Куда транспортируется каспийская нефть по каким нефтепроводам. Куда транспортируется каспийская нефть. Каспийская нефть России

Владимир Хомутко

Время на чтение: 9 минут

А А

Современное положения добычи нефти Каспия

По данным геологического районирования, на дне Каспийского моря расположены три основных нефтегазоносных бассейна, а именно:

• Северо-Каспийский
• Средне-Каспийский
• Южно-Каспийский.

В этих бассейнах выделяют примерно 10 продуктивных областей.

Российские специалисты в области геологии оценивают объем разведанных запасов углеводородов (нефти, природного газа и газового конденсата) этого региона в 12 миллиардов тонн условного топлива, из которых каспийская нефть составляет 7 миллиардов тонн.

Однако, существуют и другие оценки. Одни специалисты считают, что углеводородов в Каспии больше 13-ти миллиардов тонн, другие – что более 22-х миллиардов, а самые оптимистичные вообще называют цифру в 50 миллиардов тонн углеводородного сырья. Американские аналитики полагают, что запасы Каспийского региона гораздо больше, чем это считалось во времена Советского Союза.

В своем докладе для Государственного департамента Соединенных Штатов эти специалисты отмечают, что потенциальные запасы Каспийского моря могут достигать 27 миллиардов 500 миллионов тонн только нефти, что делает этот регион потенциально весьма значимым игроком на нефтяном рынке углеводородов.

Если верить прогнозам американских специалистов, то в Каспии сосредоточена пятая часть всех запасов углеводородного сырья в мире. Другими словами, запасы энергоресурсов Каспийского моря больше, чем совместные запасы таких известных нефтедобывающих стран, как Ирак и Кувейт.

Многие аналитики сходятся во мнении, что каспийской нефти вполне достаточно, чтобы оказывать существенное влияние на мировые нефтяные котировки, а залежей местных углеводородов достаточно, чтобы минимум в течение ста лет обеспечивать мировое потребление.

Как распределяются эти запасы по странам региона?

Распределение нефти Каспия между странами, которым принадлежит побережье этого моря-озера, сильно зависит от того, как расчертить здесь сектора национального влияния. Существует два варианта создания такой карты – “озерный” вариант и принцип «закрытого моря».

В первом случае большую часть запасов каспийской нефти достается Казахстану и Азербайджану. Второй вариант (“закрытое море”), который был закреплен еще советскими договорами с Ираном, подразумевает более равномерное распределение ресурсов между странами региона, поскольку по этой концепции каждое государство получает суверенное право на разработку тех месторождений, которые расположены в десятимильной зоне, а месторождения в центральной части Каспийского моря разрабатываются всеми странами региона на равных правах.

Если взять за основу общий объем запасов углеводородного сырья Каспия в 12 миллиардов тонн, то центральная часть Каспийского моря содержит 9 миллиардов 200 миллионов тонн условного топлива. Если равномерно распределить это количество между всеми пятью странами прикаспийского региона, то каждому государству достанется по 1 миллиарду 840 миллионов тонн.

Ниже приведены данные по обоим вариантам распределения суверенных прав (исходя из общей цифры 12 млрд. тонн):

• Россия (длина государственной береговой линии Каспия – 695 км):

1. «озерный вариант» – 2 млрд. тонн;
2. «закрытое море» – 2 млрд. 340 млн. тонн (1,84 + 0,5).

1. «озерный вариант» – 4 млрд. тонн;

• Казахстан (2300 км):

1. «озерный вариант» – 4,5 млрд. тонн;
2. «закрытое море» – 2 млрд. 840 млн. тонн (1,84 + 1,0).

• Туркменистан (1200 км):

1. «озерный вариант» – 1 млрд. 500 млн. тонн;
2. «закрытое море» – 2 млрд. 140 млн. тонн (1,84 + 0,3).

• Иран (900 км):

1. «озерный вариант» – 500 млн. тонн;
2. «закрытое море» – 1 млрд. 940 млн. тонн (1,84 + 0,1).

В скобках первая цифра – равномерно распределенные запасы центрального Каспия, вторая – запасы, попадающие в десятимильную зону.

Чем дальше продвигаются исследования уровня нефтеносности Каспийского региона, тем чаще меняется представление об объемах местных залежей углеводородного сырья, и характер его распределения между государствами, владеющими каспийским побережьем, также изменяются. К примеру, еще в 1998-ом году российские геологи своим сообщением о том, что российский сектор Каспия обладает нефтяными запасами, объем которых превышает каспийские запасы Азербайджана минимум на 100 миллионов тонн, вызвали настоящую сенсацию.

Скажем прямо, этот интерес является просто маниакальным. Каспийское море и его шельф становятся одним из главных центров мировой активности крупнейших нефтяных компаний многих государств нашей планеты. Чтобы проиллюстрировать уровень этой активности, перечислим корпорации, которые на данный момент принимают участие в разработке каспийских нефтяных и газовых месторождений:

• компании США: Chevron Oil, Exxon, Willbroc, Орикс, Unocal, Amoco, DG Seis Overseas, Santa Fe International Services Inc., Western Atlas International, McDermott, Pennozoil, Americo International Trading, Юнион Тексас петролеум, CCL Oil, Тексако, Энрон, Conoco, Moncrief Oil (США);
• компании Франции: Total, Технин, Elf Aquitaine, Bouygues offchore;
• южнокорейская Ramco;
• английские British Petroleum, Monument Oil and Gas, British Gas, LASMO plc, JKX Oil and Gas, Broun and Root, Бритиш инвизибиз;
• итальянская Agip Kio;
• немецкая корпорация Маннесман;
• японские компании Митцубиси, Chioda, Мицуи Корпорейшн, Nichimen, Itochu Corporation;
• турецкие Turkish Petroleum, Gama, Turkish State Oil Companу;
• аргентинская Bridas;
• малазийская Petronas;
• сингапурская FELS;
• норвежские Statoil и Кварнер;
• компания из Саудовской Аравии Delta Nimiz;
• финская компания Scan-Trans Rail;
• австралийская Mac Connel Dowel;
• голландская Shell Exploration;
• китайская Чайна нэшнл петролеум;
• компания из Омана Oman Oil;
• румынская Петром;
• индонезийская Central Asia petroleum;
• израильская Мерхав и так далее.

Список, прямо скажем, впечатляющий. Кроме того, существует масса совместных предприятий:

• международный консорциум OKIOC (Offshore Kazakhstan International Operating Company);
• азербайджано-американское предприятие Caspian Drilling Co;
• азербайджано-турецкая компания «Азфен»;
• российско-американская компания «ЛУКАРКО»;
• российско-итальянская “ЛУКАджип”;
• российско-британская Casp Oil Development;
• голландско-американско-туркменская компания “Лармаг-Челекен”;
• британо-канадская “Коммонуэлз ойл энд гэс” и так далее.

Освоении запасов каспийской нефти проходит при активном участии Международной энергетической компании ИТЭРА, КННК (Китайской национальной нефтяной компании), Иранской нефтяной корпорации ОТЕС, Турецкого государственного предприятия “Ботас” и других…

Такого наплыва крупных и более нефтяных компаний, а также влиятельных нефтяных лоббистов, представителей самых высоких правительственных кругов, дельцов и предпринимателей не было ни на одном мировом месторождении. Что же так притягивает сюда крупный нефтяной бизнес?

Можно выделить несколько основных причин, по которым этот нефтеносный регион вызывает столь ажиотажный интерес:

• постоянно растущее значение углеводородов в странах с развитой экономикой заставляет их заботиться о своей энергетической безопасности, что подразумевает вступление этих стран в борьбу за право контролировать мировые энергетические ресурсы, вне зависимости от места их расположения. Развал некогда могучего Советского Союза предоставил американским и европейским нефтяным монополиям прекрасный шанс установить контроль над одним из самых богатых нефтеносных регионов мира;
• еще одной немаловажной причиной такой бурной активности иностранных монополий является то, что в настоящее время страны прикаспийского региона разобщены. Коллективного договора о совместной защите своих интересов (по примеру ОПЕК) между ними не существует. Кроме того, после распада СССР все бывшие советские республики, ставшие независимыми государствами, испытывают определенные трудности политического и экономического характера, что дает возможность богатым нефтяным корпорациям воспользоваться сложившейся ситуацией и начать оказывать на правительства этих стран экономическое и, в какой-то мере, политическое давление, без риска натолкнуться на сколь-нибудь серьезное коллективное сопротивление;
• современный нефтяной бизнес – это один из самых высокодоходных видов предпринимательства, вследствие чего экономически развитые страны находятся в условиях жесточайшей конкуренции в области вложения капитала в нефтяную отрасль. После распада Советского Союза появились небывалые возможности для размещения таких вложений.

Для примера возьмем Азербайджан. В настоящее время в этой стране активно функционируют 33 иностранные нефтяные компании, десять из которых представлены фирмами из Соединенных Штатов Америки. Такой наплыв иностранных инвесторов был вызван стратегией президента Азербайджана Гейдара Алиева, которую СМИ окрестили не иначе, как “искра гения”. Эта стратегия подразумевала разделение акций (а значит, и ответственности) между наибольшим числом участников нефтяных проектов, сохраняя при этом ненавязчивый контроль со стороны азербайджанского правительства, отлично сочетающийся с рыночной системой.

Подобный подход впоследствии применили такие страны, как Туркменистан, Грузия и Казахстан. Азербайджан был в числе первых стран региона, которая ратифицировала ДЭХ – Договор об Энергетической хартии, а также это государство одним из первых стало применять СДРП – Соглашения о долевом распределении продукции. Высокие доходы, которые способен дать нефтяной бизнес, привлекают все страны Прикаспийского нефтеносного региона.

