Архив Октябрь 2004 - «Все на продажу»

Нефтегазовые компании до сих пор строят свое финансовое благополучие или, в крайнем случае, сводят концы с концами, как Газпром, исключительно за счет массового вывоза сырья за рубеж. И помогал делать это эффективно до последнего времени трубопроводный транспорт. Но отвечает ли национальным интересам России такая политика? Через 50 лет топ-менеджеров и чиновников, которые способствуют опустошению недр, призвать к ответу уже не удастся.

Сырьевая пуповина

В октябре нынешнего года Минпромэнерго и МЭРТ должны представить в правительство доклад «Подготовка комплекса мер по развитию газо- и нефтепроводного транспорта в РФ». Он является составной частью плана действий кабинета министров по реализации основных положений послания президента Федеральному Собранию от 26 мая 2004 г. Если эти многотрудные чиновные действия из 20-ти пунктов с подпунктами допустимо охарактеризовать двумя словами, то ими будут, конечно же, – «удвоение ВВП». И развитие трубопроводного транспорта может в наибольшей степени поспособствовать формальному выполнению задачи, поставленной Владимиром Путиным. Развитие, понятное дело, прежде всего в экспортном направлении. Ведь Запад, потребности которого в топливно-энергетических ресурсах постоянно растут, потребит и нефть с нефтепродуктами, и природный газ из России без остатка и еще попросит. А трубопроводный транспорт является наиболее эффективным средством, по крайней мере на суше, для вывоза энергоресурсов.

В докладе правительству наверняка будут расписаны яркими красками масштабные экспортные проекты – как минимум два нефтепровода и два газопровода, реализация которых поспособствует удвоению ВВП. Проект одного нефтепровода, Тайшет–Находка мощностью до 80 млн т и объемом инвестиций в 16 млрд долл. сейчас находится на госэкспертизе. Его реализация позволит начать выкачивать наши недра в направлении Азиатско-Тихоокеанского региона не только из Западной, но и из Восточной Сибири. Как известно, вокруг этой «трубы» давно скрестили копья Япония и Китай. Сначала она должна была пойти, как предлагал ЮКОС, в Китай. Но на этом тупиковом маршруте пришлось бы терять до 10 долл. на каждой тонне. Затем Транснефть предложила выше обозначенный маршрут. Теперь проект выглядит как «труба» до Находки с возможным ответвлением в будущем (если удастся разведать необходимый объем ресурсов в Восточной Сибири, на что уйдет не один миллиард долларов) на Китай.

Трубопровод из Сургута на северо-запад России позволит вывозить нефть Западной Сибири океанскими танкерами в США в объемах от 80 до 120 млн т ежегодно. Этот проект (с терминалом под Мурманском) был инициирован рядом нефтяных компаний и сейчас детально прорабатывается в Роснефти. В то же время министр экономического развития РФ Герман Греф, выступая в сентябре на российско-американском семинаре, заявил, что реализация этого дорогостоящего проекта будет зависеть от получения российской стороной гарантий по безусловной приемке таких огромных объемов нефти перерабатывающими заводами на северо-восточном побережье США.

Северо-европейский газопровод мощностью до 20–30 млрд м3 и стоимостью 5 млрд долл. предполагается проложить по дну Балтийского моря в Германию и далее до Великобритании, минуя капризные Белоруссию и Польшу. Освоение Штокмановского месторождения на шельфе Баренцева моря потребует прокладки лишь промысловой подводной «трубы» протяженностью 560 км до Мурманска, где предполагается соорудить завод по производству сжиженного природного газа, чтобы вывозить СПГ на танкерах в США. А вот международный проект по освоению Ковыктинского месторождения в Иркутской области не сможет обойтись без протяженного магистрального газопровода. Акционеры РУСИА-Петролеум, владельца лицензии на Ковыкту, давно разработали маршрут в Китай и Южную Корею. Стройтрансгаз предлагает проложить его в одном коридоре с нефтепроводом на Находку (чтобы снизить суммарные издержки). А Газпром, который с подачи государства стал координатором всех нефтегазовых проектов в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, то предлагает тянуть «трубу» с Ковыкты на запад, то вдруг теряет интерес к этому проекту.

