Ирина БАРАБАШ, начальник отдела технико-экономических обоснований
ОАО "Институт транспорта нефти"
РЕВЕРС ИЛИ АВЕРС СИСТЕМЫ "ОДЕССА - БРОДЫ":
ПРЕИМУЩЕСТВА И НЕДОСТАТКИ
Выбор варианта использования системы «Одесса – Броды», прежде всего, зависит от расстановки по приоритету критериев оценки: политика? или экономика? и, самое главное, от определения степени риска получить убытки в результате принятого решения. (Обращаем внимание: прибыль и убыток – это все-таки экономические категории. Политика же, как известно, является концентрированным выражением экономики.)
Вопрос об использовании нефтепровода «Одесса – Броды», который был построен в 2001 г.и до настоящего времени не введен в эксплуатацию на участке км 52 – 674, возник в связи с предложением нефтедобывающей компании ТНК-ВР о поставке 9 млн. т нефти транзитом через МНТ Пивденный по маршруту Самара – Никольское – Мозырь – Броды – Пивденный. При этом предлагалось сохранить существующий объем транзита через Одессу – 10 млн. тонн, т. е. реверсировать нефтепровод и перекачивать нефть в направлении от НПС Броды нефтепровода «Дружба» в направлении на Пивденный.
Прямое направление перекачки («аверс») от МНТ Пивденный на Броды предполагает поставку каспийской нефти в дополнение к уже имеющемуся транзиту российской нефти (от НПС Броды нефть может поступать потребителям Центральной Европы по нефтепроводу «Дружба», а в перспективе – по нефтепроводу Броды – Плоцк – Гданьск на северо-европейский рынок).
Сложность выбора варианта «реверс» или «аверс» системы «Одесса – Броды» состоит в необходимости просчитать для страны в целом экономические последствия от принятого решения.
Экономические показатели (доход хозяйствующих субъектов и поступления в бюджет Украины в виде налогов) от данного вида деятельности – «услуги по транспортировке сырой нефти транзитом через территорию Украины» – следует определить в динамике (по годам на период до 2010 г.) по вариантам транспортных схем:
В зависимости от транспортных схем по-разному будут загружены перевалкой нефти порты Одесса, Южный и Феодосия:
трубопроводные маршруты обеспечивают поставку нефти в порты Одесса и Южный;
железнодорожные и комбинированные маршруты обеспечивают поставку нефти до ст. Айвазовская (Феодосия) и ст. Одесса – Пересыпь.
Для информации: железнодорожные перевозки сырой нефти в значительных объемах возникли в 2001–2002 гг.в связи с дефицитом трубопроводных мощностей на конечных участках экспортных нефтепроводов России и высокой ценой на нефть (до 2000 г.99% добываемой нефти транспортировалось по магистральным нефтепроводам, в 2002 г.порядка 50 млн. т, или 11% от объема добычи нефти стран СНГ, перевозилось по железной дороге до портов Черного и Балтийского морей).
Источник информации: аналитический журнал «Нефтегазовая вертикаль», 2003, №7.
Эксплуатирующими предприятиями, участвующими в транзитной поставке нефти через территорию Украины, являются:
ОАО «Укртранснафта» – трубопроводный транспорт в центрально-европейском направлении – на Ужгород, и южном направлении – на порты Одесса и Южный, а также перевалка нефти в порту Южный через терминал «Пивденный» (технологическая площадка и причал указанного терминала входят в состав ОАО «Укртранснафта»);
ГП «Укрзалізниця» – железнодорожный транспорт;
ОАО «Эксимнефтепродукт», «Синтез Ойл», ФПОНП (Феодосийское предприятие по обеспечению нефтепродуктами) – перевалка нефти в танкера в портах Одесса и Феодосия.
Следует отметить, что налоговое законодательство Украины предусматривает единую для всех предприятий норму налога на прибыль 25% (с 01.01.2004), однако только для трубопроводного транспорта. Кроме налога на прибыль, предусмотрен также налог на перекачку нефти в размере $0,685 за 1 тонну (по существу, этот налог является рентой и свидетельствует о высоком уровне рентабельности трубопроводного транспорта нефти).
