• Инфраструктура транспортировки нефти нуждается в доработке
• Выход подскажет сам рынок
• Операция «Север»
• Новые нефтепроводы — выход из ситуации?
• Три сценария развития трубопроводных мощностей

Инфраструктура транспортировки нефти нуждается в доработке

• "Сценарный коридор" — расчеты проведены
• Потенциальные рынки

Объем добычи нефти в России продолжают существенный рост, формируя значительный вклад в экономическое развитие страны. В период 2000—2003 гг. кумулятивный прирост нефтедобычи составил 116,6 млн. т, или 38,25\%, а среднегодовые темпы прироста объемов нефтедобычи — 8,5\%. В 2004 году ожидаются аналогичные результаты: в первом полугодии 2004 г. добыча нефти в целом по России выросла на 10\%, к концу года ожидается выход на годовой объем добычи в 460 млн. т. По оптимистическим оценкам, рост нефтедобычи в ближайшие годы продолжится и технически может достичь уровня 480−500 млн. т в год уже в 2006—2007 гг.; по другим, еще более оптимистическим, 500−520 млн. т в год в эти же годы. По другим, более консервативным сценариям прогнозов динамики роста нефтедобычи, прогнозируемый темп роста добычи нефти снижается с 11\% в 2003 году и 7,5\% в 2004 году до 2,9−2,1\% в 2005—2007 годах. Тем не менее дальнейшие перспективы роста производства в нефтяном секторе экономики России уже очевидно столкнулись с проблемой неразвитости инфраструктуры по транспорту нефти, ограничивающей возможности для сбыта дополнительно добываемых объемов нефти. Итогом этого может стать замедление темпов роста добычи и экспорта нефти в результате инвестиционных решений добывающих компаний, направленных на сдерживание добычи ввиду ограниченности возможностей инфраструктуры.

По оценкам нефтяных компаний, управленческие решения, связанные с анализом недостатка экспортных мощностей, уже обусловили снижение максимально возможного уровня добычи в 2003 г. на 15−18 млн. т. Есть и консервативные прогнозы, согласно которым добыча нефти в перспективе 2005−2007 гг. будет расти не более чем на 0,2- 0,4\% в год. При любом из сценариев добыча нефти в перспективе 2005−2007 гг. (более дальнюю перспективу предсказывать сложно ввиду реально более низкого цикла инвестиционного планирования компаний) будет находиться в диапазоне 460−520 млн. т нефти в год, при этом наиболее вероятным «сценарным коридором» представляется диапазон в 470−490 млн. т.

Прогноз объемов добычи нефти в России по собственных оценкам добывающих компаний

Прогноз объемов добычи нефти в России на период 2004—2012 гг. в версии С.Г.Кукеса

В результате отсутствия дополнительных возможностей экспорта нефти трубопроводным транспортом все дополнительно добываемые объемы нефти экспортируются альтернативными видами транспорта, которые связаны с высокими дополнительными издержками. В результате этого издержки нефтяных компаний на экспорт дополнительных объемов нефти такими способами превышают $ 1 млрд. в год, составляя примерно $ 35−50/тонну нефти.

Данная проблема касается только расширения возможностей экспорта нефти из Российской Федерации, т.к. существенного прироста спроса на нефть на внутреннем российском рынке не ожидается. В последние годы внутренний спрос на нефть практически не рос, колеблясь в пределах 122−126 млн. т в год (в 2003 г. внутреннее потребление нефти в России было ниже уровня 1999 года на 2,7\%). Внутренний спрос на нефть неэластичен к экономическому росту, а дальнейшее повышение эффективности потребления нефти на транспорте (через повышенные требований к двигателям) и модернизация нефтепереработки могут повысить спрос на качественные нефтепродукты, но в целом внутренний спрос на нефть может даже уменьшиться. По прогнозам Международного энергетического агентства (World Energy Outlook-2002) в 2005—2007 гг. внутренний спрос на нефть не превысит 132−135 млн. т в год.

Что касается экспорта нефти, то стратегия его ориентации в основном на европейский рынок, целенаправленно выстраивавшаяся со времен СССР, полностью исчерпала себя. Европейский рынок нефти не дает российскому нефтяному экспорту никаких перспектив дальнейшего роста. Европейский спрос на нефть, ввиду энергоэффективности экономики развитых стран Европы и отсутствия значимого экономического роста в странах ЕС, не растет. Энергетическая политика стран ЕС, направленная на диверсификацию источников поставок нефти, будет стремиться снизить зависимость от поставок нефти из России Российские экспортеры теряют существенные средства ввиду непривлекательных условий поставки нефти по экспорту в страны Центральной и Восточной Европы по нефтепроводу «Дружба», ввиду разницы цен на нефть на европейском и североамериканском рынках, ввиду проблем с трафиком танкеров по Балтийскому морю, связанных с присвоением Международной морской организацией этой акватории статуса особо экологически чувствительной зоны.