И тем не менее, несмотря на заманчивость столь грандиозных планов (которые, несомненно, помогут удвоить ВВП), позволительно задаться вопросом: а насколько вывоз сырья отвечает национальным интересам России. «МЭ» уже писал о том, что одна лишь нефтехимия при максимальном своем развитии может увеличить ВВП в 3–5 раз. Правда, для этого ей придется «обидеть» нефтяников и газовиков, забрав у них все вывозимое сырье. Хотя и сами нефтяники, и газовики небольшими шажками развивают это перспективное направление, где оптовая стоимость продукции может достигать не 150–300 долл. (как у сырья), а 1000–1200 долл. за тонну. За примерами далеко ходить не надо, это газпромовский СИБУР и лукойловский Нефтехим. В розничной же торговле готовыми пластиковыми товарами цена еще многократно возрастает. Да, можно за счет опустошения недр и вывоза энергоресурсов, которые по большому счету принадлежат не только нынешним, но и будущим поколениям россиян, удвоить ВВП к 2010 г. А что дальше?

Российские власти, похоже, выбрали наиболее простой, сырьевой путь. Одновременно этот путь обеспечивает им весомые внешнеполитические дивиденды: энергодиалог с ЕС и США, содействие странам СНГ по транзиту их природного газа и нефти на мировые рынки. Правда, будущим поколениям соотечественников достанутся, похоже, выкачанные нефтегазовые недра. Что станет при этом с ВВП и повсеместной бедностью в стране, сегодня не задумываются.

Трубопроводный транспорт до сих пор обеспечивает гигантский объем транспортировки газообразных и жидких топливно-энергетических ресурсов по России, их экспорт, а также транзит казахских и среднеазиатских природного газа и нефти. Этот высокоэффективный комплекс, доставшийся в наследство от плановой экономики тем не менее сейчас сдерживает развитие газовой и нефтяной отраслей, и к тому же его производственные фонды неуклонно стареют. В то же время мощное развитие трубопроводного транспорта в экспортном направлении закрепит, приходится повторить, незавидный статус России как сырьевого придатка Запада.

Рынок услуг в отрасли четко структурирован между тремя компаниями, ни одна из которых не пытается конкурировать с остальными двумя в чужих секторах. Специализация была задана изначально, при создании компаний в 1990-е годы. Это и понятно: нефть, продукты ее переработки и природный газ – товары с достаточно специфическими по отношению друг к другу свойствами. По системе Газпрома прокачивается 100% природного газа, Транснефти – 98% сырья, лишь Транснефтепродукт имеет всего 23% от общего объема перевозок жидких топлив. Стоимость услуг монополистов жестко регулируется государством. В то же время порядок их предоставления и качество услуг не до конца урегулированы.

Вне закона

Есть лишь одно направление, которое роднит три компании – госрегулирование их, условно говоря, однородной деятельности, то есть предоставление услуг по прокачке сырья и топлив по трубам. Пока это регулирование, за небольшими исключениями, проходило на уровне постановлений правительства и бывшей Федеральной энергетической комиссии, ФЭК (ныне Федеральная служба по тарифам, ФСТ). История же с разработкой актуальнейшего закона «О трубопроводном транспорте» затянулась не на один год. Его собиралась принять Госдума еще позапрошлого созыва. Однако в итоге в 1999 г. вышел закон «О единой системе газоснабжения (ЕСГ)», который закрепил исключительное право собственности Газпрома на отечественную ЕСГ.

Закон «О ЕСГ» предоставил Газпрому полномочия подключать независимых производителей газа к своей «трубе» лишь при наличии свободных мощностей. За 1990-е годы и начало 2000-х из-за старения оборудования и труб при дефиците инвестиций эти мощности сократились. Поэтому между монополистом и «независимыми» производителями периодически возникают конфликты из-за доступа к ЕСГ. Последние считают, что Газпром ущемляет их права. В августе 2004 г. Федеральная антимонопольная служба даже возбудила дело по признакам нарушения Газпромом и его «дочками» – Межрегионгазом и Сургутгазпромом – закона «О конкуренции и ограничении монополистической деятельности на товарных рынках».