Натик Алиев, президент Государственной Национальной Компании Азербайджанской Республики (сокращенно – ГНКАР), отмечает тот факт, что интенсификация нефтегазовой отрасли в условиях переходного периода, вызванного распадом СССР, была возможна лишь с помощью привлечения иностранных инвестиций. Именно привлечение таких капиталов позволило республике справиться с экономическим кризисом. Первый международный нефтяной контракт был подписан в этой стране 20 сентября 1994-го года, и с тех пор общий объем инвестиций в нефтяную отрасль Азербайджана сначала достиг отметки в 15 миллиардов долларов США, а затем стал уверенно приближаться к 40-ка миллиардам.

Серьезный рывок в плане объема привлеченного иностранного капитала совершил и Казахстан, который тоже рассматривает нефть Каспия как фундамент своей экономической свободы и политической независимости. В девяностые годы прошлого века в эту страну иностранные компании вложили почти 10 миллиардов долларов, в составе которых прямых инвестиций было более 6-ти миллиардов. И эта цифра обещает вырасти в ближайшее время.

Город Нефтяные камни в Каспийском море - один из первых проектов на шельфе

Каспийская нефть России

В Российской Федерации до сих пор не создан благоприятный политический и правовой климат, который бы способствовал увеличению объема прямых инвестиций в отрасль нефтедобычи. Достаточно сказать, что при годовой потребности этой отрасли в размере 10-ти – 13-ти миллиардов долларов, сумма инвестиций – менее одного миллиарда.

Хуже положение только в Иране, поскольку он долгое время находился в условиях международных экономических санкций, и все это время не мог заключать контракты на разработку каспийского шельфа с западными компаниями.

России принадлежит 695 километров Каспийского побережья, из которых:

• 490 километров находится в Республике Дагестан;
• 100 километров – в Калмыкии;
• 105 км – в Астраханской области.

Во времена Советского Союза в России на Каспии не проводилась ни разведка, ни добыча нефти. Самый первый тендер на нефтеразработку западной зоны Севернего Каспия был выигран компанией «ЛУКОЙЛ», которая с 1999-го года начала монтаж буровой платформы. Общие запасы этого участка отечественные специалисты оценивают от 150-ти до 600 миллионов тонн углеводородов.

В 1997-ом году между Министерством природных ресурсов РФ и Правительством Республики Дагестан было подписано соглашение о проведении тендера на право использования недр для пятилетнего геологического изучения и последующей нефтедобычи в течение 20-ти лет. Речь шла о нефтеносных участках, входящих в десятимильную зону каспийского шельфа, принадлежащего Дагестану. Объем запасов этих участков колеблется от 130-ти до 500 миллионов тонн «черного золота».

В 1998-ом году тендер выиграли две компании – консорциум «КаспОйл» и ОАО “Геотермнефтегаз”. В состав «КаспОйла» входят такие организации, как «Дагнефть”, «Каспий 2» и канадская фирма “КонАрго”. Правом на разработку месторождения Инчхе-море с предполагаемым объемом ресурсов порядка пяти 5 миллионов тонн владеет Casp Oil Development, акциями которой владеют три компании – британская J.P.X. (30.5 процентов), российская Роскаспнефть (39.5 процента и Дагнефть (30 процентов).

Резкое падение цен на нефть значительно снизило доходность мирового нефтяного бизнеса, что не могло не сказать на темпах роста добычи на Каспии. Значительно снизились капитальные вложение в разведку новых месторождений, компании сосредоточились на эксплуатации существующих промыслов.

Среди причин падения нефтяных котировок называется вооруженный конфликт в Ираке и Сирии (ИГИЛ продает оттуда нефть за бесценок), увеличение добычи сланцевой нефти в США, рост объема поставок из стран, не входящих в ОПЕК и не имеющих ежедневных квот, общий спад мировой экономики, повлекший за собой снижение спроса на нефтепродукты и так далее. Все эти причины привели к превалированию предложения над спросом.

Для стабилизации нефтяных котировок страны ОПЕК и Россия договорились снизить объемы ежедневной добычи, что привело к некоторой стабилизации нефтяного рынка. Однако полностью вернуть прежнюю доходность пока не удается, и в ближайшее время вряд получится. Рост нефтедобычи США, которая вышла на лидирующие позиции в этой области, серьезно влияет на конъюнктуру мирового рынка нефтяного сырья.

Интерес вызывает вопрос от том, кому выгодно такое падение нефтяных цен. Разумеется, государствам, которые являются крупнейшими потребителями этого сырья – Соединенным Штатам, Китаю, Японии и западноевропейским странам, поскольку низкая стоимость барреля позволяет снижать внутренние цены на готовые нефтепродукты, что благотворно сказывается на экономической и потребительской активности населения. Населения же нефтедобывающих государств, напротив, получает обратный результат. Нефтяные компании, несущие убытки от экспортных операций, стараются компенсировать их на внутреннем рынке, повышая стоимость нефтепродуктов, и в первую очередь, моторного топлива (дизельного и бензинового).

Кроме того, зависимость нефтедобывающих государств от нефтяных доходов вынуждает их искать возможность закрывать образовавшиеся бюджетные дыры за счет сокращения государственных расходов. Все это не может не сказываться на активности нефтяных компаний в сфере разработки новых месторождений. Её попросту не на что проводить. Вследствие этого интенсивность роста каспийской нефтедобычи в последнее время снизилась по целому ряду объективных причин.

Еще один немаловажный фактор, сдерживающий развитие этого нефтеносного региона – его географическое положение. Удаленность от основных потребителей этого сырья делает его доставку затруднительной.

Поскольку Каспий является морем-озером, прямого морского пути до основных потребителей нефти из него нет. После трубопроводного морской транспорт является самым дешевым, но его полноценное использование (в плане размеров нефтеналивных судов) в данном случае не представляется возможным. Строительство же магистральных нефтепроводов связано с колоссальными капитальными вложениями, которые в настоящее время нефтяные компании обеспечить не могут. Да и сторонние инвесторы в силу сложившейся ситуации к нефтяному бизнесу охладели.

Кроме того, строительство нефтепровода по территории нескольких государств (например. в Западную Европу), сопряжено с трудными и долгими межправительственными переговорами, в ходе которых каждая сторона стремится выбить для себя наилучшие транзитные условия при минимальных капитальных вложениях. Доставка сырья по железной дороге приводит к значительному его удорожанию, и рентабельность такой реализации весьма невысока.

Однако, все не так плохо, как кажется на первый взгляд. Многие аналитики предсказывают рост нефтяных котировок, причем не в самом отдаленном будущем. Население планеты неуклонно растет, мировая экономика (пусть и не столь стремительно, как хотелось бы) развивается, и рост потребления энергоресурсов неизбежен.

Альтернативы углеводородам в настоящее время нет, поэтому есть надежда на достаточно скорое восстановление уровня нефтяных доходов на приемлемом для нефтедобывающих стран уровне. Если это произойдет – в отрасль вновь будет выгодно вкладывать деньги, а рост доходов и объема инвестиций будет стимулировать повсеместное развитие нефтедобычи, в том числе – и в Прикаспийском регионе. В этот нефтеносный район уже вложены громадные деньги, и компании-инвесторы просто так их бросать не собираются.

Развитие энергетических мощностей и поставок энергетических ресурсов на Каспии зависят не только от проблем освоения месторождений нефти и газа на Каспии, и раздела Каспия. Особое значение приобрели и связанные с ними проблемы транспортировки этих ресурсов на основные энергетические рынки, проблемы безопасности энергетических ресурсов, проблемы трубопроводных транспортных систем и взаимодействующего с ними морского и железнодорожного и автомобильного транспорта. Каспий стал ареной столкновения крупнейших транснациональных энергетических, транспортных и строительных корпораций. Доступу на рынки препятствуют политические и географические условия, включая продолжающееся российское влияние, ограниченный доступ к водным путям, за исключением Каспийского моря, и плохо развита экспортная инфраструктура.

В настоящее время транзит Каспийской нефти осуществляется по нескольким нефтепроводам. Трубопроводная система Баку-Тбилиси-Джейхан (БТД), пропускной способностью более 1 миллиона баррелей в день, имеет по мнению части российских экспертов имеет больше политические, а не экономические расчеты и рискованную перспективу. "Северный" (Баку-Новороссийск) и "Западный" (Баку-Супса) нефтепроводы, с пропускной способностью от 100 до 115 тысяч баррелей в день соответственно. Недавно подписано соглашение о маршруте (баржи) между Казахстаном и Азербайджаном по поставкам 10 миллионов тонн (приблизительно 733 миллиона баррелей) казахстанской нефти ежегодно для трубопровода БТД. Российский трубопровод Атырау-Самара, который идет из Атырау в Казахстане к Самаре в России. Его пропускная способность составляет 300 тысяч баррелей в день, но Россия обязалась увеличивать ее вместимость до 500 тысяч. Для поставок нефти в Китай строится казахско-китайский трубопровод, первая часть которого соединяет казахские месторождения нефти Актобе с казахским нефтяным центром Атыптау, который уже готов. Вторая часть, которая еще строится, будет идти от Атасу (Северо-Западный Казахстан) к Алашканоу (Синьцзян, Китай) и будет стоить приблизительно 850 миллионов долларов, начальная пропускная способность составит 200 тысяч баррелей в день, а максимальная 400 тысяч.

Еще одним направлением транспортировки является Каспийский Трубопроводный Консорциум, который соединяет казахские нефтяные месторождения с российским портом Новороссийск. Им владеют и управляют западные частные компании и государственные компании России, Казахстана и Омана, пропускная способность составляет 560 тысяч баррелей в день; трубопровод от Shymkent в Казахстане к Чарджоу в Туркмении (через Узбекистан); соглашение между Туркменией и Ираном, по которому туркменская нефть поставляется в иранский порт Нека баржами.