Потенциальные новые рынки сбыта для российской нефти (США и страны АТР) привлекательны и готовы заместить часть традиционных поставщиков (страны ОПЕК) российскими поставками. Это самые быстрорастущие рынки, где основными потребителями являются страны — нетто-импортеры нефти с растущими объемами нетто-импорта (США, Китай, Индия, Япония), зависимые от ближневосточных поставок нефти и испытывающие острую потребность в диверсификации источников импорта нефти. Все эти рынки практически не импортируют российскую нефть. Наиболее привлекательным в коммерческом отношении является рынок США, где цены на российскую нефть могут быть более высокими, чем в Европе, перекрывая издержки на фрахт судов (например, средняя премия к цене на российскую нефть Siberian Light на спот-рынке Европы по сравнению с ценой сопоставимого по характеристикам сорта нефти Louisiana Light Sweet на спот-рынке США в 1996—2004 гг. составила $ 1,83/барр.).

Таблица: динамика потребления нефти в основных мировых центрах спроса, 1990−2003 гг.

Выход подскажет сам рынок

• Идеи уже есть — однако…
• Поддержите инициативу

В такой ситуации представляется важным, чтобы стратегические решения по направлениям развития нефтепроводной инфраструктуры, поддерживаемым российскими властями, принимались в первую очередь под воздействием рыночных сигналов, оценки каналов товародвижения нефти на мировом рынке и перспективных рынков.

Масштабы и сложность строения российского нефтяного сектора России очевидно требуют, чтобы стратегические решения по направлениям развития нефтепроводной инфраструктуры, поддерживаемым российскими властями, принимались в результате системного анализа интегрального эффекта строительства новых нефтепроводов для нефтяного сектора России и доходности нефтяного экспорта в целом. Фрагментарный подход, основанный на анализе «проект за проектом» и рассчитанный на решение частных проблем в тех или иных регионах транспортировки нефти, может существенно снизить системный эффект от развития инфраструктуры, привести к нежелательной конкуренции проектов, омертвлению капитала. В соответствии с мировой практикой, в условиях частной собственности на нефтедобывающие активы, углубления интеграции мировой системы оборота нефти, оптимальные решения в области развития нефтепроводной инфраструктуры, как правило, являются следствием рыночной стратегии нефтедобывающих компаний, старающихся добиться интегрального увеличения прибыльности поставок нефти с учетом оценки качества рынков сбыта, минимизации транспортных издержек. Имеющиеся примеры строительства нефтепроводов по инициативе третьих сторон (правительства, трубопроводные компании) без явно выраженных намерений нефтедобывающих компаний воспользоваться услугами сооружаемых нефтепроводов в будущем, оказались неудачными — нефтепроводы имеют низкую востребованность со стороны рынка (Одесса-Броды) и представляют собой в значительной степени омертвленный капитал.

В этой ситуации оптимальное рыночное решение могут, скорее всего, подсказать сами нефтедобывающие компании, экспортирующие нефть. В настоящее время ими предложен ряд проектных идей, которые заслуживают более глубокой проработки, однако не продвигаются по политическим причинам и в связи с монополизацией деятельности по проектированию и строительству нефтепроводов компанией «Транснефть». В результате наблюдается отсутствие должной проектной проработки некоторых позитивных проектных идей в области развития системы нефтепроводов ввиду отсутствия ясного мандата на это со стороны государства. Представляется, что в интересах российского государства — организовать широкую конкуренцию проектов для оценки альтернатив и выбора оптимального решения, а также обеспечить поддержку скорейшей разработки конкретных бизнес-планов по каждому из проектов, которые более точно определили бы их экономические параметры и риски.

Масштабный доступ российской нефти на такие рынки возможен лишь через строительство качественно новой инфраструктуры, обеспечивающей выход к мировому океану и глубоководным портам (которые позволяют принимать супертанкеры класса VLCC и ULCC, обеспечивающие рентабельность дальних перевозок), а также автономных по отношению к действующей системе «Транснефти» (иначе Россия не сможет завоевать новые рынки с нефтью столь низкого качества).

Существуют и проблемы ограниченных возможностей маркетинга нефти, экспортируемой сегодня по централизованной системе трубопроводов «Транснефти». Россия может экспортировать нефть только низкого качества сорта Urals, т.к. в системе «Транснефти» смешиваются легкие и высокосернистые сорта нефти. Эта технология не может быть изменена (дискуссии о введении банка качества нефти в российской системе магистральных нефтепроводов могут лишь перераспределить доходы между экспортерами более качественных и менее качественных сортов нефти, но не изменить качество нефти на выходе из системы к лучшему), в связи с чем каждый баррель нефти, экспортируемый через действующую систему магистральных нефтепроводов, приносит российским экспортерам нефти в среднем на $ 2 меньше выручки, чем стоит 1 баррель нефти сорта Brent на мировом рынке. На мировых рынках нет и масштабного роста спроса на нефть сорта Urals, качество которого относительно ниже наиболее востребованных на мировом рынке сортов нефти. Существуют серьезные ограничения в продолжении поставок на европейский рынок высокосернистой нефти сорта Urals. Они в первую очередь связаны с действием директив ЕС, ограничивающих содержание серы в жидких видах топлива, запрещающих применение высокосернистого мазута, в т. ч. в качестве бункерного топлива (директивы ЕС о содержании серы в жидком топливе 1999/32/EC, о требованиях к качеству бензинов и дизельного топлива 1998/70/EC с поправками 2003/17/EC). Т. е. нефть, экспортируемая через существующую систему магистральных нефтепроводов России, недостаточно конкурентоспособна, а дальнейшее развитие этой системы может столкнуться с проблемой отсутствия спроса на новые объемы нефти сорта Urals. В случае если все же удастся стабилизировать ситуацию с обеспечением поставок на мировой рынок иракской нефти Kirkuk Light (основного конкурента нефти Urals на спот рынке), очевидно, следует ожидать дальнейшего снижения спроса на нефть сорта Urals.