В то же время газовый монополист считает, что нынешний тариф на прокачку продукции «независимых» производителей газа (16,56 руб./тыс. м3 на 100 км) не соответствует реальному уровню затрат в поддержание ЕСГ в надежном состоянии. Газпрому приходится до сих пор тратить на это направление часть экспортной выручки. Согласно постановлению ФСТ с 1 октября 2004 г. транспортный тариф для «независимых» производителей увеличен на 17%, а Газпром уверен, что его в перспективе необходимо поднять до примерно 1 доллара. Правда, исходя из средней дальности доставки по России в 2,5 тыс. км, ее стоимость в этом случае возрастет до 25 долл., что, естественно, скажется и на цене газа.

Предполагалось, что закон «О трубопроводном транспорте» урегулирует отношения между Газпромом (как монопольным владельцем всей ЕСГ) и независимыми производителями природного газа (как потенциальными инвесторами), даст правовую базу для привлечения средств частных инвесторов в сооружение нефте- и нефтепродуктопроводов. В ее отсутствие ЛУКОЙЛ, например, прокладывает на свой страх и риск нефтепродуктопровод с Пермского НПЗ в направлении Альметьевска. А исполнительная власть то допускает существование частных (корпоративных) трубопроводов, то, после смены кабинета министров, отрицает это.

Правда, в России эксплуатируется не совсем государственный нефтепровод Каспийского трубопроводного консорциума (КТК). Однако он появился после подписания соглашения на высоком, межгосударственном уровне – Россией, Казахстаном и Оманом. Тем не менее отдельные ветви исполнительной власти не один год добиваются включения отечественного ЗАО КТК-Р в реестр естественных монополистов, с тем, чтобы получить право регулировать тариф на прокачку нефти по территории РФ. Если сейчас его суммарное значение составляет 27 долл. (с учетом перевалки в порту), то ФЭК настаивала на повышении тарифа до 38 долл. Смысл такого повышения – получение Россией, как собственником 24% КТК (работающего пока «в ноль»), дивидендов. Но этому сопротивляется МИД, считающий, что предоставление ФЭК-ФСТ права регулировать тариф КТК снизит интерес западных инвесторов к новым трубопроводным проектам в России.

Самая крупная и старая в мире

ЕСГ РФ является крупнейшей в мире системой транспортировки газа, мощность ее перекачивающих агрегатов достигла 44 млн кВт, что превышает мощности всей электроэнергетики целого ряда стран. На доставку своей продукции потребителям Газпром ежегодно затрачивает до 51 млрд м3 и до 13 млрд кВт.ч (эти затраты можно оценить не в один миллиард долларов, если считать энергоресурсы по мировым ценам). По пути к наиболее удаленным потребителям – в Италии и Франции газ проходит аж 5 тыс. км. Пропускная способность системы сейчас составляет 600 млрд м3. По оценкам Газпрома, ее необходимо уже к 2006 г. увеличить на 35 млрд м3 и продолжать наращивать и далее. Эта необходимость вызвана перспективами роста добычи в РФ с 620 млрд м3 в 2003 г. до 750–760 – в 2020 г., а также увеличения транзита среднеазиатского газа.

В то же время задаваемые государством тарифы на транспортировку природного газа независимыми производителями пока не позволяют полноценно финансировать даже нынешние мощности ЕСГ для поддержания ее на приемлемом уровне надежности. У остальных двух компаний такая же ситуация: им тоже пришлось перейти на выборочный ремонт дефектных (обнаруженных путем сплошной диагностики) участков и, само собой, устранять порывы на трубопроводах. К чести транспортников, их аварийность удается пока поддерживать на более низком уровне, чем, например, в Европе.