Кроме того, в декабре 2002 года правительства Туркмении, Афганистана и Пакистана подписали Меморандум о намерениях по строительству Центрально-Азиатского Нефтепровода, который будет качать узбекскую и туркменскую нефть в Гвадар (Gwadar), пакистанский порт на Аравийском море. Однако этот проект был отложен по причине продолжающейся нестабильной обстановки в Афганистане. В целом строительство большей части трубопроводных систем на Каспии направлены либо в обход России, либо в южном направлении вне России.

Кандидат технических наук А. ОСАДЧИЙ.

Гигантские нефтяные месторождения, открытые в последние годы в северной и центральной части Каспия, - "лакомый пирог" для нефтедобытчиков из стран не только Каспийского региона, но и всего мира. Кто участвует в дележе этого "пирога" и какими путями каспийскую нефть будут доставлять потребителям? Ответы - в публикуемой статье (см. также "Наука и жизнь" № 12, 2002 г.).

Нефтепровод начинается на нулевом километре, где труба уходит под землю.

Стоимость добычи одного барреля нефти в разных регионах мира в 2003 году

В разработке нефтяных месторождений Каспия 1-е место по объему добычи занимает "Шеврон" (США), 2-е - "Эксон Мобил" (США), 3-е - "ЭНИ" (Италия), 4-е - "Бритиш Газ" (Великобритания), 5-е - "ЛУКОЙЛ" (Россия), 6-е - "Бритиш Петролеум" (Великобритания).

Использование инвестиций по заключенным контрактам и рост добычи нефти за прошедшие 15 лет и на перспективу до 2020 года (- ожидаемые контракты).

Илл. 1. Сеть нефтепроводов для транспортировки каспийской нефти.

Трасса нефтепровода КТК (треугольниками отмечены пять насосных станций, построенных в первую очередь).

Илл. 2. Бак-хранилище на 100 тыс. кубометров нефти.

Новый источник "черного золота" на Каспии (будем называть так не только море, но и весь прилегающий нефтегазоносный регион) привлек внимание крупнейших нефтяных и газовых компаний мира в конце 1990-х годов. Наибольший вклад в разведку морского шельфа и его освоение внесли "Шеврон" и "Эксон Мобил" (США), "ЭНИ" (Италия), "Бритиш Газ" и "Бритиш Петролеум" (Великобритания), "ЛУКОЙЛ" (Россия). Они заключили контракты на разработку месторождений, согласно которым к 2010 году намечается довести добычу нефти до 4 млн баррелей в сутки (около 200 млн т в год), то есть утроить нынешний объем. Чтобы выполнить эту задачу, нужны нешуточные инвестиции. По расчетам, они составят 60 млрд долларов.

Особенности нефтедобычи на морском шельфе

Если сравнивать Каспий с другими крупными нефтегазоносными регионами планеты, то окажется, что это не самое привлекательное место ни по расположению, ни по условиям добычи. Например, в самой богатой нефтяной кладовой мира - зоне Персидского залива, где, по прогнозам, сосредоточено до 80% "черного золота", нефтеносные пласты залегают в толще материка на сравнительно небольшой глубине. Через близлежащие морские порты без промежуточных перегрузок нефть танкерами доставляется во все концы света. Этим объясняется самая низкая себестоимость нефти Персидского залива - меньше одного доллара за баррель в порту отгрузки.

В России же себестоимость собственно добычи нефти из скважины, включая ее бурение, составляла в прошлом году в среднем два доллара за баррель, а перекачка того же барреля по нефтепроводу длиной 2000 км - около трех долларов. И это без стоимости строительства дорог, обустройства месторождений и многого другого.

Большинство вновь открытых нефтяных месторождений Каспия располагаются на морском шельфе. Добыча обходится здесь в 2-3 раза дороже, чем на суше, поскольку для освоения подводных месторождений нужны иные, более сложные технологии и иная, более тяжелая техника. В первую очередь, это передвижные буровые установки для разведочного бурения и стационарные установки для добычи, так называемые нефтяные платформы - гигантские конструкции водоизмещением до 5000 т, стоимостью порядка 200 млн долларов. Однако из-за того, что Каспийское море - внутреннее, доставить сюда уже готовое к эксплуатации тяжелое крупногабаритное оборудование удобным и дешевым морским путем невозможно. Всю технику для новых нефтепромыслов на шельфе Каспия приходится строить и собирать на месте.

В принадлежащей России и Казахстану мелководной северной части Каспийского моря (она отделена от основной акватории Мангышлакским порогом) добывать нефть, естественно, более выгодно и удобно, чем на глубине. Но существует целый ряд проблем, которые удорожают и усложняют строительство и эксплуатацию месторождений в регионе.

Во-первых, из-за мелководья (глубина не более 20 м) северная часть моря больше загрязняется нефтепродуктами. Между тем за время эксплуатации только одной скважины, а это в среднем 40 лет, в воду попадает от 30 до 120 т нефти. В районе Баку, например, недалеко от нефтепромысла "Нефтяные Камни", содержание углеводородов в воде превышает норму в 30-100 раз. В результате в районе нефтепромысла скопились многокилометровые пятна нефтяной пленки общей площадью до 800 км 2 . Разработка новых месторождений неизбежно приведет к еще большему загрязнению моря нефтепродуктами, поэтому нужно ужесточать экологические требования и вкладывать больше средств в усовершенствование технологий.

Во-вторых, зимой в северной части Каспийского моря зачастую создается сложная ледовая обстановка. Полвека назад, в декабре 1953 года, произошел даже из ряда вон выходящий случай, когда оторвавшиеся от берега ледяные поля, гонимые ветром, дошли до Баку и стали крушить буровые вышки в районе "Нефтяных Камней". Часть нефтепромысла была тогда разрушена (см. "Наука и жизнь" № 6, 2002 г.). Так что для безопасной добычи нефти на шельфе Каспийского моря нужны не только корабли и буровые установки с ледовой защитой, но и ледоколы.

В-третьих, в последние годы на Каспийском море резко возросла интенсивность судоходства. Это связано как с бурным развитием нефтепромыслов, так и с тем, что Каспий стал частью транспортного коридора "юг-север" (через него проходит морская часть пути из южных регионов Азии через Иран до Астрахани). Этот фактор также нельзя не учитывать при освоении новых месторождений.

Существуют в регионе и правовые сложности. Советские законы и соглашения устарели. Их принимали, когда Каспий еще не был морем пяти стран и о богатстве его шельфа мало что знали. Сегодня Каспийское море нуждается в особом правовом статусе. Кроме того, должны быть приняты единые экологические нормы для всех стран, выходящих к его берегам.

Каспий в паутине нефтепроводов

По прогнозам специалистов, длина и пропускная способность нефтепроводов, берущих начало у берегов Каспия, в ближайшие семь-десять лет должны утроиться. Только в этом случае нефтепроводная сеть будет соответствовать росту добычи. Казахстан, к которому отошло 75% нефтяных запасов региона, заявил, что по истечении этого срока планирует добывать 200 млн т нефти в год. Азербайджан рассчитывает на 75 млн т. Естественно, стоит вопрос: как и куда ее транспортировать?

Дешевле всего перевозить нефтепродукты на большие расстояния по морю супертанкерами - судами водоизмещением 300 тыс. т и более. Но до порта нефть надо еще "дотащить", а от окруженного со всех сторон сушей Каспийского моря до международных морских магистралей путь неблизкий. Вот и приходится строить разветвленную сеть трубопроводов.

Исходная точка нефтепроводов на севере Каспийского моря - треугольник между месторождениями Тенгиз, Карачаганак (на суше) и Кашаган (на морском шельфе), где добывают 50% нефти данного региона. Отсюда она поступает в ближайший черноморский порт - Новороссийск. Месторождения в центральной части Каспия располагаются ближе всего к другому порту на Черном море - Батуми, теперь принадлежащему Грузии. Первые трубопроводы для транспортировки каспийской нефти в Новороссийск и Батуми были проложены еще в советские времена в обход Кавказского хребта по территории Чеченской республики. Когда же там разгорелась война, пришлось построить дополнительный участок нефтепровода Баку - Новороссийск в обход Чечни. Сегодня в этом регионе действует новый мощный нефтепровод Тенгиз - Новороссийск, давший выход к Черному морю нефти новых месторождений северной части Каспия.

Далее из Черного моря путь нефти лежит через Босфор, а это - "узкое горлышко", через него разрешен проход танкеров водоизмещением не более 145 тыс. т. Супертанкерам в проливе не развернуться. Уже сейчас он загружен настолько, что пропускная способность приближается к предельной. К тому же из-за опасности столкновений судов, которые могут привести к разливу нефти, с недавнего времени им разрешено проходить Босфор только в светлое время суток, и там постоянно выстраивается очередь.

В поисках других путей выхода каспийской нефти к потребителям специалисты совершенствуют и развивают существующую сеть нефтепроводов России. Например, рассматривается вариант транспортировки нефти танкерами из Новороссийска в порты Болгарии и далее трубопроводом к адриатическому побережью.

После открытия крупнейших месторождений Каспия началось строительство самого мощного в регионе нефтепровода Баку - Джейхан, по которому потечет азербайджанская нефть. Вначале он пройдет по маршруту готовой трассы Баку - Супса (в районе Батуми) и далее через горный перевал высотой 2800 м до турецкого порта Джейхан на Средиземном море, где уже есть морской терминал, принимающий нефть из Ирака.

Строительство нефтепровода Баку - Джейхан намечено завершить в 2005 году. Во вторую очередь к Баку "подтащат" нефть из Тенгиза. Сначала ее будут доставлять танкерами, а в будущем - по новому трубопроводу, проложенному по дну моря.

