливы, более 60% принадлежат самой Турции и только 15% являются крупнотоннажными (длиной более 200 м), и, как считают независимые эксперты, вопросы экологической безопасности проливов сегодня вполне успешно можно решить введением более эффективной системы слежения за навигацией.

Факт нарушения Конвенции Монтрё Турцией был признан многими государствами и отражен в ряде решений ИМО. Так, в утвержденных на 19-ой сессии Ассамблеи ИМО (ноябрь 1995 года) правилах прохода судов через черноморские проливы, подчеркивается, что они "составлены исключительно с целью обеспечения безопасности судоходства и защиты окружающей среды и таким образом не имеют целью повлиять на права или нанести ущерб правам любого судна пользоваться проливами в соответствии с международным правом, включая Конвенцию ООН по морскому праву 1982 года и Конвенцию Монтрё 1936 года". И далее: "Национальные правила, опубликованные прибрежным государством, должны полностью соответствовать правилам и рекомендациям ИМО". Вопрос о неправомерности введения Турцией Регламента судоходства в проливах был поднят и на заседании Комитета по экономическим, торговым, технологическим и экологическим вопросам Парламентской Ассамблеи стран Организации черноморского экономического сотрудничества в феврале 1996 года. Но, несмотря на все это, Турция уже ограничивает проход российских танкеров через проливы – ежегодные убытки России от санкций Анкары составляют 130-150 млн долларов.

С другой стороны, у Турции есть довольно веские основания для беспокойства – за последние 40 лет в проливах произошло около 450 аварий. При реализации всех проектов Транснефти, в ведении которой находится транспорт российской нефти, Азербайджанской международной операционной компании (АМОК), в ведении которой находится транспорт азербайджанской нефти и Каспийского трубопроводного консорциума (КТК), в ведении которого находится транспорт казахстанской нефти, экологическая нагрузка на Черное море в целом и на черноморские проливы в частности может выйти за разумные пределы. По различным оценкам, к 2010 году в Черноморской бассейн может поступать в общей сложности 150-200 млн тонн нефти, больше половины которой претендует на прохождение через проливы. Турецкая же сторона считает, что при самой идеальной организации судоходства Босфор не в состоянии пропустить больше 70 млн тонн в год. И то, что аварии танкеров в проливах участились в последнее время – факт общеизвестный. С третьей стороны, правы и те, кто считает, что проблема черноморских проливов не столько экологическая, сколько политическая – ограничив проход нефтяных танкеров через черноморские проливы, Турция добивается направить каспийскую нефть на мировые рынки через Джейхан, что, впрочем, если не легитимно, то разумно. И, наконец, Турция сама могла бы решить проблему обхода Босфора (хотя и потребует двойную перегрузку – из танкера в трубу, затем из трубы в танкер), проложив трубу Черное море – Мраморное море, протяженностью всего 75 км.

Как бы там ни было, Турция, сменив уведомительный порядок прохода проливов на разрешительный, заблаговременно ограничила прохождение большой каспийской нефти через Босфор и Дарданеллы. Уже запрещен проход судов, перевозящих опасные грузы (а к таковым отнесены и нефтяные танкеры) в ночное время; ограничены их размеры и водоизмещение – они не должны превышать 150 м и 500 тонн; лимитированы правовые тезы – они должны иметь Международный сертификат охраны окружающей среды и быть застрахованными на случай нанесения ущерба другой стороне.

Для выхода большой каспийской нефти на мировые рынки в качестве возможной альтернативы Босфору пока реально можно рассматривать один нефтепровод – Атырау-Самара-Дружба. Но проектов очень много. Какой проект завоюет право на существование? Очевидно тот, который получит поддержку Запада, а Запад поддержит лишь тот проект обхода черноморских проливов, который одновременно будет обходить и Россию, и Иран. И таких проектов много. Какой из них завоюет право на существование? Вот здесь проявляется гремучая смесь экономики и политики – так называемая геополитика.

Мы обсудим практически все проекты, и ради исторической справедливости, даже те, которые на сегодня уже утратили свою актуальность.

Маршрут № 2 – чеченский. В 1996 году Чеченская Республика Ичкерия объявила о создании консорциума для транзита чеченской и каспийской нефти на мировые рынки в обход и проливов, и России. Маршрут предусматривал использование нефтепровода Баку-Грозный, строительство нового нефтепровода Грозный-Тбилиси, использование нефтепровода Тбилиси-Батуми, танкерные перевозки Батуми-Одесса и строительство нового (или использование существующего) нефтепровода через Украину и Польшу в Германию и Литву. Этот проект, мощностью 80 млн тонн нефти в год, был рассчитан на 5 лет и оценивался в 3 млрд долларов. Другой чеченский маршрут предусматривал транзит азербайджанской нефти через Россию. В марте 1998 года в Лондоне президент Южной нефтяной компании (ЮНКО) Х.Яриханов и английский лорд А.Макалпайн учредили Транскавказскую энергетическую компанию и обнародовали новый чеченский маршрут транзита каспийской нефти в Западную Европу: Баку-Грозный-Ростов-Кременчуг-трубопровод Дружба. Проект предусматривал "соединение существующих инфраструктур" перемычкой Кременчуг-Дружба, протяженностью 480 км, и, наверное, имел неплохие экономические показатели.

Маршрут № 3 – турецкий. Турецкий вариант обхода проливов предусматривает трубопроводную доставку каспийской нефти к средиземноморскому порту Джейхан. Джейханский терминал, построенный в 1977 году для перевалки иракской нефти и простаивающий с 1991 года, технически готов осваивать до 120 млн тонн нефти в год.

В марте 1993 года, еще при правительстве Народного фронта и до заключения "контракта века", было подписано турецко-азербайджанское соглашение о строительстве нефтепровода через Иран и Нахичевань Баку-Тебриз-Мидъят-Джейхан, протяженностью более 1000 км и пропускной способностью 30 млн тонн в год (рис. 6.3). Стоимость трубопровода оценивалась в 1.5 млрд долларов. Для США участие Ирана в транзите каспийской нефти было неприемлемо. Тогда появилась идея провести нефтепровод через Армению: Баку-Нагорный Карабах-Армения-Эрзурум-Джейхан (рис. 6.3). А этот маршрут из-за карабахского конфликта стал невероятным для Азербайджана. Правительство Л.Тер-Петросяна обсуждало возможные компромиссы в обмен на прокладку нефтепровода, но отказ Армении после прихода к власти Р.Кочеряна признать территориальную целостность Азербайджана лишил ее всяких шансов участвовать в транзите каспийской нефти. Предлагалось также провести нефтепровод через Грузию до Черного моря, затем вдоль черноморского побережья с выходом к турецкой границе и далее в Джейхан. В начале Анкара поддерживала именно этот маршрут, поскольку он обходит контролируемые курдами территории.

В декабре 1996 года Всемирный банк выделил турецкой компании Botas 12.5 млн долларов для изучения технико-экономических характеристик проекта строительства нефтепровода Баку-Джейхан. К концу 1998 года с выбором "политически надежного и наиболее безопасного" маршрута вроде бы определились. Таковым был признан нефтепровод Баку-Тбилиси-Эрзурум-Джейхан. Его протяженность составляет 1767 км (443 км приходится на территорию Азербайджана, 248 км – на Грузию, 1076 км – на Турцию), пропускная способность – до 60 млн тонн в год, проектная стоимость – 2,4-2,9 млрд долларов. В российских средствах массовой информации этот маршрут более известен под аббревиатурой ОЭТ БТД (Основной экспортный трубопровод Баку-Тбилиси-Джейхан), в западных – под аббревиатурой MEL BTC (Main Export Lain Baku-Tbilisi-Ceychan). Надо признать, что этот маршрут наиболее полно учитывает существующие в регионе (и в мире) политические реалии.

Разработчикам проекта не удалось полностью обойти районы Турции, населенные курдами, несмотря на то, что Фронт национального освобождения Курдистана (ФНОК) еще в 1994 году выступил с заявлением о не допущении строительство нефтепровода через контролируемую ими территорию. В августе 1998 года представитель ФНОК М.Валат сообщил, что американские компании предлагали курдам войти в руководство АМОК. ФНОК отказал и потребовал политического решения курдского вопроса. Однако Турции почти удалось решить проблему Курдистана – под угрозой смертной казни А.Оджалан призвал курдских повстанцев сложить оружие, и те вняли призыву своего бывшего лидера. В сентябре 1999 года президиум Рабочей партии Курдистана вывел из Северного (Турецкого) Курдистана все подразделения в Южнный (Иракский) Курдистан. Некоторые политологи полагали также, что власти Турции "ради трубы могут идти на беспрецедентные уступки курдам, предоставив им автономию".

Время, однако, показало, что опасения американцев по поводу безопасности маршрута Баку-Тебриз-Мидъят-Джейхан были не безосновательными – неожиданно объявленная в январе 2001 года мобилизация курдской молодежи Турции на очередную "освободительную войну" вновь вскрыла всю зыбкость ситуации в регионе. По мнению американских военных аналитиков, еще рано сбрасывать со счетов и вероятность возникновения очередной войны и в Карабахе.

Отношение компаний, входящих в АМОК, к ОЭТ БТД с самого начала было неоднозначным. С одной стороны, нефтяные компании находили его себестоимость слишком высокой, а рентабельность не надежной – при перекачке даже всей азербайджанской нефти в условиях низких мировых цен (ниже 15 долларов за баррель) проект просто убыточен. Так, президент компании ExxonMobil (член концерна АМОК) Т.Кунц говорил: "Проект должен быть экономически целесообразным и основываться на нефтяных резервах, в существовании которых мы пока не уверены". С другой стороны, нефтяные компании постоянно находились в плену стратегических планов США, сводящихся к отстранению России и Ирана от основных нефтяных потоков Каспия – Вашингтон категорично высказывался за джейханский маршрут, к тому же обещал предоставить кредиты Анкаре и Баку "без каких-либо ограничений". По существу, проект трубопровода Баку-Джейхан являлся первым проектом, спроектированным не американскими нефтяными компаниями, а государственным департаментом США.

Экономическое отношение к проекту заметно изменилось в апреле 1998 года – сенатор С.Браунбек сделал сенсационное заявление: "Транскаспийский вариант транспортировки углеводородов через Баку в турецкий порт Джейхан уже определен в качестве одного из важнейших направлений доставки нефти и газа из Центральной Азии и Закавказья на мировые рынки". Это означало, что к азербайджанской нефти подключается и нефть восточного побережья Каспия, и события вокруг ОЭТ БТД стали развиваться с головокружительной быстротой.

В мае 1998 года в Стамбуле прошла международная конференция под названием "Мировой перекресток". Там было рассмотрено 65 проектов, касающихся поставок на мировые рынки энергоносителей Каспия и Центральной Азии. Министр энергетики США Ф.Пенье назвал проект поставок каспийской нефти по маршруту Баку-Тбилиси-Джейхан "самым разумным". Сразу после конференции Рабочая группа, составленная из представителей AMOK и ГНКАР, приступила к переговорам со странами, по территориям которых пройдет трубопровод. В первых числах июля 1998 года Эксимбанк США изъявил готовность выделить неограниченный кредит "под трубу". 22 октября 1998 года состоялась встреча помощника президента США по национальной безопасности С.Бергера и специального советника президента по вопросам энергетики Каспия Р.Морнингстара с руководителями крупнейших американских нефтяных компаний. И на этой встрече официальные американские лица сумели окончательно склонить нефтяные компании в пользу маршрута ОЭТ БТД. 29 октября 1998 года в Анкаре Азербайджан, Грузия, Казахстан, Узбекистан и Турция приняли декларацию о поставках на мировые рынки нефти Каспия и Средней Азии, в которой подтвердили, что поддерживают проект Баку-Тбилиси-Джейхан. Гейдар Алиев, выступая после церемонии подписания "Анкарской декларации", отметил, что "выраженная главами государств воля заложила основу для реализации проекта Баку-Джейхан".

В конце декабря 1998 года пришло сообщение о том, что компании Mobil, Chevron и Shell подписали соглашение с правительством Республики Казахстан о разработке технико-экономического обоснования на строительство нефтепровода по дну Каспийского моря через Азербайджан в турецкий порт Джейхан. Это соглашение нанесло окончательный приговор Основному экспортному трубопроводу.

Почему было так важно подключить к азербайджанской нефти восточно-каспийскую?

Мотив первый – политический. Ясно, что тем самым Россия отстраняется от транзита не только западно-каспийской, но и восточно-каспийской нефти. Мотив второй – экономический. Трубопровод Баку-Джейхан становится рентабельным при условии прокачки через него около 40 млн тонн нефти, стоимость которой выше 15 долларов за баррель, и около 60 млн тонн нефти, стоимость которой ниже 15 долларов за баррель. Но столько нефти в Азербайджане (в месторождении АЧГ, разрабатываемом АМОК) может не оказаться. Понимая это, США и Турция резко активизировали свои действия по продвижению идеи о прокладке трубопровода по дну Каспийского моря от Актау до Баку. Если Транскаспийский нефтепровод Актау-Баку заработает, то в Джейхан можно будет качать и казахстанскую нефть, и нефтепровод окупится даже при цене на нефть ниже 15 долларов за баррель. Чтобы еще в большей степени "экономически" убедить компании с выбором маршрута ОЭТ, администрация США отклонила ходатайство американских компаний о разрешении обмена тенгизской нефти на иранскую методом замещения, а администрация Турции ввела ограничения на проход российских танкеров через Босфор и Дарданеллы.

В апреле 1999 года советник Министерства торговли США Я.Карицки заявил: "При поддержке Баку будет успешно осуществлен не только проект Основного экспортного трубопровода, но и Транскаспийского трубопровода". Важнейшим итогом борьбы за маршруты каспийских энергоресурсов стало подписание президентами Азербайджана, Грузии, Казахстана, Туркменистана, Турции и США 18 ноября 1999 года в ходе саммита ОБСЕ в Стамбуле пакета Соглашений по проектам Актау-Баку и Баку-Тбилиси-Джейхан. Специальный советник президента США Д.Вульф так прокомментировал это событие: "Этот нефтепровод – вклад в новый стратегический порядок в Евразии". Пакет Соглашений определял права и обязанности государств, сроки строительства и ввода в эксплуатацию ОЭТ БТД. Москва потерпела очередное поражение.

На стамбульском саммите неурегулированными оставались несколько вопросов. Турция рассчитывала получить за транзит одной тонны нефти через свою территорию 21 доллар, а Грузия претендовала на 3% перекачиваемой через ее территорию сырой нефти. Споры шли и по Гарантийному соглашению, предусматривающему покрытие сверхпроектных затрат на строительство нефтепровода. Вскоре все эти вопросы были уже улажены – в начале 2000 года пакет соглашений по строительству нефтепровода Баку-Джейхан был парафирован всеми странами-участницами, а осенью – ратифицирован.

В октябре 2000 года между правительствами Азербайджана, Грузии, Турции и нефтяными компаниями было подписано соглашение об образовании группы участников и спонсоров будущей трубопроводной компании. Долевое участие сторон определилось следующим образом: ГНКАР (Азербайджан) – 50%, BP Amoco (Великобритания) – 25.41%, Unocal (США) – 7.48%, Statoil (Норвегия) – 6.37%, TPAO (Турция) – 5.02%, Itochu (Япония) – 2.92%, Ramco (Великобритания) – 1.55%, Delta Hess (Саудовская Аравия) – 1.55%. Соглашение предусматривало выполнение: а) восьмимесячной программы работ по базовому проектированию, б) двенадцатимесячной программы работ по детальному проектированию и в) тридцатидвухмесячное строительство ОЭТ БТД. Позже ГНКАР уступил 5% акций итальянской группе ENI. Важно было подключить ENI, концерн владеющий 14.28% акций в проекте разработки месторождения Кашаган в Казахстане.

В конце января 2001 года Э.Шеварднадзе заявил, что практически все вопросы, необходимые для начала работ по ОЭТ, между государствами "тройки" решены и, что окончательный маршрут нефтепровода утвержден. В феврале 2001 года Chevron, хозяин тенгизской нефти, заявил о готовности присоединиться к Спонсорской группе ОЭТ. Вероятность того, что нефть из Кашагана и Тенгиза потечет в Джейхан, резко возросла.

В марте 2001 года, вскоре после выборов, госсекретарь США К.Пауэлл заявил: "Мы продолжим поддерживать сооружение трубопровода Баку-Тбилиси-Джейхан". В мае 2001 года новый президент США Дж.Буш обнародовал свою национальную энергетическую программу. Одно из его положений предусматривало наращивание усилий со стороны США в увеличении объемов добычи в странах Каспийского бассейна и поддержку маршрута Баку-Джейхан. И буквально через пару дней руководитель Азербайджанской международной операционной компании Д.Вудворд подтвердил, что строительство ОЭТ начнется в середине 2002 года и завершится в конце 2004 года. Примерно тогда же компании-спонсоры сделали неожиданное заявление о том, что в Азербайджане есть достаточное количество нефти для полной загрузки нефтепровода Баку-Джейхан. По словам президента АМОК Д.Легата, к 2005 году компания достигнет уровня добычи 40 млн тонн. К тому времени, помимо АЧГ, должны быть введены в разработку и другие месторождения с суммарным пиковым уровнем 20-25 млн тонн в год. Да и Гейдар Алиев не раз обещал "изыскать дополнительные объемы нефти для заполнения трубы". Речь, конечно же, идет о возможной разгрузке нефтепровода Баку-Новороссийск. Вопрос о "коммерческой целесообразности" трубопровода БТД стал потихоньку исчезать из СМИ.

Что касается транзитных тарифов, то здесь есть некоторые противоречия. По оценкам российских экспертов, транзит одной тонны нефти в Джейхан обойдется компаниям значительно выше 25 долларов. Сами же компании-спонсоры определили транзитный тариф в 18-19 долларов за тонну (2.58 долларов за баррель). Оценка Всемирного банка (2.29 долларов за баррель) близка к последней оценке. Если эти оценки верны, то транзит нефти в Джейхан обойдется дешевле, чем ее доставка на европейские рынки через Новороссийск и Средиземное море. Выигрыш в морской составляющей станет значительным. Каспийская нефть, поступающая в Средиземное море через Босфор, как и ближневосточная нефть, поступающая в Средиземное море через Суэцкий канал, перевозится танкерами дедвейтом не более 150 тысяч тонн из-за ограничений пропускной способности канала и проливов. В Джейхане же смогут загружаться танкеры дедвейтом 350-500 тысяч тонн. Такой выигрыш на фрахте дает возможность транспортировать каспийскую нефть не только в Северо-Западную Европу, но и в США и АТР.

И все же, при всем при том, некоторая неопределенность вокруг БТД сохранялась постоянно. Во-первых, компания ExxonMobil отказывалась участвовать в проекте – финансовые риски, очевидно существуют; во-вторых, российско-казахстанское соглашение о разделе дна Северного Каспия накладывает жесткие обязательства на Казахстан не только согласовывать с Москвой проекты прокладки трубопроводов по дну Каспийского моря, но и выступать вместе с ней против таких попыток других прикаспийских стран – Казахстан, взвесив все "за и против", может отказаться от подключения тенгизской нефти к джейханскому маршруту; в-третьих, член Европейской Комиссии по энергетике К.Папуцис не раз заявлял: "С точки зрения политической и стратегической гораздо лучше иметь несколько маршрутов и не исключать Россию" – здравый смысл, возможно, возьмет вверх над политическими амбициям, в-четвертых, неамериканские участники АМОК (доля "чисто" американских компаний после создания BP Amoco Plc в консорциуме снизилась от 39.9 до 22.9%) всегда отдавали предпочтение иранскому варианту ОЭТ – иранский фактор в геополитической расстановке сил вокруг Каспия со временем может стать решающим. И, наконец, судьба многих каспийских проектов зависит от исхода войны в Ираке.

Да и политики давали много поводов к размышлениям. Так, во время предвыборной кампании Джордж Буш-младший, человек весьма близкий к американским нефтяным корпорациям, сделал неожиданное заявление: "Поскольку на шельфе Каспия не подтверждены заявленные огромные запасы энергоносителей, каспийскую нефть лучше транспортировать через Россию и Иран". В одном из интервью Кондолиза Райс тоже призналась, что "основная артерия региона – это российский нефтепровод Баку-Новороссийск". Но это, наверное, были "усыпляющие" противника высказывания.

… А Россия в очередной раз продемонстрировала свою непоследовательность в Каспийской тематике. В октябре 2001 года специальный советник США по Каспийскому региону С.Манн предложил российским компаниям участвовать в проекте БТД. В ноябре 2001 года ЛУКОЙЛ заявил о поддержке проекта. 17 января 2002 года Генеральный менеджер проекта БТД М.Таунсенд подтвердил, что ЛУКОЙЛ и ЮКОС проявили интерес к проекту. В конце февраля 2002 года ЛУКОЙЛ дал согласие присоединиться к проекту. Вице-премьер В.Христенко развел руками: "Компания имеет право на свое мнение в вопросах, связанных с ее деятельностью". Россия, которая все эти годы со слепым упрямством твердившая об "экономической нецелесообразности" и не раз предрекавшая крах проекта Баку-Джейхан, становится его участником. Невольно задаешься вопросом – почему американские компании поддерживают политику США, а российские компании действуют наперекор России? Зато, США "приветствовали этот шаг" ЛУКОЙЛа. Еще бы – им в очередной раз удалось оторвать российскую компанию от российских национальных интересов.

Удивляет и поражает и другое – российские аналитики вдруг начали доказывать, что с точки зрения нефтяной геополитики реализация проекта ОЭТ БТД выгодна нашей стране. Так, утверждается, что БТД, направляя каспийскую нефть в Средиземноморье, минуя терминалы Черного моря, "уводит" ее от традиционных для России восточноевропейского и центральноевропейского рынков. Говорили еще, что БТД позволит России экспортировать больше нефти через Босфор. Но не успели аналитики развить тему, как В.Алекперов на встрече с Н.Назарбаевым в феврале 2003 года заявил, что ЛУКОЙЛ не будет участвовать в проекте ОЭТ БТД.

11 декабря 2001 года Независимая газета писала, что в последние месяцы разработан принципиально новый проект ОЭТ БТД и, что отныне рентабельность участия в проекте достигла 24.5%, и, что для того, чтобы трубопровод приносил прибыль, достаточно одной только азербайджанской нефти.

