Всего за 59.9 руб. Купить полную версию
Отчасти это решение могло быть принято из-за относительных неудач, которые в этом году начал испытывать Agip KCO – оператор Северо-Каспийского проекта, предусматривающего разработку четырех морских месторождений, крупнейшее из которых – Кашаган с запасами 11–13 млрд. баррелей (около 1,8 млрд. тонн). Компания испытала активную смену персонала из-за нового, более интенсивного графика вахтовой работы, введенного Agip KCO с 1 января 2005 года. Прежний график, по которому отпуска были равны трудовой вахте, выглядел допустимым при неспешном развитии проекта в былые годы, но теперь он не соответствует напряженной работе, развернувшейся в рамках разработки Кашагана.
Другая проблема сегодня возникает, когда оператор обнаруживает, что предварительные финансовые расчеты не вполне точны. Например, ранее компания Agip KCO полагала, что для строительства искусственных островов – технологических комплексов для разработки месторождения – понадобится один подрядчик. Сегодня эксперты компании считают, что нужен еще один, для чего требуется организация нового тендера и дополнительные финансовые ресурсы. Возникли неожиданные проблемы со строительством трубопроводов и утилизацией отходов. Все это происходит потому, что реальные коммерческие условия 2005 года отличаются от условий 2002–2003 годов, когда были рассчитаны основные характеристики разработки. С того времени доллар США, который Agip KCO использует для всех расчетов, подешевел более чем на 10%. Мировые цены на углеводороды значительно возросли, вызвав рост цен на нефтяное оборудование и услуги. Консорциум был способен начать разработку на год или полтора раньше, но не смог сделать этого, потеряв время на споры как с казахстанским правительством, так и с акционерами.
Пример Северо-Каспийского проекта проявляет несколько важных моментов. Во-первых, чем больше времени затрачивается между стадией предварительных расчетов и стадией практических работ, тем больше разница между гипотетическими и реальными ценами, стоимостью и уровнем рентабельности контракта, а главное, уровнем добычи. Во-вторых, подобные проблемы могут возникнуть у большинства проектов в казахстанском секторе Каспия, и это может существенно сказаться на общем уровне добычи республики. Кроме того, важным в нынешнем внутрика-захстанском процессе является то, что, вопреки своей Программе освоения Каспийского шельфа от 16 мая 2003 года, Астана до сих пор не начала объявлять открытые широкомасштабные тендеры на морские блоки. Длительная пауза подтверждает, что национальные власти пока не выбрали, какими методами и с какими целями осваивать добычу углеводородов на шельфе. Эта неопределенность показывает, что добывающие компании еще могут столкнуться с труднопредсказуемыми сложностями инвестиционной стратегии правительства Казахстана на Каспии.
Глава четвертая
Мощности, издержки на транспортировку, качество нефти
В предыдущих главах мы рассмотрели два важных фактора, влияющих на возможную степень участия Казахстана в том или ином трубопроводном проекте для экспорта своей нефти и, следовательно, способных повлиять на "заполняемость" труб: систему взаимоотношений между международными нефтяными компаниями и государственной структурой, а также вероятный уровень добычи нефти. Но другими не менее важными факторами в отношении возможного выбора Казахстана являются фундаментальные количественные показатели: существующие экспортные мощности, а также потенциал их расширения. Очевидно, что никто не будет расширять никакие трубы, если это почему-либо невыгодно. Выгода может быть и политической в некоторых случаях, и это мы обсудим отдельно в главах, посвященных геополитическим факторам, но любая политическая целесообразность в наши дни "привязывается" к экономике проектов и прогнозам их рентабельности. Поэтому в этой главе будут рассмотрены два вопроса, напрямую связанных с проблемой расширения мощностей трубопроводов: • транспортные издержки, включая сравнение тарифов на прокачку нефти для разных каспийских экспортных путей;
• вопрос банка качества / смешения разных сортов нефти, который влияет на конечную продажную стоимость.
Общей формулы расчета конкретных тарифов на прокачку из Каспийского региона нет, так как у разных компаний зачастую свой взгляд на понятие рентабельности и своя "экономика".
Например, китайские государственные компании известны тем, что экономят на всяких мелочах, но иногда, когда встает вопрос о "государственном интересе", ведут себя совсем не бережливо.
Кроме того, информация о самых последних тарифах и транспортных издержках на конкретные партии нефти является чаще всего исключительно конфиденциальной. Помимо этого нефть из Каспия, особенно из Казахстана, в большинстве случаев экспортируется мультитранспортным методом, который может включать в себя "перегонку" через несколько трубопроводов, перевозку танкерами и поездами, разгрузку и погрузку в нефтеналивных секциях портов. Ясно, что количество факторов в каждой из точек изменения вида транспортировки нефти влияет на конечную стоимость доставки. Соответственно чем длиннее и сложнее цепочка, тем менее предсказуемы конечные цифры издержек от пункта добычи до пункта сбыта нефти. Особенно переменчивой в течение года может быть фрахтовая экономика маршрутов, на которых используются танкеры и происходят непредусмотренные задержки (о проблеме задержек танкеров в Босфоре мы поговорим в отдельной главе ниже).
Оговорим здесь, что каждая международная нефтяная компания рассчитывает свою возможную прибыль от экспорта и продажи нефти следующим образом:
• ожидаемая цена продажи (FOB, CIF или другие) в определенном месте (допустим, в Роттердаме или Аугу-сте) минус цена издержек на транспортировку от нефтяного месторождения до нефтеперерабатывающего завода или места продажи, минус налоги;
• при этом издержки на транспортировку рассчитываются обычно как простое умножение величины трубопроводного тарифа (чаще всего выраженного в долларах на тонну или баррель на 1000 км) на необходимое расстояние плюс все издержки на разгрузку/погрузку в портах и на железных дорогах плюс фрахт танкеров. Узнать точные данные на тарифы, издержки на разгрузку/погрузку и на фрахт трудно, так как обычно они формируются на закрытых переговорах между компанией и акционерами и государствами – хозяевами конкретных путей транспортировки топлива .
Однако некоторые данные все же или становятся известными постфактум, или они настолько политически важны, что не озвучить хотя бы какой-то диапазон цен для заинтересованных сторон невозможно. Также при полном отсутствии информации все равно остается вариант примерного расчета транспортных издержек исходя из общего уровня цен, присущего данному региону в определенный момент времени, который рассчитывается международными экспертами и профильными финансовыми организациями. Именно их мы сейчас и рассмотрим с привязкой, где необходимо, к такому аспекту как пропускные мощности. Начнем с основных российских путей экспорта – так называемых северных маршрутов транзита каспийской нефти, проходящих по территории России. Самый старый из них – Баку – Новороссийск, использовавшийся до последнего времени для транзита азербайджанской нефти, теперь наверняка зачахнет. Правда, этот маршрут никогда не приносил России заметных доходов, он был необходим скорее как свидетельство взаимной дружбы и больших (уже не сбывшихся) планов на будущее. Мощности трубопровода Баку – Новороссийск невелики: по нему можно прокачать лишь 5 млн. тонн нефти в год. К тому же, как сообщил нам президент "Транснефти" Семен Вайншток, в договорах на прокачку были четко прописаны обязательства лишь российской стороны. Трубопровод постоянно недогружался, поскольку из Азербайджана поступало максимум до 2,5 млн. тонн нефти в год, а нам приходилось регулярно компенсировать несанкционированный отбор нефти на территории Чечни и латать трубопровод, а также пришлось потратиться еще и на строительство участка в обход нестабильной республики – байпаса через Дагестан.