Иные пути намечаются для вывода каспийской нефти с территории Туркменистана. Первый из них - через Афганистан в Пакистан - собирались строить еще до начала войны в Афганистане, но до сих пор этот нефтепровод остается в проекте. Теперь его будут прокладывать американские компании. Второй путь - через Иран в Персидский залив. Сегодня между Туркменистаном и иранскими портами на берегу Персидского залива работает один из виртуальных нефтепроводов - так называемая обменная операция, которая состоит в том, что Туркменистан поставляет свою нефть в северные районы Ирана, а тот через порты в Персидском заливе продает такое же количество своей нефти, добываемой на юге и считающейся туркменской. Пропускная способность ограничена лишь потреблением нефти на севере Ирана.

В перспективе нефтепроводы из каспийского региона протянутся в сторону Индии и Китая, где потребление нефти растет очень быстрыми темпами.

Нефтепровод Каспийского Трубопроводного Консорциума

Россия заинтересована в получении доходов не только от продажи нефти, но и от ее транзита - транспортировки по своей территории в другие страны. Речь идет о миллиардах долларов. Пример успешного сотрудничества в этой области - строительство нефтепровода Каспийского трубопроводного консорциума (КТК). Он начинается у месторождения Тенгиз, принадлежащего Казахстану, а заканчивается через 1200 км в Новороссийске, который после распада СССР стал главным портом России на Черном море.

Строительство нефтепровода КТК началось в 1999 году. В это время в Новороссийске уже функционировал нефтяной терминал, куда поступала нефть из Баку и из России. Втиснуть в Цемесскую бухту рядом с городом огромные сооружения нового нефтяного порта было трудно, да и небезопасно. Но место в конце концов нашли. Под него отвели участок площадью около 1 км 2 восточнее поселка Южная Озереевка, ставшего известным как Малая Земля во время боев за Новороссийск. Это место километрах в десяти от города, отгороженное от него "бугром" мыса Мысхако, полностью удовлетворяло как инженерно-геологическим и экологическим требованиям, так и, что особенно важно, требованию безопасности судоходства. Интенсивного движения судов здесь не было, а с гор не проникал бешеный местный ветер бора, с завидной регулярностью парализующий работу основного порта. Новый морской нефтяной терминал назвали "Новороссийск -2".

Для прокладки трубопровода был образован консорциум. Каждая страна вела строительство на своей территории собственными силами с привлечением иностранных инвестиций, а иногда и строителей. Россия построила 748 км, Казахстан - 452. По расчетам специалистов, вложенные в трубопровод 2,5 млрд долларов окупятся лет через пять.

На заполнение трубы длиной 1200 км, диаметром 40 дюймов (это немногим более метра) ушло больше месяца. Таковы гигантские масштабы нефтепровода: при пропускной способности 28 млн т нефти в год в нем самом одновременно помещается 30-я часть этого объема, то есть почти 1 млн т. Чтобы нефть перемещалась по трубопроводу со скоростью около 5 км/ч, на трассе действуют пятнадцать мощных насосных станций.

Дойдя до Новороссийска, нефть поступает в четыре огромных бака-накопителя емкостью по 100 тыс. м 3 каждый. Из них нефть заливают в танкеры с выносных причалов. Содержимое бака перекачивают в танки судна за 8 часов. На сегодня это самая безопасная технология загрузки танкеров.

О нефтехранилищах стоит сказать особо. Четыре огромных резервуара диаметром 94,5 м и высотой 18 м построены на безопасном расстоянии друг от друга с расчетом на устойчивость к 9-балльному сейсмическому воздействию. Для этого под каждым баком выбран скальный грунт и вместо него положена многослойная подушка-амортизатор. Стенки резервуаров изготовлены по специальному заказу в Швеции и Германии из листов толстой высокопрочной стали, устойчивой к коррозии. Каждый накопитель окружен защитным валом, образующим чашу, которая в случае аварии может вместить все содержимое емкости. И, наконец, на случай глобальной катастрофы ниже по склону возведены три дамбы, способные удержать нефть, даже если она выльется из всех четырех емкостей одновременно. А чтобы не допустить скопления газа в баках, их крыши сделаны плавающими, в виде огромного ячеистого понтона. Сооружения подобных размеров и оснащенности построены в России впервые.

Трасса нефтепровода КТК пересекает несколько рек, в том числе две крупные - Волгу и Кубань. Строители преодолевали водные преграды, используя новую технологию направленного горизонтального бурения. Раньше прокладку трубопровода начинали с того, что вымывали в дне глубокую траншею, затем укладывали в нее трубу и сверху намывали грунт. По новому способу бурение ведут горизонтально. Основная трудность - точно выдержать заданную траекторию скважины, чтобы потом протащить в нее жесткую толстостенную трубу. Для этого на управляемый буровой снаряд устанавливают радиоизлучатель, а над ним на поверхности земли или воды в разных точках, координаты которых известны, помещают несколько приемников радиосигналов. По разности времени прихода сигналов от передатчика на приемники вычисляют координаты бурового инструмента. (Примерно так же работает система GPS, определяющая координаты точки по сигналам с нескольких спутников.) Далее сравнивают их с расчетными и получают отклонение от заданной траектории. В зависимости от его величины формируется сигнал, который поступает на исполнительный механизм - выдвижные башмаки на буровом снаряде. Они упираются в стенку скважины и отклоняют снаряд на расчетную величину, корректируя тем самым траекторию его движения.

Строительство перехода через Волгу, где ее ширина достигает 1360 м, заняло несколько месяцев. Скважину бурили поэтапно, постепенно наращивая диаметр. Затем протащили в нее предварительно сваренную 40-дюймовую трубу повышенной прочности с многослойной антикоррозионной защитой. Она рассчитана на работу без ремонта в течение 50 лет. На сегодняшний день это самый протяженный и глубокий в мире трубопровод такого большого диаметра, проложенный под руслом реки с использованием горизонтального бурения. Новая технология, хоть и обходится дороже, позволяет прокладывать трубопровод быстрее, причем работы можно вести в любое время года, не ограничивая судоходства.

Нефтепровод КТК был построен всего за два года. В июне 2001-го из порта Новороссийск вышел первый танкер с нефтью Тенгиза. У Казахстана появилась возможность удвоить добычу нефти в этом регионе.

Объекты, подобные нефтепроводу КТК, будут строить и впредь, поскольку объем добычи нефти в стране неуклонно растет (только в 2003 году он увеличился на 11%). В ближайшие 8-10 лет предполагается удвоить экспорт российской нефти, а это значит, что нужно строить новые нефтепроводы пропускной способностью примерно 150 млн т топлива в год. Уже появились сообщения о том, что рассматриваются варианты прокладки трубопроводов из Западной Сибири в Мурманск, рассчитанных на 60 млн т, и от Ангарска до порта Находка на Дальнем Востоке, откуда нефть будет экспортироваться в Японию. Пропускная способность магистрали составит 60 млн т, а по ответвлению в Дацин пойдет еще 20 млн т нефти. Предполагается также проложить нефтепровод из Санкт-Петербурга в Германию по дну Балтийского моря. По мере осуществления этих планов нефть с каспийского шельфа потечет во все концы света.

Цифры и факты

В формировании политики цен на нефть единой группой выступает Организация стран - экспортеров нефти - ОПЕК, которая объединяет государства Персидского залива, Нигерию и Венесуэлу (на ОПЕК приходится около 40% мировой добычи).

Действующая на мировом рынке единица измерения объема нефти - баррель (в дословном переводе "бочка") равен 159 л.

Цена барреля нефти в Европе определяется на торгах крупнейшей в мире Лондонской нефтяной биржи, в США - на торгах Нью-Йоркской товарно-сырьевой биржи.

Летом 2004 года цена нефти достигла рекордно высокой отметки за последние 20 лет: более 40 долларов за баррель в Европе и более 45 долларов за баррель в США.

Повышение цены нефти на 1 доллар за баррель увеличивает бюджет России на 1 млрд долларов.