Использование системы «Одесса – Броды» в зависимости от варианта «реверс» или «аверс» существенно влияет на объемы транспортировки нефти и ее перевалки в портах и, соответственно, на уровень дохода указанных эксплуатирующих предприятий – хозяйствующих субъектов Украины, а значит – и на поступление налогов в бюджет.
Справочно: в систему «Одесса – Броды» входят два объекта: морской нефтяной терминал (МНТ) Пивденный и соединительный нефтепровод МНТ Пивденный – Броды (протяженность 674 км, диаметр 1020 мм);
мощность 1-й очереди – 14,5 млн. т при перекачке нефти в направлении на Броды («аверс») и 23 млн. т – при перекачке в направлении на МНТ Пивденный («реверс»). Разница в мощности в зависимости от направления перекачки нефти обусловлена геодезическими отметками (отметка насосной станции Броды выше, чем МНТ Пивденный). Система «Одесса – Броды» готова для обеспечения объема перекачки нефти на Броды в объеме 14,5 млн. т. Для обеспечения же перекачки в обратном направлении – на МНТ Пивденный при варианте «реверс» – необходимы дополнительные мероприятия и, соответственно, капиталовложения как в нефтепровод МНТ Пивденный – Броды, так и в подводящий нефтепровод Мозырь – Броды (согласно расчетам ОАО «Институт транспорта нефти», без дополнительных затрат по варианту «реверс» может быть обеспечена перекачка только 8 млн. т нефти в год при условии использования существующего насосного оборудования НПС Броды).
При дополнительных 9 млн. т вариант «реверс» требует капиталовложений на строительство в сумме $8,7 млн., в том числе для:
систем сглаживания волн давления на насосных станциях Плещевка, Чижовка, Новины нефтепровода Мозырь – Броды (по $0,7 млн., всего – $2,1 млн.);
нового насосного цеха на НПС Броды ($1,9 млн.);
окончания строительства 1-й очереди соединительного нефтепровода «Одесса – Броды» ($4,7 млн. – строительство аварийно-восстановительных пунктов на НПС Степова, Камяногирка и др.).
Возможна поставка дополнительного объема нефти по традиционному маршруту – через систему Приднепровских магистральных нефтепроводов (ПДМН) на МНТ Пивденный и Одессу (расширение нефтепроводов ПДМН для прокачки +9 млн. т нефти также требует капиталовложений в строительство лупингов, реконструкцию и новое строительство НПС в сумме $73,5 млн.).
Кроме того, перед началом эксплуатации необходимо заполнить трубопроводы технологической нефтью:
вариант «реверс»: 425 тыс.т (участок км 52 – 674), или $86,7 млн. (сорт нефти ЮРАЛС при цене на 4.12.2003 г.$28,19 за баррель);
вариант «аверс»: 460 тыс.т (участок км 0 – 674), или порядка $99,6 млн. (сорт нефти – Смесь КТК, при цене $29,27 за баррель, или +28 на 1 тонну);
вариант поставки через ПДМН: 61,6 тыс.т (заполнение лупингов), или $12,6 млн. (сорт нефти ЮРАЛС).
Справочно: в настоящее время участок нефтепровода «Одесса – Броды» от км 0 до км 52 заполнен нефтью сорта ЮРАЛС.В 2003 г.объем перевалки российской нефти через МНТ Пивденный составил порядка 2 млн. т. Нефть поступала по маршруту Самара – Никольское (Мичуринск) – Кременчуг – Снигиревка – Пивденный.
Цена нефти принята по данным Petroleum Argus CIF Средиземное море (стоимость фрахта не снималась).
Возможно, железнодорожные перевозки дополнительно 9 млн. т нефти могут быть обеспечены за счет интенсификации перевозок, что не потребует дополнительных капиталовложений (в данной статье этот вопрос не рассматривается).