Точно не могу раскрыть суть "принципиально нового проекта", но известно другое. В середине июня 2001 года группа американских конгрессменов направила в Агентство торговли и развития США предложение проложить нефтепровод Баку-Джейхан (или ветку нефтепровода) по территории Армении. До этого госсекретарь К.Пауэлл говорил, что "интеграция Армении в международные институты является приоритетной для США". Этот "новый" нефтепровод позволит сэкономить до 700 млн долларов и, как считают конгрессмены США, заметно уменьшить вероятность возобновления военных действий вокруг Карабаха.

Инициатива "подключения Армении" к ОЭТ вызвала в Азербайджане резко отрицательную реакцию. В разгар обсуждения идеи подключения Армении вице-президент ГНКАР И.Алиев заявил: "Что касается муссирующихся на Западе слухов о вероятности прокладки трубопровода Баку-Джейхан по территории Армении, то позиция Азербайджана остается неизменной и ни при каких обстоятельствах нефть не пойдет через Армению". Можно, однако, предположить, что Ереван в обмен на снятие транспортно-энергетической блокады со стороны Азербайджана и Турции, готов был идти на определенные уступки в карабахском вопросе. Постепенно налаживаются и турецко-армянские взаимоотношения. Министр обороны США Д.Рамсфелд призвал их: "Будучи партнерами по программе "Партнерство ради мира", Армения и Турция должны работать вместе". Хотя до установления дипломатических отношений между Анкарой и Ереваном еще далеко (одно из условий Турции – "полный вывод армянских войск с азербайджанской территории"), турецкие бизнесмены настойчиво добиваются от своего правительства устранения приграничных препятствий между странами. Надо также заметить, что из-за карабахской проблемы и турецко-армянских разногласий сдерживается реализация многообещающих планов по включению Армении в систему международных транспортно-энергетических проектов – ТРАСЕКА и ИНОГЕЙТ. В Армении это понимают, и кажется, она, стратегический друг России в Закавказье, тоже становится проамериканской. А почему бы и нет – по объемам американской помощи на душу населения Армения находится на втором месте после Израиля.

В январе 2002 года первый заместитель министра энергетики и природных ресурсов Турции Ю.Йыгитгуден сообщил, что детальная инженерная проработка проекта должна завершиться в июне 2002 года, а строительство ОЭТ БТД – закончиться в 2005 году.

Ко дню независимости Азербайджана Баку, Тбилиси и Анкаре удалось создать спонсорскую группу по строительству БТД. Стоимость нового проекта БТД составляет 2.75 млрд долларов (по другим источникам – 2.4), протяженность – 1730 км, рентабельность – 24.5%, пропускная способность – 50 млн тонн в год. Сообщалось также, что в результате проведения турецкими специалистами переоценки затрат на строительство БТД, его стоимость снизилась до 1.7 млрд долларов – более чем в 2 раза! Теперь Турция гарантирует покрытие всех расходов, превышающих 1.4 млрд долларов, на прокладку турецкого отрезка трубы, помощь в приобретении участков земли на льготной основе под строительство и льготный налоговый режим эксплуатации в течение 40 лет. Беспрецедентный шаг сделал и Азербайджан – он уступил Грузии причитающуюся ему долю тарифов (около 52 млн долларов в год в течение 40 лет) за прокачку нефти.

К весне 2002 года сложился новый состав спонсоров проекта БТД (табл. 6.7). ГНКАР согласна оставить себе 25-30% акций. На часть акций БТД претендуют Chevron, ExxonMobil, TotalFinaElf. ЛУКОЙЛ выразил готовность приобрести 7.5% акций БТД. Есть, правда, одна подоплека в этом вопросе – поговаривали, что ГНКАР готова уступить ЛУКОЙЛу и ЮКОСу часть своих акций в нефтепроводе Баку-Джейхан, с условием, что те откажутся от строительства нефтепровода Бургас-Александруполис.

Таблица 6.7. Спонсоры проектов Баку-Джейхан и Баку-Эрзерум (весна 2002 год)

Нефтепровод Баку-Джейхан		Газопровод Баку-Эрзерум
Компания	Акции, %	Компания	Акции, %
ГНКАР	45	ГНКАР	10
BP (оператор)	25.72	BP	25.5
Unocal	7.74	TotalFinaElf	10
Statoil	6.45	Statoil	25.5
TPAO	5.08	TPAO	9
Itochu	2.96	NICO	10
Delta Hess	2.05	LUK-Agip	10
ENI	5.0

Примечание. По более поздним данным, доля акций ГНКАР в БТД составляет 25%, ВР – 30.1%. Сообщалось также, что ChevronTexaco выкупила часть акций у Unocal.

21 марта 2002 года руководитель Управления иностранных инвестиций ГНКАР В.Алескеров в Лондоне заявил: "Проект Баку-Тбилиси-Джейхан будет выгодным и без нефти Казахстана или Туркмении. В течение 40 лет после пуска нефтепровода наша труба будет наполнена". Там же он отметил, что тарифы за прокачку нефти по БТД "будут на 2.5-4.0 доллара за тонну ниже любых других, самых выгодных по иным проектам, тарифов". Спустя несколько месяцев, директор по внешним связям BP П.Хеншоу уточнил: "Что же касается тарифа, то за все время существования этого проекта, а это 30 лет, за перекачку 1 барреля нефти нам придется платить 3 доллара 30 центов" – 24.1 долларов за тонну.

Как это ни странно, открытие на структуре Шах-Дениз (акционерами являются BP – 25,5%, Statoil – 25.5%, NICO – 10%, TPAO – 9%, ГНКАР – 10%) газового месторождения с запасом 1 трлн м³, вместо ожидаемого нефтяного, сыграло на пользу джейханского маршрута. К тому же, японский консорциум JAOC, проводящий бурение на морской структуре Атешгях, с некоторых пор стал утверждать, что по уровню запасов газа Азербайджан может сравняться с Узбекистаном и Туркменией. Промышленно извлекаемые запасы газа, по оценкам 1998 года, в Азербайджане превышали 1.5 трлн м³, а перспективные – 3 трлн м³. Причем эти показатели могут возрастать по мере реализации новых проектов.

В марте 2001 года между Азербайджаном и Турцией было подписано межправительственное соглашение о транзите в Турцию природного газа общим объемом 89.2 млрд м³ (6.6 млрд м³ в год) сроком на 15 лет по газопроводу Баку-Тбилиси-Эрзерум и далее в Европу. Строительство БТЭ будет вестись параллельно БТД. Промышленная добыча газа на месторождении Шах-Дениз должна начаться в 2003 году. По словам Э.Шеварднадзе, в течение 40 лет работы газопровода поступления в бюджет Грузии составят 7 млрд долларов. Общая протяженность газопровода составляет 1050 (800, 1030) км, суммарная стоимость разработки месторождения и прокладки газопровода – 2.6 млрд долларов. Ввод в эксплуатацию планировалось в 2004 году, и Грузия бесплатно будет получать 5% проходящего по его территории азербайджанского газа. Кроме того, она сможет закупать в течение 20 лет 500 млн м³ газа в год по цене 55 долларов за 1 тысячу м³. В Турции же газ будет продаваться по демпинговой цене – 35 долларов за 1000 м³; Баку считает, что на начальном этапе внедрения в газовый рынок Европы главное не цена, а перспективы поставок.

Свое отношение к газопроводу выразили США, устами С.Манна: "Понятно, что я не могу рекомендовать Турции, какие именно поставки газа нужно урезать, но в любом случае, главное, что она должна сделать – это защитить проект Шах-Дениз". Абсолютно понятно, "какие именно поставки газа нужно урезать" – конечно, российские. Это стало совсем очевидно, когда тот же С.Манн уточнил, что стремление Турции стать газотранзитной страной в Европу США приветствуют, но "газ для транзита должен быть каспийским". Имеется в виду и туркменский газ, который, возможно, будет поступать в Турцию по транскаспийскому газопроводу. Ян Калици выступил с инициативой проложить отводную ветку от транскаспийского газопровода в Армению. Азербайджан пока возражает.

…И вот наступило 18 сентября 2002 года. Президенты Азербайджана, Грузии и Турции заложили первый камень под строительство нефтепровода ОЭТ БТД и закопали на терминале Санчагал (в 40 км от Баку) капсулу из нержавеющей стали с обращением к будущим поколениям. На церемонии министр энергетики США С.Абрахам отметил: "Нефтепровод Баку-Джейхан является важной частью нефтяной стратегии Америки". Реальное строительство нефтепровода ожидалось в феврале-марте 2003 года, а завершение – в начале 2005 года. Буквально в те же дни президент Международной нефтяной корпорации Грузии Г.Чентурия выдвинул идею присоединения Новороссийска с БТД, проложив трубу вдоль черноморского побережья. Если для заполнения трубы не хватит каспийской нефти, то можно будет подключить российскую. Вот как все изменилось! В качестве утешительного приза для России стало то, что в тот же день, 18 сентября, был дан старт важному для России проекту – воссоединения Транскорейской железной дороги.

…В начале февраля 2003 года Г.Алиев посетовал на то, что недруги Азербайджана пытаются сорвать реализацию проектов БТД и БТЭ: "Прямой угрозы нет, но определенные финансовые круги не торопятся с инвестированием проектов". В конце февраля он совершил визит в США, где встречался Дж.Бушем и руководителем Международной финансовой корпорации (МФК) П.Войке – именно от этой финансовой структуры во многом зависит будущее проектов. В очередной раз Г.Алиев получил и моральную, и финансовую поддержку. На следующий день после этой встречи, 27 февраля, консорциум Шах-Дениз утвердил проект разработки и добычи раннего газа и строительство трубопровода. Стоимость проекта, включая сооружение газопровода, составляет 3.2 млрд долларов, планируется поставить на турецкий рынок первую партию газа в объеме 2 млрд м³ в 2006 году, а с 2008 года – по 6.6 млрд м³ в год. В те же дни Турция и Греция заключили соглашение о строительстве соединительного газопровода, по которому предполагается реэкспортировать азербайджанский газ в европейские государства.

Безусловно, овладение США нефтяными богатствами Ирака может внести коррективы в проект БТД. Возможно, англо-американские инвесторы посчитают нецелесообразным строительство трубопровода Баку-Тбилиси-Джейхан и направят в Джейхан по существующему трубопроводу более дешевую иракскую нефть. Напомним, что стоимость добычи одного барреля на азербайджанских месторождениях Азери-Чираг-Гюнешли составляет 6-7 долларов, в Ираке – менее 1 доллара. Во всяком случае, над каспийской нефтью нависла угроза быть отсеченной от средиземноморского рынка – иракская нефть может снова устремиться в Джейхан. Правда, американский посол в Азербайджане Р.Уилсон заверил, что война в Ираке никак не скажется на реализации энергетических проектов, в которых США помогают Азербайджану.

Между тем в начале мая 2003 года международные кредиторы объявили о переносе финансирования проектов нефтепровода БТД и газопровода БТЭ с весны на осень. Официальная версия – необходимость убедиться в экологической безопасности проектов. (Опять экология!). МФК, ЕБРР и другие финансовые институты, обещавшие в срок и без промедления предоставить кредиты для покрытия 70% (около 2.9 млрд долларов) расходов на строительство БТД, вдруг усомнились в экологической чистоте проекта. К тому же, во время подготовки к войне с Ираком, когда американское командование использовало турецкий порт Искендерун для разгрузки военной техники, была прекращена разгрузка труб и оборудования для строительства БТД. Чтобы продолжить строительство оператор проекта BP Azerbaijan вместе с партнерами выделили (в счет будущего займа со стороны международных финансовых организаций) собственные средства в пределах 800-900 млн долларов. Из этих средств BP, Statoil и Inpex выдели ГНКАР около 190 млн долларов в виде кредита для покрытия азербайджанской доли в проекте БТД. Ранее ГНКАР погасила свою долю (около 250 млн долларов) в рамках финансирования 30% строительства за счет собственных средств. И график строительства БТД набирает обороты. Деньги на строительство трубы и на ее заполнение технологической нефтью уже собраны. Есть лишь одна загвоздка – труба строится не под имеющуюся, а под ожидаемую большую азербайджанскую нефть.

Маршрут № 4 – болгаро-греческий. Предусматривает доставку каспийской (и российской) нефти танкерами из Новороссийска, Поти и Батуми до болгарского порта Бургас, а оттуда по нефтепроводу (протяженность - 270 км, мощность - 10-15 млн тонн в год с последующим доведением до 35 млн тонн, проектная стоимость – 700 млн долларов) до греческого порта Александруполис на Эгейском море (рис. 6.6). Это наиболее короткий путь каспийской нефти в Средиземное море в обход черноморских проливов. Обсуждался также вариант прокладки нефтепровода Новороссийск-Бургас по дну Черного моря.

Рис. 6.6. Болгаро-греческий маршрут каспийской нефти.

В марте 2001 года правительство России заявило, что достигнуто соглашение между РФ, Грецией и Болгарией о совместной реализации этого проекта. Россия предлагала использовать маршрут Баку-Тихорецк-Новороссийск-Черное море-Бургас-Александруполис для транспортировки большой азербайджанской нефти. Утверждается, что доставка одной тонны нефти до сицилийского порта Аугуста обойдется дешевле на 6 долларов, чем по трассе Баку-Джейхан-Аугуста. После визита В.Путина в Грецию (декабрь 2001 года) шансы проекта с продолжением до Солоники (пропускная способность 30 млн тонн в год) возросли. К концу 2001 года экспертная оценка ТЭО проекта была выполнена. В августе 2002 года М.Касьянов подписал постановление "О подписании Меморандума о Сотрудничестве между Правительством РФ, Правительством Республики Болгарии и Правительством Греческой Республики при реализации проекта строительства нефтепровода Бургас-Алексадруполис".

Трудно судить о том, как будут развиваться дальнейшие события вокруг этого проекта; Греция – член НАТО, а НАТО – это США. К тому же, были сообщения о том, что с подачи США АМОК готов уступить ЛУКОЙЛу и ЮКОСу часть своих акций в проекте Баку-Джейхан в обмен за отказ тянуть собственный балканский трубопровод. Как поведут себя российские компании?

Маршрут № 5 – трансбалканский. Вот уже несколько лет ведутся переговоры правительства Болгарии, Македонии, Албании, Румынии, Хорватии, Словении, Венгрии, Украины и Молдовы по вопросу создания трансбалканского маршрута каспийской нефти. Рассматриваются (рис. 6.7) два варианта: 1) по новому нефтепроводу от болгарского порта Бургас через территорию Македонии до адриатического порта Албании Влёра, 2) по интегрированной нефтепроводной системе Дружба-Адрия от дунайских терминалов Венгрии и черноморских терминалов Румынии до адриатического порта Хорватии Риека (Омишаль). Этот путь может быть использован также для транспортировки казахстанской и туркменской нефти, доставляемой танкерами в Махачкалу или по маршруту Самара-Дружба-Адрия-Омишаль.

Глубоководный порт Омишаль способен принять танкеры дедвейтом до 500 тысяч тонн, что повышает экономическую эффективность экспорта нефти на рынки Северной Америки и страны АТР. Сообщалось, что достигнуты договоренности с транспортными компаниями всех транзитных стран (Белоруссии, Украины, Венгрии, Словакии, Хорватии) и в сентябре 2001 года вступит в стадию реализации проект транспортировки российской нефти через Омишаль. Примечательно то, что трансбалканский транзит каспийской нефти не предусматривает использование строящихся с помощью России нефтепровода Дунай-Адриатика (Белград-Бар), который почти равен по расстоянию маршруту Бургас-Скопье-Влёра (около 450 км) и примерно вдвое короче маршрута Дунай-Адрия-Риека, а также болгаро-греческого нефтепровода Бургас-Александруполис, который напрямую, без транзита по Дунаю, соединяет Черное море с Эгейским. США выступили против даже самого короткого нефтепровода (250 км), соединяющего черноморское побережье со средиземноморским – Питешти (Румыния)-Панчево (Сербия); от транзита каспийской нефти отстраняются и страны, предрасположенные к сотрудничеству с Россией.

Рис. 6.7. Схемы нефтепроводов Центральной и Восточной Европы

Долгое время препятствием для интеграции Дружбы-1 и Адрии была Украина, которая не хотела соглашаться на единый сквозной тариф. Теперь вроде бы все улажено. В декабре 2001 года Украина согласилась снизить тариф на своем участке Дружбы с 0.73 до 0.64 долларов. Нужно только реверсировать хорватский участок нефтепровода. На втором этапе планируется расширить узкие участки и увеличить мощность нефтепровода с 5 до 15 млн тонн в год. Существует также идея соединить порт Омишаль подводным трубопроводом длиной 70 км с итальянским Триестом, то есть связать Дружбу-Адрию с Трансальпийским трубопроводом.

Маршрут № 6 – украинский. Украина с ее идеальным географическим положением между продавцом (Россия, Казахстан, Азербайджан) и покупателем (Европа), имея на Черном море протяженную береговую линию, которая может использоваться для целей импорта и транзита нефти через морские терминалы, располагая разветвленной сетью нефтепроводов, имеет отличную перспективу для участия в транзите каспийской нефти. Кроме того, сама Украина является крупным импортером нефти; за счет собственных энергоресурсов Украина удовлетворяет внутреннюю потребность в нефти не более чем на 15-20%.

Протяженность украинских нефтепроводов, построенных в 1962-1977 годах, составляет 3927 км с общей пропускной способностью 127.4 млн тонн в год. По трубопроводам может прокачиваться 60.4 млн тонн на НПЗ Украины и 67 млн тонн транзитом в страны Европы.

Рис. 6.8. Схема действующих и проектируемых нефтепроводов Украины

Исторически сложилось так, что основные нефтетранзитные магистрали, проходящие через Украину, были предназначены для экспорта российской нефти (рис. 6.8). Однако с каждым годом объемы поставок российской нефти в Украину и объемы транзита через Украину сокращались – с 1990 по 2000 год поставку российской нефти в Украину сократился в 6 раз. И все же взаимозависимость России и Украины очень высока. В 2000 году Россия экспортировала 127.6 млн тонн нефти, из них 56.4 млн тонн (44%) через Украину в Европу и 7.6 млн тонн в Украину.

Стремление уменьшить зависимость от российской нефти заставило Украину искать альтернативные пути нефтепоставок. 15 февраля 1993 года кабинет министров Украины принял решение "О строительстве нефтеперерабатывающего комплекса", предусматривающего сооружение терминала в порту Южный (в 40 км от Одессы) и строительство нефтепровода Одесса-Броды протяженностью 667 (673) км (рис. 6.9).

Рис. 6.9. Нефтепровод Одесса-Броды

Первоначально система Одесса-Броды была ориентирована на импорт ближневосточной нефти и ее реэкспорт в Европу. Между Украиной и Турцией была достигнута договоренность о прокачке нефти от порта Джейхан на Средиземном море до порта Самсун на Черном море (длина трубопровода – 564 километра, мощность первой очереди – 40 млн тонн в год, второй – еще 30 млн тонн) и далее – танкерами до украинских черноморских терминалов, а оттуда – в Западную Европу. По этой артерии предполагалось перебрасывать нефть из Африки и Ближнего Востока в Европу. В 1993 году было подписано также соглашение об импорте нефти из Ирана. Ни ближневосточная, ни африканская нефть не пошла. Тогда Украина предложила России использовать терминал Южный для увеличения транзита своей нефти, осуществляемой через Одессу. Как считали в Киеве, это сбалансировало бы нефтяную зависимость Украины от России транспортной зависимостью России от Украины. Россия же, которая экспортирует выше 40% своей нефти через Украину, сочла, что такой уровень зависимости от украинского транзитного направления не допустимо высоким и стала строить новые обходные нефтепроводы.

После этих неудач Украина стала делать ставку на азербайджанскую нефть – в августе 1998 года США выделили 1.5 млн долларов для разработки ТЭО транспортировки каспийской нефти через территорию Украины. Реализация маршрута Баку (Али-Байрамлы)-Супса (Поти)-Одесса (терминал Южный)-Броды (Западная Украина)-Плоцк (Польша) (максимальная технологическая мощность системы составляет 58 млн тонн нефти в год) смогла бы решить не только проблему уменьшения грузопотока нефти через проливы Босфор и Дарданеллы, но и обеспечивала бы выход каспийской нефти на привлекательные рынки Центральной и, частично, Северной Европы по кратчайшему (практически воздушная прямая) маршруту без дополнительных портовых перевалок. Плюс к этому, соединительный нефтепровод Одесса-Броды, позволит подать нефть на нефтеперерабатывающие заводы Словакии, Чехии, Венгрии по южной ветке недогруженного сегодня (примерно на 5-6 млн тонн) нефтепровода Дружба, а ввод в эксплуатацию коротких соединительных нефтепроводов – в Австрию, Германию, Польшу и страны Балтийского моря (через порт Гданьск).

Строительство трубопровода Одесса-Броды закончено в декабре 2001 года. Предполагаемый тариф за прокачку тонны нефти составлял 0.55 доллара на 100 км. Года через три поляки обещали достроить свою часть нефтепровода, дотянув его до балтийского порта Гданьск. Нефтяной терминал в Гданьском порту, в отличие от других балтийских терминалов, можно эксплуатировать практически круглогодично. Но и азербайджанская нефть не пошла. Заговорили о казахстанской: "азербайджанская нефть для Турции, казахстанская – для Украины". Коммерческий агент Казахстана на мировом нефтерынке компания Казахойл в конце 2000 года заявила о готовности в несколько раз увеличить объемы поставок нефти в Украину, но с условием, что Казахойл получит государственный пакет акций Дрогобычского нефтеперерабатывающего завода. Однако в конце февраля 2001 года Дрогобычский НПЗ и ЛУКОЙЛ достигли соглашения о стабильных поставках сырой нефти на завод.

Сейчас нефтепровод простаивает. Но, тем не менее, с проектом Одесса-Броды-Гданьск Украина связывает большие надежды, его именуют не иначе, как "украинская часть евроазиатского нефтетранспортного коридора". Действительно, украинский коридор каспийской нефти в ЕС обещает быть самым коротким и дешевым из всех возможных – протяженность трубопровода 4700 км, стоимость прокачки тонны – 20.4 долларов. Для того, чтобы быть рентабельным, нефтепровод Одесса-Броды-Гданьск должен пропускать в год не менее 10 млн тонн нефти.