Уже в ближайшие два–три года в ЕСГ потребуется инвестировать 5–6 млрд долл. (а до 2020 г. – не менее 120 млрд). Зампредседателя правления Газпрома Александр Ананенков считает, что компания целиком профинансировать программу модернизации и увеличения пропускной способности ЕСГ не сможет. Поэтому в соинвесторы приглашаются независимые производители. Исходя из возрастания доли последних в добыче газа до 15% в 2005–2006 гг., «независимым» производителям необходимо выложить до 1 млрд долл., чтобы их продукция могла беспрепятственно прокачиваться по ЕСГ. Причем дополнительно к ежегодной плате за прокачку, которая, например, у Итеры составляет 1,3 млрд долл. При этом гарантий, что ограничения в будущем не появятся, Газпром дать не может: из добавочных 35 млрд м3 он сам выберет не менее 10, а оставшиеся 25 млрд «независимым» придется делить с казахами и туркменами. По данным «МЭ», до сих пор ни одна нефтяная компания, добывающая газ, и независимые от Газпрома газовые компании на эти условия не купились.

Пока же потребители газа в любой момент могут нарваться на ограничение или даже прекращение поставок из-за неожиданного разрушения трубы. Последние заметные аварии произошли в феврале этого года. Из-за разрыва газопровода Ямбург–Елец-1 поставки газа электростанциям центра Европейской части России и Урала в течение суток были снижены на четверть–треть, и в разгар зимы им пришлось перейти на сжигание аварийных запасов мазута. А после разрушения задвижки на трубопроводе Степное–Саратов на полсуток был полностью отключен от газоснабжения г. Энгельс. По словам члена правления Газпрома Богдана Будзуляка, в текущем году намечено отремонтировать 1,9 тыс. км магистральных трубопроводов (в 2003 г. эта цифра составила 1,4 тыс. км). Кроме того, ежегодные объемы внутритрубной дефектоскопии достигли 19–20 тыс. км (при суммарной протяженности магистральных газопроводов в 154 тыс. км). Это позволяет обеспечить 5-летний цикл их обслуживания. Тем не менее старение трубопроводов продолжается. В 2005 г. их доля с возрастом свыше 33 лет (нормативный срок службы) может достичь 16–18 процентов.

Газпром, по-видимому, поставил свой последний рекорд, проложив экспортную «трубу» по дну Черного моря в Турцию. Маршрут под романтическим названием «Голубой поток» проходит на глубинах до 2 150 м (на 1 500 м глубже, чем любой другой трубопровод в мире) в агрессивной сероводородной среде. Толщина стенок достигает 32 мм, внешнее давление – 200, а внутреннее – 250 атм (обычные, сухопутные трубы проектируются на внутреннее давление в 70 атм). Однако во всем мире давно уже развивается транспорт сжиженного природного газа (СПГ), который позволяет избежать не только установления рекордов (они обходятся недешево), но и привязки к монопольному потребителю. Все помнят прошлогодний конфликт между Газпромом и турецкой Botas, когда последняя отказалась принимать российское топливо на прежних условиях. Как заявил тогда зампредседателя Газпрома Юрий Комаров, виноватой была Турция, которая переоценила свои темпы наращивания потребления газа, а также не выполнила планы по развитию газовой инфраструктуры. Однако российской стороне, чтобы не сорвать объемы контрактных поставок по новому маршруту (читай, не обречь «Голубой поток» на работу в убыток, а ведь с его эксплуатации надо возвращать набранные под прокладку кредиты), пришлось снизить объемы поставок и цены по старому маршруту через Болгарию.

Газпром пока лишь изучает возможности реализации проектов СПГ. По мнению его специалистов, оптимальным решением стало бы создание российско-американского предприятия, с полным набором видов деятельности – от добычи газа в России до его реализации в США. В сентябре Газпром и Роснефть подписали меморандум о взаимопонимании с норвежской Statoil, а затем один Газпром – с американской СhevronTexaco. Если освоение Штокмановского месторождения пойдет с использованием СПГ и танкеров, то трубопроводной ЕСГ, может быть, не придется работать на пределе при увеличении добычи газа в России.

Узкое горло огромной бутылки?