Таким образом, факторы, влияющие на принятие решения об использовании системы «Одесса – Броды», могут быть разделены на две основные группы:
внутренние, касающиеся деятельности предприятий Украины по обеспечению транзита нефти;
внешние, связанные с возможностями нефтепроводов сопредельных государств (Россия, Республика Беларусь), а также – главным образом – с намерениями нефтедобывающих компаний, работающих в России, Казахстане, Азербайджане и Туркменистане, о направлениях и способе транспортировки нефти на экспорт.
Для Украины (как и для любого транзитного государства) увеличение объема транзита экономически выгодно. Существует конкуренция экспортных маршрутов:
трубопроводных – по северной ветке нефтепровода «Дружба» на Гданьск и Росток через такие страны, как Беларусь, Польша, Германия; по нефтепроводу КТК – на Ю. Озереевку через Россию; по нефтепроводу Баку – Супса на порт Супса через Грузию; по нефтепроводам из Самары – на Новороссийск и Туапсе; по нефтепроводу БТС – на Приморск – по территории России;
по железной дороге – в порты Феодосия, Вентспилс, Таллинн, Калининград и другие порты Черного и Балтийского морей.
В условиях конкуренции за транзит нефти между странами внутренние факторы страны-транзитера могут стимулировать или, наоборот, оказывать негативное воздействие на внешние факторы, формирующие в конечном итоге экспортные грузопотоки нефти, и таким образом влиять на объем транзита.
Транзит российской экспортной смеси ЮРАЛС в настоящее время осуществляется через следующие страны СНГ:
на северо-европейский рынок:
Республика Беларусь (на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) Польши и терминал Гданьск, через территорию Польши на НПЗ Германии и терминал Росток; кроме того, через территорию Латвии и Литвы на терминалы Вентспилс и Бутинге); объем поставки в 2002 г.– 53,9 млн. т, в т. ч. направление на Адамово (Польша) – 40,4 млн. т и на Вентспилс – Бутинге – 13,5 млн. т;
на центрально-европейский рынок:
Украина (на нефтеперерабатывающие заводы Словакии, Венгрии, Чехии и стран бывшей Югославии); объем поставки в 2002 г.– 15,5 млн. т;
на средиземноморский рынок:
Украина (через порты Одесса, Южный, Феодосия и др.); объем поставки в 2002 г.– 18 млн. т.
Структура транзита нефти в страны Европы по направлениям (суммарный объем в 2002 г.– 87,4 млн. т):
северо-европейское – 62%;
центрально-европейское – 18%;
средиземноморское – 20%.Справочно: экспортная смесь нефтей ЮРАЛС состоит из смеси российских, казахских, туркменских и азербайджанских нефтей. Смесь формируется: с казахскими нефтями – на базе смешения нефтей (БСН) Самара, с азербайджанскими и туркменскими нефтями – на терминале Новороссийск (нефтебазы Грушевая и Шесхарис). Процесс смешивания осуществляет АК «Транснефть» (Россия). В пункты смешения нефть поступает: из Казахстана – по нефтепроводу Атырау – Самара, из Азербайджана и Туркменистана – по нефтепроводу Баку – Махачкала – Тихорецк – Новороссийск.
Дополнительная информация: нефтепровод Баку – Махачкала – Тихорецк использует в режиме «реверс» нефтепровод Грозный – Баку, построенный в период существования СССР для перекачки западно-сибирской нефти на Бакинские НПЗ. Позднее этот нефтепровод был реверсирован и подключен к участку нефтепровода, построенному в обход Чечни, что позволило организовать перекачку азербайджанских и туркменских (через Махачкалу) нефтей на экспорт через Новороссийск.
Схема основных экспортных маршрутов нефти (Россия, Казахстан, Азербайджан и Туркменистан) в 2002 г.приведена на рис.1 (cм.стр. 26–27).
Из данных рис.1 следует, что в 2002 г.отгружено 37 млн. т нефти из Казахстана, Азербайджана и Туркменистана по независящим от АК «Транснефть» маршрутам – по нефтепроводу «КТК», Баку – Супса, а также железнодорожным транспортом на Китай и по комбинированным транспортным схемам через Батуми (далее нефть, добываемая в этих странах, в данной статье названа каспийской).