Хотя Турция оказывает жесткое сопротивление украинскому маршруту каспийской нефти, между Турцией и Украиной также достигнута договоренность о поставке через Одесский терминал в Самсун по 25 млн тонн нефти в год. Нужно учесть и то, что, сама Украина с ее потенциалом по переработке более 50 млн тонн сырой нефти в год (в 1991 году украинские НПЗ переработали 54,6 млн тонн) и значительными потребностями в нефтепродуктах (республика на 90% зависит от импорта нефти) является достаточно привлекательным рынком сбыта нефти для новых нефтедобывающих государств. Плюсом украинского маршрута является и то, что он предусматривает отстранение России от транзита каспийской нефти на мировые рынки и отвечает требованиям Европейского союза по диверсификации поставок нефти в Европу. Главный просчет Украины, как считают знающие люди, заключался в том, что к строительству нефтепровода они не сумели подключить основных хозяев каспийской нефти – западные компании. Правда, в марте 2002 года госсекретарь МИД Украины Ю.Сергеев заявил: "Республика призвала Великобританию оказать политическую поддержку полномасштабной эксплуатации украинского проекта транспортировки каспийской нефти по трубопроводу Одесса-Броды". Некоторую заинтересованность к проекту проявили и "каспийские" компании – ЛУКОЙЛ, Казахойл, Shell, Chevron. Надежды украинцев окрепли после того, как эксперты компаний Helliburton Kellogg Broun and Root и CERA, проводившие оценку проекта по поручению Агентства развития и торговли США, предложили переориентировать на Одессу-Броды нефть тенгизского месторождения, которая сейчас экспортируется в ЕС через Босфор и Дарданеллы по системе КТК. Как отмечают эксперты, "игольное ушко" проливов станет ощутимым препятствием для наращивания объемов прокачки КТК до запланированных 67 млн тонн.

Надо иметь в виду и то, что действующая система нефтепроводов Украины состоит из двух веток, что обеспечивает возможность перекачки разных сортов нефти – российской смеси Urals и высококачественной тенгизской нефти. Привлекает в проекте и возможность выхода каспийской нефти к глубоководному хорватскому порту Омишаль в Адриатическом море. Это позволит применять танкеры дедвейтом до 500 тысяч тонн, и Омишаль может стать стартовой площадкой для доставки каспийской нефти в США и Канаду. Для этого необходимо на территории Венгрии объединить систему Дружба с балканской системой Адрия. Напомним, что пролив Босфор ограничен дедвейтом в 150 тысяч тонн, порт Джейхан – в 350 тысяч тонн. Фрахт за одну тонну для танкеров дедвейтом 100-150 тысяч тонн втрое больше, чем для танкеров дедвейтом 500 тысяч тонн. Поэтому на межконтинентальных рейсах омишальская трасса (Каспий-Самара-Броды-Омишаль, Каспий-Одесса-Броды-Омишаль) каспийской нефти из-за морской составляющей в общей транспортной схеме станет более экономичной, чем джейханская трасса. В России тоже понимают, что если на рынки Европы через трубопровод Одесса-Броды попадет легкая каспийская нефть, то российская нефть упадет в цене (по некоторым оценкам, на 3 доллар за баррель) или вовсе потеряет часть своего рынка в Центральной и Восточной Европе.

Но Украина до сих пор не нашла даже те 600-800 тысяч тонн каспийской нефти, что требуется для технологического заполнения трубы – найдено всего 100 тысяч тонн. Да и Польша не спешит достроить свой участок. В октябре 2002 года польский премьер-министр заметил, что его страна не будет финансировать проект Одесса-Броды, что это дело частных инвесторов. А их пока нет.

В конце 2002 года Тюменская нефтяная компания (ТНК) выступила с неожиданным предложением – реверсировать трубопровод Одесса-Броды и использовать его для транзита российской нефти в Одессу, а оттуда танкерами перевозить через Босфор. России это дало бы возможность направлять на экспорт через Босфор дополнительных 4-5 млн тонн в год. Украина расценила это предложение как провокационное, направленное на ее исключение из евроазиатских потоков углеводородов.

Л.Кучма, выступая 25 июня 2002 году в Стамбуле на открытии 5-й ежегодной конференции "Повесть о трех морях: Евразия, Средний Восток и поиск рынков энергии", отметил: "Только что построенный нефтепровод Одесса-Броды следует рассматривать как часть более широкого проекта Баку-Супса-Одесса-Броды и как составляющую Евразийского нефтетранспортного коридора". Далее он подчеркнул, что маршруты транспортировки каспийской нефти Баку-Джейхан и Одесса-Броды не являются конкурентами, поскольку рассчитаны на потребителей в разных частях Европы.

Однако Украина может нести и серьезные транзитные потери – до 70%. Причина – высокие транспортные тарифы Украины – транспортировка тонны нефти по трубопроводу Великоцк-Новоайдар-Луганская-Родионовская, протяженностью 300 км, обходится России в 2.35 долларов. Россия развернула активные работы по строительству ветки Суходольная-Родионовская (протяженность 254 км, пропускная способность первой очереди 26 млн тонн в год, второй – 37 млн тонн, стоимость 180 млн долларов, предполагаемый тариф 1.2-1.4 долларов за тонну в период окупаемости проекта и 0.5 долларов за тонну после достижения окупаемости, срок сдачи конец – 2001 года) взамен украинского участка нефтепровода, идущего из Самары в Новороссийск (рис. 6.10). Но в сентябре 2001 года было заявлено, что вторая очередь нефтепровода строиться не будет.

Рис. 6.10. Схема обходной ветки Суходольная-Родионовская

Из-за вступления в строй (сентябрь 2001 г.) обходного участка Суходольная-Родионовская, вопрос о том, как будут распределяться российские нефтяные потоки в западном и юго-западном направлениях, приобретает для Украины неопределенность. В целом транзит российской нефти через Украину уменьшилась в 2 раза и в 2002 году составил около 27 млн тонн. Разрабатываемый ЮКОСом проект реверсирования Адрии и ее объединения с Дружбой-1 (маршрут № 5) для транзита российской нефти может ограничить доступ каспийской нефти в Европу по украинскому маршруту.

В августе 2003 года Польша и Украина подтвердили, что Одесса-Броды будет качать каспийскую нефть в Европу – подписан меморандум о создании совместного предприятия по вопросу реализации проекта Броды-Плоцк. Примерно в то же время между Украиной и Казахстаном подписано соглашение об увеличении транзита казахстанской нефти через Украину.

Заслуживает обсуждения и вопрос о российско-украинских транспортных коллизиях природного газа, тем более, что российские СМИ их интерпретируют несколько тенденциозно.

Пропускная мощность газопроводов Украины (рис. 6.11) рассчитана на 170 млрд м³ в год. Сейчас около 80% экспорта российского газа в Европу проходит через Украину – 105-110 млрд м³. Сама Украина покупает у Туркмении 30-40 млрд м³, около 16 млрд м³ добывает самостоятельно и получает из России 20-30 млрд м³ как плату за транзит. Как утверждает Газпром ежегодно он теряет на украинском участке до 10 млрд м³ газа. Вдобавок Украина периодически и без предварительного согласования увеличивает газотранзитные тарифы. И так называемые транзитные долги никак не определяться – Россия считает, что украинский долг составляет свыше 2.5 млрд долларов (без учета процентных платежей и штрафов за "несанкционированный отбор"), Украина признает только 1.362 млрд долларов, причем не считает этот долг государственным.

Рис. 6.11. Карта газопроводов Украины

Главной проблемой российско-украинских взаимоотношений – это согласование условий экспорта Украиной российского газа в третьи страны. Российский посол на Украине В.Черномырдин заявил, что "российская сторона никогда не согласится с продажей Украиной российского газа в третьи страны".

Чтобы минимизировать свою зависимость от украинского тарифа, Россия стала рассматривать варианты прокладки альтернативных газопроводов в Европу через территории Белоруссии, Польши, Словакии, Литвы и Балтийское море. Так, было подписано соглашение о создании консорциума в составе Газпрома, итальянской SNAM, французской Gaz de Franse, германских Wintershell и Ruhrgas для строительства 600-километровой перемычки между проходящим через Белоруссию и Польшу газопроводом Ямал-Западная Европа и газопроводной системой Словакии.

Газпром предложил провести газопровод-перемычку наикратчайшим путем – из белорусского города Кобрин через Польшу до словацкого Велке Капушаны. Предполагалось, что этот проект может принести Польше доход в 900 млн долларов в год и полностью обеспечит потребности местного рынка в газе. Однако поляки выступили против проекта. Главным мотивом отказа стало то, что газопровод пролегает через заповедники и национальные парки. Они предложили альтернативный маршрут – через Познань и территорию Чехии. В этом случае длина трубы увеличивается на 400 км, что не устраивает Газпром. Россия пригрозила, что она проложит газопровод по дну Балтийского моря. Поляки сдались. 6 декабря 2001 года Польша дала согласие на газпромовский вариант.

Очевидно, что подобная перспектива не может устраивать Украину и вполне резонно, она стала искать альтернативу российской альтернативе. Этой альтернативой для Украины стал Иран, давно стремящийся наладить надежный транзит природного газа в Европу. В начале февраля 2001 года Киев и Тегеран приняли решение создать Рабочие группы для изучения возможности транспортировки иранского газа по маршруту Иран-Армения-Грузия-дно Черного моря-Крым-Украина-Европа. В этом маршруте заинтересована и Европа, стремящая лишить Россию положения фактического монополиста поставщика газа. К тому же, уже достигнута договоренность на поставку в Украину 35 млрд кубометров туркменского газа и ведутся переговоры по доставке норвежского и голландского газа. Причем Туркменистан разрешил Украине реэкспортировать свой газ.

Что же приобрела Россия за многолетние препирательства с Украиной? К "дивидендам" России можно отнести: а) приобрела на газовом рынке могучих конкурентов в лице Ирана, Туркменистана, Норвегии, Голландии; б) Варшава выступила в защиту Киева от "российского энергетического прессинга". Министр экономики Польши Я.Штейнхофф заявил: "Мы не хотим, чтобы транзит российского газа через Польшу наносил ущерб Украине". Но Польша дала согласие на возможный транзит норвежского и голландского газа на Украину через свою территорию; в) США ввели дополнительные ограничения на торговлю и инвестиционно-техническое сотрудничество с Белоруссией; г) Л.Кучма пригрозил: "Если Украину будут загонять в глухой угол, то она предоставит право на газодобычу и газоснабжение своей территории крупнейшим мировым нефтегазовым компаниям, таким, как British Petroleum"; д) во время визита в США (2-4 ноябрь, 2001 год) премьер-министр А.Кинах напомнил американцам, что "украинская газотранспортная система является важной составляющей европейской экономической безопасности", и, обращаясь к России, добавил: "Все намерения строить альтернативные газопроводы в обход Украины наше государство расценивает как попытки политического давления".

В чем тут дело, почему Россия опять если не потерпела поражение, то потеряла авторитет на международном энергетическом рынке? Тому есть две причины.

1. Транзит энергоресурсов из стран СНГ контролирует не сами страны-экспортеры, а Европейская энергетическая хартия (ЕЭХ), подписанная еще в 1991 году. Брюссельский протокол к этому документу предусматривает возможность введения международного контроля за энерготранзитными артериями, если их работа срывает топливообеспечение европейских стран-импортеров. Виновника срыва поставок могут отлучить от инвестиций, поставок технологий и даже вводить заниженные контрактные цены на энергосырье. Эти документы подписаны всеми странами-членами НАТО, а также Японией и Австралией. А поскольку доля российского газа в газообеспечении Восточной Европы превышает 80%, Западной и Центральной Европы – 35%, то любые осложнения в поставках газа подпадают под действие европейских санкций.

2. Решения Евросоюза 1997/99-х годов предусматривают либерализацию европейского газового рынка. Это означает, что страны-экспортеры, участвующие в трансъевропейских распределительных сетях, могут выступать в роли поставщиков газа. Иными словами, они могут купить газ у одной страны на входе в свою территорию по одной цене и продавать этот же газ другой стране на выходе из своей территории по другой цене. Украина, как и Польша, перепродает своим восточноевропейским соседям российский газ. Парадокс заключается в том, что Украина, не будучи членом ЕС, присоединилась к вердиктам ЕС о либерализации европейского газового рынка, создав тем самым прецедент. Эти действия Киева привели к снижению экспортных расценок на российский газ – при средней экспортной цене сырого газа в Европе 70 долларов за тысячу кубометров, фактическая цена российского газа не превышает 63 долларов. Вот где Россия теряет деньги. Действия Украины поддерживает ЕС, поскольку они полностью вписываются в предписания Брюсселя и ЕЭХ. Опасность созданного Украиной прецедента, заключается в том, что возникла реальная угроза его распространения и на транзит российской нефти – более 25% объема "дальнего" экспорта российской нефти проходит через украинско-польский коридор. Что же касается "несанкционированного отбора" (то есть воровства), то его объем можно точно определить по счетчику, и он, наверное, имел место – Киев признал долги, но не в тех масштабах, о которых говорила Россия.

Чтобы как-то сгладить возможные последствия своих действий Москва решилась на беспрецедентный шаг – российское и украинское правительства договорились составить взаимный энергобаланс.

Л.Кучма и В.Путин 10 июня 2002 году подписали Декларацию о создании двухстороннего консорциума для поставки российского газа в Европу. Тогда же был подписан Протокол об объемах и условиях транзита природного газа через территорию Украины на 2003 год к российско-украинскому Межправительственному соглашению "О дополнительных мерах по обеспечению транзита российского природного газа по территории Украины" от 4 октября 2001 года. Как зафиксировано в Протоколе, объем транзита составит 127.8 млрд м³, в том числе в европейские страны в объеме не менее 110 млрд м³. Плата за транзит по территорию Украины за 1 тысячу м³ на 2003 год устанавливается в размере 1.093 долларов на каждые 100 км. Цена газа, поставляемого в оплату услуг по транзиту, составит 50 долларов за 1 тысячу м³. В счет оплаты услуг по транзиту Газпром передаст НАК Нафтогаз Украины 26 млрд м³ газа, а остаток платы за услуги должен переводится в денежной форме, исходя из установленной платы за транзит. При этом Россия обязалась обеспечить транзит 34 млрд м³ среднеазиатского газа по цене 1.093 долларов на 100 км. Согласно Протоколу, Украина беспошлинно экспортирует 1 млрд м³ газа, а экспорт газа свыше этого облагается экспортной пошлиной в размере 100 долларов за 1 тысячу м³.

Судьба Международного газового консорциума несколько раз была под угрозой. Украина аннулировала договоренности, достигнутые премьер-министрами двух стран на московской встрече в августе 2002 года, о паритетных началах консорциума. Затем Украина заявляла, что украинская газотранспортная система не может быть приватизирована поскольку является "стратегическим объектом". Потом выступала против включения немецкой и французской компаний в консорциум: "Эта позиция очень невыгодна для Украины – и немецкий Ruhrgas, и французский Gaz de France являются стратегическими партнерами Газпрома, а за Украиной давно закрепилось клеймо "газового воришки". Поэтому можно со стопроцентной уверенностью сказать, что все решения, которые бы принимались в консорциуме, шли по формуле "три против одного"". Не могла остаться в стороне и депутат Украины, бывший вице-премьер по вопросам топливно-энергетического комплекса Ю.Тимошенко: "Доход от прокачки газа через территорию Украины составляет 2.5 млрд долларов ежегодно, поэтому инвестиции в объеме более 15 млрд долларов в течение 10 лет, обещанные Россией и Германией, не могут быть серьезным аргументом в пользу создания консорциума". Председатель подкомитета Верховной Рады по вопросам газовой промышленности А.Гудыма утверждает обратное: "В том, чтобы в нем (в консорциуме – А.Б.) не было Германии заинтересована не Украина, а Россия". Депутат Верховной Рады С.Гавриш восклицает: "Потеря контроля над магистральной трубой является еще большей потерей для национальной геополитики Украины, чем потеря ядерного оружия"…

Все это так, но отсутствие у Украины собственных средств на модернизацию газопроводов, более 60% которых находятся в аварийном состоянии, не оставляет Киеву выбора. Международные компании оценили стоимость всей газотранспортной системы Украины в 26-28 млрд долларов, а на ее модернизацию и наращивание мощностей в ближайшие десять лет потребуется около 15 млрд долларов.

И, наконец, в конце октября 2002 года руководители Нафтогаза Украины и Газпрома подписали учредительные документы Международного консорциума (совместного предприятия) по управлению и развитию газотранспортной системы Украины. Но как бы не развивались российско-украинские газовые взаимоотношения, Украина может быть спокойна, что соблюдение межправительственных договоренностей гарантирует ей до 2013 года возможность прокачивать через свою территорию не менее 110 млрд м³ российского газа.

Российско-украинская газотранзитная конфронтация пошла на убыль. После подписания Декларации отпал (вернее, отложен на неопределенный срок) проект трансъевропейского газопровода из России в Европу через Белоруссию. Правда, российско-белорусские отношения несколько ухудшились.

И нефтетранзитная конфронтация пошла на убыль. Длительные переговоры, начавшиеся еще в 1997 году, между российской государственной компанией Транснефть и Украиной о величине тарифа на прокачку нефти через украинский участок проекта Дружба-Адрия вроде бы завершились. Российская сторона исходила из расчета, что этот гигантский нефтепровод протяженностью более 3 тысяч км может быть рентабельным при тарифе не выше 0.64 доллара за прокачку 1 тонны нефти на расстояние в 100 км, едином на всем его протяжении. Украина долго отстаивала тариф 0.73 доллара по украинскому отрезку нефтепровода Дружба. Но в декабре 2001 года украинцы сдались.

А между тем, судьба Международного газового консорциума до сих пор не определилась – Rurgas занял выжидательную позицию, Gas de France заявил о намерении войти в консорциум, Киев заявил о намерении привлечь в консорциум Казахстана, Туркменистана и Азербайджана, чей газ будет транспортироваться по украинской трубе. Более того, украинский министр энергетики С.Ермилов в августе 2003 года заявил, что существующая газотранспортная инфраструктура останется в распоряжении украинского правительства, а создающийся международный консорциум сможет управлять только новой веткой Александров Гай-Фролово-Новопсков-Ужгород. Причем будущим участникам консорциума предлагается за свой счет проложить газопровод от российско-казахстанской границы (Александров Гай) до российско-украинской границы (Новопсков). По сути, эти предложения направлены на отведении России роли транзитной территории. Руководитель топливно-энергетического блока правительства Украины В.Гайдук: "У россиян другого выхода нет. Для того чтобы обеспечить потребности Европейского союза в тех объемах, которые планирует Россия к 2013 году, другого газа помимо среднеазиатского у них нет. И другого пути, кроме строительства новой ветки газопровода (Александров Гай-Новопсков – А.Б.), тоже нет".

Маршрут № 7 – румынский. В качестве связующего звена Прикаспийского региона с Европой Румыния предлагает использовать порт Констанца, который благодаря судоходным каналам Черное море-Дунай и Рейн-Северное море связан с крупнейшим европейским транспортным узлом Роттердам. После открытия летом 2001 года новой паромной переправы Констанца-Батуми Румыния с большим основанием может рассчитывать на реализацию проекта строительства нефтепровода Констанца-Триест (рис. 6.7).

Румынский маршрут предусматривает танкерные перевозки по Дунаю и использование нефтепровода Констанца-Триест, который планируется соединить с европейской трубопроводной системой TAL. Для соединения черноморского и средиземноморского побережий достаточно проложить 250 км нефтепровода Питешти (Румыния)-Панчево (Сербия). Однако США возражают против прохода нефтепровода через Сербию (дружественная России страна) и предлагают проложить маршрут через Венгрию, обещав принять участи в финансировании обходного участка.

В июне 1998 году президент румынской национальной нефтяной компании Petpom И.Попа заявил, что кратчайшим путем в Европу для каспийской нефти является коридор Средняя Азия-Каспий-Азербайджан-Грузия-Черное море-Румыния-Сербия-Хорватия-Италия (Триест). Переговоры о строительстве начаты с итальянским консорциумом ENI.

Маршрут № 8 – иранский. Рассматривались несколько вариантов поставки азербайджанской нефти на мировые рынки через территорию Ирана – два трансиранских маршрута (Баку-о.Харк в Персидском заливе и Баку-Тебриз с подключением к нефтепроводу Тебриз-о.Харк) и один ирано-турецкий с подключением к идущим из Ирака нефтепроводам на территории Турции (рис. 6.3, 6.6). Но нефтяные компании США и Великобритании, составляющие большинство в Азербайджанском международном операционном комитете, по политическим мотивам отказались обсуждать варианты транспортировки азербайджанской нефти через Иран.

Более подробно об участии Ирана в каспийских проектах поговорим ниже. Здесь только отметим, что, по данным Всемирного банка, стоимость транспортировки одного барреля нефти по нефтепроводу Баку-Джейхан составляет 2.29 долларов, а доставка этой нефти на международные рынки через Иран составит всего 1.2 доллара. Не зря еще Нобели пытались вывести бакинскую нефть в Персидский залив.

Маршрут № 9 – грузинский. Совсем недавно появился еще один проект обхода Босфора. Грузия предлагает построить соединительный нефтепровод Новороссийск-Супса-Тбилиси (через Абхазию) с последующим подключением к трубопроводу ОЭТ БТД для вывода российской и казахстанской нефти на мировые рынки через джейханский терминал.

6.4. Транспортные пути казахстанской нефти

Среди бывших республик СССР Казахстан являлся вторым по величине производителем нефти, где в лучшие годы добывалось 20-25 млн тонн нефти. В первые годы независимости имело место падение добычи нефти, но современный уровень (рис. 6.12) превосходит советский – в 2000 году в Казахстане добыто 35.26 млн тонн нефти и газового конденсата, 8.866 млрд м³ природного газа.

Рис. 6.12. Добыча нефти в Казахстане

К настоящему времени в стране разрабатывается и подготовлено к разработке 172 нефтяных, 42 конденсатных и 94 газовых месторождений. Международные эксперты оценивают их извлекаемый ресурсный потенциал 2.2 млрд тонн нефти, 1.8 трл м³ газа и 0.7 млрд тонн газового конденсата.