Это, в свою очередь, ставит вопрос о развитии альтернативных маршрутов транспортировки нефти, не связанных с системой «Транснефти» и позволяющую экспортировать сибирскую нефть более качественных сортов. С другой стороны, экспортируя на североамериканский рынок 50 млн. т нефти Siberian Light в год вместо 50 млн. т нефти сорта Urals, экспортируемых на европейский рынок, российские экспортеры получили бы чистую премию, в среднем равную $0,8 млрд. в год.

График «Годовой доход российских экспортеров нефти от альтернативного экспорта: Urals в Европу против Siberian Light в США через Баренцево море»

Операция «Север»

• Время принимать танкеры
• Маршрут «Транснефти»

Единственной опцией, позволяющей России вести речь о выходе западносибирской нефти на альтернативные экспортные рынки, в первую очередь рынок США, является Баренцево море с его большими глубинами и незамерзающим побережьем, омываемым водами течения Гольфстрим. Здесь возможно создание терминальной инфраструктуры, обеспечивающей прием танкеров класса VLCC и ULCC, обеспечивающих рентабельную транспортировку нефти на рынки, альтернативные европейскому, здесь отсутствуют проблемы транзита нефти по чужой территории и проблемы пропускной способности любых проливов — Россия получает возможность выхода танкеров прямо в океан. Кроме этого, не столь значительное расстояние от базовых нефтяных месторождений Западной Сибири (примерно 2,5 тыс. км по прямой) обусловливает возможность создания трубопроводной системы, не соединенной с действующей системой магистральных нефтепроводов и позволяющей экспортировать нефть более высокого качества, чем нефть Urals.

Интегральное сочетание таких возможностей не может быть обеспечено ни при развитии Балтийского направления экспорта нефти, ни в результате обеспечения прямого выхода российской нефти в Средиземное море. Как показывают расчеты, стоимость фрахта крупнотоннажных танкеров класса VLCC, транспортирующих нефть из региона Баренцева моря на североамериканский рынок, на $ 0,6−1,2/барр. ($ 4,5−9 за тонну) ниже стоимости доставки нефти танкерами из терминала Приморск на Балтике. 12. В ноябре 2002 г. 4 российские нефтедобывающие компании предложили проектную идею создания нефтепроводной системы Западная Сибирь-Мурманск для транспортировки западносибирской нефти через морской нефтеналивной терминал в районе Мурманска, а в апреле 2003 г. — совместную декларацию о намерении по проекту. Создание такой нефтепроводной системы позволяло бы решить все задачи, перечисленные выше — автономная система могла бы экспортировать западносибирскую легкую нефть в значительных объемах (от 50 до — в последующем — 120 млн. т в год), значительные глубины в районе предполагаемого расположения порта могли бы позволить прием танкеров класса VLCC и ULCC, незамерзающий характер региона позволил бы обеспечить рентабельное функционирование терминальной инфраструктуры в круглогодичном режиме. Работа над данной проектной идеей прекратилась. Ее необходимо возобновить с одобрения российских властей. Для этого не существует никаких видимых препятствий; дискуссия об опциях реализации этого проекта вторична по сравнению с его очевидными преимуществами.

В 2004 г. компания «Транснефть» предложила несколько альтернативных вариантов северного маршрута, изначально ориентируясь на отвод конечной точки маршрута от Баренцева моря. В конце февраля 2004 г. «Транснефть» объявила, что определила пять точек для размещения экспортного терминала на северо-западе России, из которых наиболее перспективны две — Индига и мыс Святой Нос на территории Ненецкого автономного округа. Основная идея — избежание необходимости обходить Белое море или прокладывать нефтепровод по дну Белого моря. По утверждениям «Транснефти», условия прокладки трубопровода до района Мурманска обуславливают более высокую протяженность маршрута, чем это было ранее объявлено нефтедобывающими компаниями (по предварительной оценке «Транснефти», при обходе Белого моря протяженность маршрута составит 3,9 тыс. км, через Белое море — 2,8 тыс. км), по утверждениям «Транснефти», выше также и стоимость реализации проекта — от 9 до 15 млрд долл. в зависимости от избранного варианта. Базовым вариантом после проработки проектных решений, которые, как утверждает «Транснефть», прорабатывались совместно с Минтрансом, гидрографическими институтами и транспортными компаниями, считается строительство нефтепровода по маршруту Сургут-Индига. По оценкам «Транснефти», протяженность маршрута Сургут-Индига составит 1700 км, а стоимость реализации проекта — $ 5,8 млрд. Речь, вероятно, идет о пропускной u1089 способности нового нефтепровода в объеме 80−120 млн. т в год. Кроме этого, проект по-прежнему будет соединен с действующей системой «Транснефти», предполагающей смешение нефти высокосернистых и низкосернистых сортов. Этот проект также пока существует в виде проектной идеи, однако уже сейчас очевидно, что в Индиге (и в целом на побережье Ненецкого автономного округа) более сложная ледовая обстановка, чем в Кольском заливе, и для проводки танкеров в зимнее время потребуется использование ледоколов, что может существенно усложнить экспортную схему. Кроме этого, в целом морские глубины в этом регионе существенно меньшие, чем в Баренцевом море вблизи Мурманска, и 200 тыс. т — максимальный дедвейт танкеров, которые могут быть приняты в этом регионе. Между тем рентабельный экспорт нефти на рынки США и АТР может быть гарантированно обеспечен только при использовании супертанкеров (VLCC) дедвейтом от 300 до 500 тыс. т. Т. е. фактически проекты трубопровода, ориентированные на побережье Ненецкого автономного округа как конечную точку маршрута, не предполагают полного решения «проблемы глубин», предоставляющего российским экспортерам нефти широкие рыночные опции.