Увеличение транзита каспийской нефти через территорию России временно затруднено в связи с внутренними причинами. Лимитируют конечные участки экспортных нефтепроводов России и порт Новороссийск в силу как технических возможностей, так и – главным образом – погодных условий (порядка трех месяцев в году из-за штормов танкера не могут швартоваться).
Кроме того, российские нефтедобывающие компании блокируют увеличение квоты на экспорт для каспийской нефти через Новороссийск в связи с необходимостью обеспечить, в первую очередь, экспорт собственной нефти. Поэтому каспийская нефть, добыча которой увеличивается с темпом 17–20% в год, ищет альтернативные маршруты поставки на экспорт, наиболее значительный из которых – на Китай (12 млн. тонн в 2002 г.).
Остановить дальнейший «уход» каспийской нефти можно только при условии предоставления нефтедобывающим компаниям (НК), работающим в странах Каспийского региона, экономически привлекательных условий транспортировки нефти на экспорт за счет:
расширения мощностей экспортных нефтепроводов на территории России и одновременно – ввода в действие Банка Качества Нефти (БКН). Однако расширение существующих или строительство новых экспортных нефтепроводов является капиталоемким и продолжительным во времени процессом, а ввод БКН требует изменения законодательства России или ввода дифференцированной экспортной пошлины на нефть (иначе НК, добывающие «тяжелую» нефть, не дадут согласия на ввод БКН);
использования резерва мощности «серединной» части нефтепроводов России и резерва конечных участков нефтепроводов сопредельных государств, технологически связанных с нефтепроводами России (в первую очередь, к таким нефтепроводам в южном направлении следует отнести нефтепровод «Одесса – Броды» и терминал Пивденный).
Справочно: добыча нефти в основных нефтедобывающих странах СНГ в 2002 г.составила: в России – 379,6 млн. т, Казахстане – 47,2 млн. т. В 1 полугодии 2003 г.в России добыли 202,4 млн. т нефти, в том числе: ЮКОС – 38,9, ЛУКОЙЛ – 38,4, Сургутнефтегаз – 26,1, ТНК – 20,4, Сибнефть – 15,0, Татнефть – 12,2; в Казахстане – 25,9 млн. тонн, в том числе: НК «КазМунайГаз» – 10,4, СП ТенгизШеврОйл – 6,7, Карачаганак – 2,9, Харрикен Кумколь – 2,4, Актобемунайгаз – 2,3, прочие компании – 1,2.
Источник информации: украинский журнал «Энергобизнес», 2003, №28 (304).
По качественным характеристикам нефть различных месторождений имеет существенные отличия. Основные параметры качества, влияющие на цену нефти:
содержание серы (до 0,6% – малосернистые нефти, от 0,7 до 1,8% – сернистые, более 1,8% – высокосернистые нефти);
плотность (легкие нефти – до 0,7 т/м3, от 0,8 до 0,87 – средние, от 0,87 и более – тяжелые).
Параметры сорта URALS в среднем составляют: сера – 1,8%, плотность – 0,87 т/м3.
Каспийские нефти разнообразны по качеству (нефть сортов ТЕНГИЗ, Смесь КТК – легкие и малосернистые, мангышлакские нефти – тяжелые, требующие подогрева при перекачке, кумкольская нефть – малосернистая, но с высоким содержанием парафинов, что предусматривает необходимость ее подогрева при перекачке в зимнее время).
Справочно: цены на нефть разных сортов на средиземноморском рынке по состоянию на 9.12.2003 г.составляли (в $ за баррель и в пересчете на 1 т):
ЮРАЛС – 28,19 (205,8);
Смесь КТК – 29,27 (234,2);
Азербайджанская легкая – 30,59 (226,4);
Сибирская легкая – 29,49 (224,1).