По словам президента Транснефти Семена Вайнштока, компания ежегодно вкладывает в модернизацию своих мощностей 1 млрд долл. Эти средства идут в диагностику, техперевооружение, реконструкцию и капитальный ремонт. Они позволяют, по мнению Вайнштока, обеспечить высокий уровень надежности и безопасности нефтепроводов. Показатель аварийности удалось снизить в 7 раз по сравнению с 1999 г. – до 0,04 случая на 1 тыс. км, что соответствует мировому уровню. И все же в 2005 г. доля нефтепроводов с возрастом свыше 33 лет может достигнуть 33–35%. То есть Транснефти придется все чаще и чаще их латать, отвлекая на диагностику и ремонт все больше средств. По оценке президента финансовой корпорации НИКОЙЛ Николая Цветкова, потребности нефтепроводного транспорта в модернизации в ближайшие 20 лет составят 100–105 млрд долларов.

В то же время компания не поспевает за увеличивающейся в России добычей нефти. При весьма умеренном росте внутренних потребностей в керосине, бензине и дизельном топливе практически все увеличение добычи нефти должно уходить в экспорт. Президент компании Семен Вайншток признал, что Транснефти не хватает мощностей в объеме 40 млн т, из-за чего нефтяные компании, по его же словам, вынуждены пользоваться более дорогими видами транспорта – железнодорожным и речным. Правда, вице-президент ЛУКОЙЛа Леонид Федун не согласен с ним: дефицит экспортных возможностей составляет 50 млн т. «Нам нужны решения правительства по Приморску (по дальнейшему увеличению пропускной способности БТС, включая терминал в Приморске, – Ред.) и хотя бы по одному из крупных нефтепроводов», – заявил Вайншток. Дело в том, что в госкомпании даже совет директоров, целиком состоящий из федеральных чиновников, не правомочен принимать решения по новым крупным трубопроводным проектам.

Вот уже второй год правительство размышляет над тем, как привлечь миллиарды долларов инвестиций нефтяных компаний в прокладку новых экспортных маршрутов и в то же время сохранить над ними свой контроль. Как известно, еще в 2002 г. ЛУКОЙЛ, ЮКОС, ТНК и Сибнефть объявили о намерении инвестировать в нефтепровод Сургут–Мурманск 3,4 млрд долл. Сейчас проработкой этого маршрута, и самое главное вариантов привлечения частных инвестиций в госпроект по поручению властей, занимается Транснефть. Государство вроде бы готово в обмен на финансовое участие нефтяников в проекте предоставить им в будущем тарифные льготы. Но, скорее всего, власти вернутся к традиционной схеме привлечения инвестиций – повышению транспортного тарифа для всех сдатчиков сырья в систему Транснефти.

Еще один источник конфликта чиновников и нефтяников – наращивание транзита казахской и среднеазиатской нефти по системе Транснефти. Это обстоятельство, естественно, сужает экспортные возможности отечественных нефтяных компаний. Еще два года назад нефтяники возмущались тем, что объем транзита по Балтийской трубопроводной системе «чужого» сырья в 2003 г. должен был увеличиться до 20 млн т. В условиях растущей добычи нефти в России и, соответственно, объемов экспорта «необходимо более дифференцированно осуществлять политику предоставления права транзита третьим странам, не ущемляя при этом российских экспортеров», – писали они тогдашнему вице-премьеру Виктору Христенко. Однако Христенко заявил в ответ, что нарушения прав отечественных компаний он в этом не видит. Преимущество в поставках казахской нефти в дальнее зарубежье, – пояснил вице-премьер, – предусмотрено межправительственным соглашением. Поэтому российские компании должны довольствоваться остаточным принципом. Конфликт так и остался неразрешенным, в 2003 г. через Россию прошло 35 млн т казахской и азербайджанской нефти. Российским же нефтяникам пришлось экспортировать по рекам и железным дорогам (что дороже) 35 млн т сырья. Плюс – 50 млн т керосина, бензина, дизтоплива и мазута, минуя систему Транснефтепродукта, которая смогла обработать лишь 18 млн тонн.