В результате проведения разведочных работ в 1993-1997 годах на казахстанском шельфе Каспия выявлено более 50 структур, наиболее перспективными считаются структуры Курмангазы, Восточный и Западный Кашаган, Кайран, Актоты. Казахстанские специалисты в 1997 году определили запасы разведанных запасов казахстанского шельфа Каспийского моря в 3-6 млрд тонн, прогнозных – в 15-20 млрд тонн. Значение Казахстана в мировой энергетике сильно выросло после открытия в 2000 году огромных запасов нефти на Восточно-Кашаганском месторождении (недалеко от порта Атырау). Они оцениваются от 2 до 10 млрд тонн. Акциями владеют BG Group PLC (14.3%), ENI SpA (14.3%), Exxon Mobil Corp. (14.3%), Royal Dutch/Shell Group (14.3%), TotalFinaElf SA (14.3%), BP Amoco PLC (9.5%), Statoil AC (4.8%), Phillips Petroleum Co (7.2%), Inpex Nord Ltd. (7.2%). В начале февраля 2001 года TotalFinaElf за 400 млн долларов приобрел акции BP и, имея 23.8% акций, стал оператором консорциума.

В 2000 году экспорт казахстанской нефти составил около 27 млн тонн. По оценкам российских и американских экспертов, к 2010 году экспортный потенциал Казахстана составит 75-85 млн тонн (табл. 6.1-6.3). Сами же казахи планируют к тому времени довести экспорт до 100 млн тонн в год. В декабре 2001 года Н.Назарбаев подтвердил, что "в 2015 году возможности экспорта нефти из республики прогнозируется на уровне 150 млн тонн при внутренней потребности в 20 млн тонн", а в апреле 2002 года он назвал другую цифру: "Необходимо, чтобы Казахстан мог экспортировать нефти до 200 млн тонн в год". Министр энергетики в ноябре 2002 года подтвердил: "К 2015 году наше государство станет добывать 150-170 млн тонн нефти в год". После открытия Восточно-Кашаганского месторождения (планируется ввести в эксплуатацию в конце 2005 года) экспортный потенциал Казахстана западные аналитики стали оценивать величиной 5 млн баррелей в день или 250 млн тонн в год.

Таким образом, Казахстан относится к государствам, обладающим стратегическими запасами углеводородов и способным оказывать значимое влияние на формирование мирового рынка энергоресурсов – у Казахстана есть реальный шанс войти в десятку крупнейших нефтяных государств мира. Поэтому понятен интерес Запада к этой стране. На встрече с госсекретарем США К.Пауэллом (декабрь 2001 года) Н.Назарбаев отметил, что из 40 млрд долларов, вложенных всеми иностранными инвесторами в экономику стран СНГ за последние 10 лет, 13 млрд приходится на Казахстан, при этом треть из них внесли американские компании. По Хьюстонской Декларации США обязались вложить в Казахстан 200 млрд долларов. Понятны и опасения ОПЕК – еще в октябре 2002 года Ш.Халиль призывал страны ОПЕК объявить Казахстану ценовую войну.

Экспортную политику республики обозначил в Стратегии развития Казахстана до 2030 года президент РК следующим образом: "Только большое количество независимых экспортных маршрутов может предотвратить нашу зависимость от одного соседа и монопольную ценовую зависимость от одного потребителя". Первый заместитель премьер-министра У.Джандосов уточнил: "Стратегия использования энергетических ресурсов включает: долгосрочное партнерство с ведущими нефтяными компаниями для привлечения новых технологий, ноу-хау, крупного капитала; создание системы экспортных нефтяных и газовых трубопроводов; ускорение создания и развития внутренней энергетической инфраструктуры; рачительное использование будущих доходов от этих ресурсов". На Евразийском экономическом саммите, состоявшем в начале апреля 2002 года в Алма-Ата, Н.Назарбаев призвал страны-участницы "без политизации" решить проблему постройки "системных трубопроводов, которые могли бы быть способны увеличить экспорт казахстанской нефти до 200 млн тонн в год".

6.4.1. Транспортные пути ранней нефти

На момент обретения независимости по территории Казахстана проходило около 6 тысяч км магистральных нефтепроводов (табл. 6.8). Но сложившаяся в рамках СССР система трубопроводов не отвечала интересам независимой республики – географическая разорванность между местами добычи, переработки, потребления и полная ориентированность нефтепроводов на Россию создавала большие проблемы в формировании энергетической независимости. Единственный действующий нефтепровод, связывающий Казахстан с внешним миром (с Европой), проходил через Россию (нефтепровод Атырау-Самара), и свою подневольность от России Казахстан в полной мере почувствовал, как только дело дошло до транзита тенгизской нефти.

Сверхглубокое месторождение Тенгиз (названное в советское время "жемчужиной Каспия") было открытого в 1979 году. По запасам нефти он входит в десятку крупнейших месторождений мира – извлекаемые запасы Тенгиза оцениваются в 3 млрд тонн. К 1990 году здесь действовало 60 скважин, из которых ежегодно добывали около 3 млн тонн нефти. Тогда, во времена СССР, нефть из Тенгиза, Кумколя, Узеня, Жетыбая и Каражанбаса в основном поступала в Самарскую базу смешения, где она смешивалась с российскими сортами нефти (в соотношении примерно 3:7), а затем распределялась по потребителям России или экспортировалась за рубеж по нефтепроводу Дружба. Для удовлетворения внутренних потребностей республики использовалась западносибирская нефть, которая поступала на Павлодарский НПЗ и Шымкентнефтеоргсинтез.

Таблица 6.8. Характеристики основных нефтепроводов Казахстана

Нефтепровод, год сдачи в эксплуатацию	Протяженность, км	Производительность, млн тонн в год
Узень-Жатыбай-Актау (1966)	142	8
Узень-Атырау-Самара (1970)	1500	10.5
Каламкас-Каражанбас-Актау (1979)	62	15
Тенгиз-Атырау-Астрахань-Грозный (1992)	678	30
Прорва-Кульсары (1986)	103	5
Омск-Павлодар-Шымкент-Чарджоу	1636	17
Кумколь-Каракоин	200	15
Жанажол-Кенкияк-Орск (1934)	400	7.7
Мартыши-Атырау	?	?

Примечание. Участок нефтепровода Тенгиз-Грозный до границы с Россией передан в КТК как вклад Республики Казахстан. Если быть объективными, то нужно сказать, что практически все существующие нефте- и газопроводы Казахстана, Туркменистана и Узбекистана построены руками русских рабочих.

В 1993 году в Казахстане произошли два крупных события. 1). Для геологического изучения шельфа Каспийского моря был создан Международный Консорциум по Каспийскому морю (Caspian Sea Consortium, CSC), в состав которого вошли КазахстанКаспийШельф (ККШ, оператор), Agip, British Petroleum/Statoil, British Gas, Royal Dutch/Shell, Total. Позже, в 1998 году, к ним примкнулись Phillips Petroleum и Inpex. 2). 6 апреля 1993 года в Алма-Ате Н.Назарбаев и директор-распорядитель корпорации Chevron К.Дерр подписали соглашение о создании крупнейшего в СНГ совместного предприятия Тенгизшевройл для разработки тенгизского месторождения. В СП вошли Chevron, Казахойл, Mobil, Лукарко и ЛУКОЙЛ с 5% акций.

Но приход в Тенгиз американской нефтяной компании вызвал прямо противоположный эффект – объем добычи нефти не увеличился, а, наоборот, снизился; проблема транспортировки стала лимитирующим фактором нефтедобычи – добытую нефть было некуда девать. Парадоксальность создавшейся ситуации заключалась в том, что на пути транзита казахстанской нефти через Россию, как и на пути транзита российской нефти через Босфор, стала... экология. Краткая история вопроса такова.

Весной 1993 года, незадолго до создания СП Тенгизшевройл, между Алма-Атой и Москвой была достигнута договоренности о транспортировке тенгизской нефти в российские нефтеперерабатывающие заводы. Но вдруг, нежданно-негаданно, самарские экологии стали экологически сознательными и забили тревогу по поводу "экологического качества" казахстанской нефти. На самом деле, тенгизская нефть содержит серу и специфические, достаточно токсичные и дурно пахнущие серосодержащие вещества – меркаптаны. Самарский НПЗ, ссылаясь на экологические пикеты, почти в три раза сократил прием тенгизской нефти и потребовал предварительной ее демеркаптизации. Конечно, все понимали, что ограничение, введенное Россией на прохождение углеводородного сырья из Казахстана по своим трубопроводам, не столько было продиктовано экологическими соображениями, сколько было ответом на самостоятельное (без участия России) заключение контракта правительством Казахстана с корпорацией Chevron.

Итак, Казахстан, обладая большой нефтью, но малыми транзитными возможностями, вынужден был сократить добычу нефти. В создавшейся ситуации американцы оказались на высоте – Chevron пошла на дополнительные, первоначально не оговоренные расходы: 15 февраля 1995 года она ввела в эксплуатацию комплекс по очистке сырой нефти от меркаптанов и сероводорода стоимостью более 100 млн долларов. Экспорт казахстанской нефти через Самару начал постепенно повышаться, но до конца 1998 года он был ограничен квотой со стороны России в 3.5 млн тонн в год.

Сложности с экспортом добываемой на Тенгизе нефти вынудили Chevron идти двумя путями: а) лоббировать увеличение квоты на прохождение нефти по российскому трубопроводу и б) диверсифицировать пути доставки нефти на мировые рынки. Первый путь оказался не слишком перспективным, хотя и удалось приблизиться к советскому уровню – в 1999 году транзит через Самару составил 8.5 млн тонн. Основное же увеличение добычи нефти на Тенгизе было достигнуто не за счет уступок и поблажек с российской стороны, как это утверждают российские СМИ, а за счет использования альтернативных маршрутов.

В 1996 году для экспорта добываемой СП Тенгизшевройл нефти на мировые рынки была основана компания Caspian Trans Co. Для экспорта казахстанской и туркменской нефти компания была вынуждена выбрать сложную схему. Нефть погружалась в портах Актау и Туркменбаши в танкеры и перевозилась в азербайджанский порт Дюбенды (вблизи Баку), откуда одна часть перекачивалась в железнодорожные цистерны и отправлялась в грузинский порт Батуми, а другая часть по трубопроводу транспортировалась до Али-Байрамлы, затем по железной дороге отправлялась в Батуми. В октябре 1996 года первые 20 тысяч тонн тенгизской нефти по азербайджано-грузинскому железнодорожному коридору ТРАСЕКА были доставлены в Батуми. Как это не удивительно, эта схема экономически себя оправдывала (во многом благодаря сохранению качества нефти), однако большие объемы перевалки тоже не обеспечивала. Принципиально важно здесь то, что Россия утратила монополию на транзит казахстанской нефти.

Значимые объемы тенгизской нефти экспортировались по железной дороге в Европу и Китай. Так, в 1997 году по железной дороге было перевезено 3,7 млн тонн нефти, что на 0,5 млн тонн больше объемов транспортировки по российскому трубопроводу. Примерно по 2 млн тонн казахстанской нефти транспортировалась по маршруту Атырау-Махачкала (танкерные перевозки)-Тихорецк-Новороссийск и Актау-Баку (танкерные перевозки)-Батуми. Около 2 млн тонн актюбинской нефти поставлялась по прямому трубопроводу на Орский нефтеперерабатывающий завод.

Показательно и то, что Chevron действовал в обход существующего американского эмбарго. Администрация США предоставила (правда, потом запретила) корпорации Chevron исключительные права продавать часть добытой в Казахстане нефти Ирану по принципу "замещения" – тенгизская нефть из Актау танкерами доставлялась в каспийские порты Ирана, а Иран со своих южных портов поставлял на мировые рынки адекватное количество своей нефти.

Рис. 6.13. Динамика производства нефти СП Тенгизшевройл

В целом, компания Caspian Trans Co сумела с 1993 по 2000 год увеличить объем экспорта казахстанской нефти в 10 раз, что и предопределило динамику роста производства нефти СП Тенгизшевройл (рис. 6.13).

Показательно в этом деле и поведение России. После экологического прессинга, российская пресса начала вбивать клин между Казахстаном и Chevron. На том основании, что контракт Chevron с Казахстаном, предусматривал выплату американской стороной солидного бонуса[2] (420 млн долларов) после того, как СП Тенгизшевройл выйдет на определенный уровень производства (12 млн тонн нефти в год), российские СМИ стали обвинять американскую компанию в незаинтересованности в наращивании нефтедобычи на Тенгизе. Вот характерное высказывание: "Чтоб не платить бонус, хитрые американцы решили спустить весь тенгизский проект "на тормозах" и выкачивать нефть потихоньку по 9-10 млн тонн в год, ссылаясь на разные объективные обстоятельства и сетуя на Россию, которая якобы сидит на своей нефтяной трубе, как собака на сене". Анализ же ситуации показывает совсем другое. На увеличение добычи и экспорта нефти были направлены все усилия Chevron: от поиска и использования альтернативных путей доставки нефти на мировые рынки до финансирования проекта КТК и строительства установки демеркаптизации сырой нефти. Более того, Chevron предлагала осуществить добычу тенгизской нефти по ускоренной технологии за 10 лет. Во всяком случае Chevron твердо намерена довести добычу к 2010 году до 35 млн тонн. Как заявил руководитель СП Тенгизшевройл по внешним связям Р.Уильямс: "Мы готовы транспортировать нефть через Россию к Черному морю в Новороссийск. Будет путь через Турцию – будем экспортировать через Турцию. Станет экспортным трубопровод через Китай – готовы работать по нему. Мы готовы транспортировать свою нефть даже через Балтийское море".

Примечательно и другое – Россия по мере того, как увеличивался транзит казахстанской нефти по альтернативным маршрутам, и по мере того, как приближался срок сдачи КТК, соглашалась увеличить транзит в Самару. Так, Е.Примаков в декабре 1998 года обещал увеличить транзит казахстанской нефти по российским трубопроводам в 1999 году до 7 млн тонн, В.Путин в сентябре 1999 года – до 14 млн тонн. После подписания соглашения об энергетическом сотрудничестве между РФ и РК в начале 2001 года Россия увеличила квоту на прокачку казахстанской нефти по российским трубопроводам до 15.8 млн тонн. Резко возросла также активность России в переговорах о реконструкции нефтепровода Атырау-Самара для доведения его пропускной способности до 30 млн тонн в год. В мае 2002 года между Россией и Казахстаном заключено соглашение о долгосрочном (на 15 лет) транзите казахстанской нефти объемом 17.5 млн тонн в год через российскую территорию. Для доставки казахстанской нефти на мировые рынки Россия теперь настойчиво предлагает маршруты Атырау-Самара-Дружба-Адрия-Омишаль и Балтийскую трубопроводную систему.

6.4.2. Транспортные пути большой нефти

Как мы уже отмечали, экспортный потенциал Казахстана к 2010-2015 годам может увеличиться до 200-250 млн тонн в год. Для экспорта большой казахстанской нефти рассматриваются несколько вариантов.

Маршрут № 1 – КТК. Каспийский трубопроводный консорциум (КТК) был создан 17 июня 1992 года правительствами Казахстана, России и Омана для доставки казахстанской нефти в Новороссийск (рис. 6.14) по маршруту Тенгиз-Атырау-Комсомольская-Кропоткин-Новороссийск (терминал Южная Озереевка). Протяженность маршрута составляет 1580 км (из них протяженность нового трубопровода – 748 км), мощность первой очереди – 28.2 млн тонн в год. Стоимость проекта оценивалась в 1.9 млрд долларов. (окончательная стоимость, по-моему, составила 2.6 млд долларов). В июне 1993 года проект ратифицировал российский парламент, и он приобрел статус закона.

Рис. 6.14. Схема маршрута КТК

КТК, в отличие от трубопровода Атырау-Самара-Дружба, позволяет тенгизской нефти выйти на мировой рынок со своей маркой Tengiz, но при этом проблема прохода Босфора сохраняется. Хотя, надо заметить, что приход казахстанской (вернее, шевроно-эксоно-мобильской) нефти на Черное море скорее создаст затруднения для российской нефти по проходу проливов.

Но события вокруг КТК вначале развивались не совсем удачно. КТК создавали на паритетных началах – все участники получали равные права в его управлении и распределении прибыли, источником которой должны были стать тарифы за прокачку нефти. Оман брал на себя обязательство обеспечить финансирование проекта, Казахстан предоставлял свою нефть, Россия – трубопроводы и строительные мощности. Сразу же возникли проблемы финансирования – иностранные банки отказались кредитовать проект без гарантий российского правительства. Это вынудило первоучредителей привлечь в КТК компании, способные финансировать строительство трубопровода, и в декабре 1996 года было подписано соглашение о реорганизации КТК.

В новом консорциуме Россия получила 24% акций, Казахстан – 19%, Оман – 7%. Согласно подписанному в феврале 1998 года соглашению, частные компании, которые в совокупности владели бы остальными 50% акций, должны были нести 100-процентные обязательства по финансированию строительства трубопровода. В ноябре 1998 года владельцами этих акций стали Chevron (25%) и Mobil (25%). Но на момент загрузки КТК (лето 2001 года) было объявлено, что остальные 50% акций консорциума делят между собой Chevron (оператор) – 15%, ExxonMobil – 7,5%, Oryx Caspian Pipeline LLC – 1,75%, российско-американское СП LUKARCO – 12,5%, российско-британское СП Rosneft-Shell Caspian Ventures – 7,5%, British Gas Overseas Holding Ltd – 2%, Agip - 2% и Kazakhstan Pipeline Ventures LLC – 1,75%. Сообщалось также, что за 40 лет эксплуатации трубопровода КТК (первой и второй очереди), в федеральный и региональные бюджеты России поступят свыше 23.3 млрд долларов в виде налогов и прибыли. Регионы России, по которым проложен трубопровод, должны были получать: Краснодарский край – около 6.7, Ставропольская область – 1.5, Астраханская область – 1.7, Республика Калмыкия – 1.8 млрд долларов.

Строительство первой очереди КТК было завершено в марте 2001, и к 3 августа трубопровод был полностью готов (заполнен) к пуску – ждали дня, когда президенты России и Казахстана смогут принять участие в церемонии пуска. Торжественная церемония пуска состоялась почти через три месяца – 27 ноября. Президенты так и не приехали, приехал посол США в России А.Варшбоу. 28 ноября 2001 года из Новороссийска вышел первый танкер с тенгизской нефтью. Планировалось в 2001 году по КТК прокачать 7-8 млн тонн нефти в режиме пробной эксплуатации с тем, чтобы к декабрю достичь проектной мощности – 28.2 млн тонн.

С вводом в эксплуатацию первой очереди КТК можно сказать, что транспортировка большой казахстанской нефти стартовала – сегодня у Казахстана есть резервы для экспорта 50-60 млн тонн в год: 28 млн тонн через Новороссийск, 15 млн тонн через Самару, остальное танкерами и железной дорогой.

Реализацию проекта КТК российские эксперты дружно оценили как победу России в борьбе за сферы влияния в Каспийском регионе. По мнению же английского эксперта по Каспию Дж.Доббса, "эта победа может оказаться временной". С ним солидарен и президент Транснефти С.Вайшток: "Новый трубопровод (КТК – А.Б.) лишит Транснефть 70 млн долларов ежегодной прибыли от транзита казахстанской нефти, а снижение качества смеси после замещения легкого тенгизского сырья тяжелыми сернистыми казахстанскими сортами подорвет конъюнктуру российских поставок через Новороссийск".

На самом деле, похоже на то, что "победа" России со временем обернется крупным поражением. Во-первых, европейский потребитель, вероятнее всего, откажется от высоковязкой русской смеси Urals в пользу сорта Tengis и, во-вторых, российская нефть, очевидно, встретит большее сопротивление на черноморских проливах, чем нефть шеврона. Заявление С.Манна, что "Вашингтон выражает обеспокоенность в связи с перегруженностью Босфора, который пересекают танкеры с казахстанской нефтью, прокачиваемой по трубопроводу КТК" – прямое указание турецким властям, как надо действовать.

И опять же с вводом в эксплуатацию КТК Россия попала впросак. На конец 2002 года по КТК прокачивалось по 1.1 млн тонн нефти в месяц, вместо запланированных 2.33 млн тонн. Пока единственным поставщиком нефти является компания Тенгизшевройл. Но где-то в октябре-декабре 2002 года Chevron заключила договор о прокачке нефти по КТК не входящих в число акционеров совместного казахстанско-американского предприятия Арман и компании Эмбамунайгаз. Тарифы на прокачку нефти для КТК по территории России составляют 25 долларов за тонну на всем протяжении нефтепровода (1520 км) и почти в полтора раза ниже действующих для нефтепровода Баку-Новороссийск. И российский бюджет за 2002 год не получил от консорциума КТК ни цента, кроме символического местного налога "на вывоз мусора". Ситуация воистину не имеет прецедента – Россия транспортирует чужую нефть по трубопроводу, влияние на который распространяется на 44% акций, и через свою территорию почти бесплатно. И в конце 2002 года начались трения между консорциумом и Россией.

Генеральный директор КТК И.Макдональд считает, что "Поскольку система КТК находится в собственности грузоотправителей, ее тарифы определяются на основании договора между акционерами, а не в порядке регулирования, как в российской Транснефти". Федеральная энергетическая комиссия РФ (ФЭК) считает, что КТК, привлекая "чужую" нефть, вышел за рамки частного предприятия, и подпал в поле действия российского законодательства о естественных монополиях. Следовательно, заключает ФЭК, у правительства РФ есть основание включить КТК в реестр естественных монополий, поставив его в равные условия в конкурентной борьбе за поставки нефти с Транснефтью. Министр энергетики РФ И.Юсуфов уже обозначил новый тариф КТК – 38 долларов за тонну. Как будут развиваться события, покажет время. Одно можно точно прогнозировать – правила честной конкуренции, на которые уповает Россия, просто несбыточны для России. Не улажены до сих пор и вопросы создания Банка качества нефти. 3 августа 2001 года, по настоянию ключевого поставщика казахстанской нефти Chevron, был утвержден Договор Каспийского трубопроводного консорциума о транспортировке нефти, который предусматривает создание Банка качества нефти и дифференциацию выплат владельцам различных сортов нефти. Казахстан будет получать компенсацию за высоко котируемую в Европе тенгизскую нефть и за смесь КТК (CPC-Blend). Однако Банк качества в рамках транспортного соглашения КТК будет работать только на казахстанской территории, а вопросы, связанные с подключением российской нефти, вообще остались за рамками Договора.