В 1 тонне нефти в зависимости от плотности содержится разное количество баррелей (в сорте Смесь КТК – 8, в ЮРАЛС – 7,3). В одном барреле – 159 литров.
Источник информации: аналитическое издание Petroleum Argus, «Нефтепанорама», 9.12.2003, №47.
Разница в цене в пределах $28 на 1 тонне в условиях отсутствия БКН в системе АК «Транснефть» (Россия) стимулирует развитие альтернативных российским нефтепроводам маршрутов экспортной поставки нефти на средиземноморский рынок.
Однако после ввода БКН, запланированного на 2004 г., выход по нефтепроводу Атырау – Самара и далее на экспорт в страны Европы по существующей системе нефтепроводов и терминалов России, Украины и стран Балтии может стать привлекательным для каспийской нефти (пропускная способность нефтепровода Атырау – Самара составляет 15 млн. т, планируется его расширение до 30 млн. т).
По моему мнению, именно намерениями вовлечь каспийскую нефть для перекачки по нефтепроводам АК «Транснефть» вызвано предложение ТНК-ВР об организации «реверса» нефтепровода «Одесса – Броды» для транспортировки нефти через МНТ Пивденный в объеме +9 млн. т относительно существующего объема транзита.
Обоснование предложенной точки зрения:
объем добычи нефти ТНК-ВР в настоящее время равен порядка 40 млн. т/год, его экспортная квота (50%) в 2004 г.составит 17–20 млн. т [по данным Petroleum Argus, «Экспорт нефти» от 24.11.2003 г., на 2004 г.объем экспорта нефти ТНК-ВР распределен в равных долях между портами Приморск, Бутинге, Вентспилс, Новороссийск, Одесса, Южный и Кавказ, а это означает, что транзит нефти ТНК-ВР через порт Южный (МНТ Пивденный) планируется в объеме приблизительно 3 млн. т];
вариант «реверс» по транспортным затратам дороже более чем на $3 за 1 тонну по сравнению с вариантом перекачки по системе Приднепровских магистральных нефтепроводов (ПДМН) по маршруту Самара – Никольское – Кременчуг – Южный (МНТ Пивденный). Таким образом, настаивать на варианте «реверс» можно только с учетом объемов каспийской нефти – с целью удлинить транзитное расстояние по территории России и, соответственно, увеличить доход российской АК «Транснефть» от транзита (схема маршрутов видна на рис.1, расчет тарифа за перекачку по вариантам маршрутов «реверс» или «ПДМН» приведен в табл. 1).
Исходя из вышесказанного, предполагается, что при варианте «реверс» нефтепровод «Одесса – Броды» планируется использовать для экспорта не только российской, но и каспийской нефти в страны Европы.
В перспективе борьба за каспийскую нефть будет ужесточаться, и конкуренция маршрутов (вместо монополии АК «Транснефть»), вероятнее всего, приведет к усилению влияния экономического фактора.
Для того, щоб подивится карту у великому масштабі - натисніть на карту
При условии ввода в АК «Транснефть» Банка Качества Нефти в сочетании с реконструкцией НПЗ стран Европы для уменьшения содержания серы в нефтепродуктах до уровня экологических требований Европейского Союза устраняется экономическая необходимость раздельной перекачки различных сортов нефти. В связи с этим развитие нефтепровода «Дружба» может стать приоритетом №1 для российских и каспийских нефтедобывающих компаний (речь идет о проекте «Дружба – Адрия», предполагающем выход на порт Омишаль в южном направлении, а также о продлении северной ветки нефтепровода «Дружба», проходящего через Республику Беларусь, Польшу и Германию до порта Вильгельмсхафен).
Таблица 1. Расчет тарифа по вариантам маршрутов Самара-Пивденный
Очевидно, что расширение существующих нефтепроводов на Омишаль и Вильгельмсхафен требует меньших капиталовложений, чем строительство новых: нефтепровода «Баку – Тбилиси – Джейхан» и нефтепровода на Мурманск. При таком варианте тариф за перекачку нефти будет ниже, что обусловит возрастание коммерческой привлекательности маршрута по нефтепроводу «Дружба» для нефтедобывающих компаний, работающих в Каспийском регионе (в основном – иностранных).