И, наконец, последнее яблоко раздора. Власти никак не могут узаконить разную стоимость российских нефтей – от легкой и малосернистой сибирской до тяжелой и высокосернистой башкирской и татарской. Все эти нефти перемешиваются в системе Транснефти и экспортируются под маркой Urals (последняя в сентябре торговалась на Западе с дисконтом в 4 долл. за баррель по отношению к Brent). И уже не один год идет вялая дискуссия по поводу того, что хорошо бы ввести банк качества нефти, согласно которому легкая малосернистая нефть должна стоить дороже тяжелой высокосернистой. Пока же сдатчики первой нефти несут ежегодные потери в объеме около 300 млн долл., а сдатчики последней – необоснованно получают такую же премию. Правда, советник при президенте Татарии Ренат Муслимов считает, что до ввода банка качества необходимо дифференцировать налог на добычу нефти. Для компаний, которые работают на истощенных месторождениях (например, Татнефти и Башнефти), он должен быть меньше.

Маленький брат

Транснефтепродукт по направлениям своей деятельности сильно напоминает Транснефть. Только всего у «маленького брата» в несколько раз меньше. Специфика же Транснефтепродукта, в советское время, заключалась в том, что конечные участки его трубопроводов были в большинстве своем привязаны к местам дислокации военных. Тогда ежегодно удавалось прокачивать до 60 млн т (по 15 тыс. км магистральных и 4 тыс. км распределительных трубопроводов).

Однако времена изменились, потребности военных стали гораздо более скромными, зато сейчас возрастают запросы гражданских потребителей. Пришлось и компании менять свои ориентиры. В соответствии с ее планами к 2010 г. предполагается увеличить объем транспортных услуг для внутренних рынков с нынешних 9,3 млн т до 15,8, а экспорт увеличить с 17,6 до 24,9 млн т. При этом если рынки сбыта внутри России не претерпят существенных изменений, то рынки сбыта экспортных услуг будут переориентированы в основном в направлении российских терминалов на Балтике и Черном море (Приморск, Новороссийск, Туапсе). Для этого протяженность трубопроводов необходимо увеличить до 23 тыс. км, а число подключенных к ним НПЗ – до 17.

В конце 2004 г. компания намерена приступить к сооружению экспортного трубопровода «Север» (Кстово–Ярославль–Кириши–Приморск). Его реализация позволит российским компаниям экспортировать светлые нефтепродукты через отечественный порт, минуя сопредельные государства. Проект оценивается в 900 млн долл., банки готовы предоставить до 70% от этой суммы кредитов. Тем не менее, как и у Транснефти, больным вопросом для «маленького брата» является старение трубопроводов. К 2005 г. их доля с возрастом свыше 33 лет может составить 40%. Пока руководству Транснефтепродукта удается контролировать ситуацию: вот уже два года как на трубопроводах прекратились аварии. И это несмотря на то, что любители поживиться чужим постоянно нелегально врезаются в них.

Транснефтепродукт имеет сейчас долю в 23% в суммарном объеме перевозок керосина, бензина, дизтоплива и мазута. Хотя мазут он не транспортирует: военные в советское время в нем не нуждались. В отличие от Транснефти, где доступ к «трубе» регулируется на правительственном уровне, Транснефтепродукт договаривается с потребителями своих услуг сам. Правда, в 2003 г. правительственная комиссия по вопросам использования систем магистральных трубопроводов во главе с Христенко получила от Минэнерго предложение взяться и за регулирование графика экспорта нефтепродуктов. Однако до «маленького брата» руки у нее, скорее всего, не дошли: более актуальной темой стала отмена законодательной привязки экспортной пошлины на нефтепродукты к пошлине на сырье (с коэффициентом 0,9). Что удалось сделать в 2004 году.

Доставлять топливо по трубопроводу быстрее, но всех желающих вывезти нефтепродукты на экспорт компания удовлетворить не может – не хватает мощностей. Поэтому нефтяники пользуются смешанными перевозками – сначала по «трубе», а затем по железной дороге. Тарифы Транснефтепродукта привязаны к железнодорожным и не могут превышать 70% от их уровня, то есть теоретически доставить товар из одного пункта в другой по «трубе» дешевле. На практике же бывает, что общая стоимость смешанной перевозки оказывается даже выше. Но компания не может сильно снижать тарифы, поскольку очень нуждается в средствах под инвестиции и на ремонт, и на развитие.

Архив журналов

Журнал «Мировая энергетика»

Октябрь 2004 г.

Все на продажу

Журнал «Мировая энергетика»