За рамками КТК осталась и российская нефть. Российская нефть сможет попасть в трубу только после модернизации перемычки между насосной станцией КТК в Кропоткине и перекачивающим узлом в Тихорецке. Однако Транснефть считает неоправданным отвлечение российских объемов из собственных магистральных нефтепроводов в систему КТК, а потому не занимается реконструкцией участка Кропоткин-Тихорецк. Поэтому с достаточно высокой уверенностью можно спрогнозировать, что к 2005 году КТК будет полностью загружаться нефтью и газовым конденсатом с Тенгиза, Карачаганака и Кумколя – последние два месторождения уже сегодня могут дать на экспорт 13-15 млн тонн в год.

Маршрут № 2 – КТК-2. По первоначальным планам, второй этап проекта Тенгиз-Новороссийск, предусматривающий увеличение пропускной способности нефтепровода до 67 млн тонн, планировалось завершить к 2014 году. Квота Казахстана в КТК-2 определена в 48 млн тонн. К тому времени должно быть завершено строительство нефтепровода Аксай-Атырау для подачи нефти в Новороссийск с месторождения Карачаганак.

Акционеры КТК и эксперты дружно подтверждают, что нефтепровод Тенгиз-Новороссийск является одним из наиболее экономичных маршрутов доставки казахстанской нефти на мировые рынки. Российские СМИ после сдачи первой очереди КТК стали утверждать, что "нефтепровод Тенгиз-Новороссийск похоронит и проект Баку-Джейхан, и проект Транскаспий". КТК-1 на самом деле сделал мощный прорыв в развитии северного направления транспортировки каспийской нефти, но такие вопросы, как, похоронит ли КТК-2 другие проекты и состоится ли он сам, остаются открытыми.

Маршруты № 3 – российский. 27 декабря 2001 года сдана в эксплуатацию первая очередь (протяженностью около 2700 км и мощностью 12 млн тонн в год) Балтийской трубопроводной системы (БТС) – от поселка Харьяга в Ненецком автономном округе до побережья Финского залива. Цель БТС – обеспечение транспортировки нефти Тимано-Печорского региона, Западной Сибири, Урало-Поволжья и Казахстана на экспорт через новый нефтеналивной терминал в Приморске (Ленинградская область) танкерами ледового класса дедвейтом до 100 тысяч тонн. В июле 2001 года Транснефть предложила Казахстану экспортировать по БТС до 1 млн тонн нефти в год по принципу взаимообмена. При использовании этого варианта казахстанская нефть получит выход на рынок Северной Европы. А для прямого выхода необходимо модернизировать участок Атырау-Самара.

У БТС есть одна уже известная нам помеха – экология. По поводу роста нефтеэкспортных потоков через Приморск (и Мурманск) выражают озабоченность в Копенгагене, Стокгольме и Осло. Там все чаще высказывают опасения ухудшения экологической обстановки в датских проливах Скагеррак, Каттегат, Эресунн из-за высокой интенсивности нефтетранзита. Вполне возможно, что администрация датских проливов со временем предпримет такие же меры ограничения нефтетранзита, как и Турция на черноморских проливах – сезонные, суточные, объемные, экологические, санитарные и прочие. Это тем более важно учитывать, что и Мурманский терминал, предназначенный для экспорта российской нефти в Европу и США, будет использовать датские проливы.

Кроме названных, в настоящее время изучается еще несколько казахстанско-российских проектов: Аксай-Большой Чаган-Атырау-Самара для транспортировки нефти из местрождения Карачаганака и нефтепровод Кенкияк-Атырау-Самара для транспортировки нефти из месторождений Актюбинской области. Но пока эти проекты не вышли из стадии намерений. Кроме того, Транснефть планирует купить пакет акций нефтяного терминала Вентспилс, пропускная мощность которого составляет 16 млн тонн. Латвийский маршрут экспорта нефти был в конце 2002 года исключен из экспортного графика на I квартал 2003 года. Если покупка состоится, то экспорт возобновится.

Говоря о российско-казахстанских нефтяных взаимоотношениях, надо иметь в виду, что Казахстан – растущий "на дрожжах" конкурент России. Российские компании это понимают и уже предлагают Транснефти увеличить транзит своей нефти за счет уменьшения транзита казахстанской нефти – опять не совпадают интересы государства с интересами компаний. Представитель ЛУКОЙЛа Г.Красовский разъясняет: "Государство получает в качестве платы за транзит с тонны казахстанской нефти 10-15 долларов, в то время как с тонны отправленной на экспорт российской нефти оно получает около 60 долларов". Но прокачка 4-5 тонн казахстанской нефти через территорию России, Россия сохраняет одну тонну своей нефти для потомков.

Маршрут № 4 – морские и железнодорожные перевозки. В августе 1996 года Казахстан и Иран заключили договор об обмене нефтью – азербайджанские танкера доставляли западноказахстанскую нефть по Каспийскому морю на нефтеперерабатывающие заводы Северного Ирана, а Иран поставлял адекватное количество нефти со своих терминалов в Персидском заливе партнерам Казахстана. В 1997 году Иран принял 2 млн тонн казахстанской нефти, планировалось, что в будущем эта цифра возрастет до 6-15 млн тонн в год. Однако Вашингтон и Chevron предупредили правительство Казахстана о необходимости прекратить поставки в Иран сразу же после того, как начнет функционировать КТК.

В 2000 году Национальная компания КазТрансОйл начала самостоятельные танкерные перевозки нефти по Каспийскому морю по маршруту Актау-Дюбенди. КазТрансОйл предполагала перевозить таким способом до 1 млн тонн нефти в год. В марте 2000 года в Астане было подписано казахстанско-российское соглашение о транспортировке казахстанской нефти объемом 3 млн тонн в год по маршруту Актау-Махачкала-Новороссийск. Но в таких объемах нефть не пошла. В июне 2002 года было заключено повторное соглашение, где речь уже шла о 2.5 млн тонн. В январе 2002 года Казахстан возобновил экспорт нефти в Иран, используя танкерные перевозки Актау-Нека, прерванные в 1998 году под давлением США.

В целом же Казахстан уже в состоянии экспортировать до 15 млн тонн нефти в год, используя танкерные и железнодорожные перевозки.

В силу ряда причин танкерные перевозки на Каспии пока ограничены. Сегодня Каспар является монополистом транспортного флота на Каспии. Каспар заказал на российской судоверфи "Красное Сормово" строительство 4 танкеров новейшей конструкции водоизмещением 8-12 тысяч тонн каждый. Аналогичный танкер построили для Туркменистана турецкие судостроители. Заказал их и Казахстан. И международная компания Алегтранс обещает произвести на Каспии "танкерную революцию" по перевозке нефти и нефтепродуктов с помощью крупнотоннажных танкеров. В целом, танкерные перевозки нефти в Иран из России, Казахстана и Туркменистана могут достичь уровня 20-25 млн тонн в год. Если добавится еще 20 млн тонн казахстанской нефти, доставляемой танкерами до Баку для заполнения БТД, то экологическая угроза на Каспии становится серьезной.

Маршрут № 5 – азербайджано-турецкий. У маршрута два варианта – морской и сухопутный.

В советские времена по нефтепроводу Комсомольская-Вознесенская казахстанская нефть поставлялась в южные регионы Российской Федерации – в грозненский и бакинский НПЗ. В середине 1990-х годов высказывалась идея использовать этот ныне бездействующий участок, соединив его с недогруженным нефтепроводом Баку-Новороссийск обходной тридцатикилометровой веткой, для доставки тенгизской нефти в Новороссийск (рис. 6.15). Тогда практической реализации эта идея не получила. Однако ею можно воспользоваться для транзита казахстанской нефти в Джейхан по маршруту Кашаган-Астрахань-Махачкала-Баку-Джейхан.

Морской вариант азербайджано-турецкого маршрута включает (рис. 4.16) Транскаспийский нефтепровод (ТКНП), проложенный по дну Каспийского моря от Актау до Баку – 618 км. Существуют также варианты прокладки ТКНП по маршрутам Актау-Махачкала и Актау-Туркменбаши-Баку (рис. 6.3).

В ноябре 1999 года в Стамбуле Казахстан подписал соглашение на участие в проекте Баку-Джейхан. 15 марта 2001 года для участия в БТД была сформирована Группа Казахстанских Компаний (ГКК) в составе КазТрансОйл, Казахойл, Agip, BP-Amoco, ExxonMobil, Казахтуркмунай, Нейшнз Энерджи, Каржанбасмунай, ОКИОК, Shell, Texaco. 11 июня 2001 года между Казахстаном и США было подписано "Соглашение о субсидиях" для финансирования транскаспийского маршрута экспорта нефти Актау-Баку-Джейхан. Тогда же правительство США выделило грант (346 тысяч долларов) для изучения технико-экономических и экологических вопросов маршрута транспортировки казахстанской нефти до трубопровода Баку-Тбилиси-Джейхан. В октябре 2001 года С.Манн заявил, что в недалеком будущем маршрут Баку-Джейхан будет трансформирован в маршрут Актау-Баку-Джейхан.

Рис. 6.15. Схема маршрутов транспортировки нефти по проекту КТК и по схеме действующих нефтепроводов Северного Кавказа

ТКНП, в отличие от сухопутного варианта, полностью отстраняет Россию от транзита казахстанской нефти и наносит чувствительное экономическое потрясение и маршруту Баку-Новороссийск, и маршруту Тенгиз-Новороссийск. Естественно, Россия начала контрдействовать. И в качестве первого ответного удара она выбрала ту же экологию. Российская сторона передала прикаспийским государствам специально подготовленный научный отчет по геодинамике дна Каспийского моря, где подчеркивается, что при разработке подобных проектов должны учитываться сложнейшие горно-геологические условия Каспия, в частности, наличие зоны высокой сейсмической активности, подводных гейзеров и участков подвижного морского дна, расположенных как раз на пути предполагаемого нефтепровода (см. рис. 4.16).

Россия уповает также на политическое решение вопроса прокладки Транскаспийских нефте- и газопровода. Конечно же, если Россия сумела бы сохранить советско-иранский статус Каспия, то никаких проблем не было бы – она просто наложила бы вето на прокладку нефтепровода. Какой-то шанс предотвратить строительство ТКНП дает России и российско-казахстанская версия раздела моря; Статья 5 российско-казахстанского соглашения от 6 июня 1998 года предусматривает, что различные виды хозяйственного использования Каспийского моря, в том числе, прокладка подводных трубопроводов, подлежат урегулированию отдельными соглашениями после заключения Конвенции о правовом статусе Каспия. Следовательно, до заключения Конвенции Россия здесь бессильна.

В вопросе прокладки нефте- и газопровода по дну моря с Россией солидарен Иран. Как заявил глава иранского МИД Харрази, реализация проекта прокладки трубопроводов с учетом "опасности, которую этот проект представляет для окружающей среды" будет означать нарушение прав других прикаспийских государств. В совместном заявлении президентов РФ и ИРИ от 12 марта 2001 года говорится: "Стороны открыто заявляют о своем неприятии прокладки по дну моря любых транскаспийских нефте- и газопроводов, являющихся опасными в экологическом отношении в условиях чрезвычайно активной геодинамики".

Но, как уже отмечалось, Азербайджан, Грузия, Турция и США единым фронтом выступают за подключение казахстанской нефти к маршруту Баку-Джейхан с помощью Транскаспийского трубопровода. Отношение же самого Казахстана к этому маршруту довольно странное.

После открытия месторождения Кашаган, Н.Назарбаев предложил переименовать проект нефтепровода Баку-Тбилиси-Джейхан в Актау-Баку-Тбилиси-Джейхан; летом 2000 года заявил об отказе участвовать в проекте Баку-Джейхан; в декабре 2000 года на встрече с советником президента США по энергетическим вопросам Каспийского региона Элизабет Джонс вновь подтвердил готовность Казахстана ежегодно транспортировать 20 млн тонн по Транскаспийскому нефтепроводу; в феврале 2001 года на встрече с Э.Шеварднадзе заявил, что собирается оказывать проекту Баку-Джейхан лишь политическую поддержку; в декабре 2001 года заметил, что есть возможность переправлять через Каспийское море до 20 млн тонн казахстанской нефти (танкерами – А.Б.) без строительства трубопровода по дну моря; затем на одном из интервью, обсуждая проект Транскаспий, задался вопросом: "Может быть российским нефтяникам стоило бы преодолеть предубеждения и принять участие в этом проекте? Ведь по этому маршруту через Казахстан, могла бы пойти и российская нефть". Примечательно и то, что в официальной церемонии закладки ОЭТ БТД Н.Назарбаев участие не принял.

Противоречивость высказываний, очевидно, обусловлена нахождением президента под двумя прессами – под финансовым прессом западных инвесторов и политическим прессом отечественных "демократов". Но и российская составляющая внешней политики Казахстана здесь играет не последнюю роль. Однако официальная политика РК в этом вопросе довольно внятная. 1 марта 2001 года в Астане на встрече представителей Казахстана, Азербайджана, Грузии, Турции и США был подписан "Меморандум взаимопонимания по проекту транспортировки нефти по системе Актау-Баку-Тбилиси-Джейхан". Чуть позже, 15 мая, председатель правления Национальной компании по управлению магистральными трубопроводами Казахстана "Транспорт нефти и газа" (ТНГ) Т.Кулибаев заявил: "Казахстан крайне заинтересован в присоединении к проекту Основного экспортного трубопровода Баку-Тбилиси-Джейхан". В сентябре 2001 года в Чолпан-Ата (Кыргызстан) прошла IV конференция спецслужб тюркоязычных государств, где было решено сотрудничать в вопросах обеспечения безопасности маршрута транспортировки нефти Актау-Баку-Тбилиси-Джейхан. 3 октября 2002 года С.Манн, выступая на конференции "Нефть и газ" в Алма-Ате, сказал, что "США заинтересованы, чтобы казахстанская нефть была включена в систему Баку-Тбилиси-Джейхан", и обещал финансовую поддержку в присоединении порта Актау к ОЭТ БТД. Немного позже он добавил: "Сомнений в реализации проекта Актау-Баку-Тбилиси-Джейхан уже нет, речь идет о том, чтобы сделать его эффективным для всех".

По-видимому, Казахстан уже определился. В начале декабря 2002 года в Лондоне в посольстве США азербайджано-казахстанская группа обсуждала условия присоединения Казахстана к проекту ОЭТ БТД. Управляющий директор Казмунайгаз К.Кабылдин заверил азербайджанскую сторону в готовности через месяц после ввода в строй БТД начать транспортировку казахстанской нефти. Для пополнения БТД кашаганской нефтью Казахстан планирует построить нефтеналивной порт Курык, трубопровод и железную дорогу Курык-Атырау, 5 танкеров дедвейтом 60 тысяч тонн каждый (или 25 танкеров дедвейтом по 12 тысяч тонн) и купить выносные причальные устройства (ВПУ), позволяющие через специальные трубы-рукава скачивать нефть с танкеров в нефтетерминал Сангачал, расположенного всего в 4-х км от нитки БТД. Ожидается, что лет через десять РК будет продавать морским путем 38 млн тонн нефти ежегодно. На Выборгском судостроительном заводе Казахстан уже построил 3 танкера дедвейтом по 12 тысяч тонн. К.Кабылдин также отметил, что строительство подводного трубопровода Актау-Баку не исключено, но его реализация может начаться только после определения правового статуса Каспия.

Теперь внимание. После этих переговоров И.Юсуфов в Баку, будучи там с визитом, сказал: "Россия не будет возражать против строительства подводного трубопровода для транспортировки казахстанской нефти по ОЭТ Баку-Тбилиси-Джейхан, однако лишь в том случае если он не пройдет через ее территорию. Если же трубопровод будет проложен через территорию РФ, то Москва готова рассмотреть вопрос своего участия в этом проекте". Зачем же было столько шумихи о статусе, о геодинамике, об экологии?

Все уже привыкли к таким "перевертышам" российских позиций, и первоначальные российские заявления (как правило, грозные) уже никто всерьез в расчет не принимает. Теперь выясняется, что и выход США из Договора по ПРО выгоден для России, и расширение НАТО на восток выгодно для России, и то, что американцы решили складировать, а не уничтожать ядерные боевые головки, выгодно для России, и то, что они обосновались в Средней Азии, выгодно для России… Выгодно, потому что "у нас под боком Иран, Ирак и Афганистан".

Маршрут № 5 - китайский. Казахстан прекрасно понимает выгоды выхода на азиатские рынки, и, прежде всего, на рынок КНР. Во-первых, это – гигантский рынок, где по прогнозам в XXI веке будет потребляться чуть ли не половина новых мировых поставок нефти. По самым скромным подсчетам импорт нефти только Китая к 2010 году возрастет с нынешних 40 млн тонн до 110 млн тонн в год. Во-вторых, китайский нефтепровод позволит Казахстану объединить нефтепроводную систему республики в единое целое, связав западные нефтедобывающие регионы с НПЗ Павлодара и Шымкента. В-третьих, Казахстан имеет общую границу с Китаем, что исключает фактор риска третьей страны. Плюсом является и относительная экологическая безопасность.

Но есть один существенный недостаток – это большие расстояния, около 1000 км. По расчетам А.Конопляника, доставка тенгизской нефти в Восточный Китай примерно в 2 раза дороже, чем ее доставка в Европу по маршруту Тенгиз-Новороссийск-Генуя. Другая опасность заключается в том, что Россия может стать серьезным конкурентом Казахстану за энергетические рынки Китая и АТР.

В сентябре 1997 года в ходе визита в Казахстан премьера Госсовета КНР Ли Пэна было подписано соглашение по проекту транспортировки актюбинской, а в перспективе каспийской нефти, по нефтепроводу Западный Казахстан-Западный Китай, протяженностью 3200 км, стоимостью 3.0-3.5 млрд долларов, пропускной способностью не менее 20 млн тонн в год. Примерно тогда же была согласована трасса нефтепровода: Атырау-Кенкияк-Кумколь-Каракоин-Атасу-Актогай-Алашанкоу (рис. 6.16). Финансирование строительства нефтепровода китайская сторона целиком брала на себя. Серьезность намерений Китая подчеркивало то, что в июне 1997 года КННК приобрела 60% акций АО Актобемунайгаз. К трассе может быть подключена и западносибирская нефть с помощью нефтепровода Омск-Павлодар. Минусом этого маршрута является то, что, если он заработает, то станет невозможной эксплуатация магистрали Омск-Чарджоу для доставки российской нефти к Аравийскому морю, так как ей навстречу пойдет "китайская" нефть.

Рис. 6.16. Проект казахстано-китайского нефтепровода

В июле 1998 года сообщалось также об окончании изыскания по техническому и экономическому обоснованию проекта нефтепровода. Но затем, когда цены на нефть упали, появилось сообщение о том, что проект Западный Казахстан-Алашанкоу заморожен на стадии завершения ТЭО – у Китайской стороны возникли серьезные сомнения относительности выгодности проекта. К тому же, для того, чтобы довести казахстанскую нефть до потребителей в глубине Китая, необходимо увеличить протяженность трубы до 8 тысяч км, стоимость проекта при этом возрастает до 9-10 млрд долларов.

Однако в декабре 2001 года Н.Назарбаев подтвердил наличие соглашения с Китаем о строительстве нефтепровода Казахстан-Китай. В мае 2002 года с участием китайской стороны началось строительство трубопровода Атырау-Кенкияк с пропускной способностью 14 млн тонн в год. 51% финансирования строительства взяло на себя ЗАО КазМунайГаз, 49% – КННК. Продолжением этого трубопровода должен стать нефтепровод Кумколь-Аральск-Кенкияк. Ближайшая задача нового маршрута – доставка нефти из Центрального Казахстана в систему КТК, дальняя задача – доставка казахстанской нефти в Китай путем ее реверсирования и до строения.

Обсуждаются и другие проекты доставки казахстанской нефти в Китай. Рассматривается, например, возможность подключения к российскому проекту Ангарск-Иркутск-Чита-Дацин путем строительства нефтепровода от Тенгиза до существующего нефтепровода Сургут-Ангарск. Стоимость этого проекта мощностью 30 млн тонн в год оценивается в 1.7 млрд долларов.

Надо также заметить, что после иракских событий Пекин стал более энергично внедряться в энергетический рынок Казахстана и вновь актуализировал проект выхода казахстанской нефти на китайский рынок. Во время визита Председателя КНР Ху Цзиньтао в Казахстан в начале июня 2003 года Китайская национальная нефтяная корпорация подписала с руководством Казахстана протокол о совместном исследовании и поэтапном строительстве нефтепровода Казахстан-Китай (Атасу-Алашанкоу) и соглашение о дальнейшем расширении инвестирования в нефтегазовую сферу Казахстана.

Маршрут № 7 – иранский. Практически все эксперты отмечают, что наиболее короткими, экономичными и безопасными путями экспорта казахстанской нефти являются танкерный маршрут Казахстан-Северный Иран и трубопроводный маршрут Казахстан-Северный Иран-Персидский залив и чисто трубопроводный маршрут Казахстан-Туркменистан-Иран-Персидский залив (рис. 6.17).

Транспортировка нефти возможна из порта Актау до иранского порта Энзели по Каспийскому морю с последующей доставкой на нефтеперерабатывающие заводы Тегерана, Тебриза, Арака и Исфахана – 4 НПЗ на севере Ирана могут перерабатывать до 40 млн тонн нефти в год. В соответствии с подписанным в 1996 году соглашением, Казахстан намеревался поставлять в течение 10 лет на север Ирана от 2 до 6 млн тонн нефти в год, получая взамен адекватное количество в Персидском заливе.

Казахстан никогда не отвергал иранский вариант, иногда даже использовал его в качестве шантажа. Так, в ноябре 1997 года в ходе визита в США Н.Назарбаев предупредил: "Если США не окажут к сентябрю 1998 года финансовой поддержки неиранского варианта экспорта нефти, то Казахстан определится в выборе маршрута исходя из собственных национальных интересов".