Условия вывода нефти Каспия на рынок

Неблагоприятное для нефтегазодобывающих компаний географическое положение Каспийского региона (удаленность от основных рынков сбыта, отсутствие прямого выхода к морю и необходимость транзита добытой нефти через территории третьих стран), многочисленные межгосударственные и межэтнические конфликты и связанный с этим высокий уровень и номенклатура рисков, особенно в области транспортировки, диктуют жесткие требования к обоснованию строительства экспортных трубопроводов для доставки каспийской нефти потребителям. Такая система транспортировки должна отвечать как минимум трем важнейшим условиям:
1) обеспечивать возможность стабильных поставок в долгосрочной перспективе;
2) учитывать сложившуюся конъюнктуру нефтяного рынка;
3) быть экономически эффективной.
Реализацию первого условия обеспечивает концепция множественности путей доставки, что позволяет исключить доминирование какого-либо одного государства в вопросах транспортировки каспийских энергоресурсов - для обеспечения стабильности поставок на Каспии необходимо иметь несколько альтернативных маршрутов, уравновешивающих в своей совокупности риски каждого из них в отдельности. Тем более, что на территории практически каждого из государств на пути действующих и предлагаемых экспортных маршрутов находятся очаги тех или иных межнациональных конфликтов, усугубляющих риски поставок по отдельно взятым трубопроводам (Чечня в России, нагорно-карабахский конфликт между Азербайджаном и Арменией, курды в Турции, абхазский сепаратизм в Грузии и т.д.).
В принципе все заинтересованные стороны - и производители, и потребители, и транзитные страны - поддерживают концепцию множественности путей доставки. Проблема здесь заключается в поиске баланса между экономической эффективностью трубопроводных проектов и минимизацией рисков, связанных с доставкой нефти на мировой рынок по каждому из них.
Сегодня можно считать фактически существующими пять таких проектов: это действующие трубопроводы Баку-Новороссийск, Баку-Супса, строящийся трубопровод Каспийского Трубопроводного Консорциума (КТК), свободные мощности "Транснефти" с входом в систему через ветку Атырау-Самара, а также сделки по замещению или свопы, не требующие наличия "физической" связи производителя с потребителем. Плюс возможности более дорогих железнодорожных перевозок (например, из Азербайджана в Грузию). Однако потенциальная заявленная суммарная пропускная способность всех экспортных трубопроводов (действующих, строящихся и перспективных) превышает возможный в ближайшем будущем объем добычи в регионе. Поэтому из множества новых транспортных проектов в дополнение к существующим будут реализованы лишь один-два проекта. За право "попасть" в их число и идет жесткая конкурентная борьба. При этом проекту-победителю необходимо стать в ней первым и потому, чтобы он смог вобрать в себя (и тем самым, в соответствии с "эффектом масштаба", обеспечить себе более высокую экономичность при прочих равных условиях) максимальный гарантированный объем прокачки из будущей добычи каспийской нефти, пока не оттянутой на себя конкурентными транспортными маршрутами (как говорится, "кто первый встал, тому и тапочки…").
Второе условие вытекает из сложившегося к настоящему моменту соотношения спроса и предложения на основных потенциальных рынках каспийской нефти. Согласно прогнозам на ближайшие 10-20 лет, наиболее быстрыми темпами, многократно перекрывающими потенциальный рост добычи в каспийском регионе, будет расти спрос в Азии.
В предкризисном (имеется в виду азиатский финансовый кризис), базисном для расчетов 1995 г. первичное потребление нефти в странах Азиатско-тихоокеанского региона (АТР) составило 800 млн.тонн, в Западной Европе - 750 млн.тонн. За 1995-2015 гг. прирост первичного спроса на нефть (складывающийся из прироста потребления плюс изменения собственной добычи) в Азии составит порядка 750-800 млн.тонн/год, в Западной Европе - 200-250 млн.тонн/год при том, что прирост на пике добычи нефти на Каспии может составить 180-200 млн.тонн/год или чуть более .
Казалось бы, основной поток каспийской нефти должен быть направлен в Азию. Однако все перечисленные выше транспортные маршруты, а также ряд новых проектов (например, Баку-Джейхан, Одесса-Броды) выводят каспийскую нефть на западноевропейский рынок. Появление же на нем значительных объемов каспийской нефти может нарушить имеющийся здесь баланс спроса и предложения и обрушить цены. Чтобы избежать этого, хотя бы часть казахской или азербайджанской нефти должна быть направлена на альтернативные Западной Европе рынки - в Китай и другие страны АТР, или на расположенные в непосредственной близости к Каспию новые растущие рынки стран Восточной Европы и Причерноморья, или, быть может, даже на рынки Западного полушария - если такие сценарии смогут быть реализованы по экономическим соображениям, чтобы не обвалить цены в Европе.
Третье условие предполагает, что система экспортных трубопроводов должна обеспечивать, во-первых, максимальную пропускную способность при минимальных капиталовложениях, во-вторых - приемлемый для работающих в регионе компаний тариф за транспортировку добытой нефти. Другими словами, чтобы общий уровень издержек добычи и транспортировки каспийской нефти мог вписаться в существующий и, тем более, в прогнозный уровень мировых цен. Если же по экономическим соображениям новые лоббируемые маршруты не являются привлекательными (например, в силу низкой загрузки их потенциальной пропускной способности вследствие недостаточности доказанных запасов нефти в регионе, чтобы по максимуму загрузить все маршруты и обеспечить рентабельность транспортировки), то может возникнуть естественное стремление у поддерживающих их деловых и политических кругов "отобрать" часть объемов прокачки у действующих маршрутов и перераспределить их в пользу новых направлений. Аргументы в пользу такого перераспределения могут выдвигаться самые разные, в том числе и мнимые. Таким аргументом, на мой взгляд, становится в последнее время "проблема Босфора" для проекта трубопровода Баку-Джейхан, но об этом чуть ниже.

Четвертый лишний

Несмотря на то, что потенциальная заявленная суммарная пропускная способность всех действующих, строящихся и перспективных экспортных трубопроводов превышает возможный в ближайшем будущем объем добычи в регионе, сегодняшней пропускной способности действующих экспортных трубопроводов недостаточно даже для обеспечения потребностей только первого азербайджанского консорциума - АМОК, который на пике будет добывать 35-40 млн тонн в год. Вопрос заключается в том, какой маршрут станет следующим в ряду действующих, будет ли он (сможет ли он) в целях большей экономичности "собирать" нефть со всей акватории Каспия, или на заполнение его будут работать проекты только какой-то ограниченной части каспийского бассейна, ухудшая тем самым экономические перспективы этого трубопровода?
Понятно, что речь идет в первую очередь об "основном экспортном маршруте" Баку-Джейхан.
По нашим с А.Лобжанидзе расчетам, реализация первой очереди проекта КТК вместе с модернизацией уже действующих трубопроводов Баку-Новороссийск и Баку-Супса позволит обеспечить потребности Азербайджана и Казахстана в экспортной инфраструктуре как минимум на ближайшие 5-7 лет. Поэтому возникает вопрос: необходимо ли прямо сегодня начинать строить трубопровод Баку-Джейхан, а если да, то на какую пропускную способность?
Наши расчеты показали , что быстрая реализация проекта Баку-Джейхан с заявленным (максимально эффективным с точки зрения экономики проекта) объемом пропускной способности в 50 млн тонн в год, приведет к образованию значительного излишка свободных транспортных мощностей (см. рисунок 1), что резко ухудшит условия возврата инвестиций, вложенных в его строительство.

Пик отставания темпов роста добычи от темпов ввода новых трубопроводов наступит около 2005 года, когда добыча по Каспию в целом может составить около 70 млн тонн нефти (здесь и далее говорится только об экспортных объемах, без учета внутреннего потребления), а суммарная пропускная способность экспортных трубопроводов - 140 млн тонн. По Азербайджану такое превышение окажется даже большим, чем в среднем по региону: добыча - 32 млн тонн, пропускная способность - 87 млн тонн.
К 2010 году излишек транспортных мощностей в целом по Каспию снизится с 70 до 20 млн тонн (добыча - 130 млн тонн, мощность трубопроводов - 150 млн тонн), по Азербайджану -- с 55 до 32 млн тонн (55 и 87 млн тонн соответственно).
В случае строительства трубопровода Баку-Джейхан без модернизации маршрутов Баку-Новороссийск и Баку-Супса, картина получается более сбалансированной: в 2010 году объемы добычи азербайджанской нефти и транспортные возможности будут примерно равны. Однако, этот вариант оказывается низкоэффективным по экономическим соображениям. Во-первых, модернизация обойдется дешевле нового строительства. Во-вторых, модернизированные трубопроводы отнимут часть поставок у строящихся, сократив проектную пропускную способность последних. В-третьих, в любом случае для обеспечения полной загрузки максимально эффективной пропускной способности проекта Баку-Джейхан вряд ли удалось бы обойтись без загрузки его казахской (а, возможно, и туркменской) нефтью, то есть строить крайне дорогой и экологически и сейсмически небезопасный (а значит еще более удорожающий строительство и его финансирование - из-за дополнительных рисков) транскаспийский нефтепровод.
Во втором случае - без нитки на Джейхан - к 2005 году объем добычи и пропускная способность трубопроводов (70 и 90 млн тонн соответственно) в целом по Каспию оказываются примерно одинаковыми с учетом эффективного уровня использования последних (85%), а к 2010 году избыток транспортных мощностей может смениться их дефицитом (130 против 100 млн тонн). По Азербайджану будет наблюдаться аналогичная картина: 2005 год - 32 млн т и 37 млн т, 2010 год - 55 млн т и 37 млн т. В этом случае может возникнуть потребность в трубе на Джейхан, но уже существенно меньшей, чем максимальная, пропускной способности и, очевидно, без заполнения ее нефтью с восточного берега Каспия (см. рисунок 2).

