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)[20] 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[21].
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.
А вот с другим северным маршрутом – нефтепроводом Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) – все сложилось качественно иначе[22]. С момента пуска прокачка нефти по нему постоянно росла, а его мощности увеличивались. Этот трубопровод принадлежит не только России, ведь он начинается на территории Казахстана, и кроме правительств этих двух стран его собственниками являются зарубежные и российские компании, в основном добывающие нефть в Казахстане (см. табл. 4).
В мае 1997 года Каспийский трубопроводный консорциум подписал контракт с проектным институтом «Гипро-востокнефть» и американской компанией Fluor Daniel на подготовку технико-экономического обоснования. Через год документация была готова. Согласно проекту мощность первой очереди составила 28,2 млн. тонн в год, максимальная пропускная способность – 67 млн. тонн в год. Суммарные капитальные затраты на период реализации проекта были запланированы в размере 4,3 млрд. долларов, стоимость первой очереди – 2,24 млрд.
* LUKARCO – совместное предприятие «ЛУКОЙЛа» (54%) и ВР (45%).
** Rosneft-Shell Caspian Ventures – совместное предприятие «Роснефти» (51%) и Shell (49%).
*** Kazakstan Pipeline Ventures —совместное предприятие«КазMунайГаза» (50,1%) и BP (49,9%).
Подача нефти в трубопровод этого консорциума началась 26 марта 2001 года. В октябре того же года на терминале в Южной Озерейке была осуществлена пробная загрузка первого танкера. На начальном этапе трубопровод использовался только для поставок нефти с Тенгизского месторождения. Вместе с тем проект предусматривал возможность использования магистрали для транспортировки сырья из других месторождений Казахстана, а также из России.
В августе 2003 года был сдан в эксплуатацию трубопровод Карачаганак – Большой Чаган – Атырау протяженностью 635 км. С середины 2004 года по нему начались регулярные поставки нефти с месторождения Карачаганак. В апреле 2003 года начал работу трубопровод Кенкияк – Атырау протяженностью 450 км. Новый трубопровод подключил к системе Каспийского трубопроводного консорциума нефтяные промыслы Актюбинской области Казахстана.
Согласно первоначальному проекту российская нефть должна была поступать в трубопровод консорциума в районе города Кропоткин. Для этого предполагалось построить перемычку Тихорецк – Кропоткин протяженностью 36 км, которая соединила бы консорциум с системой «Транснефти». Однако это намерение не было реализовано из-за возникшего конфликта между «Транснефтью» и КТК. «Транснефть» отказалась строить перемычку, настаивая на том, что консорциум не выполнил ряд поставленных условий. Участники КТК, в свою очередь, заявили, что «Транснефть» предъявила им заведомо невыполнимые требования.
В 2004 году был осуществлен альтернативный проект для подачи российской нефти в систему консорциума. В октябре 2004 года завершилось строительство пункта перевалки нефти «Кавказская», который включает в себя железнодорожный терминал и соединительный трубопровод до нефтеперекачивающей станции «Кропоткинская». В четвертом квартале 2004 года российские компании отправили по системе КТК 294,9 тыс. тонн нефти, в том числе «ЛУКОЙЛ» – 145 тыс. тонн, «Роснефть» – 100 тыс. тонн, «ЮКОС» – 49,9 тыс. тонн.
С середины 2004 года загрузка трубопровода Каспийского трубопроводного консорциума подошла к пределу его технических возможностей.
После того как в систему стала поступать нефть российских грузоотправителей, транспортировка нефти возросла до 30 млн. тонн в год при проектной мощности 28,2 млн. Прокачка дополнительных объемов достигается за счет добавления в нефть антифрикционных присадок.
При достижении предельной загрузки объектов первой очереди стал актуальным вопрос о втором этапе проекта. 1 марта 2005 года акционеры Каспийского трубопроводного консорциума договорились о подготовке меморандума о взаимопонимании о принципах расширения[23] пропускных возможностей нефтепровода. По словам министра энергетики и минеральных ресурсов Казахстана Владимира Школьника, была достигнута предварительная договоренность об увеличении мощности нефтепровода с 28 млн. тонн в год до 67 млн.[24] и точная договоренность об увеличении тарифа на прокачку нефти с 27 долларов за тонну до 29,5.