Новые нефтепроводы — выход из ситуации?

• Очевидные риски
• Кто заплатит за новый нефтепровод?
• Нефть и экология
• Кому должны принадлежать нефтепроводы?

Проекты по строительству новых нефтепроводов, которые предлагаются компанией «Транснефть» для решения проблем, связанных с ограниченными возможностями экспорта нефти из России, по отдельности могут выглядеть как способные принести ряд позитивных результатов, однако в совокупности выглядят как набор дорогостоящих и рискованных инфраструктурных решений, в целом не обеспечивающих достижения системного эффекта с точки зрения диверсификации направлений российского экспорта либо предлагающих не самые эффективные решения из возможных. Так, реализация двух проектов, направленных на расширение экспортных возможностей России на западном направлении, в среднесрочной перспективе (2006 г.) в принципе может привести к появлению дополнительных мощностей по экспорту нефти в объеме 17 млн. т в год (12 млн. т — через порт Приморск и 5 млн. т — через порт Омишаль). Однако этого явно недостаточно для системного решения проблемы ограниченных мощностей экспортных нефтепроводов. Реализация предложенного компанией «Транснефть» проекта трансфракийского нефтепровода по территории Турции в состоянии в определенной мере способствовать решению проблемы обхода пролива Босфор. Однако данное решение связано с высокими рисками, т.к. в этом случае Россия будет вынуждена вложить капитал в проект, полностью зависимый от условий транзита нефти по территории Турции, тогда как российские нефтегазовые экспортеры уже имеют негативный опыт истории нарушения турецкой стороной долгосрочных инвестиционных соглашений, связанных со строительством инфраструктуры («Голубой поток»), а вступать в международно-правовые соглашения об условиях транзита энергоресурсов (Договор к Энергетической хартии и Протокол по транзиту) Россия не готова. Далее, проект трансфракийского нефтепровода является маргинальным случаем с точки зрения экономической неэффективности. Реализация проекта приведет к удорожанию транспортировки нефти в 2−3 раза даже по сравнению с 20-дневным простоем танкеров при умеренной стоимости фрахта (15 тыс. долл. за сутки). Наиболее выгодным маршрутом с точки зрения минимизации издержек нефтяных компаний является все же маршрут Бургас-Александруполис, где транспортировка тонны нефти обойдется в $ 5 (против $ 7,47 при транспортировке по маршруту Кыйикей-Ибрикхаба).

В целом, существует серьезное сомнение в стратегической целесообразности активных действий по развитию нефтепроводной инфраструктуры на территориях зарубежных государств. Во-первых, при наличии у России нереализованной пока возможности развивать собственные океанские направления экспорта, открывающие широкие возможности по выбору рынков сбыта нефти, целесообразность форсирования реализации проектов, не предполагающих выхода экспортных потоков нефти к океанам, выглядит нелогично — согласно здравой логике, целесообразно сначала проанализировать имеющиеся стратегические опции, прежде чем начинать активно вкладывать капитал в некие проекты тактического характера, не позволяющие достичь стратегических целей. Во-вторых, реализация этих проектов связана с экспортом капитала из России и ухудшением общей ситуации с оттоком капитала (сальдо экспортно-импортных капитальных операций), созданием рабочих мест и добавленной стоимости за рубежом на российские средства. В этой ситуации стратегическая ценность этих проектов для России представляется, как минимум, сомнительной. Они очевидно имеют высокие риски столкнуться с несправедливым транзитным режимом на территории других государств (по аналогии с режимом пропуска судов через тот же пролив Босфор), связаны с созданием добавленной стоимости и основных средств за рубежом на деньги, очевидно, в первую очередь российских инвесторов (основных бенефициаров этих проектов).