В 2002 г.экспорт каспийской нефти (его объем составил 56,4 млн. т) осуществлялся по таким маршрутам:
через Самару по нефтепроводам АК «Транснефть» – 14,4 (25%);
по нефтепроводу Баку – Махачкала – Новороссийск через АК «Транснефть» – 5,0 (9%);
по нефтепроводу КТК – 11,0 (20%);
по нефтепроводу Баку – Супса – 6,5 (11%);
прочие маршруты (железнодорожные и комбинированные) – 19,5 (35%).
Объемы поставок по маршрутам приведены на рис.1.
По системе нефтепроводов АК «Транснефть» в 2002 г.поставлялось 34% каспийской нефти, по негосударственным нефтепроводам – 31%, прочими маршрутами – 35%.
По направлениям структура поставок каспийской нефти в 2002 г.характеризовалась таким образом:
в страны Европы – 41,9 млн. т (74%);
на азиатско-тихоокеанский рынок – 14,5 млн. т (26%).
Каспийская нефть в южном направлении в основном идет через Босфор (перевозка танкерами до 150 тыс.т).
Справочно: о проблеме прохождения танкерами пролива Босфор. Существующий объем перевозок нефти и нефтепродуктов через пролив Босфор составляет 70–80 млн. т/год; количество танкеров – 15% общего количества судов, пересекающих Босфор (уровень конца 80-х годов – 91 млн. т нефти – пока не превышен).
Значительная часть танкеров следует через Босфор в направлении «Средиземное море – Черное море». Устранение противотока является одним из возможных способов разгрузки проливов (в условиях дальнейшего развития Черноморского рынка нефти и увеличения объема продаж каспийской нефти причерноморским странам – Украине, Румынии, Болгарии, Турции – объемы перевозок нефти через Босфор уменьшатся).
Создание «обходных» нефтепроводов (Бургас – Александропулис, Констанца – Влера, «Дружба – Адрия», Баку – Тбилиси – Джейхан) также является способом разгрузки пролива в долгосрочной перспективе.
Из «обходных» нефтепроводов в последнее время приоритет получил нефтепровод Кыйикей – Ибрихаба, строительство которого инициирует Россия (нефтепровод протяженностью 193 км проходит по территории Турции и может быть построен в течение двух лет).
В краткосрочной перспективе наиболее эффективным способом решения проблемы безопасности прохождения проливов представляется внедрение современной системы управления движением судов, разработанной фирмой «Локхид-Мартин» (США). Согласно исследованию, выполненному отделом безопасности мореплавания Регистра Ллойда, система радарного контроля позволит увеличить пропускную способность пролива Босфор в два раза.
Повышение безопасности прохождения пролива Босфор будет также обеспечиваться совершенствованием технологии строительства танкеров с двойным корпусом, что соответствует вводимому в ближайшем будущем странами ЕС обязательному стандарту.
Однако, несмотря на тенденцию подорожания морских перевозок нефти, в настоящее время стоимость фрахта ($0,34 за 100 ткм) ниже, чем удельный трубопроводный тариф ($0,64 за 100 ткм) [по данным Petroleum Argus, из расчета: фрахт танкера дедвейтом 130 тыс.тонн на маршрут Новороссийск – Аугуста (расстояние 2600 км) составляет $1,2/баррель = $8,76/т = $0,34/100 ткм].
В связи с возможностью обеспечить как безопасность, так и увеличение пропускной способности прохождения танкерами пролива Босфор за счет внедрения системы радарного контроля, а также в результате использования танкеров с двойным корпусом в ближайшее время (в 2004–2010 гг.), несмотря на повышение стоимости фрахта, объем перевозок нефти и нефтепродуктов через этот пролив может увеличиться.
Источник информации: Илья Михайлов. Черноморские проливы: варианты разгрузки // ж. «Трубопроводный транспорт нефти», 2003, №2.