Акционеры решили повысить тариф с 27,19 доллара за тонну до 29,5, или на 2,31 доллара. Размер прироста имеет инфляционный характер, то есть только компенсирует падение курса доллара в последнее время. Увеличение стоимости транспортировки нефти по системе Каспийского трубопроводного консорциума было одним из главных условий России на согласие расширить нефтепровод и увеличить объем прокачиваемой нефти с 28 до 67 млн. тонн в год. Оно необходимо из-за планов роста добычи инвесторов в Казахстане. Стоимость проекта расширения, по предварительным расчетам, составит более 2,6 млрд. долларов.
Многие специалисты (и не только российские) утверждают, что себестоимость прокачки по Каспийскому трубопроводному консорциуму на условную единицу расстояния вполне конкурентна. По разным оценкам, на тысячу километров по КТК прокачивать от 1,5 до 3 раз «дешевле», чем через Баку – Джейхан, в зависимости от того, смотрим ли мы на участников этих трубопроводов или сторонних нефтяных компаний, а также от других факторов. Так, многие эксперты отмечают, что через КТК экспортировать казахстанскую нефть в большинстве случаев оказывается заметно дешевле, чем через Баку – Джей-хан, так как при использовании КТК исчезает необходимость везти нефть по железной дороге до Актау, перегружать и разгружать в портах и транспортировать по Каспию (см. табл. 5).
Более того, транспортировка по Каспийскому трубопроводному консорциуму конкурентна, если даже брать абсолютные величины расходов до промежуточных портов (см. табл. 6).
[25]
[26]
Однако в действительности картина не такая уж безоблачная и предопределенная, как хотелось бы некоторым про-российски настроенным обозревателям. Дело в том, что негласно и гласно известно, что российские официальные власти уже который месяц настойчиво предлагают установить для расширения консорциума «инвестиционный тариф» в 38 долларов за тонну вместо недавно принятого 29,5. Более подробно это будет рассмотрено ниже, но пока достаточно сказать, что дополнительные доходы лоббируются, так как считается, что они могут помочь быстрее расплатиться с банковскими кредитами, за счет которых будет финансироваться расширение.
В частности, апрельский раунд переговоров акционеров Каспийского трубопроводного консорциума об условиях расширения пропускной способности системы оказался провальным, так как представители российского правительства и компании Chevron Texaco, имеющие основные пакеты акций консорциума, заняли противоположные позиции в вопросе расширения. Chevron Texaco, лидер иностранных акционеров консорциума, выступает против повышения стоимости прокачки даже на ограниченный период времени. Есть между этими акционерами и другие противоречия по характеру возмещения прежних и будущих инвестиций, натуральных и денежных. Переговоры между акционерами консорциума продолжаются и находятся в подвешенном состоянии по сей день, несмотря на публичные заявления о том, что все идет по плану и никаких фундаментальных противоречий нет.
Надо сказать, что они есть.
Сегодня предполагаемые высокая стоимость и технические сложности строительства транскаспийского трубопровода (об этом мы будем рассуждать в главе ниже) – главная надежда Кремля на то, что кавказская альтернатива трансроссийскому транзиту останется маргинальной возможностью для экспорта.
Нынешние российские власти исходят из предположения, что организация транспортного коридора Западный Казахстан – Джейхан окажется невыгодной для западных компаний. Поэтому они согласятся на такие российские условия расширения Каспийского трубопроводного консорциума, как повышение тарифа даже до 38 долларов и ускорение компенсации имущественного вклада.
Эти кремлевские рассуждения и расчеты выглядят спорными. Стоимость мультитранспортной доставки тен-гизского сырья через Кавказ в Аугусту, центр нефтяной торговли Южной Европы, оказывается ниже, чем через Каспийский консорциум с возможным тарифом в 38 долларов за тонну (см. табл. 7).