Имеющиеся проекты по развитию нефтепроводной инфраструктуры на территориях зарубежных государств находятся в определенном конфликте с идеей создания альтернативной нефтепроводной системы, ведущей в Баренцево море. Если эта нефтепроводная система мощностью хотя бы 50 млн. т будет построена, и транспортировка нефти по ней окажется более эффективной, востребованность ряда новых «маршрутных вставок» за пределами России (обход Босфора, реверсный нефтепровод Сисак-Омишаль, реверсный режим работы нефтепровода Броды-Одесса) с учетом существующих там проблем и внутренних конфликтов (дополнительные перевалки нефти, ограниченная пропускная способность нефтепровода «Дружба» и т. п.) может оказаться низкой (например, протяженность транспортировки нефти по «северному маршруту» (до Баренцева моря) от месторождений Западной Сибири составляет 2,5 тыс. км, тогда как по только протяженность участка маршрута Дружба-Адрия от Самары до порта Омишаль, способного обеспечивать перевалку гораздо меньших объемов нефти, — 3,2 тыс. км).

Чрезмерно высокая удельная стоимость реализации пакета инфраструктурных проектов, предлагаемых компанией «Транснефть» (строительство 1 км новых нефтепроводов обойдется в среднем в $ 3,4 млн. за 1 км, или значительно выше международных аналогов, в целом компания «Транснефть» предлагает построить за 6 лет свыше 6,5 тыс. км новых трубопроводов совокупной стоимостью свыше $ 24 млрд.), ставит вопрос о необходимости принятия жестких мер по демонополизации деятельности в сфере проектирования и строительства новых нефтепроводных маршрутов с целью определения объективной картины стоимости сооружения новых нефтепроводов и существенного снижения указанной стоимости.

Мировой опыт финансирования крупных инфраструктурных проектов в нефтяном секторе подсказывает, что ввиду длительности инвестиционного цикла и специфических рисков эти проекты, как правило, не в состоянии мобилизовать более чем 10−20\% инвестиций на коммерческой основе на финансовых рынках, при этом основу инвестиционной модели в таких проектах, как правило, составляют вложения нефтедобывающих компаний, осуществляющих добычу нефти, предназначенной для транспортировки по строящимся трубопроводам. Эти компании в большинстве случаев являются собственниками сооружаемых нефтепроводов, в значительной мере осуществляют финансирование капитального строительства через акционерный капитал, а также предоставляют гарантии будущей загрузки нефтепровода в качестве обеспечения займов, привлекаемых для целей финансирования строительства. С другой стороны, компания «Транснефть», которая в настоящее время имеет хорошие рейтинги заемщика и начавшая активно привлекать займы в качестве источника финансирования инвестиций в новые трубопроводы, не имеет возможности предоставить обеспечение для привлекаемых заимствований, поскольку не занимается добычей нефти.

Собственные возможности u1082 компании «Транснефть» могут позволить ей обеспечить финансирование новых инвестиционных проектов в сумме примерно $ 2,4−2,9 млрд., из которых 400−500 млн. в год будет составлять чистая прибыль компании, а $ 2−2,5 млрд. — заемные средства. Однако неясно, сможет ли компания мобилизовать такие средства на необеспеченной основе (в то время как ей нечего предложить в качестве обеспечения, т.к. магистральные нефтепроводы не могут быть предметом залога, а выручку от продажи нефти компания гарантировать не сможет). Кроме того, такого объема средств явно не хватит для того, чтобы обеспечить реализацию всего предложенного компанией пакета инфраструктурных проектов, требующих финансирования в объеме $ 24 млрд. в течение 6 лет. Среди проектов «Транснефти» наибольшее число вопросов вызывает проект нефтепровода в восточном направлении (Восточная Сибирь — Тихий океан). Стратегически этот нефтепровод гораздо выгоднее других вариантов развития нефтепроводной инфраструктуры на Востоке России — он предоставляет экспортерам возможность выхода на рынок Азиатско-Тихоокеанского региона, где российский экспорт еще не представлен, не связан с транзитом нефти по чужой территории и позволяет рассчитывать на выход инфраструктуры к глубоководной акватории, обеспечивающей прием крупнотоннажных танкеров. Однако пока обеспеченность Восточносибирского региона подтвержденными запасами нефти не позволяет говорить о реалистичности планов сооружения в этом регионе новой крупной нефтепроводной инфраструктуры. Без учета месторождений Томской области, к 2010 г. добыча нефти в регионе Восточной Сибири, по всем прогнозам, не превысит 25 млн. т в год. Для обеспечения ежегодной загрузки регионального нефтепровода в объеме 50 млн. т в год (даже при коэффициенте извлечения нефти 0,5) потребуется 1,6 млрд. т подтвержденных запасов нефти — пока в регионе (без учета Томской области) разведано только 1,25 млрд. т. Доразведка нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири необходима, однако это вопрос времени, и пока преждевременные инфраструктурные решения, основанные только на подтвержденных на сегодняшний день запасах, способны привести к ошибкам в проектировании рынков сбыта и транспортных маршрутов. Далее, существует проблема последствий строительства нефтепровода для окружающей среды.

