|
Уйти-то он уйдет, и это торжественное событие будет надлежащим образом пропиарено, но что дальше? Для рентабельности нефтепровода БТД по нему нужно прокачивать не менее 50 млн т нефти в год (1 млн баррелей в сутки), а такого количества нефти как не было, так и нет. Кстати, стоимость проекта первоначально оценивавшаяся в $2,95 млрд, а затем в $3,6 млрд, в итоге превысит, как теперь ожидается, $4 миллиарда. При этом себестоимость прокачки от Баку до Джейхана будет довольно высокой – $12-13 на баррель. Так что ждать, когда инвестиции в эту трубу окупятся, можно долго. В начале декабря стало известно, что крупнейший банк Италии Banca Intesa, выделивший на строительство нефтепровода Баку-Тбилиси-Джейхан $60 млн, решил выйти из проекта. Конечно, это никоим образом не скажется на его реализации, но само по себе решение итальянского банка можно считать знаковым.
С самого начала проект БТД разрабатывался под "большую нефть" с нефтеносного блока "Азери-Чираг-Гюнешли" (АЧГ) на азербайджанском участке каспийского шельфа. Освоение указанных месторождений с 1994 г. ведет консорциум АМОК (Азербайджанская международная операционная компания), главным участником и оператором которого выступает компания British Petroleum (BP). (В настоящий момент список акционеров АМОК выглядит так: BР - 30,1%, ГНКАР - 25%, Unocal - 8,9%, Statoil - 8,71%, TPAO - 6,53%, ENI - 5%, Total - 5%, Itochu - 3,4%, ConocoРhilliрs - 2,5%, Inрex - 2,5%, Amerada Нess - 2,36%). Предполагалось, что на "плановый" уровень в 50 млн т в год нефтедобыча здесь выйдет уже в начале нынешнего десятилетия. Однако не получилось – "большая нефть" не пошла. В настоящее время добыча ведется только на месторождении Чираг на уровне 132 тыс. баррелей в сутки. В 2005 г. АМОК рассчитывает добывать 227 тыс. баррелей в сутки, в том числе 134 тыс. на месторождении Чираг и 93 тыс. – на Азери. Таким образом, годовой уровень добычи должен возрасти с 6,6 млн до 11,4 млн тонн.
С началом нефтедобычи в центральной части месторождения Азери будет реализована т.н. фаза-1 разработки блока АЧГ. Фаза-2 предусматривает эксплуатацию западного и восточного секторов Азери, которая должна начатья во II квартале 2007 года. Наконец, с переходом в 2009 г. к фазе-3 нефть начнут добывать на глубоководном месторождении Гюнешли, а общий объем годовой добычи АМОК должен достигнуть 50 млн. тонн. К тому времени в Азербайджане должна также пойти нефть с месторождения Кашаган (примерно 7,5 млн т в год), а также конденсат с газового месторождения Шах-Дениз. Получается, что нефти вроде бы хватит не только для БТД, но и для ныне действующего трубопровода Баку-Супса.
Однако даже если задуманное АМОК будет полностью и успешно выполнено (а все 10 лет существования консорциума у него были постоянные проблемы с соответствием желаемого и действительного), азербайджанской нефти не будет хватать для полноценной эксплуатация трубы до Джейхана, как минимум, в течение ближайших 5 лет. При этом многие независимые эксперты по-прежнему полагают, что ее не будет хватать и в последующем. Сомнения насчет реальности своих планов раздирают, очевидно, и самих участников консорциумов АМОК и БТД, призывающих Казахстан предоставить для прокачки по трубе до Джейхана 20 млн т нефти в год. Переговоры на этот счет между ГНКАР и казахстанской государственной компанией "КазМунайГаз" ведутся с осени 2002 года. Кроме того, консорциум БТД приступил недавно к подобным переговорам с компанией "Тенгизшевройл", ведущей разработку крупнейшего в Казахстане нефтяного месторождения Тенгиз (оператором проекта с долей участия в 50% является американская ChevronTexaco). Однако в указанных объемах Казахстан сможет предоставить свою нефть для экспорта через Джейхан не раньше, чем через несколько лет, то есть фактически тогда, когда – если ориентироваться на официальные планы АМОК – необходимость в этом должна отпасть. Но отпадет ли?