[27]
Более того, даже при старом (!) тарифе в 27,19 доллара стоимость доставки по Каспийскому трубопроводному консорциуму была крайне уязвима. Пусть КТК прославился своими низкими тарифами и транспортировка сырья до Джейхана выйдет в полтора-два-три раза дороже, чем до Новороссийска. Однако если сопоставить дальнейшую фрахтовую экономику маршрутов, тарифные преимущества каспийского варианта нивелируются, особенно с учетом троекратного роста фрахтовых ставок под влиянием босфорской проблемы по итогам зимы 2003–2004 и 2004–2005 годов. Как отмечает журнал «Нефть и капитал», в 2004 году ставки подскочили с сентябрьских 125 пунктов международной фрахтовой шкалы World Scale (WS) до 340–350 пунктов в октябре и в зимнем сезоне только росли. Экзотические решения вроде фрахта танкеров для хранения нефти и перевалок на полпути еще более удорожали экономику поставок тенгизской нефти из Новороссийска. Коротко говоря, до Новороссийска, может, нефть и дешевле доставить, только вот путь через Босфор может все испортить: эту проблему мы рассмотрим более подробно в главе, посвященной проблемам транспортировки через турецкие проливы.
В дополнение к проблеме Босфора надо отметить, что транспортировать через российские системы помимо КТК Казахстан тоже не спешит, так как в отличие от КТК «Транснефть» не желает ввести на своих трубопроводах банк качества. Более качественная тенгизская нефть смешивается с менее качественной российской. Казахстан не хочет терять премиум.
В последние несколько лет Казахстан при кажущейся на первый взгляд дешевизне и доступности российских путей не выбирает экспортную квоту, предоставленную Россией для транзита нефти по ее трубопроводам.
Каспийская страна также не занимается расширением трубопровода «Транснефти» Атырау – Самара с 15 до 25 млн. тонн в год, о чем Москва и Астана договорились вроде бы еще в начале десятилетия. Более того, по такому маршруту, как Жанажол – Орск, прокачка нефти постепенно вообще прекращается. За первые шесть месяцев 2004 года по маршруту Атырау – Самара было прокачано всего 5,13 млн. тонн казахстанской нефти.
Квота на прокачку нефти в 2004 году по трубопроводу Махачкала – Новороссийск, куда сырье доставляется танкерами из Актау, составляет около 5 млн. тонн. Но при этом, например, как стало известно, в первой половине прошлого года транзит казахстанской нефти по этому направлению не превысил 1,15 млн.
Во многом это связано, как сказано выше, с тем, что банк качества нефти, уже созданный в Казахстане и для Каспийского консорциума, в России для системы «Транснефти» только планируется и вряд ли будет организован в ближайшем будущем. База данных углеводородного сырья компаний, ведущих его добычу в Казахстане, позволяет идентифицировать партии нефти на различных этапах ее транспортировки, перевалки, хранения. Отсутствие банка нефти у российской «Транснефти», в частности в Самаре, не позволяет осуществлять подобный мониторинг транзита, что ведет к замещению различных сортов легкой и тяжелой нефти, их смешиванию. Это, по мнению «КазТрансОйл» – дочерней структуры «КазМунайГаза», – оборачивается потерями Казахстана в размере 6–8 долларов на каждой тонне нефти.
Выше мы рассмотрели проблемы мощностей и тарифов маршрутов, пролегающих через Россию, и картина вышла довольно противоречивая. А как дела у альтернативных путей в обход России? Прежде всего нас, конечно, должен интересовать главный потенциальный конкурент Баку – Тбилиси – Джейхан (БТД), мощности которого запланированы на уровне 50 тыс. тонн нефти в год и могут быть расширены при дополнительном инвестировании до 80 тыс. тонн.
На первый взгляд сегодняшняя обстановка с нефтегазовыми проектами в Азербайджане и БТД внушает оптимизм, особенно судя по официальным сводкам из Баку. В сентябре 2004 года «контракт века» торжественно отпраздновал десятилетний юбилей, а в мае 2005-го был запущен Баку – Тбилиси – Джейхан.