Рис. 6.17. Проект трубопровода Казахстан-Персидский залив

Из-за нежелания Казахстана усложнять свои отношения с США, иранские проекты были приостановлены. Однако в начале апреля 1999 года на встрече премьер-министра Казахстана Н.Балгимбаева с вице-президентом Ирана Х.Хабиби был подписан ряд документов по сотрудничеству в нефтяной области. Стороны договорились возобновить прекращенные в 1997 году своповые перевозки нефти из Западного Казахстана в Северный Иран по Каспийскому морю.

Где-то в августе 1998 года Mobil объявила Южный Каспий зоной своих стратегических интересов и выразила желание участвовать в реализации проекта нефтепровода Казахстан-Туркменистан-Иран-Персидский залив. Проект нефтепровода Тенгиз-Иран по дну Каспийского моря предлагали американская Brown and Root и турецкий концерн Botas, а TotalFinaElf, MAN и Mitsui разработали сухопутный маршрут.

В конце апреля 2001 года Правительство Казахстана создало Рабочую группу для подготовки Рамочного соглашения по проекту строительства нефтепровода от Северного Каспия до иранских морских терминалов на острове Харг в Персидском заливе. В конце мая 2002 года администрация президента Казахстана сообщила, что КазМунайГаз ведет переговоры с TotalFinaElf по подготовке ТЭО проекта строительства трубопровода из Казахстана в Иран с целью "предоставления добывающим компаниям возможности экономически выгодного доступа к нефтяным рынкам Азиатско-Тихоокеанского региона из Персидского залива". Иранцы предлагают пока ограничиться нефтепроводом Казахстан-Туркменистан-Тегеран и осуществить экспорт по методу замещения. Шли переговоры и о строительстве нефтепровода Тенгиз-Иран-Джейхан.

Шансы иранского маршрута быть реализованным, очень высоки. Они существенно выросли после того, как в июне 2002 года глава Транснефти С.Вайшток заявил, что рассматривается возможность транспортировки западносибирской нефти по маршруту Омск-Павлодар-Шымкент-Туркменабад-Нека-Тегеран по схеме замещения. Примерно тогда же ЮКОС выразил заинтересованность в возобновлении транзита нефти по трубопроводной системе Омск-Чарджоу для переработки на НПЗ г.Сейди (Туркменистан) и возможной дальнейшей транспортировки в Иран.

Маршрут № 8 – афганский. Обсуждаются два маршрута – через Узбекистан, Туркменистан, Афганистан, Пакистан к Аравийскому морю и через Афганистан к Индийскому океану (рис. 6.18).

По мнению специалистов, весьма перспективным не только для транзита среднеазиатской, но и российской нефти является афганский маршрут, обеспечивающий выход к Индийскому океану и Аравийскому морю. Основная идея проекта заключается в соединении нефтепровода Атырау-Кумколь с ныне бездействующим нефтепроводом Омск-Чарджоу (протяженность около 2 тысячи км, мощность – 30 млн тонн в год) с дальнейшим его продлением на 1600 км через центрально-азиатские страны к Аравийскому морю. Сооружение такой нефтяной магистрали, по оценкам казахстанских нефтяников, обойдется примерно в 2 млрд долларов, но он позволит кратчайшим путем выйти на перспективные рынки Японии, Индии и Юго-Восточной Азии. Весомы и экономические показатели проекта. По расчетам Всемирного банка, при транспортировке западносибирской нефти по трубопроводу Омск-Павлодар-Шымкент-Чарджоу в направлении Индийского океана каждый доставленный к Аравийскому морю баррель нефти даст дополнительных два доллара по сравнению с его транспортировкой по существующему средиземноморскому экспортному маршруту, а для прикаспийской нефти дополнительная прибыль составит 1,18 доллара.

Рис. 6.18. Схема доставки казахстанской нефти к Аравийскому морю

Однако осуществить транспортировку нефти через страны Центральной Азии к Индийскому океану невозможно без создания нового консорциума, а также без мирного разрешения конфликтов в Афганистане. Мировой опыт показывает, что экспорт энергоносителей через территорию воюющего государства может как спровоцировать новый всплеск сепаратизма, так и послужить стратегической цели установления мира и стабильности. Но экономические рычаги (нефтетранзитные поступления) могут перевесить политические амбиции или этнические трения, только в том случае, когда за транснациональными нефтяными компаниями стоят мощные политические и военные силы. Такой политической силой, гарантирующей безопасность доставки среднеазиатской, каспийской и западносибирской нефти к Индийскому океану, скорее всего, станут Соединенные Штаты.

6.4.3. Транспортные пути казахстанского газа

11 января 2002 года Постановлением № 25 Правительство Казахстана одобрило Концепцию развития газовой отрасли республики до 2015 года. Концепция предусматривает экспорт попутного газа по трубопроводам, в сжиженном виде и в форме электроэнергии, выработанной на газовых турбинах.

Проблема транзита казахстанского газа, это – следствие проблемы утилизации попутного газа, обусловленной высоким газовым фактором нефти. На каждую тонну тенгизской нефти, к примеру, приходится 500 м³ газа. Поэтому увеличение добычи нефти будет сопровождаться увеличением добычи попутного газа. На сегодня промышленные запасы свободного и попутного газа Казахстана составляют 1.8 трн м³, разведанные – около 3 трлн м³. В ближайшие годы ожидается увеличение запасов газа в 1.5-2.0 раза за счет ресурсов газа новых месторождений на акватории Каспийского моря в первую очередь месторождения Кашаган.

Прогнозируется увеличение добычи газа от 12.2 млрд м³ в 2000 году (рис. 6.19) до 35 млрд м³ к 2005году, до 50 млрд м³ к 2010, до 60 млрд м³ к 2015 году. По свидетельству министра энергетики В.Школьника, потенциальный избыток газа в Казахстане к 2005 году составит 13, к 2010 году – 24, к 2015 году – 34 млрд м³. Однако в экспортных возможностях газа есть несколько болезненных для Казахстана проблем, ставящих его в зависимость от геополитической обстановки в регионе – Казахстан плотно окружен газодобывающими странами.

В рамках Концепции проведен анализ четырех потенциальных экспортных направлений газа: в Турцию (подключением либо к Транскаспийскому газопроводу, либо к газопроводу Туркменистан-Иран-Турция); в Китай (строительство газопровода Туркменистан-Казахстан-Китай); в Пакистан и Индию (строительство газопровода Центральная Азия-Пакистан-Индия); в Россию, Украину и Западную Европу (расширение использования системы магистральных газопроводов Средняя Азия-Центр). Последнее направление рассматривается как приоритетное – Казахстан, в отличие от Туркменистана, активно выступает за создание Евроазиатского газового альянса, в рамках которого он рассчитывает получить "равноправный доступ к транзитным трубопроводам России". К тому же создано совместное российско-казахстанское предприятие КазРосГаз для вывода казахстанского газа в европейский рынок.

Рис. 6.19. Добыча газа в Казахстане [О.Виноградова, 2002]

Прогнозируемый дефицит газа в России, в связи с понижающейся добычей, ростом внутреннего потребления и законтрактованным объемом экспорта в ближнее и дальнее зарубежье, к 2015 году может составит 150-200 млрд м³. В покрытие этого дефицита Казахстан мог бы внести значительный вклад. С другой стороны, Казахстан заинтересован в сохранении транзита через свою территорию по магистральным газопроводам САЦ, Бухара-Урал, Макат-Астрахань-Северный Кавказ туркменского и узбекского газа – сегодня поступления от транзита дают республике 500 млн долларов в год. При расширении же экспорта своего газа в Россию и Европу Казахстану придется загрузить магистральные газопроводы (их суммарная пропускная способность составляет около 60 млрд м³ в год), что автоматически приведет к снижению транзитного потенциала республики. Поэтому стратегия расширения экспорта в российском направлении должна быть решена за счет расширения существующих газопроводов и создания дополнительных транспортных плеч, связывающих их с месторождениями Карачаганак, Тенгиз и Кашаган.

Роль России в расширении экспорта казахстанского газа этим, однако, не ограничивается. Большое значение может сыграть ее участие в схеме замещения, при котором газ Западного Казахстана поступает в российскую транспортную систему, а российский газ – в восточные регионы Казахстана, а также в выходе Казахстана на международный рынок сжиженного природного газа (СПГ) путем продления газопровода Макат-Северный Кавказ до Новороссийска и строительства там завода по сжижению газа.

Судьба остальных маршрутов экспорта казахстанского газа находится в руках Туркменистана, Азербайджана и Соединенных Штатов Америки. Примечательно, что в Концепции отмечается, что "статус Каспийского моря не позволяет рассматривать данный газопровод (Тенгиз-Эрзурум – А.Б.) как потенциальный". Но для России существует реальная опасность возможного поворота казахстанского газа на юг – на Индию и Пакистан. В Концепции правительства Казахстана сказано: "Учитывая экономическую целесообразность данного проекта, необходимо предпринимать все необходимые меры по его возможному осуществлению". Свое намерение начать строительство нефтепровода и газопровода Казахстан-Индия подтвердил Н.Назарбаев во время визита в Индию в феврале 2002 года.

6.5. Транспортные пути туркменского газа

Эксперты министерства энергетики США в 1997 году оценивали прогнозные ресурсы нефти Туркменистана в 4.3 млрд тонн. Официально объявленный в 1998 году иностранными экспертами энергетический потенциал Туркменистана составляет 15.53 трлн м³ газа и 6.3 млрд тонн нефти (табл. 6.9). Текущие извлекаемы запасы газа в стране составляют 2. 86 трлн м³ и свыше 100 млн тонн нефти. Прогнозные ресурсы "туркменского сектора Каспийского моря" оцениваются по нефти в 6-11 млрд тонн и по газу – в 1.5-5.5 трлн м³. По последним данным (см. МЭП, №8, 2002), потенциал туркменского шельфа Каспия по газу оценивается в 11 трлн м³, общие же оценки колеблются в пределах от 15 до 23 трлн м³. По оценкам концерна Туркменнефть, потенциальные запасы страны составляют 12 млрд тонн нефти.

После обнародования этих цифр российские СМИ стали писать: "В прошлом скромная советская республика внесена в реестр самых богатых по запасам углеводородов районов земного шара". При этом отметим, что собственные оценки туркменских специалистов превышают названные оценки. По заявлению председателя ГТК Туркменнефтегаза Б.Реджепова, энергетический потенциал Туркменистана составляет 35% мировых запасов газа и 12 млрд тонн нефти. По другим оценкам, извлекаемые запасы газа составляют 25 трлн м³ (четвертое место в мире). Есть цифра и 26 трлн м³, есть цифра и 44 трлн м³. Насколько эти цифры, базирующиеся на еще не завершенных геофизических исследованиях, соответствуют реалиям, покажет время.

Таблица 6.9. Основные нефтегазоносные районы Туркменистана [Нефть и газ Каспия, 1998]

Район	Площадь, тыс. км²	Ко-во структур	Запасы нефти, млн тонн	Запасы газа, млрд м³
Южный Каспий	40	40	2000	2000
Средний Каспий	30	23	1000	2800
Копетдаг	20	56	570	2800
Западный Копетдаг-Масирьянск	22	71	800	29
Правый берег Амударьи	16	74	1075	1765
Северный Карабогаз	14	11	-	600
Репетак-Келиф	5	21	30	470
Дерьялык-Довган	40	23	-	750
Итого	185	319	5475	11214

Промышленная добыча природного газа началась в Туркменистане в 1966 году с освоения Ачакского газоконденсатного месторождения. В середине 1980-х годов республика добывала (рис. 6.20) более 86 млрд м³ газа (2-е место в СССР) и около 6 млн тонн нефти (4-е место среди союзных республик). Газ экспортировался по магистральной трубе Средняя Азия-Центр (САЦ) в Россию, а нефть использовалась для обеспечения собственных нужд и частично вывозилась по железной дороге и нефтепроводу Кумдаг-Вышка-Красноводск.

На сегодняшний день в Туркменистане открыто 144 месторождения, а перспективные с точки зрения добычи газа площади занимают около 80% его территории. "Стратегия социально-экономических преобразований в Туркменистане на период до 2010 года" (принята 1999 году) предусматривает среднегодовой темп развития нефтегазового комплекса в 22%. Экспорт туркменского газа в 2000 году составил 40 млрд м³, 2001 году – 50 млрд м³ (30 – в Украину, 6 – в Иран и около 14 – купила Итера). По утверждению туркменских специалистов, республика уже сегодня способна добывать около 80 млрд м³ газа в год, а к 2010 году довести объем добычи до 120 млрд м³. Соответственно, объем экспортных поставок к 2010 году может составить 100 млрд м³.

Рис. 6.20. Динамика добычи нефти (треугольники) и газа (квадраты) в Туркменистане

Свое намерение превратить Туркменистан в "среднеазиатский Кувейт" в начале 1990-х годов С.Ниязов связывал с природным газом республики. Однако путь от намерения до реальности оказался чрезвычайно тернистым.

Маршрут № 1 – российский. До 1994 года в соответствии с межправительственными договоренностями Туркменистан имел квоту в российском газовом экспорте на европейский рынок, которая составляла 11 млрд м³ газа в год. Россия в 1994 году отменила эту квоту. В результате экспорт туркменского газа снизился с 56 млрд м³ в 1993 году до 6.5 млрд м³ в 1997 году и к началу 1998 года практически сошел на нет. Туркменистан лишился возможности экспортировать свой газ не только в Европу, но и в страны Балтии – экспортные поставки сузились до поставок только на Украину. Очень небольшие поставки шли по газопроводу Чарджоу-Ташкент-Чимкент-Бишкек-Алма-Ата в Узбекистан и Казахстан.

Итак, политическая независимость от России принесла Туркменистану кабальную экономическую зависимость от Газпрома – Туркменистан, как никакое другое прикаспийское государство, оказался зажатым в "экспортных тисках". И добыча газа в республике упала до 13-15 млрд м³, практически сравнявшись с уровнем внутреннего потребления. В те кризисные годы число действующих эксплуатационных скважин сократилось почти в пять раз – с 3000 до 620.

Не сошлись Туркменистан и Россия в цене. Газпром продавал Западу туркменский газ по цене 80 долларов за тысячу кубических метров с оплатой до 70% бартером, а покупал на границе Туркменистана за 32 доллара. Туркмены просили повысить цену до 42 долларов. Россия отказала. Туркменистан прекратил поставку газа. Р.Вяхирев заявил: "Никуда не денутся, на коленях приползут". Последовавшие многочисленные российско-туркменские встречи лишь усугубляли ситуацию. И все это происходило на фоне растущего дефицита газа в самой России, растущего политического унижения России в мире и усиления противостояния России и США в Каспийском регионе – корпоративные интересы Газпрома (вернее, Р.Вяхирева) превысили геополитические интересы России.

"Лазейка" оставленная Газпромом на европейский рынок до 1997 года позволяла Туркменистану экспортировать по российской газотранспортной системе около 10 млрд м³ в год, что обеспечивало 70% поступления в страну валютных и материальных ресурсов, но в марте 1997 года на долгие 2.5 года Газпром полностью заблокировал экспорт туркменского газа через Россию. И это было сделано в отношении страны, десятилетиями исправно поставлявшей газ в общесоюзный котел, к стране, экспортный потенциал которой превышает 60 млрд м³ в год, к стране, где самая высокая в СНГ детская смертность (отголоски "хлопкового" Туркменистана) и самый низкий, как настойчиво утверждают российские демократы, уровень жизни[3], к стране, которой суммарный долг других государств за ранее поставленный газ превышал 2 млрд долларов, к стране, которая четко придерживалась нейтралитета[4] и не присоединилась ни к пророссийскому блоку ЕврАзЭС, ни к антироссийсскому блоку ГУУАМ. Туркменистан – единственная страна в постсоветском пространстве, которая ни разу не заявляла о своем желании вступить в НАТО и которая отказалась предоставить свою территорию в качестве опорного пункта для дислокации сил натовской коолиции.

В сложившейся ситуации Туркмения не стала ползти на коленях, а начала активно прорабатывать проекты строительства газопроводов, минуя территорию России. Туркменский лидер еще в 1995 году заметил: "В России есть точка зрения, что в мире установился газовый рынок, что менять его нельзя, и что новые маршруты газопроводов невыгодны. Мы подходим к этому вопросу с экономических позиций и считаем, что нужны альтернативные варианты и что каждая независимая страна имеет право на выбор маршрутов поставок и реализацию национальных природных ресурсов по своему усмотрению и без ущерба другим странам. Поэтому мы – за многовариантные газопроводы и нефтепроводы". И все эти годы Туркменистан настойчиво и активно искал выход своего газа на мировой рынок. А на предложение В.Путина создать Евразийский газовый альянс С.Ниязов ответил: "Мы уже опытные и готовы продать свой газ только на границе".

Маршрут № 2 - иранский. В 1993 году французская компания Sofregas разработала первый трансконтинентальный проект экспорта туркменского газа по маршруту Туркменистан-Иран-Турция-Болгария-Европа протяженностью 3219 км. Планировалось обеспечить поставку 15 млрд м³ газа в Турцию и 13 млрд м³ – в Европу в течение 30 лет с месторождений Яшлар и Довлетабад. Под предлогом борьбы с международным терроризмом администрация США запретила американским компаниям участвовать в строительстве газопровода на территории Ирана. В результате проект был приостановлен. Создавшейся ситуацией решили воспользоваться немецкие компании. В конце 1994 года, пытаясь снизить свою зависимость от российского газа, финансирование проекта взял на себя германский концерн Рургаз, а поставку труб – концерн Маннесмен. Но конгресс США не дремал – 6 июня 1995 года вступил в силу так называемый закон Д`Амато, запрещающий инвестиции и торговлю с Ираном не только американским, но и всем зарубежным фирмам. Среди карательных мер был запрет на импорт товаров, отказ в американских банковских кредитах и визах их руководителям. Финансирование проекта прекратилось.

Тем временем Тегеран, не отступая от идеи строительства трансконтинентального газопровода Туркменистан-Европа, решил действовать с малого. В июле 1995 года Туркменистан и Иран договорились о строительстве трубопровода от месторождения Корпедже на юго-западе Туркменистана до города Курт-Куи на севере Ирана, протяженностью 200 км и пропускной способностью 8 млрд м³. В октябре 1995 года Иран приступил к строительству, взяв на себя 80% финансирования проекта, и 29 декабря 1977 года газопровод был сдан в эксплуатацию. Проект в одно время был на грани срыва – назначение С.Ниязовым руководителя израильской компании Мерхав своим официальным представителем по контролю над реализацией проекта вызвало в Иране резко отрицательную реакцию.

Так или иначе, Туркменистан первым среди прикаспийских государств прорвал экспортную блокаду России и демонстративно проигнорировал политику США, исключающую Иран из транзита каспийских энергоресурсов. Впрочем, США особо и не возражали против этого газопровода – это первый и единственный газопровод, обходящий Россию, и он в целом укладывается в американскую схему транспортировки углеводородов Каспия в обход России.

В начале 1996 года новый премьер-министр Турции Н.Эрбакан вновь поднял вопрос об импорте иранского газа и строительстве газопровода Туркменистан-Иран-Турция-Европа. США высказали резкое недовольство. Мало того, 8 августа 1996 года была принята новая поправка к закону Д`Амато, предусматривающая наказание, вплоть до военного вмешательства, для тех иностранных компаний, которые будут вкладывать деньги в газовый и нефтяной сектора Ирана и Ливии на сумму, превышающую 40 млн долларов. Но, несмотря на это, в апреле 1997 году Туркменистан, Иран и Турция подписали Меморандум о взаимопонимании с американской компанией Shell по подготовке ТЭО строительства газопровода Туркменстан-Иран-Турция. Вскоре, однако, представители компании Shell заявили, что "сегодня мы не заинтересованы участвовать в реализации строительства какого-либо иранского трубопровода".

Однако Иран и Турция "по-восточному" обошли американское законодательство. В турецко-иранском договоре, подписанном 12 августа 1996 года, речь шла только о торговой сделке, по которой Иран обязывался в течение 22 лет поставлять в Турцию природный газ на 20 млрд долларов. Для этого каждая из сторон начала строить свою часть газопровода самостоятельно: Иран – трубопровод Тебриз-Догубаязит (турецко-иранская граница), а Турция – Догубаязит-Анкара. Их стыковка фактически приводит к появлению магистрального газопровода Тебриз-Догубаязит-Агры-Эрзурум-Эрзинджан-Сивас-Анкара общей протяженностью 1370 км, а его соединение с газопроводом Корпедже-Курт-Куи – к появлению того самого трансконтинентального трубопровода Туркменистан-Иран-Турция-Европа, против которого так настойчиво выступали США. 22 января 2002 года состоялось открытие пограничной перекачивающей станции газопровода Иран-Турция. Здесь есть одно амортизирующее обстоятельство – Европа кровно заинтересована в иранском и туркменском газе. Иран уже в 2002 году должен был поставлять в Турцию 4 млрд м³. Кроме того, Анкара расценила российско-туркменское соглашение об экспорте 50 млрд м³ в год как препятствие, чинимое Россией в экспорте туркменского газа в Европу через Турцию. Это послужило поводом активизации призывов турецкой прессы за отмену эмбарго и снятие санкций с Ирана.

28 марта 2002 года в Анкаре генеральный директор турецкой компании Botas и президент греческой компании Depa подписали протокол по проекту строительства газопровода между двумя странами. На пресс-конференции было заявлено, что соединение газовых систем Турции и Греции явится значительным шагом на пути продвижения газовых ресурсов Каспия в Западную Европу. Поставки газа начнутся в 2005 году.

Прорабатывался и проект строительства газопровода Туркменистан-Иран-Армения. Армения закупала газ у компании Итера по цене 55 долларов, туркменский обошелся бы в 41 доллар за 1000 м³. ТЭО проекта разрабатывала греческая компания Аспрофос. Отношение США к проекту выразил Я.Калицки: "Руководство моей страны возражает против зависимости Армении от Ирана в вопросе энергоносителей". Однако МИД Армении 5 ноября 2002 года сообщил, что армянским дипломатам удалось убедить американскую сторону в том, что газопровод Иран-Армения необходим для обеспечения энергетической безопасности Армении и, что США дали добро на его строительство. ЕС обещал финансовую поддержку, при условии вывода из эксплуатации Армянской АЭС. Обсуждалась также возможность продления этого газопровода через Грузию и Черное море (подводный трубопровод Супса-Феодосия) до Украины и Европы.