Становится очевидным, что конкуренция между различными маршрутами транспортировки каспийской нефти была и остается, по сути, "борьбой на опережение", так как ввод в действие двух-трех трубопроводов на оптимальной для экономики проекта величине пропускной способности (или повышение этой пропускной способности в случае действующих трубопроводов) лишает смысла строительство четвертого. Очевидно также, что на сегодняшний день этим "четвертым лишним" - с экономической точки зрения - является пока именно Баку-Джейхан. Первая очередь КТК будет введена в строй в нынешнем году. Ветка в обход Чечни функционирует с весны 2000 года, и, по заявлениям руководства "Транснефти", когда это будет необходимо, в короткий срок ее пропускная способность может быть увеличена до 17 млн тонн в год. А модернизация трубы Баку-Супса, также по необходимости и без особых проблем, может быть произведена в 2004-05 годах.
Исходя из вышесказанного, представляется сомнительным, что с точки зрения поддержания баланса между объемами добычи нефти на Каспии и пропускной способностью экспортных трубопроводов, проект Баку-Джейхан сможет гармонично вписаться в выстраивающуюся систему транспортировки каспийской нефти на мировые рынки, особенно без подпитки его казахской нефтью. В то же время, второй сценарий - без Джейхана - наглядно демонстрирует все свои преимущества, важнейшим из которых является возможность "разведения" основного потока каспийского экспорта между различными рынками на европейском направлении.
Нефть северной части Каспия сможет поступать в Северо-Западную и Северную Европу. Из Новороссийска или Супсы (куда она приходит как из северного - российского и казахского, так и из южного - азербайджанского сектора Каспия) каспийская нефть может поступать не только в Средиземноморье, но и на Украину (и далее транзитом на рынки Западной и Северной Европы) и в государства Восточной Европы (на причерноморские НПЗ и/или танкерами вверх по Дунаю). В случае же доставки в Джейхан, каспийская нефть будет ориентирована на гораздо более конкурентный рынок Южной Европы, поскольку там она будет напрямую конкурировать с ближневосточной и североафриканской нефтью.
Правда, представители ГНКАР считают, что дополнительным плюсом Джейхана будет являться то, что в нем смогут загружаться суда дедвейтом 250 тыс. тонн, что даст возможность эффективной транспортировки нефти отсюда как в Северо-Западную Европу, так и в США. На их взгляд, выигрыш во фрахтовых ставках будет обеспечен за счет разницы в дедвейте используемых для транспортировки судов - та же каспийская нефть, поступающая в Средиземноморье из акватории Черного моря, как и ближневосточная нефть, поступающая сюда же через Суэцкий канал, будет перевозиться танкерами дедвейтом не более 150 тыс. тонн из-за ограничений пропускной способности турецких проливов и Суэцкого канала по классу судов (т.н. класс "Суэцмакс"). По мнению ГНКАР, суда этого класса будут ограничены в перевозках каспийской (и ближневосточной) нефти исключительно рынком Средиземноморья, что создаст достаточные конкурентные преимущества терминалу в Джейхане для любых отгрузок нефти за пределы Средиземного моря. Однако такая экономия на фрахте (за счет разницы в дедвейте судов) составляет только часть полной сметы затрат на добычу и транспортировку и не гарантирует итогового выигрыша по сумме всех статей калькуляции издержек на пути от устья скважины на Каспии к потребителю в США.
Проект Баку-Джейхан может быть реализован лишь в том случае, если экономика доставки нефти в Джейхан (а не только экономика доставки нефти из Джейхана) окажется лучше, чем у конкурентов или если он будет иметь более низкий уровень риска, а конкурентные проекты, наоборот, окажутся более рискованными по тем или иным соображениям.
Анализ двух важнейших параметров экономической эффективности проекта - капиталовложений и тарифов на прокачку - показал, что как по объему требуемых инвестиций, так и по предполагаемой величине тарифа Баку-Джейхан оказывается далеко позади конкурентов . Поэтому остановимся чуть подробнее на вопросах экономики (наличие ресурсов для прокачки через трубу) и оценки рисков.

Концепция освоения Каспия: единая или две самостоятельных?

В последнее время в динамике развития ресурсной базы Каспия в разных его частях наметились две разнонаправленные тенденции. Поэтому сегодня, на мой взгляд, правомерно рассматривать вопрос о распаде единой концепции освоения Каспия (если таковая и имела место) на две самостоятельные - освоения Южного и Северного Каспия.
В южной части Каспия (азербайджанский сектор, освоение которого началось первым - еще до решения спорных правовых вопросов делимитации Каспия) сегодня происходит замедление темпов поисково-разведочных работ и наращивания доказанных запасов нефти, в основном в результате того, что буровые работы не подтверждают наличия либо достаточных запасов нефти, чтобы сделать проект рентабельным, либо просто ее (нефти) запасов (пример - трансформация месторождения Шах-Дениз из нефтяного в газовое по результатам разведочного бурения). Поэтому происходит пересмотр в сторону замедления темпов и уменьшения уровней прогнозов добычи нефти в азербайджанском секторе Каспия (см. рисунок 3).

Президент ГНКАР Н.Алиев оценивает запасы азербайджанского сектора Каспия в 4 млрд.тонн . В рамках подписанных с азербайджанской стороной и остающихся в силе 18 из 20 "Соглашений по разведке, разработке и долевом разделе добычи" (2 подписанных СРРДРД были впоследствии признаны экономически нецелесообразными, а созданные для их реализации международные консорциумы прекратили свою деятельность) только один проект - соглашение по освоению месторождений Азери, Чираг и глубоководной части Гюнешли - располагает сегодня доказанными извлекаемыми запасами нефти (примерно 630 млн.тонн) и ведет промышленную добычу нефти. Остальные СРРДРД пока находятся либо на стадии сейсмических исследований, либо на стадии поисково-разведочного бурения. Таким образом из тех примерно 1.2 млрд.тонн нефти, в которые оцениваются запасы остальных 17-ти СРРДРД, подписанных Азербайджаном в 1996-2000 гг., в категорию доказанных извлекаемых запасов (то есть запасов, пригодных для рентабельной добычи) не переведено пока ничего. Еще 160 млн.тонн составляют запасы месторождений, разрабатываемых самой ГНКАР на суше и на море.
Таким образом, в недрах 150 перспективных углеводородных структур, открытых в Азербайджане и не входящих в контрактные зоны ранее подписанных СРРДРД, находится еще почти 2 млрд.тонн нефти. Однако половина этих структур (72 из 150) расположены в глубоководной части азербайджанского сектора. К его освоению ГНКАР, не располагающий необходимыми для этого финансовыми ресурсами, проявляет живейший интерес, а иностранные нефтяные компании, такими ресурсами располагающие, - нет. Отсутствие такого интереса к освоению глубоководного шельфа азербайджанского сектора со стороны иностранных компаний представляется вполне обоснованным.
Во-первых, нефтяные компании не спешат реализовывать уже подписанные контракты - наблюдается естественный темп замедления освоения контрактных участков после ряда неудач с переводом перспективных запасов в доказанные. В этих условиях брать на себя новые обязательства неразумно.
Во-вторых, заключать новые СРРДР (на глубоководных акваториях) значит выплачивать новые, достаточно высокие бонусы и брать на себя дополнительные инвестиционные обязательства, выполнять которые в условиях неопределенности с освоением менее дорогостоящих проектов предполагает дополнительный риск для инвестора, но и невыполнение этих обязательств также означает для него наличие риска - риска расторжения контракта принимающей стороной за невыполнение контрактных условий (в каждом из них предусматривается детальная программа геолого-разведочных работ). Таким образом эти инвестиции могут означать для компаний высокорискованное омертвление капитала (а капитал, как известно, должен работать).
В-третьих, прежде чем вкладывать деньги в потенциальное наращивание дорогостоящей ресурсной базы, компании хотят посмотреть, насколько эффективно им удастся решить проблему с транспортировкой нефти, хотят детально разобраться с новыми, более дорогостоящими маршрутами. Поэтому в рамках существующих у каждой компании лимитов расходования средств на ту или иную страну/перспективный проект, сегодня для многих работающих на Каспии компаний более важным является определиться с перспективами маршрутов доставки нефти на рынок, поэтому для них целесообразнее потратить несколько дополнительных (десятков) миллионов долларов на ТЭО трубопроводных проектов, чем на заключение новых контрактов.
В то же время в северной части Каспия (казахский и российский сектора) ситуация прямо противоположная - происходит ускоренное наращивание ресурсной базы, сдерживавшееся поначалу нерешенностью правовых вопросов делимитации Каспия.
Открыто крупнейшее месторождение Кашаган на казахском шельфе на северо-востоке Каспия. По оценкам геологов, его запасы (правда не уточняется, какой категории) могут составить от 1.4 до 4 млрд.тонн, что на пике добычи, будь все эти запасы доказанными, могло бы обеспечить от 50 до 140 млн.тонн/год. Кашаган может стать крупнейшим нефтяным открытием в мире после обнаруженного в конце 60-х гг. месторождения Прадхо-Бэй на Северном Склоне Аляски (обеспечивало на пике около четверти добычи американской нефти).
Активизируются работы на российских конкурсных участках северной части акватории Каспийского моря. Компания Лукойл первой же разведочной скважиной дала приток нефти на структуре "Хвалынская", входящей в состав лицензионного участка "Северный", право пользования недрами которого компания выиграла на конкурсе в 1997 г. Предварительные оценки запасов этого лицензионного участка разнятся, но измеряются сотнями миллионов тонн. Так, со ссылкой на Президента Лукойла В.Алекперова в 300 млн.тонн оцениваются прогнозные запасы, в 500 млн.тонн - предварительно оцененные запасы, а в ТЭО проекта фигурировали цифры накопленной добычи за весь срок реализации проекта освоения лицензионного участка, превышающие 600 млн.тонн.
С учетом крупных открытий на севере Каспия и скорого ввода в эксплуатацию КТК, на мой взгляд, целесообразно ожидать дальнейшего смещения вектора интересов нефтяных компаний к проведению ГРР на Каспии из южной части (азербайджанского сектора) в более мелководные районы севера и северо-востока (российский и казахский сектора). При этом расширяется фронт поисково-разведочных работ и на суше в Прикаспии - в российской его части идет оценка нефтеносности на крайне перспективном Северо-Астраханском лицензионном участке и т.д.
"Единая" концепция освоения Каспия играет (играла) на руку сторонникам маршрута Баку-Джейхан, поскольку, в целях уменьшения зависимости от российских транзитных маршрутов, предполагает вывод части казахской нефти на рынок южным путем - сначала доставив ее (танкерами? подводным трубопроводом?) из Актау в Баку и далее трубой на Джейхан. Раздельное же освоение северного и южного Каспия предполагает выбор оптимизационных решений для каждой из его частей и ухудшает экономические перспективы трубы на Джейхан, ибо сокращает размер располагаемой ресурсной базы и уменьшает пропускную способность проекта, которую можно обеспечить гарантированным заполнением.
С открытием Кашагана проблема заполнения вводимой в эксплуатацию в ближайшее время первой очереди КТК, скорее всего, будет благополучно решена. Это создаст дополнительные стимулы к выводу сегодняшней и будущей казахской нефти Каспия на рынок "северными" (КТК плюс действующая трубопроводная система "Транснефти"), а не "южными" маршрутами - через азербайджанский или иные сектора, минуя территорию России. Использование системы трубопроводов "Транснефти" позволяет выводить казахскую нефть в Центральную и Северо-Западную Европу, решая одновременно вопрос о возможном переполнении КТК. Если же будет реализован двухпортовый вариант строительства Балтийской трубопроводной системы (БТС), то есть сценарий с выходом на строящийся нефтяной терминал в российском Приморске и на действующий порт и НПЗ в финском Порвоо, то казахская нефть получит выход и на рынок Северной Европы.
Замечу, кстати, что такой сценарий может оказаться взаимовыгодной развязкой для всех заинтересованных сторон, поскольку сегодня основным аргументом против двухпортовой схемы БТС у российской стороны является ее нежелание (неготовность) обеспечивать поставку в Порвоо более 5-6 млн.тонн нефти в год, причем с условием, что эти поставки пойдут только на переработку на местном НПЗ. В то же время, финская сторона заявляет, что ей экономически нецелесообразно строить трубу от Приморска до Порвоо на пропускную способность менее 10 млн.тонн/год. Цугцванг? Отнюдь, недостающую разницу могла бы покрыть транзитная казахская нефть, поставляемая на экспорт через Порвоо. А если так, то возникают дополнительные стимулы к быстрейшей модернизации участка Атырау-Самара. А поскольку в природе и в экономике все взаимосвязано, то при таком раскладе реализация проекта БТС в двухпортовом варианте может оказаться существенным сдерживающим фактором реализации проекта Баку-Джейхан, предъявляя тем самым дополнительный спрос на прокачку азербайджанской нефти через трубопроводы Баку-Новороссийск и Баку-Супса.
Таким образом, темпы воплощения в жизнь трубопровода Баку-Джейхан могут существенно замедлиться. Вплоть до настоящего времени нефть с Тенгиза и других казахских месторождений рассматривается сторонниками "южного" маршрута как возможный элемент заполнения трубопровода Баку-Джейхан с целью улучшения его конкурентных позиций. В середине февраля глава департамента иностранных инвестиций ГНКАР В.Алескеров, один из основных пропонентов строительства трубопровода на Джейхан, заявил, что не исключает начала работы заинтересованных сторон над документами, определяющими правовую основу для продления трубопровода Баку-Джейхан до казахского порта Актау. В прессе появляется информация о том, что Казахстан якобы готов присоединиться к этому проекту и поставлять по нему порядка 20 млн.тонн ежегодно . Однако этот проект выглядит весьма сомнительным по экономическим соображениям: по нашим расчетам (см. рисунок 4) даже без продления до Актау маршрут Баку-Джейхан проигрывает основным конкурентам на европейском направлении, с продлением до Актуа - проигрывает и подавно.