Источник информации о величине фрахта танкеров: Petroleum Argus, «Экспорт нефти», выпуск V, №42, 27 октября 2003 г.
Исходя из вышеизложенного, нетрудно предположить, что на средиземноморский рынок нефть и в дальнейшем будет поступать через Босфор, а «выход» к глубоководным портам (Омишаль, Джейхан, Вильгельмсхафен, Мурманск) необходим в основном для поставок нефти на растущий азиатско-тихоокеанский рынок (АТР) и в США.
Таким образом, «аверс» системы «Одесса – Броды» может быть востребован для поставок нефти:
на НПЗ стран Центральной и Северо-Западной Европы;
на АТР и в США через порт Омишаль при условии сочетания двух проектов: «Дружба – Адрия» и Евроазиатского нефтетранспортного коридора (ЕАНТК), что обеспечит максимальный объем транзита нефти через территорию Украины.
Для реализации варианта «аверс» и сохранения увеличенного на +9 млн. т объема транзита российской нефти требуется:
расширение нефтепроводов ПДМН (лупинги, НПС);
строительство нового участка нефтепровода от км 154 нефтепровода «Снигиревка – Одесса» до МНТ Пивденный протяженностью 52 км, диаметром 720 мм (стоимость строительства – $15 млн., стоимость нефти для заполнения – $3,4 млн., всего – $18,4 млн.);
приобретение технологической нефти сорта «Смесь КТК» в объеме 460 тыс.т стоимостью $92,4 млн. (99,6 – 7,2 = 92,4), т. е. за вычетом стоимости нефти ЮРАЛС, которой в настоящее время заполнен участок км 0 – км 52 нефтепровода «Одесса – Броды».
Период строительства указанных объектов составит 12–18 месяцев.
«Реверс» нефтепровода «Одесса – Броды» при перекачке до 8 млн. тонн в год не требует капиталовложений в строительство.
Тариф за перекачку 1 тонны нефти по территории Украины, рассматриваемый для вариантов, составляет:
«через ПДМН» – $8,4 (существующий тариф: перекачка по маршруту из Мичуринска – $4,9; перевалка – $3,5);
«аверс» – $10,0 из расчета: за перевалку – $3,5; за перекачку – $6,5 (по $0,64 за 100 ткм при транзитном расстоянии 1018 км, в т. ч. Одесса – Броды – 674 км, Броды – Словакия – 344 км).
Следует отметить, что увеличенный транзит российской нефти, скорее всего, носит временный характер, связанный с дефицитом трубопроводных мощностей в России, и сохранится в течение 2004–2006 гг.
Данные о соотношении экспортных мощностей нефтепроводов и объемов транзита по России и Казахстану приведены в табл. 2.
После ввода проекта «Дружба – Адрия» объем транзита в южном направлении через территорию Украины, вероятнее всего, снизится, а объем каспийской нефти, поступающей по нефтепроводу КТК, – наоборот, увеличится.
Таким образом, можно прогнозировать, что, с экономической точки зрения, наиболее целесообразным сценарием использования нефтепровода «Одесса – Броды» является «временный реверс» в течение 2004–2006 гг.с последующим переходом на вариант «аверс» после увеличения объема добычи каспийской нефти.
Переориентация нефтепровода «Одесса – Броды» на перекачку в направлении на Броды технически осуществима в течение трех месяцев.
Преимущества варианта «временный реверс»:
получение дополнительного дохода при минимальных затратах и в кратчайшие сроки (перевалку нефти в танкера с производительностью 8 млн. тонн в год можно начинать через два месяца после принятия соответствующего решения, т. е. сразу после заполнения нефтепровода технологической нефтью; при параллельном строительстве вспомогательных объектов – АВП и др., а также технологических объектов, требуемых для производительности 9 млн. т – насосного цеха на НПС Броды, систем сглаживания волн давления и др.);
после возврата стоимости технологической нефти (погашение кредита) в результате получения дополнительного дохода нефть становится собственностью ОАО «Укртранснафта», что, с финансовой точки зрения, облегчает переход на вариант «аверс», т. к. затраты на заполнение нефтепровода нефтью «смесь КТК» будут ниже за счет продажи технологической нефти сорта ЮРАЛС;
экономические выгоды от улучшения взаимоотношений с нефтедобывающими компаниями России, особенно в связи с перспективой сочетания (гармонизации) проектов «Дружба – Адрия» и ЕАНТК и возможного увеличения объема транзита нефти через территорию Украины.