Туркменистан всерьез рассчитывает на выход в Европу через Иран. С другой стороны, запасы газа в Южном Иране значительно больше, чем во всех центрально-азиатских государствах, вместе взятых, и реэкспортировать чужой газ ему нет особой нужды. Тегеран развивает собственную газотранспортную сеть и планирует экспортировать собственный газ в Турцию и Европу (проект IGAT-4). Туркменский газ Иран пока использует для удовлетворения нужд электростанций северных районов. Иран планирует увеличить закупки туркменского газа до 15 млрд м³.

Что же Россия? Россия не только потеряла политические и экономические дивиденды от транзита туркменского газа, но и прибрела нового конкурента на рынках Турции.

Маршрут № 3 – афганский. Летом 1993 года президент С.Ниязов одобрил проект строительства газопровода от месторождения Яшлар (Восточный Туркменистан) до Пакистанского города Суи, разработанный аргентинской компанией Bridas, и в 1994 году он подписал соглашение с Bridas о строительстве газопровода. Но в 1995 году Unocal перехватил инициативу у Bridas и разработал новый проект строительства газопровода. В марте 1995 года С.Ниязов и премьер-министр Пакистана Б.Бхуто подписали меморандум о строительстве 1460-километрового трансафганского трубопровода Туркменистан (Довлетабад)-Афганистан (Кандагар)-Пакистан (Мултан) (рис. 6.21). Планировалось довести ежегодные поставки газа в Пакистан к 1999 году до 20 млрд м³, к 2002 году – до 40 млрд м³. Планировалось также добавить 587-километровую ветку до города Дели (Индия). На той же встрече рассматривалась и возможность перекачки 50 млн тонн в год туркменской нефти из Чарджоу через Афганистан на пакистанское побережье Аравийского моря (рис. 6.18).

Рис. 6.21. Возможные маршруты экспорта туркменского газа

Для реализации проекта был создан консорциум в составе Unocal (руководитель консорциума), Delta, Itochu, Газпром, Inpex, Hyundai, Crescent, и в октябре 1995 года правительство Туркмении подписало контракт с Unocal на строительство трансафганского газопровода. Стоимость строительства до Мултана составляла около 2 млрд долларов, из них 50% предполагалось покрыть за счет кредитов МВФ, 50% – из средств участников проекта.

В мае 1996 года в Ашхабаде вторично, на этот раз с участием Узбекистана, было подписано соглашение о строительстве газопровода Туркменистан-Афганистан-Пакистан. 8 августа для строительства газопровода был создан новый международный консорциум, в состав которого вошли Unocal (40%), Delta (20%), РАО Газпром (10%) и российско-туркменское СП Туркменросгаз (5%). Оставшиеся 25% предназначались для других компаний, желающих присоединиться к консорциуму.

Была согласована цена газа в пункте доставки Мултан в размере 53-56 долларов за тысячу кубометров и на туркмено-афганской границе в размере 45 долларов. Был утвержден план прохождения афганского участка – вдоль автодороги Герат-Кандагар. Были подписаны протоколы с правительством Исламского Государства Афганистан (Северный альянс) и правительством Исламских Эмиратов Афганистан (Талибан) о создании единой экономической группы для содействия строительству газопровода и обеспечения безопасности его эксплуатации.

27 сентября 1996 года талибы вошли в Кабул. Приход к власти талибов открыто приветствовал вице-президент Unocal К.Таггард, назвав "весьма позитивным", а президент Б.Клинтон объявил о скором открытии в Кабуле американского дипломатического представительства, которое не функционировало с 1989 года. Радиостанции США и Пакистана твердили о достижениях талибов по "установлению мира в стране". США сумели заморозить деятельность Женевской мирной конференции по Афганистану.

В феврале 1997 года Unocal договорилась с талибами начать строительство трубопровода в контролируемом талибами Кандагаре и открыла свое представительство в контролируемом Дустумом Мазари-Шарифе. Посол США в Туркменистане М.Коттер заявил: "Правительство США заинтересовано в успехе дела и сделает все, чтобы осуществить намеченные планы". Газпром по каким-то причинам отказался от участия в проекте. 25 октября 1977 года в Ашхабаде был учрежден третий по счету консорциум Central Asian Gas Pipeline (CentGas), в котором акционерный капитал распределился следующим образом: Unocal (США) - 56.5%, Delta Oil (Саудовская Аравия) - 15%, Itocho (Япония) - 6.5%, Inpex (Япония) - 6.5%), Hyundai (Южная Корея) - 4%, Crescent (Пакистан) - 3.5%, Правительство Туркмении - 7%. К проекту подключился Узбекистан. Unocal и Delta Oil получили право покупать туркменский газ на туркмено-афганской границе.

Однако надежды США на то, что талибы стабилизирует обстановку в Афганистане, несмотря на молниеносный бросок на Север осенью 1998 года, не оправдались. Талибы предоставили убежище врагу № 1 США Усаме бен-Ладену. Росло антиталибское движение в Америке. В августе 1998 года США нанесли ракетные удары по предполагаемым лагерям террористов в Афганистане. Последовала сильная негативная реакция исламских радикалов, грозивших провести ответный акт возмездия. Талибы из друзей США превратились в недругов. 8 декабря 1998 года Unocal объявила о приостановке соей деятельности по проекту Туркменистан-Афганистан-Пакистан.

Наступил 11 сентября 2001 года. Началась антитеррористическая истерия. США закрепились в Центральной и Южной Азии, обосновались на бывших базах советских ВВС в Кандагаре, Баграме, Ханабаде, Манасе. США разгромили талибов. Афганистан сделался ведущим производителем наркотиков в мире и основным поставщиком наркотиков в Россию. Проект CentGas вновь стал "наиболее экономически и коммерчески продуктивным" – теперь заговорили о широкомасштабном подключении к нему нефтяных и газовых полей Узбекистана и Центрального Казахстана. В феврале 2002 года Unocal официально объявила о возобновлении переговоров с потенциальными спонсорами о финансировании проекта. В конце мая 2002 года между Х. Карзай, С.Ниязовым и П.Мушаррафом на встрече в Исламабаде была достигнута договоренность о реанимации трансафганских проектов газопровода и нефтепровода. На той встрече С.Ниязов заявил, что "с месторождения Довлатабат ежегодно можно направлять на экспорт до 100 млрд м³, что достаточно для заполнения нескольких экспортных трубопроводов". Там же было решено продлить газопровод до строящегося при активном участии Китая пакистанского порта Гвадар на побережье Аравийского моря. 9 июня 2002 года состоялась встреча С.Ниязова с министром нефти и природных ресурсов Пакистана У.Аминуддином и министром промышленности и горных ресурсов Афганистана М.Мухамадом. С.Ниязов призвал приложить "все силы" для ускорения продвижения проекта. Представитель Азиатского Банка Развития (АБР) Р.Кумар, присутствовавший на встрече, заявил, что АБР весьма заинтересован в реализации проекта и готов представить грант для завершения разработки ТЭО. Несколько раньше посол США в Туркменистане Л.Кеннеди заявила, что "Штаты готовы поддержать туркмено-афганское сотрудничество во всех областях, включая энергетические проекты и строительство трубопроводов". Пакистан подтвердил готовность покупать туркменский газ по цене 65-70 долларов за 1000 м³, что значительно выше цены, предлагаемой Россией.

В начале июля 2002 года в Ашхабаде заседал комитет в составе руководителей нефтегазовых ведомств Туркменистана, Афганистана и Пакистана по строительству транспортного газопровода Давлетабад-Кандагар-Гвадар. Однако ни одна европейская компания публично не заявила о своих интересах к проекту. По существу, Евросоюз заблокировал проект. На вопрос, почему? ответил руководитель программ по энергетике Европейской комиссии Ф.Бенсарса: "Я – патриот Европы. Когда газа у нас, в Старом Свете, будет достаточно, - тогда, пожалуйста". Цинично, но откровенно. У США свои цели. Если Штаты построят нефте- и газопровод ЦА-Афганистан-Пакистан, то у них появляется возможность не только противостоять ОПЕК и России, но и посадить на энергетическую иглу Афганистана, Пакистана, Индию и Китай, и кардинальным образом изменить геостратегический расклад на Юго-Востоке.

26 декабря в Ашхабаде прошла трехсторонняя встреча С.Ниязова, президента Афганистана Х.Карзая и премьер-министра Пакистана Х.Джамали, на которой было подписано рамочное соглашение по проекту газопровода Туркменистан-Афганичтан-Пакистан. Однако солидные инвесторы проекта пока не заявили о себе. Но тут активно подключился Китай – Китай подписал Соглашение с Пакистаном о строительстве порта в Гвадаре и выразил желание построить собственный вариант CentGas.

Что же Россия? Россия при этом теряет те 30 млрд м³ туркменского газа, которые она сейчас закупает для внутреннего рынка. С.Ниязов даже не приехал на праздновании дня рождения Н.Назарбаева (6 июль 2002 года) в Актау, где президенты собирались обсуждать вопрос о создании газового энергетического альянса России, Казахстана, Узбекистана и Туркменистана. Предварительная договоренность о создании такого альянса была достигнута в марте 2002 года. Но на той встрече С.Ниязов молчал. Значит у туркменов серьезные намерения выйти в мировой рынок не через Россию. Наверное, им до сих пор мерещится образ Вяхирева, заслуги которого перед Родиной отмечены Орденом "За заслуги перед Отечеством".

Маршрут № 4 – транскаспийский. В конце апреля 1998 года в Вашингтоне состоялась первая встреча президентов Туркменистана и Соединенных Штатов. Россия к тому времени заблокировала транзит туркменского газа через свою территорию. И у Б.Клинтона были основания призвать С.Ниязова избрать такие пути прокладки трубопроводов, которые не пролегали бы через территории региональных соперников США – России и Ирана.

Соединенные Штаты предложили проект строительства газопровода из Туркменистана по дну Каспийского моря через Азербайджан и Грузию до турецкой территории и далее в Европу (рис. 6.21). Протяженность газопровода до Эрзурума составляет 2000 км, стоимость – около 2.5 млрд долларов. Инициаторами проекта выступили BP Amoco, американская инжиниринговая компания Bechtel и турецкий нефтепроводный концерн Botas. В феврале 1999 года General Electric и Bechtel подписали протокол намерений о сотрудничестве в реализации проекта строительства транскаспийского газопровода. Тогда же было подписано туркмено-американское соглашение о гранте на разработку технико-экономического обоснования строительства газопровода Туркменбаши-Баку-Тбилиси-Эрзерум. Подготовку ТЭО подводного газопровода (протяженность трубопровода Туркменбаши-Баку составляет 317 км) было поручено компании Enron, а Туркмения безвозмездно получила 750 тысяч долларов от американского Агентства по торговле и развитию. В конце июня 1998 года было объявлено о создании консорциума Транскаспийская газопроводная система (ТКГС), Trans Caspian Gas Pipeline System (TCGPS). Его участниками стали Amoco, GE Capital и Bechtel Enterpices. Оценивался проект с пропускной способностью 35 млрд м³ в год в 2.4-3.0 млрд долларов, и по первоначальным планам он должен был быть построен за 3 года – в 2002 году по ТКГС 5 млрд м³ туркменского газа должны были поступить в Турцию. Тогда в качестве рынка ТКГС рассматривалась и Закавказье – Азербайджан и Грузия.

Но буквально через несколько дней после объявления о создании консорциума ТКГС, в июле 1998 года, на переговорах со спецпредставителем президента США, С.Ниязов вдруг заявил: "Никакой трубы, пока не будет разрешен с Баку вопрос о принадлежности месторождений Азери, Чираг и Сердар". Через месяц другой он добавил: "Если уж США так важна труба, пусть найдут способ уговорить Баку". Американцам удалось убедить С.Ниязова не увязывать территориальный спор с Азербайджаном с проблемами ТКГС.

К началу 1999 года президент смягчился. В феврале в Ашхабаде С.Ниязов, главный исполнительный директор корпорации PSG-International Э.Смит и специальный советник президента и госсекретаря США по энергетическим вопросам Каспийского региона Р.Морнингстар подписали соглашение о назначении спонсора-учредителя консорциума по строительству и эксплуатации ТКГС. В состав консорциума по сооружению ТКГС вошли совместное предприятие PCG-International (оператор), объединяющее американские компании Betchel GE и Capital (50%) и англо-голландская Royal Dutch/Shell (50%). Сообщалось, что к июню 1999 года будет завершено формирование всего пакета финансово-технических документов, которые создадут условия для практического старта проекта. В конце мая 1999 года в Ашхабаде состоялось подписание контракта о поставках туркменского газа в Турцию по ТКГС. На церемонии С.Ниязов сказал: "Никаких объективных причин, которые могли бы задержать реализацию данного проекта, не существуют". В ответном слове министр энергетики и природных ресурсов Турции З.Акташ заверил, что Турция не планирует отказаться от своих обязательств по поставкам российского и иранского газа, но "приоритет при всех прочих равных условиях будет отдан туркменскому газу". Турция обязалась закупать ежегодно 16 млрд куб. м туркменского газа по цене 78 долларов за каждую тысячу кубометров на турецкой границе, а еще 14 млрд куб м отправлять транзитов в Европу. Азербайджан и Грузия, как обладатели транзитной территории туркменского газа, должны были делить между собой около 1.2 млрд долларов. Россия отреагировала на туркмено-турецкое соглашение устами министра по делам Содружества Б.Пастухова: "Необходимо сделать все, для того чтобы проект строительства Транскаспийского газопровода из Туркмении в Европу не был осуществлен". Стамбульский саммит (1999 год, ноябрь) зажег "зеленый свет" перед оператором ТКГС для проведения финансовых переговоров с инвесторами. Финансировать проект дали согласие Экспортно-импортный банк США, а англо-голландская компания Royal Dutch/Shell Group взяла обязательство финансировать 50% стоимости прокладки газопровода. Заинтересованность в участии реализации проекта выразили ведущие американские, европейские и японские компании, а также Европейский банк реконструкции и развитии.

Все шло прекрасно до октября 1999 года. После открытия в октябре 1999 года крупного газового месторождения в азербайджанском секторе Каспийского моря позиция официальных властей Азербайджана к ТКГС резко изменилась. Азербайджан выразил готовность участвовать в проекте ТКГС при условии, если он получит возможность экспортировать с месторождения Шах-Дениз в Турцию 15-20 млрд м³ газа ежегодно по газопроводу Туркменбаши-Эрзурум. Туркмены не согласились. Вмешались Соединенные Штаты. С.Ниязов согласился допустить в ТКГС азербайджанский газ объемом 5 млрд м³ (по другим данным, 8 млрд м³). Экономическая привлекательность проекта снизилась. Инвесторов, готовых вкладывать средства в строительство трубопровода по дну моря не нашлось, да и неопределенность статуса Каспия не гарантировала юридическую чистоту проекта. В конце 2000 года PSG вышла из транскаспийского проекта. К тому времени Туркменистан заключил договор с Россией о поставках 50 млрд м³ ежегодно в течение 30 лет. В результате ТКГС перешел в разряд "туманных" проектов. США как-то сникли – возможно, там поняли, что ТКНС и ТКГС превращают Азербайджан и Грузию в монополистов транспорта каспийских энергоресурсов на Запад. Азербайджан инициировал строительство газопровода Баку-Тбилиси-Эрзурум. Отметим, что на стамбульском саммите ОБСЕ (ноябрь 1999 год) было подписано два отдельных документа: Меморандум о развитии газовых проектов Азербайджана и экспорта азербайджанского газа через Грузию и Турцию подписали президенты Азербайджана, Грузии и Турции, а Межправительственную декларацию по транскаспийскому газопроводу подписали президенты Туркменистана, Азербайджана, Грузии и Турции. Ну и конечно, ввод в эксплуатацию проекта "Голубой поток" сыграл против ТКГС.

Маршрут № 5 – китайский. В конце августа 1995 года Exxon, Mitsubishi и Китайская национальная нефтяная корпорация подписали соглашение об изучении проекта строительства Трансазиатского трубопровода Туркменистан-Узбекистан-Казахстан-Китай-Япония, общей протяженность 8 тысяч км, пропускной способностью – 30 млрд м³, стоимостью, включая строительство завода по сжижению газа на побережье Желтого моря, – 10-12 млрд долларов. Летом 2000 года на переговорах председателя КНР и президента Туркменистана повторно обсуждался этот проект, но в усеченным виде – Туркменистан-восточное побережье Китая.

И на этот раз туркменам не повезло. Во-первых, Россия начала проталкивать более экономичный проект Ковыкта-Китай-Южная Корея, во-вторых, в начале 2002 года Госсовет КНР одобрил строительство собственного газопровода с Таримского месторождения до Шанхая, в-третьих, Китай подписал договор о поставках газа из Австралии и, в четвертых, Оман и Катар активировали переговоры по строительству трех терминалов СПГ на юге Китая.

Маршрут № 6 – украинский. В середине мая 2001 года, после визита в Киев С.Ниязов заявил, что Туркмения в лице Украины обрела нового стратегического партнера, и гарантировал: "До 2006 года Украина может быть спокойной по поводу энергетической безопасности". Подписано соглашение на поставку в Украину 250 млрд м³ газа в ближайшие 5 лет по цене 42 доллара за 1 тысячу куб м на границе Туркмении, причем оговорено право Украины на реэкспорт туркменского газа. Туркменистан предлагал построить специально для подачи газа на Украину газопровод мощностью 30 млрд м³ и протяженностью 510 км до пункта Александров Гай (на казахстано-российской границе) и состыковать его с существующим газопроводом Средняя Азия-Центр. Но есть опасение, что, пройдя российские трубы, на границе Украины стоимость туркменского газа превысит цену российского газа.

Маршрут № 7 – российский. Начиная с 1999 года, "газовые" взаимоотношения между Туркменистаном и Россией стали улучшаться. Явное потепление российско-туркменских отношений произошло после московской встречи (в январе 2000 года) двух президентов. С.Ниязов так прокомментировал итоги встречи: "Кажется, мы выходим, наконец, на здоровое и честное партнерство с Россией". Слово "кажется" все же присутствовало – тогда в списках основных инвесторов туркменской экономики практически не было российских предприятий, не было и межправительственного соглашения между РФ и Туркменистаном о поставках туркменского газа в Россию на долговременной основе, не было договора о цене поставок – Украина уже платила 42 доллара, Иран обещал 60 долларов, Россия отстаивала 36 долларов. Но С.Ниязов не раз повторял: "Для россиян у нас открыты все двери, мы готовы к широкомасштабному и комплексному сотрудничеству по всем взаимовыгодным направлениям".

В ответ из России, к сожалению, звучали иные нотки. Депутат Госдумы РФ В.Игрунов заявлял, что "Туркменбаши – это тяжелый случай и, возможно, тупиковый для Туркменистана", а небезызвестный Б.Немцов, мимоходом назвав президента суверенного государства диктатором, предлагал вариант "демократизации Туркменистана по рецептам СПС". Российским демократам не нравится, что президент С.Ниязов, принимая все важные вопросы лично, взял на себя личную ответственность за республику. Не нравится нашим демократам и то, что Туркменистан является единственной страной на постсоветском пространстве, которая сумела избежать международной договорной кабалы и зависимости от МВФ и других международных финансовых институтов, а потому успешно проводящая самостоятельную экономическую политику. Не нравится им и то, что С.Ниязов сумел обеспечить предсказуемость политики, способствовавшую притоку инвестиций, сопоставимых с российскими. Но они умалчивают, что диктаторское решение С.Ниязова сохранить за собой президентский пост до 2010 года привело к увеличению инвестиций чуть ли не в 2 раза. Даже то, что Туркменистан по итогам 2000 года занял первое место в мире по темпам экономического роста (17.6%), они приписали России – возобновлению поставок газа в Россию и через Россию на Украину.

В 2001 году по трубопроводу Средняя Азия-Центр Туркменистан экспортировал в Украину и Россию около 33 млрд м³ природного газа. В декабре 2000 года Правительство РФ одобрило проект соглашения о сотрудничестве в газовой отрасли с правительством Туркменистана. Согласно этому проекту, поставки туркменского газа в РФ должны увеличиться с 2 млрд м³ в 2002 году до 80 млрд м³ в 2011 году. Однако пока Ашхабад согласился лишь на годовой контракт в объеме 10 млрд м³. Оптовая цена туркменского газа в РФ на 2003 год установлена в 41 доллар за 1000 м³.

Но Россия не оставляет надежду замкнуть на себя весь туркменский газ. Президент РФ не раз предлагал создать Евразийский альянс производителей газа. Как сказал В.Путин: "Этот проект очень важен, так как способен внести элемент стабильности в транспортировку газа на долгосрочной основе". Но Туркменистан упорно молчит. Не увенчались успехом попытки главы Газпрома А.Миллера, предпринятые в апреле 2002 года, склонить Туркменистан в пользу создания газового альянса. "Определим рынок, трубу, гарантированную цену – тогда определимся" – ответил С.Ниязов. 6-7 июля 2002 года в Актау проходила встреча глав государств ЦА и России, где обсуждались вопросы сотрудничества в сфере нефти и газа. С.Ниязов на встречу не приехал. 24 октября 2002 года проходила встреча топливных министров стран СНГ, на которой решался вопрос создания Энергетического совета по гармонизации тарифов на транспортировку нефти, перераспределения поставок энергоресурсов в зависимости от спроса, создания консорциумов по разработке месторождений и строительству трубопроводов. Туркменистан проигнорировал встречу…

И неоднократные попытки Москвы склонить Ашхабад к подписанию 10-летнего соглашения о закупке туркменского газа и его экспорта в третьи страны не приводили к успеху. Ашхабад настаивал одновременно с заключением такого контракта подписать межправительственное соглашение о "гарантии выполнении проекта". К России нет доверия. Здесь есть и ряд объективных ограничений. Во-первых, пропускная способность газопровода Туркменистан-Россия составляет 45-50 млрд м³ в год и в случае реализации туркмено-украинского соглашения полностью заполняется – по действующему межправительственному соглашению Туркменистан до 2006 года должен поставлять в Украину 35 млрд м³ в год, а ИТЕРА поставляет 10 млрд м³ в Армению и Прибалтику. Во-вторых, степень изношенности трубопроводной системы Центральная Азия-Центр очень высока – на отдельных участках достигает 85%, и ее пропускная способность постепенно снижается. В-третьих, Туркменистан – не единственная страна в Центральной Азии, которая хотела бы увеличить экспорт газа. Казахстан и Узбекистан к 2010 году планируют довести экспорт до 40-50 млрд м³ каждый, и они не раз заявляли, что объемы транзита туркменского газа через их территории будут зависеть от собственных экспортных планов.