Однако, как сказано в предыдущих главах, известно, что на самом деле создатели трубопровода столкнулись с серьезной проблемой. Он создавался из расчета не на реальные, а на планируемые объемы добычи нефти, главным образом на азербайджанском шельфе. Но сейчас объемы добычи нефти в этой стране ненамного выше показателей двадцатилетней давности. Так что с учетом внутреннего потребления Азербайджан сейчас может поставить на экспорт не более 10–11 млн. тонн нефти в год. В будущем экспортный потенциал страны, вероятно, вырастет или останется стабильным (то есть полностью загрузить трубу в одиночку Азербайджан все равно не сможет), и сейчас для достижения рентабельности проекта его основным участникам жизненно необходимо привлечение сторонних поставщиков.
При этом анализ расклада сил западных компаний, работающих в регионе, показывает, что участникам проектов предстоит столкнуться с еще более серьезными проблемами. Если на начальном этапе, развивавшемся по сценарию «против кого дружим?», стратегия majors была вполне целостной, то теперь, при сценарии «каждый за себя», стоит задача защиты уже не глобальных геополитических, а собственных чисто экономических интересов. У некоторых компаний здесь могут возникнуть трудности. Здесь будет показателен пример такого гиганта, как ExxonMobil.
Как известно, в свое время проект трубопровода Баку – Тбилиси – Джейхан активно продвигался под флагом борьбы с монополией «Транснефти» как конкурентоспособный альтернативный путь транспортировки каспийского сырья. С одной стороны, сегодняшнее обилие маршрутов в регионе действительно создает впечатление конкурентной среды, в которой Баку – Новороссийск объективно проигрывает по критерию тарифа (15,67 доллара за тонну).
Причина «дешевизны» нероссийских маршрутов (Баку – Супса, БТД) до конечных пунктов продажи, таких как Аугуста в Италии, помимо проблем с танкерами в Босфоре заключается прежде всего в идентичности состава компаний-грузоотправителей и трубопроводных компаний.
И уходя от монополии «Транснефти», каспийские экспортеры фактически попали в ту же монопольную (в том числе по тарифам) зависимость от ВТС Со. (читай – от ВР).
В данном случае оказалась верной пословица: «скупой платит дважды». Первыми с проблемой влияния на тарифы ВТС Со. столкнулись те акционеры проекта Азери – Чираг – Гюнешли, которые в свое время не рискнули войти в инвестиционную группу трубопровода Баку – Тбилиси – Джей-хан. В первую очередь это была компания ExxonMobil, которой принадлежит 8% в АМОК (AIOC). Для Devon Energy, акционера АIOС, также не вошедшего в состав акционеров ВТС Со., вопрос маршрута экспортных поставок не стал столь важен, так как издержки компании в проекте Азери – Чираг – Гюнешли (АЧГ) несут Unocal (теперь после покупки Chevron Texaco) и ExxonMobil, и происходит это через механизм carried interest. В результате добытая нефть Devon Energy направляется на возмещение им этих затрат.
Несогласие ExxonMobil участвовать в стороне от ВТС Со. было скорее стратегическим просчетом менеджмента компании, нежели злым умыслом остальных акционеров, пожелавших подзаработать на совладельцах АIOС. Возможность поучаствовать в спонсортстве проекта БТД у ExxonMobil, как и у многих других, была, причем на протяжении нескольких лет. Известно, к примеру, что еще в январе 2002 года ГНКАР вела с ExxonMobil переговоры о возможной продаже части своей доли в ВТС Со.
Для транспортировки доли ExxonMobil экспортной нефти Азери – Чираг – Гюнешли минуя Баку – Тбилиси – Джейхан стали возможными два других альтернативных маршрута. Первый – уже используемый тогда ВР для ранней нефти месторождения Чираг, нефтепровод Баку – Супса и второй – российская труба Баку – Новороссийск. Сейчас, глядя в прошлое и зная все то, что произошло вокруг строительства БТД, можно сказать, что для американской компании было, конечно, довольно неожиданно и странно делать главную ставку на Новороссийск, равно как сомневаться в успехе реализации проекта Баку – Джейхан. Хотя это показывает, что в компании или свое особое видение рисков, или плохие связи с инвесторами проекта БТД. Но еще более странно и недальновидно для ExxonMobil сегодня рассчитывать, что с вводом в действие БТД ВР освободит для нее трубу Баку – Супса[28].