"Тенгизшевройл" изучает возможность экспорта в перспективе своей нефти по трубопроводу БТД в объеме 5-8 млн т в год при доставке ее в Баку танкерами через казахстанский порт Актау. Для этого, правда, пропускная способность порта должна быть существенно увеличена. На сегодняшний день она составляет 11,5 млн т нефтеналивных грузов в год; в реальности переваливается порядка 8 млн т в год (за январь-октябрь 2004 г. – 6,74 млн тонн). Из этого объема в направлении Баку отгружается 45-50%, остальное – в Иран и Махачкалу. В России для Азербайджана и Казахстана сейчас строятся танкеры грузоподъемностью 13 тыс. т, способные перевозить по маршруту Актау-Баку до 1 млн т нефти в год. С учетом планов развития портовых мощностей и танкерного флота, можно предположить, что в 2006-07 гг. возможности нефтяного транзита из Актау в Баку превысят 10 млн т в год, однако для полноценной загрузки трубопровода Баку-Джейхан этого все равно будет недостаточно. Что касается возможности наращивания такого транзита до 20 млн т в год в последующий период, то на все вопросы по этому поводу официальная Астана дает весьма уклончивые ответы. В настоящее время "Тенгизшевройл" экспортирует всю добываемую нефть по трубопроводу Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) Тенгиз-Новороссийск – на долю компании приходится 13,5 млн из общего объема прокачки 24 млн т нефти в год. В 2006 г "Тенгизшевройл" намерен довести нефтедобычу до 25 млн т в год; в то же время и пропускная способность трубопровода КТК может быть расширена: его проектная мощность составляет 67 млн т в год. К тому же, из Западного Казахстана строится еще один экспортный нефтепровод, но уже в противоположном направлении – в Китай (первая очередь будет иметь мощность 20 млн т нефти в год). Планы масштабного использования трубопровода БТД для экспорта казахстанской нефти связаны, главным образом, с перспективами разработки шельфовых месторождений, но "большая нефть" здесь, если и пойдет, то не раньше, чем лет через десять. Да и в этом случае еще не факт, что турецкое направление транспортировки выдержит конкуренцию с российским и китайским. Тем более что проблема загруженности проливов Босфор и Дарданеллы, препятствующая увеличению нефтяного экспорта через Новороссийск, вероятно, в среднесрочной перспективе будет решена, учитывая наличие целого ряда обходных проектов через Балканы. Один из них – строительство нефтепровода Бургас (Болгария) - Александруполис (Греция). Примечательно, что гендиректор компании "КазМунайГаз" Сабр Есимбеков недавно назвал этот маршрут "одним из наиболее перспективных" наряду с проектами БТД и Казахстан-Китай.
В условиях, когда в обозримой перспективе для загрузки трубопровода БТД не будет хватать не только азербайджанской, но, по всей видимости, и казахстанской нефти, остается одно – идти на поклон к России. Переговоры о наполнении трубы до Джейхана российской нефтью велись, в частности, во время недавнего визита Путина в Анкару. Однако ничего определенного россияне пока не обещали. Министр промышленности и энергетики РФ Виктор Христенко, сообщив, что Россия и Турция "активно обсуждают" проекты альтернативных маршрутов транспортировки углеводородов в обход проливов Босфор и Дарданеллы, заявил: "На данный момент уже есть 12 таких проектов. Турецкое правительство представило нам в этой связи проект Баку-Джейхан. Мы этот проект, как и другие, рассматриваем. А выбрать лучший можно только по одному принципу – условия и тарифы обслуживания обходных маршрутов должны быть сопоставимы с условиями в Босфоре и Дарданеллах". Заметим, что в число этих 12 альтернативных проектов входят как раз балканские, которые большинство российских экспертов считают более коммерчески привлекательными, чем использование трубопровода БТД.
21 декабря на специально созванной в Баку пресс-конференции президент АМОК Дэвид Вудворд заявил, что переговоры о загрузке трубопровода БТД российским сырьем могут в скором времени перейти в предметную плоскость. В частности, такие консультации ведутся с ТНК-ВР. В пресс-службе ТНК-ВР заявление Вудворда подтвердили, но подчеркнули, что данный вопрос прорабатывается пока на уровне экспертов и о чем-то конкретном "говорить пока рано".
По словам Вудворда, уже через два с половиной года российская нефть, возможно, пойдет в Баку путем реверсной прокачки на соответствующем участке нефтепровода Баку-Новороссийск (сейчас по нему экспортируется нефть ГНКАР, но в небольших объемах – до 2,5 млн т в год). Кроме ТНК-ВР, к трубопроводу БТД могут, по мнению главы АМОК, подключиться и те российские компании, которые транспортируют свою нефть через Астрахань в иранский порт Нека. С лета 2004 г. для доставки своей нефти на западные рынки ТНК-ВР использует в реверсном режиме украинский нефтепровод Одесса-Броды. Забавно, что в режиме прямой прокачки данный трубопровод предназначался как раз для каспийской нефти. Однако с постройкой трубопровода до Джейхана этой нефти на всех желающих поучаствовать в транзите уж точно не хватит.
А вообще, против чего адепты проекта БТД боролись, на то и напоролись. Ведь хотели, вспомним, избавиться от зависимости от России. Исходили из того, что при обилии нефти собственник транзитных артерий получает рычаги давления на производителей-экспортеров. Но не учли, что при дефиците сырья вектор зависимости меняется на противоположный.