Конечный пункт маршрута нефтепровода — бухта Перевозная — находится в Амурском заливе, отнесенном к водоемам высшей рыбохозяйственной категории. В непосредственной близости от бухты Перевозная расположен единственный в России Морской заповедник, где запрещены изъятие и интродукция любых организмов. Хотя проблема разливов нефти в порту в принципе решаема, создание вблизи этой территории портового терминала, принимающего танкеры из различных регионов мира, создает новую опасность — завоза чужеродных видов живых организмов с балластными водами танкеров. Кроме этого, риск аварии танкера, сопровождающейся разливом нефти вблизи заповедной территории, по не зависящим от «Транснефти» причинам все же слишком велик. Еще одна охраняемая территория, которая хотя и не находится на трассе будущего трубопровода, но может оказаться в зоне его влияния — заповедник Кедровая Падь. Трубопровод пройдет через заказник Барсовый, примыкающий к заповеднику Кедровая Падь. Кедровая падь — единственный заповедник региона, где постоянно обитает дальневосточный леопард, вымирающий вид, насчитывающий всего 30−40 особей.

Дополнительной проблемой нефтепровода к тихоокеанскому побережью является отсутствие явной позиции нефтедобывающих компаний, которые могли бы выступать потенциальными пользователями нефтепровода. Уже отмечавшиеся выше проблемы политической турбулентности вокруг компании «ЮКОС» препятствуют формированию новой стратегической позиции компании по направлениям экспорта нефти месторождений Юрубчено-Тахомской зоны; кроме этого, существует значительная степени неопределенности вокруг прав пользования в отношении основных нефтяных месторождений Верхнечонской и Талаканской зон (мы намеренно не комментируем содержание этих проблем). Еще одной неопределенностью является объявленная российскими властями сделка по поглощению «Газпромом» компании «Роснефть», обладающей правами на разработку Ванкорского месторождения в Красноярском крае. Ясно, что смена собственника «Роснефти» на какое-то время затормозит возможность принятия на себя этой компанией долгосрочных стратегических обязательств по поставкам нефти. Таким образом, по сути, основные месторождения нефти Восточной Сибири пока не имеют легитимных либо готовых к стратегическому планированию разработчиков, и проект нефтепроводной системы «Восточная Сибирь — Тихий океан», где больше всего неясностей (недостаток ресурсов, отсутствие позиции производителей, экологические проблемы, риск осложнения российско-китайских отношений, высокая стоимость), представляется преждевременным. Решение по нефтепроводу целесообразно отложить до прояснения всех озвученных выше вопросов, возможно, на несколько лет (никаких причин форсировать такое решение не существует).

Камнем преткновения в обсуждении перспектив строительства нефтепроводной системы Западная Сибирь — Мурманск, предложенной российскими нефтедобывающими компаниями, стал вопрос о допустимости возникновения в России нефтепроводов, находящихся в частной собственности. Правовой анализ показывает, что законодательство Российской Федерации не содержит запретов на осуществление частными лицами прав собственности на магистральные и иные трубопроводы. Больше того, сегодня де-юре ни один магистральный нефтепровод не находится в государственной собственности. Напрямую в госсобственности не находится и акций компаний — собственников нефтепроводов (за исключением «ЗАО КТК-Р», где Правительство России владеет долей в 24\%): все магистральные нефтепроводы находятся на балансе юридических лиц — дочерних компаний ОАО «АК «Транснефть», в капиталах которых государство напрямую не участвует. Что касается целесообразности возникновения стратегически значимых нефтепроводных систем, неподконтрольных государству, то сомнение вызывает как раз практика сохранения государственного контроля над нефтепроводной системой, которая в течение последних 15 лет, в целом, не доказала своей бесспорной эффективности. Во-первых, выше уже отмечалось, что более трети магистральных трубопроводов эксплуатируется свыше 30 лет. Еще почти 40\% трубопроводов имеют срок службы от 20 до 30 лет. В целом износ основных производственных фондов компании «Транснефть» находится на более высоком уровне, чем в нефтедобывающем и нефтеперерабатывающем секторах, где компании в 1990-е годы в основном приватизированы. Компания «Транснефть» обязана достаточно хорошими финансовыми результатами, достигнутыми в последние годы, и даже несмотря на это, компания пока не смогла решить проблему высокого износа основных производственных фондов магистральных нефтепроводов даже невзирая на двукратный рост средней стоимости транспортировки нефти по России в период 1999—2003 гг. Сама ситуация достаточно болезненных ограничений по транспортировке нефти, возникших в последние годы и представляющих из себя серьезное препятствие для дальнейшего экономического роста в России, свидетельствует, что подконтрольная государству трубопроводная монополия не в состоянии адекватно реагировать на перспективные сигналы рынка, которые являются следствием в первую очередь перспективных инвестиционных планов нефтедобывающих компаний. Даже сегодня вся стратегия развития трубопроводной системы, предлагаемая «Транснефтью», в гораздо большей степени рассчитана на решение краткосрочных задач и недостаточно внимательна к анализу стратегических возможностей и рисков развития российского нефтяного экспорта. Даже если абстрагироваться от этих доводов, в целом неясно, какие риски существуют у государства в случае потери права собственности на трубопроводы. Как показывает мировая практика, большинство вновь сооружаемых стратегически важных нефтепроводов являются так называемыми customer-build pipelines, т. е. находятся в собственности нефтедобывающих компаний — инвесторов и одновременно будущих пользователей. В США, например, все без исключения нефтепроводы являются частными, и проблема возможных злоупотреблений частными владельцами нефтепроводов дополнительной рыночной силой (возникающей благодаря контролю над инфраструктурой рынка) решается через заранее известный инвесторам принцип присвоения всем нефтепроводам статуса инфраструктуры общего пользования (common carrier infrastructure), в рамках которой все пользователи получают равный доступ к трубопроводам. Далее, существует возможность принятия специального законодательства, регламентирующего применение различных форм частно-государственного партнерства в развитии трубопроводов, в частности, схемы build-operatetransfer (построй-эксплуатируй-передай), в соответствии с которой нефтепровод изначально принадлежал бы государству, частные инвесторы получали бы эксклюзивные права управления им (на условиях соглашения о правилах управления нефтепроводом), а после достижения заранее согласованного срока окупаемости нефтепроводного проекта обеспечили бы передачу государству и функций оператора магистрального нефтепровода. Такая схема, безусловно, позволила бы государству реализовать все цели, ради которых мыслима постановка вопроса о резервировании исключительных прав собственности государства на магистральные нефтепроводы.