К моменту создания инвесторской группы Баку – Тбилиси – Джейхан (БТД) большинству было очевидно, что на две трубы нефти Азери – Чираг – Гюнешли (АЧГ) не хватит. Появились даже предположения, что с запуском БТД Баку – Супса и уж тем более Баку – Новороссийск будут закрыты. Но в реальной жизни «игра» определялась по правилам ВР: экономическая логика подсказала менеджерам BP и другим участникам ВТС Со., что выгоднее привлечь в БТД максимальные объемы именно сторонней нефти (как с АЧГ, так и из Казахстана) по более высоким тарифам, чем закачивать только добываемую в Азербайджане. Для ВР не было и нет никакого труда оставить нефтепровод Баку – Супса под своим полным контролем, и глава ВР Azerbaijan Дэвид Вудворд несколько раз подтверждал, что акционеры АМОК продолжат использовать маршрут Баку – Супса и после ввода в действие БТД.
Интрига в том, кто именно из акционеров АМОК будет допущен до прокачки нефти на Супсу по 3,26 доллара за тонну, а кто – на Джейхан, где тариф для сторонних грузоотправителей может превысить 30–33 доллара за тонну.
Причем насколько превысить, акционеры ВТС Со. пока не объявляют. В любом случае в целом тариф будет зависеть от отгружаемых объемов, так что крупным казахстанским грузоотправителям поставки по БТД могут стоить даже дешевле, чем мелким азербайджанским.
Возможно, кстати, именно этот фактор играет определенную роль в переговорном процессе «Тенгизшевройла» о возможности поставок в БТД. ExxonMobil, как владелец 25% «Тенгизшевройла», увеличив за счет своего казахстанского сырья объем прокачки по БТД, если не выиграет, то хотя бы в меньшей степени потеряет на тарифе.
Еще один возможный вариант – транспортировка доли ExxonMobil по железной дороге до Батуми. Сегодня компания уже договорилась с азербайджанским холдингом Azpetrol о транспортировке части своей нефти по этому маршруту. 24 ноября 2004 года было официально объявлено о подписании пятилетнего контракта на железнодорожные поставки общим объемом до 10 млн. тонн. Так что на ближайшие пять лет проблема вроде бы решена.
С другой стороны, вопросы надежности и безопасности железнодорожных перевозок по территории Грузии и Аджарии, а также экономика поставок ставят под сомнение целесообразность принятия такого решения для всей экспортной нефти ExxonMobil. В азербайджанском представительстве компании информацию о тарифах со ссылкой на конфиденциальность не разглашают, но в общем случае железнодорожный тариф на маршруте Баку – Батуми составляет сегодня порядка 28–30 долларов за тонну, перевалка в порту Батуми – 14 долларов за тонну.
Так или иначе, но, несмотря на «изобилие» маршрутов, свою нефть с Азери – Чираг – Гюнешли ExxonMobil скорее всего придется транспортировать по трубопроводу Баку – Джейхан. По информации источников, близких к ВР Azerbaijan, хотя ExxonMobil все еще не оставляет надежд на маршрут Баку– Супса, стратегия ВР уступок может не предусматривать.
Что интересно, ситуацию с ExxonMobil нельзя считать частной. У казахстанского правительства и связанных с республикой экспортеров есть большие проблемы по поводу тарифов и возможной транспортировки нефти через Закавказье в обход России.
Известно, что сейчас Астана добивается снижения стоимости транспортировки нефти по маршруту Актау – Дю-бенди – Батуми. Сейчас с учетом перевалки в грузинском порту она составляет более 34 долларов за тонну. Некоторые источники сообщают, что Казахстан хотел бы уменьшить эту цифру до 29 долларов. Причина в том, что стоимость доставки нефти от казахстанских сухопутных промыслов до Актау весьма высока.