Недостатки варианта «временный реверс»:
возможны политические осложнения взаимоотношений с Польшей в связи с «непоследовательностью» действий по реализации ЕАНТК (однако, на мой взгляд, Украина выполнила свои обязательства по ЕАНТК не на словах, а на деле – нефтепровод «Одесса – Броды» построен; теперь очередь за польской стороной – привлечь финансирование к строительству нефтепровода «Броды – Плоцк», которое продлится 2–3 года);
не исключено уменьшение объема транзита российской нефти через Гданьск по северной ветке «Дружбы», что означает также экономические потери для Польши.
Следует отметить, что указанные недостатки – временные, и они не противоречат развитию северо-западного направления ЕАНТК (на Плоцк – Гданьск).
Преимущества варианта «аверс» в течение 2004–2006 гг., т. е. до окончания строительства нефтепровода «Броды – Плоцк», зависят от реального объема перекачки каспийской нефти, заявленного для поставки потребителям (НПЗ) стран Европы. К сожалению, информация об объемах не оглашается (в отличие от предложения ТНК-ВР о +9 млн. т).
Таблица 2. Прогноз развития экспортных мощностей магистральных нефтепроводов
Примечания:
Предполагается, что нефть Азербайджана (добыча 2002 г.– 15,3 млн. т) и Туркменистана (добыча 2002 г.– 9 млн. т) будет поставляться на экспорт по нефтепроводу «Баку – Тбилиси – Джейхан», в связи с чем в данной таблице обеспечение трубопроводными мощностями экспортных ресурсов указанных стран не анализировалось.
Направление на Ужгород не имеет выхода к портам, и поэтому в 2002 г.мощность ограничена потребностью рынка (выход на порт Омишаль появляется только после ввода проекта «Дружба – Адрия»). Пропускная способность нефтепровода «Броды – Ужгород» по состоянию на 01.07.2003 г.– 24,7 м.
Факторы, обуславливающие железнодорожные перевозки нефти:
– дефицит трубопроводных мощностей (в т.ч. из-за запрета перекачки на Вентспилс);
– увеличение поставок нефти в Китай, особенно из Казахстана, в условиях отсутствия трубопровода;
– отсутствие Банка Качества Нефти (для легких малосернистых нефтей смешение с URALS неэкономично).
Возможно, дальнейшее развитие Балтийской трубопроводной системы (БТС) в связи с планируемым строительством нефтепровода на Мурманск будет приостановлено (или заморозят сам проект на Мурманск).
Недостатки варианта «аверс»:
в связи с ограниченным в настоящее время рынком сбыта в странах Восточной Европы (он может расшириться после выхода на порт Омишаль) объем каспийской нефти до ввода проекта «Дружба – Адрия», вероятно, не превысит 3–4 млн. т, что менее эффективно для Украины с точки зрения дополнительного дохода;
реализация варианта «аверс» повлечет за собой ущемление транзита российской нефти по нефтепроводам ПДМН в 2004 г., т. к. для того, чтобы «разминулись» грузопотоки российской и каспийской нефти, необходимо строительство участка от км 154 нефтепровода Снигиревка – Одесса до МНТ Пивденный (52 км диаметром 720 мм, нормативная продолжительность строительства порядка 12 месяцев).
Окончательное решение о варианте использования нефтепровода «Одесса – Броды», очевидно, можно принять только после детального рассмотрения всех представленных ОАО «Укртранснафта» договоров (контрактов) на перекачку нефти с точки зрения гарантий объемов, тарифов и юридических аспектов.
Ирина БАРАБАШ,