В условиях неопределенности в отношении системных решений по развитию магистральных нефтепроводов и портовой инфраструктуры нефтедобывающие компании пытаются реализовывать собственные стратегии развития нефтепроводной и терминальной инфраструктуры, чтобы хоть каким-то образом решить проблемы транспортировки и сбыта нефти. Интегральный эффект от реализации этих проектов, безусловно, ниже, чем от системных решений в области развития новых маршрутов, т.к. реализация большого количества мелких инфраструктурных решений в целом повышает системные риски для российского нефтяного экспорта и его мобильность, снижает эффект масштаба (компании вынужденно будут в первую очередь использовать менее масштабные и эффективные, но принадлежащие им инфраструктурные объекты, вместо того чтобы пользоваться крупной инфраструктурой, снижающей издержки всех ее пользователей). Однако компании вынуждены заниматься их проработкой и реализацией, чтобы обеспечить свое рыночное присутствие. Большинство указанных терминалов нацелено на перевалку преимущественно «железнодорожной» нефти, возникает необходимость строительства большого количества узлов по перевалке нефти из трубопроводов в железнодорожные цистерны. Стоимость строительства такого объекта составляет порядка $ 25−30 млн., что немного в абсолютном отношении, однако в целом приводит к дальнейшему удорожанию проектов по альтернативному экспорту нефти. В итоге, хотя при реализации указанных проектов возможности России по экспорту нефтеналивных грузов к 2010 г. могут возрасти на 130−140 млн. т в год, ясно, что интегральный эффект этого процесса с точки зрения вклада в ВВП будет низким и вырастут в основном издержки: массовая реализация таких проектов означает выбор в пользу менее рентабельного, но дающего более быструю коммерческую выгоду и рыночную независимость режима экспорта нефти, предполагающего развитие «железнодорожных» терминалов, при этом совокупные инвестиции в такие проекты оцениваются в сумме $ 1,5−2 млрд.

Существующая ситуация неопределенности в развитии нефтепроводной инфраструктуры, решения по поводу развития которой не могут быть приняты вот уже в течение более трех лет, невзирая на очевидные негативные последствия для перспектив дальнейшего роста экономики и упускаемые рыночные u1074 возможности на мировых рынках нефти, может быть связана с рядом принципиальных конфликтов интересов, не замечать которые было бы недальновидным. Во-первых, явный конфликт интересов связан с отсутствием у компании «Транснефть» экономической мотивации для оптимального выбора рыночной стратегии. Эта компания не осуществляет добычу нефти и не торгует нефтью, в том числе на зарубежных рынках, и, не имея реального коммерческого интереса, связанного с созданием новых рынков сбыта базового товара (нефти) и новых источников дохода, не будучи связанной будущими рыночными рисками, связанными с поставками нефти, компания в принципе не в состоянии адекватно оценить оптимальность выбора транспортного маршрута с точки зрения его рыночной эффективности. Далее, компания «Транснефть» контролирует свыше 90\% поставок российской нефти на экспорт. В условиях институциональной слабости регулирования доступа к экспортным нефтепроводам это дает ей возможность существенно влиять на российский рынок нефти во всех аспектах его функционирования. В потенциальные интересы трубопроводной монополии не входит появление принципиально новых нефтепроводных маршрутов, гораздо более выгодных с точки зрения рыночных возможностей и находящихся в собственности частных нефтедобывающих компаний. В этой ситуации естественным рыночным поведением для транспортной монополии было бы предъявление обществу и властям «доказательств» того, что частные инициативы в области трубопроводного строительства невыгодны, неэффективны и т. п., используя для этих целей сеть проектных и экспертных институтов, полностью контролируемых самой монополией. Наконец, альянс компании «Транснефть» с государством, который может использоваться для создания атмосферы протекционизма в отношении тех или иных решений в области развития системы трубопроводов, апеллируя к искусственной модели противопоставления «частных — государственных» интересов и иллюзии властей об эффективности u1084 модели госконтроля над трубопроводами.