Таким образом, перспективы проекта Баку-Джейхан становятся привязаны к более ограниченной, чем поначалу считалось его сторонниками, ресурсной базе - замедляющимся в своем росте доказанным запасам нефти исключительно южной части Каспия. Вот здесь и начинает приобретать дополнительное звучание "проблема Босфора".

Транскаспийский нефтепровод сокращает зависимость от России в экспорте нефти. Но это направление требует поддержки европейской энергетической политики и турецкой политики сближения тюркских стран.

Транспортировка нефти и газа через Каспий, Южный Кавказ и далее в страны Европы подошла к той стадии, когда прикаспийские страны могут сделать политический выбор – куда и кому отправлять и продавать углеводородные ресурсы.

Магистральный нефтепровод Баку–Тбилиси–Джейхан мощностью в 50 млн тонн нефти, вокруг которого было столько споров, был торжественно открыт 13 июня 2006 года и теперь работает в штатном режиме. Соглашение между Азербайджаном и Казахстаном о транспортировке казахстанской нефти по этому нефтепроводу, подписанное 25 мая 2006 года, сделало возможным его пуск.

А 24 января 2007 года был подписан меморандум о создании «Казахстанской каспийской системы транспортировки» (КТС) между компанией «КазМунайГаз» и участниками проектов Тенгиз и Кашаган (Chevron, Exхon Mobil, Eni, Shell, Total и другие компании).

Эта система в перспективе даст казахстанской нефти прямой доступ на европейский рынок по самому короткому маршруту и с минимумом перевалок.

Возможность выбора

По новому Транскаспийскому маршруту пойдет нефть с месторождений Тенгиз и Кашаган, которые становятся основными нефтяными месторождениями в Казахстане. В Ескене нефть будет загружаться в нефтепровод Ескене–Курык и переваливаться на танкеры в новом порту Курык, первый причал которого был построен в мае 2006 года. Порт будет состоять из нефтеналивного терминала мощностью в 30 млн тонн нефти в год, судоремонтной и монтажной верфи, нефтепровода Жетыбай-терминал, морской базы поддержки и железной дороги, проведенной к базе от станции Ералиево.

Из порта танкеры пойдут в Баку, где будут сливать нефть на новых нефтеналивных терминалах, а оттуда она будет поступать в нефтепровод БТД. Проект будет завершен в 2011 году и сможет перевозить 25 млн тонн нефти в год, с возможностью расширения до 38 млн.

Вместе с этим нефтепроводом планировалось строить Транскаспийский газопровод для транспортировки казахстанского и туркменского газа через Южный Кавказ. Однако недавно появились сообщения о том, что Казахстан рассматривает возможность отказаться от строительства трубопровода и перейти к перевозке по Каспию сжиженного газа. Президент Казахстана Нурсултан Назарбаев предложил этот вариант председателю Европейской комиссии Жозе Мануэлю Баррозу : «Было бы очень эффективно, если бы кто-нибудь приехал сюда, построил завод по производству сжиженного газа и мог бы транспортировать его».

В настоящее время через Россию транспортируется 72,6% казахстанского экспорта нефти (см. таблицу). Но когда будет достроен Транскаспийский нефтепровод, ситуация изменится. При расширении мощности КТК до 58 млн тонн к 2011 году, нефтепровода Атырау–Самара до 25 млн и нефтепровода Атасу–Алашанькоу до 20 млн на российское направление будет приходиться около 65% казахстанского экспорта нефти. Доля южнокавказского направления в экспорте увеличится с 16,9 до 20%, китайского – с 3,7 до 15%. У Казахстана появляется перспектива выбора маршрутов транспортировки углеводородного сырья.

Проблема выбора

Выбор направлений транспортировки означает решение вопроса: смогут ли транзитные страны с помощью дискриминационных тарифов или манипуляций с задвижками на трубопроводах нанести ущерб экономическому развитию страны и вынудить к каким-либо политическим уступкам.

Развитие сразу двух маршрутов транспортировки казахстанской нефти – по КТК и по БТД – зависит от особенностей судоходства в Черном и Каспийском морях

Когда экспорт жизненно важного для экономики продукта находится в зависимости от одной транзитной страны, как сейчас экспорт казахстанской нефти зависит от России, то открываются возможности для попыток давления. Казахстан уже становился жертвой российского давления, когда ОАО «Транснефть» отказалось обеспечить прокачку казахстанской нефти в Литву, что привело к выбыванию «КазМунайГаза» из тендера по продаже Мажейкяйского нефтеперерабатывающего комплекса.

Этот пример показывает, что возможно давление и в более широких масштабах, если вдруг политические позиции России и Казахстана разойдутся. К примеру, та же «Транснефть» поднимала вопрос о резком поднятии транзитной ставки транспортировки нефти по участкам КТК, проходящим по российской территории, с 25 до 38 долларов за тонну нефти. Для Казахстана это означает дополнительные расходы в 317,2 млн долларов только за транспортировку.

В наилучшем положении находится казахстанский экспорт нефти в Китай, поскольку нефть сразу подается в страну-потребитель, а какие-либо транзитные страны отсутствуют.

Южнокавказское направление в этом отношении на первый взгляд выглядит даже менее предпочтительным, чем российское. Там целых три транзитных страны: Азербайджан, Грузия и Турция. Однако в этом изобилии есть своя выгода. Общие интересы сближают, а не разъединяют участников эксплуатации нефтепровода Баку–Тбилиси–Джейхан.

Азербайджан находится примерно в том же положении, что и Казахстан, и если бы не было БТД, то весь азербайджанский нефтяной экспорт находился бы в зависимости от России. С появлением нового нефтепровода появилась возможность диверсификации экспорта. В стране активно рассматривается возможность отказа от российского маршрута экспорта нефти, но пока что причины сокращения экспорта нефти состоят в увеличении производства мазута внутри Азербайджана и передаче операционного управления от Азербайджанской международной операционной компании (АМОК) к Государственной нефтяной компании Азербайджана (ГНКАР).

Для Грузии нефтепровод представляет собой неплохой источник пополнения бюджета и решения части энергетических проблем. Турция заинтересована в постепенном ограничении перевозок нефти через пролив Босфор и создании структуры транзитной перевозки нефти с Черного в Средиземное море, от порта Самсун до порта Джейхан.

Страны также сплачивает то, что БТД для них единственный совершенно независимый от России маршрут транспортировки нефти на экспорт.

Южнокавказский маршрут активно поддержал Евросоюз. 30 ноября 2006 года на второй Министерской конференции по сотрудничеству в энергетической сфере между ЕС, причерноморскими и прикаспийскими странами, прошедшей в Астане, была подписана энергетическая дорожная карта, составленная совместно странами-участниками «Бакинской инициативы» и Евросоюза. Дорожная карта развивала принцип сближения прикаспийского рынка энергоносителей с европейским рынком, разработанный на Бакинской министерской конференции, прошедшей 13 ноября 2004 года. «Бакинская инициатива» была первым этапом создания нового энергетического рынка между Евросоюзом и прикаспийскими государствами. Энергетическая дорожная карта, принятая в Астане, открывает второй этап – когда основные производители углеводородного сырья подключаются к потребителям напрямую через систему трубопроводов.