И вот, наконец, 10 апреля 2003 года В.Путин и С.Ниязов подписали эпохальное соглашение о сотрудничестве в газовой отрасли. Туркменистан обязался поставлять 2 трлн м³ газа в Россию в течение 25 лет с правом реэкспортировать в другие страны. В первые три года газ будет поставляться по цене 44 долларов за 1000 м³, а затем цены будут пересмотрены. На церемонии подписания договора С.Ниязов отметил, что доходы Туркменистана составят 200 млрд долларов, а России – около 300 млрд долларов. В ответ СПС организовал пикет в "защиту" россиян, проживающих в Туркменистане. Мне же хочется помолиться: "Дай Бог россиянам такого "отца россиян", какого он дал туркменам. Дай Бог русским жить в России также хорошо, как им (русским) живется в Туркменистане".

Но тут есть одна загвоздка – отсутствие экспортных мощностей. Между Россией и Туркменистаном достигнута договоренность о строительстве Прикаспийского газопровода вдоль побережья Каспийского моря через Казахстан протяженностью 1070 км с пропускной способностью 30-40 млрд м³ в год. Стоимость проекта оценивается в 1 млрд долларов. Россия и Туркмения пригласили Украину принять участие в проекте.

Заметим также, что Россия увеличивает свое присутствие в Средней Азии – в мае 2003 года Газпром и правительство Киргизии подписали соглашение о сотрудничестве в газовой сфере сроком на 25 лет. Россия ведет переговоры и с руководством Узбекистана по поводу Бухарского газоконденсатного месторождения. Но и Китай и США не дремлют.

Маршрут № 8 – сжиженный газ. Трудности, связанные со строительством новых трубопроводов, заставили руководство Туркменистана изменить экспортную стратегию – оно стало делать ставку на экспорт сжиженного природного газа (СПГ). Здесь есть и плюсы и минусы. Преимуществом является возможность транспортировать СПГ автомобильным, железнодорожным и морским транспортом во все уголки Земного шара, недостатком – необходимость строительства заводов сжижения и разжижения газа.

Первый завод по производству СПГ мощностью 15 тысяч тонн в год построили итальянцы летом 1998 году на Наипском газоконденсатном месторождении. Производимый СПГ экспортируется в Великобританию, Германию, Иран, Афганистан. Весной 2001 года там же началось строительство нового комплекса мощностью 170 тысяч тонн в год. Согласно контракту, канадская компания Термодизайн обеспечит поставку, монтаж и пуско-наладку технологического оборудования, а также обучение персонала.

На встрече с японскими бизнесменами 21 августа 2002 года С.Ниязов заявил, что республика планирует построить не менее 20 заводов по производству сжиженного газа, мощность каждого из которых должна составлять от 70 до 100 тысяч м³ в год. Представители компании Itochu со своей стороны выразили готовность приступить к строительству сети средних и малых заводов по производству СПГ в Туркменистане.

6.5.2. Экспорт туркменской нефти

В экспорте нефти Туркмения пока обходится без трубы. Имеется один нефтеналивной танкер "Гахрыман Атамурат Ниязов", планируется построить еще несколько танкеров. Экспорт нефти в 2000 году составил 1,5 млн тонн, в 2001 году – 1.6 млн тонн. Часть нефти поступает в Самару по железной дороге, другая – в нефтеналивной порт Туапсе через Баку и в Иран. Транснефть предлагала свои услуги на доставку туркменской нефти в Новороссийск через Махачкалу, обещав снизить стоимость транспортировки с 50 до 30 долларов за тонну.

Экспортировать сырую нефть Туркмения особо не спешит. Туркмения, пожалуй, первая в СНГ осознала необходимость коренной реконструкции нефтеперерабатывающей промышленности. На основе туркменбашинского нефтеперерабатывающего завода с участием Франции, Германии, Японии, Ирана, Турции и Израиля создается новый нефтехимический комплекс, который, по словам С.Ниязова, "будет флагманом отрасли не только в Туркмении, но и во всей Центральной Азии". К апрелю 2001 года введен в эксплуатацию комплекс каталитического риформинга и каталитического крекинга, позволяющий ежегодно вырабатывать 1.5 млн тонн высококачественного бензина. К 2005 году объемы переработки нефти должны возрасти до 6 млн тонн в год, что позволит стране полностью отказаться от импорта нефтепродуктов.

Однако по оценкам туркменских специалистов, в 2010 году добыча нефти составит 48 млн тонн, экспорт – 33 млн тонн.

В октябре 1995 года американская Unocal и саудовская Delta Oil подписали с Туркменистаном соглашение о строительстве газопровода Туркменистан-Афганистан-Пакистан. Тогда консорциум Unocal/Delta Oil планировал также строительство нефтепровода Туркменистан-Аравийское море, Чарджоу-Гвадар (или Пасни, или Ормар), протяженностью 1600 км. В качестве поставщиков нефтяного сырья рассматривались Россия и Казахстан.

В июле 1998 года было подписано соглашение с английской компанией Monument Oil and Gas по прокладке нефтепровода вдоль побережья Каспийского моря до Тегерана, откуда через систему действующих магистральных нефтепроводов можно будет доставить туркменскую и казахстанскую нефть в порты Персидского залива. На первом этапе планировалось построить нефтепровод протяженностью 685 км и пропускной способностью в 2 млн тонн в год от города Вышки (Туркменистан) до Тегерана, на втором этапе – увеличение мощности до 14 млн тонн в год и доведение трубы до Персидского залива. Есть у Туркменистана шансы экспортировать свою нефть и по транскаспийскому нефтепроводу. Пока же реально можно говорить лишь об увеличении танкерных перевозок.

6.6. Иран в каспийских проектах

Развитие нефтяной промышленности в Иране насчитывает уже сто лет, и сегодня он в состоянии производить около 200 млн тонн нефти в год и экспортировать около 150 млн тонн (рис. 6. 22). Тегеран ведет также активные переговоры с Катаром, Алжиром, Индонезией, Малайзией, Туркменистаном и Оманом (эти страны вместе с Ираном располагают 60% разведанных газовых ресурсов) по сформированию единой организации стран-экспортеров газа по образу и подобию ОПЕК. Иран неоднократно призывал страны Каспийского региона присоединиться к ОПЕК и к Форуму стран-экспортеров газа.

Огромны запасы нефти и газа в Иране. Доказанные запасы нефти составляют около 9% мировых (около 12 млрд тонн), а по запасам газа (около 23 трлн м³) занимает второе (после России) место в мире (табл. 2.11, 2.17). В 1999 году было открыто месторождение нефти Азадеган с запасами 3.5 млрд тонн – самое крупное открытие в стране за последние 35 лет, в 2000 году было открыто крупное месторождение газа Табнак с запасами 0.45 трлн м³. Министр нефти Ирана Б.Занганах в 2000 году подтвердил, что общий запас нефти в стране составляет 13.2 млрд тонн и газа 26 трлн м³.

Рис. 6.22. Добыча и экспорт нефти Ирана, млн тонн в год

Основная часть запасов нефти Ирана приурочена к месторождениям провинции Хузестан (у границы с Ираком) и в акватории Персидского залива, а основные запасы газа – в провинциях Фарс, Хормозган и в Персидском заливе. За последние 30 лет в стране не проводилось масштабных поисково-разведочных работ. Добыча нефти осуществляет компания National Iranian Oil Company (NIOC).

Пиковый уровень добычи (325 млн тонн) был достигнут в Иране в 1979 году. Правительство Ирана поставило цель увеличить добычу нефти к 2010 году до 360 млн тонн, на что потребуется 30 млрд долларов инвестиций. Сегодня Иран готов предложить инвесторам более 20 проектов в нефтегазовой отрасли, начиная с разработки морских месторождений и заканчивая модернизацией ряда НПЗ. Для широкомасштабного изучения нефтяных и газовых месторождений иранского сектора Каспийского моря Иран заключил соглашение со шведской фирмой GVA Consultants – уже построена полупогружная буровая платформа. Shell и Lasmo проводят разведочные работы на двух блоках Каспийского шельфа. Было сообщение о подготовке к открытию международного конкурса на участки Каспийского шельфа суммарной площадью 1000 км² в районе морской границы с Азербайджаном. Министр нефти Ирана полагает, что залежи нефти в исследуемом районе Каспия могут составить до 3 млрд тонн.

Рис. 6.23. Схема доставки каспийских энергоресурсов на мировые рынки

Для Ирана, как и для России, добыча углеводородов на Каспии не имеет большого значения, для Ирана, как и для России, значительно важнее контролировать (пропустить через себя) каспийскую нефть на мировые рынки. И достаточно взглянуть на общую схему доставки каспийских энергоресурсов на мировые рынки (рис. 6.3, 6.6, 6.17, 6.23, 6.24), чтобы оценить преимущества иранских маршрутов; Иран единственная страна, которая соединяет два важнейших нефтеносных района мира – Персидский залив и Каспийский регион. Транзит азербайджанской, казахстанской и туркменской нефти на мировые рынки через Иран не требует подводных трубопроводов, прохождения через третьи страны, обеспечивает выход к глубоководным портам Персидского залива, а потому является самым дешевым и экологически безопасным. Мы уже приводили оценки, утверждающие, что доставка каспийской нефти на мировые рынки через Иран почти в два раза дешевле, чем по нефтепроводам БТД и КТК – итоговая стоимость транспортировки через Иран каспийской нефти не превысит 12-15 долларов за баррель.

Рис. 6.24. Схема доставки каспийских энергоресурсов на мировые рынки

Наличие собственных ресурсов нефти и газа и энергетический дисбаланс между южными и северными регионами Ирана создают уникальные перспективы для своповых поставок каспийской нефти. Сейчас по системе нефтепроводов, связывающих Тебриз, Тегеран, Арак, Исфаган, с Юга Ирана на северные НПЗ транспортируется порядка 30 млн тонн в год. На среднесрочную перспективу Тегеран ставит задачу обеспечения поставки на северные НПЗ 80 млн тонн нефти. Следовательно, 80 млн тонн каспийской нефти можно доставить в иранские порты Каспийского моря, а взамен экспортировать эквивалентное количество иранской нефти из портов Персидского залива на мировые рынки. Иран уже приступил к реконструкции НПЗ на севере Ирана с целью обеспечения возможности переработки нефти с высоким содержанием меркаптана, серы, парафина и каспийских портов с целью увеличения мощностей по смешению и хранению нефти. Надо, однако, заметить: а) такой объем танкерной перевозки нефти по Каспию представляет реальную экологическую угрозу, б) в случае обнаружения больших запасов нефти на иранском шельфе Каспия отпадет необходимость в своповых поставках.

Второй этап подключения Ирана к транспортировке каспийской нефти предусматривает строительство трубопроводов из Азербайджана и Казахстана через Туркмению в центр Ирана и их подключение в систему иранских трубопроводов. В мае 1999 года Тегеран объявил торги на строительство трубопровода Нека-Тегеран проектной мощностью 18.4 млн тонн в год, и в мае 2001 года сдал в эксплуатацию 2 нитки этого нефтепровода.

Иранское направление представляет определенный интерес и для российской нефти. В июне 2002 года глава Транснефти С.Вайшток заявил, что рассматривается возможность транспортировки западносибирской нефти через Казахстан, Туркменистан и Иран в Персидский залив. Один из предполагаемых маршрутов предусматривает использование мощностей трубопровода Омск-Павлодар-Чимкент-Чарджоу-перевозка по железной дороге до Неки, далее по нефтепроводу Нека-Тегеран. В последующем предполагается соединить эти два нефтепровода веткой Чарджоу-Нека. Даже поговаривают о реверсировании трубопровода Атырау-Самара. Поставки российской нефти в Персидский залив, как заявил С.Вайшток, на первом этапе составят 5 млн тонн в год с последующим увеличением до 30 млн тонн к 2015 году.

Справедливости ради надо, однако, заметить, что иранские законы не способствуют транзиту каспийских энергоресурсов через Иран – по иранским законам иностранцы не могут владеть ни трубопроводом, ни находящейся в трубе нефтью на иранской территории. По этой причине каспийским экспортерам придется продавать Ирану нефть на границе, не участвуя ни в доходах от транспортировки по трубе, ни в дальнейшей реализации нефти.

Есть еще одна тонкость в доставке каспийской нефти в Персидский залив. Дело в том, что Иран в состоянии если не перекрыть полностью, то в большой степени блокировать проход танкеров через Ормузский пролив. Если это случится, то от этой акции в первую очередь пострадают США – почти 80% нефти, импортируемой США с Ближнего Востока, проходит через Ормузский пролив. Опасаются США и вероятности попадания каспийской нефти под контроль ОПЕК; Иран – член ОПЕК. Но, с другой стороны, сведя продавцов за один прилавок, покупатель (США) получает реальную возможность сбивать цены.

В настоящее время участие Ирана в каспийских транспортных коридорах резко ограничивают санкции США. США три раза вводили торговое эмбарго против Ирана – в 1980, 1987 и 1995 годах. Отношение США к Ирану самое противоречивое.

В августе 1996 года американский конгресс одобрил закон о санкциях против Ирана (так называемые акты Д¢Амато – Iran-Libya Sanction Act, ILSA), которые ограничивали инвестиции в разработку нефтяных и газовых месторождений Ирана 40 млн долларами в год. В том же году З.Бзежинский признал разумным направить часть трубопроводов с каспийских месторождений через Иран "с тем, чтобы полностью не оттолкнуть Иран от Запада и США и с тем, чтобы он не попал полностью в объятия России". В августе 1997 году санкции ILSA были ужесточены – компаниям разрешалось инвестировать в нефтегазовый отрасль Ирана до 20 млн долларов. В начале 1998 года Вашингтон уточнил, что наложенные Конгрессом санкции ILSA "не распространяются на прокладку нефте- и газопроводов через территорию Ирана, который занимает выгодное с геополитической и стратегической точек зрения положения для прокладки маршрутов транспортировки нефти, позволяющих значительно удешевить доставку сырья на мировые рынки". В мае 1998 года в комитете палаты представителей конгресса США состоялись слушания "Роль США на Кавказе и в Центральной Азии", где министр энергетики Ф.Пенье назвал "абсолютно неприемлемым для США" прокладку трубопроводов через Иран. Сменивший его на этом посту Б.Ричардсон в ноябре 1998 года заявил: "Политические разногласия между государствами не могут служить препятствием для транспортировки нефти". В том же 1998 году госсекретарь США М.Олбрайт заявила: "Америка готова к поиску новых путей построения взаимного доверия с Ираном и предотвращения недопонимания. Очевидно, два десятилетия недоверия не могут быть стерты за одну ночь. Пропасть между нами широка. Но настало время испытать возможности наведения мостов".

К пересмотру политики США в отношении Ирана в январе 1999 года призывал бывший госсекретарь С.Вэнс. К этому подталкивает США и возможное (после подписания соглашения о транспортном коридоре Север-Юг) сближение Ирана и России с образованием оси Москва-Тегеран-Дели.

Многие ожидали, что после 5 августа 2001 года, когда истекал срок американского эмбарго, в американо-иранских взаимоотношениях наступят иные времена, но США продлили эмбарго еще на 5 лет, и оно по прежнему запрещает компаниям вкладывать в нефтяной бизнес Ирана больше 20 млн долларов.

Любопытный диалог состоялся на встрече Н.Назарбаева и К.Пауэлла в Астане в декабре 2001 года. Наиболее выгодным маршрутом транспортировки казахстанской нефти на мировые рынки Н.Назарбаев назвал путь через Иран к Персидскому заливу. При этом он отметил, что такого же мнения придерживаются и иностранные, в том числе американские, инвесторы. Американские журналисты тут же спросили у К.Пауэлла, изменилась ли политика США в отношении возможности транспортировки нефти из Казахстана через Иран после начала антитеррористической операции, на что последовал четкий ответ: "После 11 сентября американская политика в этом вопросе не претерпела изменений". Но Афганские события продемонстрировали лояльность правительства М.Хатами к политике США, что позволило Дж.Бушу отметить: "В Иране заметна тенденция демократизации общества".

Американские компании не скрывали, что они кровно заинтересованы в отмене ограничений ILSA. Президент Mobil Л.Ното в 1998 году, обращаясь к конгрессменам, сказал: "Если вы придаете Каспию важное значение, то вы объективно заинтересованы в Иране". Конгрессмены прекрасно все понимают и закрывают глаза на те действия, которые не противоречат главной стратегической задаче США – не допускать усиления влияния России на среднеазиатском, закавказском и ближневосточном регионах. Американские и неамериканские компании в той или иной форме уже активно участвуют в иранских нефтегазовых проектах. Среди них TotalFinaElf, Lasmo, BP Amoco Pic, ENI, Petronas, British Gas, Gas de France, Agip, Pennzoil, Texaco, Unocal, Mobil, Conoco, Statoil, RD/Shell. Одна деталь. TotalFinaElf заранее подготовилась к приходу в Иран – опасаясь применения закона Д¢Амато, она перерегистрировала или закрыла все свои дочерние фирмы в Северной Америке.

В июле 2000 года МИД Ирана заявил об открытости иранского рынка для американских компаний. К началу 2003 года, насколько мне известно, были заключены контракты с 10 иностранными компаниями на разработку 7 месторождений, 6 из них на шельфе Каспийского моря. Стремились в Иран и российские компании – Газпром, ЛУКОЙЛ, Сибнефть. Но, по словам руководителя Центра координации российско-иранских программ Р.Сафирова, "российские компании не смогли оперативно отреагировать на иранские предложения и из 40 проектов сумели выиграть только два". Налаживаются экономические связи Ирана с Европой – на сессии министров иностранных дел ЕС в июне 2002 года в Люксембурге было принято решение о заключении торгового соглашения Иран-ЕС…

Говоря о роли Ирана в транзите Каспийских углеводородов, нельзя забывать и о том, что Иран больше заинтересован в экспорте собственных энергоресурсов. После прекращения поставок иранского газа в СССР (Астара) в 1991 году экспорт этого сырья из Ирана был практически остановлен. В 1993 году была достигнута договоренность о прокладке нефтегазовой трубы из Ирана в Индию через Пакистан или напрямую по дну моря. Тогда добро на сухопутный вариант США в принципе дали – Б.Клинтон заявил: "Труба Индия-Иран через Пакистан может стать трубой мира. Забота о ее безопасности приведет к безопасности в регионе и позволит урегулировать кашмирскую проблему". В январе 1995 года Иран и Пакистан заключили предварительное соглашение на строительство экспортного газопровода от месторождения Южный Парс (Персидский залив) до Карачи. В 1996 году Иран и Турция подписали соглашение о поставках 8 млрд м³ иранского газа. В 1998 году начались поставки газа в Турцию, ежегодный объем которых составляет 2 млрд м³. Иран готов увеличить к 2005 году до 4-6 млн тонн экспортный транзит собственной нефти через Россию по маршруту: танкерные перевозки в Махачкалу, далее по трубопроводу в Новороссийск. 8 февраля 2000 года были начаты переговоры между Национальной газовой компанией Ирана и российско-армянской компанией АрмРосГазпром о строительстве газопровода из Ирана в Армению. В перспективе намечается проложить газопровод Иран-Армения-Грузия-Украина-Западная Европа. В поддержку проекта выступила Европейская комиссия…

…Нормализация отношений между США и Исламской Республикой Иран или оккупация Ирана Соединенными Штатами приведут к коренным преобразованиям в Каспийском регионе с весьма негативными, если не сказать катастрофическими, последствиями для Российской Федерации.

6.7. Неокончательное резюме

Поиски экономически выгодных и политически благонадежных для Запада путей транспортировки каспийских энергоресурсов продолжаются. Поиски путей транспортировки каспийских энергоресурсов, отжимающих Россию на периферию мировой экономики и мировой политики, продолжаются. У США есть все основания праздновать очередную победу – они выиграли вторую фазу новой Большой игры – фактически отстранили Россию от транспортировки каспийской нефти.

Где-то с 2005 года средиземноморский рынок начнет видоизменяться – после ввода в эксплуатацию КТК-2 и ОЭТ БТД сюда поступят значительные количества азербайджанской Azeri light и казахстанской Tengiz (или смесь КТК). Это вызовет: а) падение мировых цен на нефть; б) вытеснение тяжелых североафриканской, западноафриканской и российской нефти с европейских рынков; в) ухудшение качества и уменьшение стоимости российской смеси Urals из-за уменьшения казахстанского сырья, поступающего в систему Транснефти; г) резкое увеличение конкуренции за рынки Северной Европы между африканской и российской нефтью; д) переориентацию транспортных маршрутов российской нефти на восточные и южные рынки и связанные с ней огромные финансовые затраты со стороны России.

[1] После вступления в строй нефтепровода Баку-Тбилиси-Джейхан в бюджет Грузии будет поступать 62.5 млн долларов в год.

[2] Бонус - дополнительное вознаграждение, премия.

[3] Для справки. С 1993 года граждане Туркменистана бесплатно получают газ, электроэнергию, питьевую воду, пищевую соль, а малообеспеченные и муку. Тоже для справки. Признанный международными организациями рост ВВП Туркменистана в 2000 году составил 17.6%. Еще для справки. В 2000 году долг России Туркменистану составлял 107 млн долларов.

[4] На 50-й сессии Генеральной Ассамблеи ООН 12 декабря 1995 года была принята резолюция 50/80А, в которой за Туркменистаном закреплялся статус постоянно нейтрального государства.

CASPIY.NET

Каспий: Зачем он Западу? 6. Куда потечет каспийская нефть?