Между тем уменьшение затрат на морские перевозки имеет очень важное значение для экспортеров казахстанской нефти, особенно сухопутной. Ее доставка до Актау от промыслов Западного Казахстана обходится весьма дорого из-за высоких тарифов транспортных ведомств Казахстана. Такое положение обеспечивает высокие доходы и им, и государственному бюджету.
С другой стороны, эта практика существенно вредит нефтяным экспортерам и снижает их налоговые выплаты Казахстану. К примеру, международное совместное предприятие «Тенгизшевройл», крупнейший производитель и экспортер казахстанской нефти, формирует базу для выплаты налога на прибыль по следующему принципу: «прибыль рассчитывается по валовой выручке за вычетом суммы всех расходов, среди прочего: расходов на транспортировку и маркетинг».
Проблема высоких транспортных затрат на транскаспийском маршруте превращается в серьезную заботу Казахстана. Ведь руководство республики периодически провозглашает этот маршрут одним из основных, то есть альтернативным Каспийскому трубопроводному консорциуму и системам «Транснефти».
В этой связи показательно то, что случилось в апреле 2005 года. Тогда управляющий директор консорциума господин Кабылдин предложил на переговорах с азербайджанскими и грузинскими коллегами уменьшить тариф на маршруте Актау – Батуми. Закавказские железнодорожники не согласились, так как считают, что имеющиеся тарифы и так невысоки.
Однако на самом деле основная причина этого отказа – уличение Казахстана в нежелании уменьшить издержки на транспортировку по собственной территории. Как итог, все хотят изменения нынешней ситуации с тарифами на транскаспийском направлении, но способы решения проблемы предлагаются прямо противоположные.
В случае если нынешняя конфликтная ситуация вокруг тарифного и транспортного положения не изменится, то доставка нефти до бирж в Аугусте и в Роттердаме из отдаленных казахстанских промыслов может запросто достичь уровня в 50–90 долларов за тонну. Точная цена будет зависеть от точки отправки, но главное, такой поворот событий может дать толчок новому витку агрессивной конкуренции и вновь выдвинуть российские пути экспорта на первый план.
Более конкретно это может выразиться в том, что при неблагоприятном для экспортеров казахстанского сырья ходе событий их транспортные издержки могут возрасти примерно в полтора-два раза против уровня расходов на Каспийском консорциуме. И качество нефти тут уже может не помочь. Вполне вероятен сценарий, при котором рыночная премия за качество ценных сортов казахстанской нефти вроде «КТК-смеси» и сходного с ней по химико-физическим свойствам кашаганского сырья может с лихвой балансироваться выросшими расходами на транспортировку.
Вывод для российской стороны следующий. Россия имеет мало рычагов влияния, способных воспрепятствовать увеличению экспорта казахстанской нефти и обострению конкуренции из-за этого на европейском рынке. Но при определенном противоречии между прикаспийскими странами ей вполне по силам направить казахстанский конкурирующий поток по менее выгодным маршрутам. Тем самым она при желании могла бы установить скрытые ограничения на то, чтобы каспийские поставщики могли предоставлять скидки покупателям для облегчения продаж. Однако многое, конечно, зависит от дальнейшей динамики переговорного процесса между Астаной, Баку и Тбилиси.
Очевидно, что нынешняя коллизия с расширением Каспийского консорциума – скорее всего только первое крупное проявление многосторонней российско-закавказской конкуренции за размещение дополнительных десятков миллионов тонн нефти в год на мировом рынке, прежде всего на рынке ЕС.
Политические и экономические средства и контрмеры, вызванные этим противоборством, в ближайшие годы могут оказаться самыми разнообразными. Можно с уверенностью констатировать, что многолетняя проблема экспорта нефти из Каспийского региона не решена сооружением Каспийского трубопроводного консорциума и близящимся началом работы трубопровода Баку – Джейхан, во многом технические ограничения дополнены или даже заменены тарифными.