Особенности судоходства

Как ни парадоксально, развитие сразу двух маршрутов транспортировки казахстанской нефти – по КТК и по БТД – зависит от особенностей судоходства в Черном и Каспийском морях.

Мощность всех нефтепроводов, которые заканчиваются в черноморских портах, в первую очередь в Новороссийске и Одессе, зависит от обстоятельства, совершенно неподконтрольного ни России, ни Казахстану. Это режим судоходства по проливам Босфор и Дарданеллы.

По Международной бессрочной конвенции о свободе торгового судоходства в проливах, принятой в Монтре в 1936 году, торговые суда могут беспрепятственно проходить пролив днем и ночью, сообщая турецким властям только основные сведения о судне и рейсе и выплачивая сборы на поддержание судоходства в проливе.

В 1994 году Турция ввела в действие новый регламент судоходства в черноморских проливах, согласно которому было ограничено прохождение танкеров с опасными грузами, в том числе с нефтью. Теперь крупные танкеры длиной 200 метров и более могли проходить пролив только днем, пользуясь турецкими штурманскими и буксирными службами, а перевозящие нефть – лишь с двойным дном.

Введение нового регламента было вызвано ростом интенсивности судоходства в проливах. Конвенция 1936 года устанавливала прохождение пролива Босфор судов средней длиной 100 метров со скоростью не более 7 миль/час. Эти жесткие требования были вызваны тем, что пролив имеет 17 миль длины, на протяжении которых судно должно четыре раза делать поворот в 45 градусов. По сведениям доклада, подготовленного в 1993 году государственным министром по морским делам Турции, в проливе проходили суда средней длиной до 150 метров на скорости 10 миль/час. Интенсивность судоходства выросла с 4,5 тыс. судов в 1938 году до 51 тыс. судов в 1991-м.Риск крушения судна, разлива нефти и загрязнения побережья, где живет 13 млн человек и расположен крупнейший город Турции – Стамбул, резко возрастал, особенно когда большой танкер проходил узкий пролив ночью.

Строительство и расширение нефтепроводов неизбежно вызовет рост перевозок нефти танкерами через пролив, что неизбежно приведет к еще большему ужесточению регламента судоходства или даже запрету на проход танкеров. Чтобы избежать негативных последствий этих изменений, предполагается построить два транзитных нефтепровода: турецкий Самсун–Джейхан и российско-болгарский Бургас–Александруполис.

Так что после 2011 года, скорее всего, транспортировка нефти по КТК превратится в некий вариант транспортировки по БТД: когда нефть из Новороссийска – конечной точки КТК – отправляется морем в Самсун и оказывается в Джейхане. «Наша страна намерена превратить терминал Джейхан в энергоэкспортный и торговый центр региона», – заявил президент Турции Ахмед Неджет Сезер . Таким образом, транспортировка нефти по БТД станет более быстрой и выгодной.

Однако и на Каспии есть судоходные проблемы. По мнению президента НК «КазМунайГаз» Узакбая Карабалина , танкерный флот Казахстана испытывает большие трудности из-за дискриминационной тарифной политики в портах остальных прикаспийских государств.

Танкер «Актау», принадлежащий «Казмортрансфлоту» (судоходная компания на 50% принадлежит «КазМунайГазу» и на 50% – Министерству транспорта и коммуникаций Казахстана), при заходе в порт Баку платит 36 тыс. долларов портовых сборов. Аналогичный танкер Азербайджанского морского пароходства «Гейдар Алиев» при заходе в порт платит всего 5,5 тыс. В казахстанских портах на Каспии для всех действуют одинаковые тарифы портовых сборов – 12,5 тыс. долларов.

«Казмортрансфлот» при поддержке «КазМунайГаза» настойчиво требовал в Агентстве по регулированию естественных монополий государственной поддержки собственного флота и установления понижающих коэффициентов для судов под казахстанским флагом в казахстанских же портах.

Налицо несогласованность политики двух государств в области судоходства на Каспии и попытка азербайджанской стороны использовать свое монопольное положение, которое образовалось после развала российского конкурента – ОАО «Северо-Каспийское морское пароходство» (в середине 2005 года компания стала банкротом и ее имущество и флот были распроданы по частям).

Этот вопрос может быть решен путем переговоров и заключения двухстороннего соглашения о перевозках нефти и тарифах на заходы танкеров в порты. Ввиду того что перевозки нефти по Каспию расширяются, необходимость в этом соглашении становится все более насущной.

Будущее за LNG

Технология сжиженного природного газа (СПГ или LNG) все более завоевывает себе место на международном рынке углеводородного сырья. Первое крупномасштабное сжижение газа было проведено в 1941 году в Кливленде, в 1965-м открылась торговля сжиженным газом, а первый крупный завод в Кенаи на Аляске, прямо на месторождении газа, вступил в строй в 1969 году. Поставки в Японию начались в 1967 году, в Южную Корею – в 1982-м. Менее чем за 40 лет отрасль сжиженного газа сделала огромный шаг вперед, захватив 26% мирового потребления природного газа. В 2006 году 532,7 млрд кубометров газа транспортировалось по трубопроводам и 188,8 млрд кубометров перевозилось танкерами в сжиженном виде.

Бурное развитие этой технологии было связано с тем, что сжиженный газ, будучи экологически чистым топливом, идеально подходит для морской транспортировки. На заводе природный газ после очистки сжижают, перевозят на LNG-терминал, находящийся чаще всего рядом с заводом, в порту грузят в специальный танкер. В порту назначения находится завод, на котором сжиженный газ снова превращают в обычный и транспортируют уже по трубопроводам.

Эта система транспортировки оказывается выгоднее, чем строительство длинных газопроводов, за счет своей гибкости. Если магистральный газопровод привязан к месторождениям, то сжижать и перевозить можно газ любого месторождения.

Гибкость системы перевозки сжиженного газа, видимо, и подтолкнула Казахстан отказаться от проекта строительства подводного газопровода, так как он требует серьезных изыскательских работ морского дна по маршруту пролегания, больших затрат на строительство подводного участка, а также прокачки газа под большим давлением (до 200 атмосфер на подводном газопроводе «Голубой поток»). Проект Транскаспийского газопровода предусматривал прокладку трубы на глубине 200–300 метров.

Кроме того, при строительстве подводного газопровода возникают многочисленные вопросы, вызванные отсутствием четкого разграничения акватории Каспийского моря. Есть риск, что строительство погрязнет во взаимных территориальных спорах. Вариант со сжижением газа в казахстанском порту Курык, перевозкой его через Каспий в LNG-танкерах, переводом в газ в Баку и закачкой в газопровод Баку–Тбилиси–Эрзерум определенно лишен этих неприятных перспектив. Это подчеркивается представителями Министерства энергетики и минеральных ресурсов. «Вопрос строительства Транскаспийского газопровода на Эрзерум очень сложный, потому что Каспийское море принадлежит не только Казахстану, пять стран расположены вокруг этого моря, и, конечно, это интересы пяти стран», – заявил вице-министр энергетики и минеральных ресурсов Казахстана Болат Акчулаков на VII заседании комитета парламентского сотрудничества «Республика Казахстан – Европейский союз».

Принимаются во внимание и экологические соображения. Сжиженный газ безопаснее строительства подводного газопровода. Технология сжиженного газа открывает и более широкие возможности для экспорта газа из стран региона. Туркменистан еще в 1999 году запустил первую установку по сжижению газа на месторождении Наип мощностью 20 тыс. тонн СПГ в год. Планировалось также строительство терминала в порту Туркменбаши мощностью 120 тыс. тонн и приемного терминала в иранском порту Нека, откуда газ должен был подаваться в Тегеран. Но эти планы не были реализованы. Создание системы перевозок сжиженного газа на Каспии позволит задействовать и этот потенциал.

Политические аспекты Южнокавказского маршрута

Выбор южнокавказского направления в качестве приоритетного направления экспорта казахстанского углеводородного сырья связан с определенными политическими установками. Во-первых, это поддержка европейской энергетической политики и Энергетической хартии, в рамках которой и проходит развитие транспортировки нефти и газа через Южный Кавказ. Выбрав поддержку Евросоюза, уже нельзя будет поддерживать борьбу России с европейской Энергетической хартией.

Во-вторых, что более важно, это поддержка турецких инициатив по сближению тюркских стран. Турция инициировала несколько политических проектов по созданию общетюркских международных организаций. Проводятся съезды дружбы, братства и сотрудничества тюркских стран и общин. В сентябре 2006 года прошел X съезд. В 2006 году возобновилось проведение Тюркского конгресса.

Турция проводит регулярные саммиты лидеров тюркских стран. «В мире происходят глобальные изменения. Сотрудничество тюркских стран и организаций стало неизбежным. Наше дальнейшее сотрудничество должно быть построено на почве общих ценностей. Будет построена железная дорога Карс–Ахалкалаки–Тбилиси–Баку, которая сыграет роль моста, соединяющего страны тюркского мира», – заявил президент Азербайджана Ильхам Алиев на саммите глав государств тюркского мира, прошедшем в ноябре 2006 года.

Азербайджанский президент достаточно прозрачно указал на то, что совместные экономические проекты – это главная основа чисто политического процесса сближения тюркских стран.

Дальнейшее развитие сотрудничества в транспортировке углеводородного сырья между Казахстаном, Азербайджаном и Турцией так или иначе приведет к постепенным политическим и культурным изменениям в этих странах. Эти перемены, постепенные и неспешные, затронут, судя по всему, широкий круг аспектов внутренней и внешней политики Казахстана: роль и место страны на мировой арене, место и роль казахского языка, структуру политических и экономических связей и так далее. Выбор приоритета между южнокавказским и российским маршрутами так или иначе означает выбор судьбы страны на продолжительный срок.