Три сценария развития трубопроводных мощностей

Итоговые пути развития ситуации с развитием трубопроводных мощностей, предназначенных для расширения экспорта нефти, можно в целом разбить на три сценария. В рамках первого, наиболее вероятного, сценария российские власти не смогут определить своей четкой позиции по различным вариантам строительства новых нефтепроводов, и реализации проектов развития новых трубопроводных мощностей будет проходить инертным образом (инертный сценарий). Будет завершено (к 2006 г.) строительство последней очереди БТС и ее мощность будет доведена до 62 млн. т нефти в год, будет запущена в действие первая очередь реверса нефтепровода Сисак-Омишаль (2005 г.), возможно, в 2007 г. будет завершено строительство нефтепровода в обход пролива Босфор. В это же время, ввиду стратегических неопределенностей в отношения снятия транспортных ограничений на будущее, нефтедобывающие компании будут активно развивать собственные малые инфраструктурные проекты, нацеленные на перевалку преимущественно «железнодорожной» нефти. Совокупный ввод в действие такого рода терминалов может составить 25−35 млн. т пропускной способности в год в 2007 г. Всего, таким образом, Россия получит в 2007 г. новую инфраструктуру, обеспечивающую дополнительный экспорт 42−52 млн. т нефти в год, при этом дополнительные издержки, связанные с развитием малой транспортной инфраструктуры нефтяных компаний, увеличатся на 0,9−1,3 млрд долл. в год (за счет того, что указанная инфраструктура будет использовать железнодорожную перевалку нефти).

Второй сценарий (сценарий «Транснефти») означает, что российским Правительством в той или иной степени будут поддержаны основные инициативы компании «Транснефть» (как основного экономического агента, представляющего интересы государства в нефтяном секторе) по развитию трубопроводных мощностей по транспортировке нефти к Баренцеву морю (в район Индиги) и к Тихому океану. Этот сценарий позволит создать новые дополнительные мощности по экспорту нефти, видимо, не ранее 2008- 2010 гг., т. е. в среднесрочном горизонте (2005−2007 гг.) он мало отличается от первого, за исключением того, что нефтяной сектор, вероятно, будет обременен дополнительными издержками в связи с необходимостью поддержки централизованной модели финансирования строительства нефтепроводов Сургут-Индига и Восточная Сибирь — Тихий океан, совокупная стоимость которых составит, по версии «Транснефти», $ 20−21 млрд. Россия в горизонте 2008−2010 гг. может получить дополнительные возможности для экспорта 100−130 млн. т нефти, однако не получит ряда существенных возможностей (массовый экспорт нефти на рынок США через северный маршрут, возможность экспорта нефти только сорта Urals). Интегральные потери доходов экспортеров в этой ситуации составят примерно 1 млрд долл. в год. При этом неясно, удастся ли загрузить нефтью восточный нефтепровод в объеме более чем 10−12 млн. т в год в указанный период.

Третий сценарий («сценарий рыночного маневра») будет означать допуск нефтедобывающих компаний к строительству нефтепровода из Западной Сибири в регион Мурманска (на принципах частной собственности или концессии) и позволит в горизонте 2007−2008 гг. запустить первую очередь проекта мощностью 50 млн. т в год, создав условия для дальнейшего расширения нефтепровода. При этом от строительства нефтепровода Сургут- Индига возможно будет отказаться, а строительство нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан отложить на неопределенное время. Видимо, в этой ситуации строительство завершающей очереди БТС и интеграция нефтепроводов «Дружба» и «Адрия» все же состоятся, а вот от строительства дорогостоящего нефтепровода в обход пролива Босфор можно будет отказаться. Таким образом, Россия получит возможность для масштабной интервенции экспортируемой нефти на рынок США, капитальные затраты на строительство этого нефтепровода составят цифру в пределах $ 5−6 млрд., причем эти средства будут инвестированы за счет капитала нефтедобывающих компаний без дополнительной тарифной нагрузки на нефтяной сектор, а отказ от реализации проектов трансфракийского и восточного нефтепроводов, а также проекта Сургут-Индига, позволит сэкономить в совокупности примерно $ 17 млрд. Вероятно, в этой ситуации нефтедобывающие компании откажутся от части проектов по развитию собственной малой терминальной инфраструктуры, что создаст для нового транспортного направления дополнительную премию. Ясно, что момент времени для принятия решений по развитию транспортной инфраструктуры в нефтяном секторе уже был упущен в 2001—2003 гг. и что в горизонте 2005−2007 гг. проблемы запертости транспортных мощностей преодолеть уже, в основном, не удастся, и развитие экспорта нефти будет связано в основном с железнодорожными перевозками нефти. Однако в период до 2010 г. это вполне реально сделать, вопрос — в качестве данного решения и в интегральных выгодах/издержках для нефтяного сектора. Как видно из приводимого ниже графика, даже в самом низком сценарии развития нефтедобычи все равно не избежать необходимости экспорта части объемов нефти (30−40 млн. т в год) по железной дороге.