Сколько времени уйдет на разработку маршрутов, альтернативных КТК

И сколько на это потребуется средств
Deposit Photos

Даже усиление существующих и появление новых маршрутов не способны заменить Каспийский трубопроводный консорциум на 100%. Однако развивать альтернативные направления необходимо. Зачем и сколько это займет времени и средств – в ответах экспертов из нефтегазовой отрасли.

С момента запуска в 2001 году до начала войны России с Украиной в феврале 2022-го КТК был надежным экспортным маршрутом: почти 80% казахстанской нефти – 53,1 млн из 67,6 млн т – уходит в другие страны через инфраструктуру консорциума.

Однако с февраля этот маршрут изрядно штормит. В марте консорциум сообщил, что два из трех ВПУ (выносное причальное устройство, через которое осуществляется налив нефти в танкеры) вышли из строя из-за шторма. В июне работу КТК приостановили, чтобы разминировать акваторию порта. В июле суд нашел документарные нарушения экологического законодательства и тоже хотел «закрутить вентиль». Позже решение о приостановке КТК заменили штрафом, и сейчас консорциум работает в плановом режиме.

Эти инциденты стали почвой для появления теории, что Россия намеренно срывает поставки нефти из Казахстана в ЕC, чтобы удерживать цены на высоком уровне и тем самым подрывать экономику Евросоюза, объявившего санкции против РФ. В Казахстане произошедшее спровоцировало обсуждение, каким образом теперь экспортировать нефть.

Сразу нарисовалось пять маршрутов: Казахстанско-Китайский трубопровод (ККТ), нефтепровод Баку – Тбилиси – Джейхан (БТД), Узень – Атырау – Самара, Казахстан – Туркменистан – Иран (КТИ), Транскаспийский маршрут, а также перевозка сырья по железной дороге в Узбекистан и Кыргызстан.

Путь к дракону

После первого звоночка – проблем с ВПУ – министр энергетики РК Болат Акчулаков публично заявил: если поставки по КТК полностью прекратятся, то по альтернативным маршрутам удастся направить в месяц только 1,3 млн из 4,4 млн т. То есть 3,1 млн т просто выпадет.

«Альтернативу в одночасье найти нереально просто технически, – позже объяснил Акчулаков. – Чтобы такой объем развернуть, нужно не меньше трех лет примерно. Тот же маршрут на Китай – он всего лишь 20-миллионник (способен прокачивать до 20 млн т нефти в год. – «Курсив»). Мало того, что мы хотим его расширять. А возьмут ли с той стороны коллеги из Китая? Купят ли они столько нефти? Это тоже вопрос».

В AERC (Центр прикладных экономических исследований) считают, что экспортный нефтепровод Атасу – Алашанькоу, принадлежащий ККТ, лишь частично решает вопрос транспортировки сырья из КТК. Об этом же говорит генеральный директор Союза нефтесервисных компаний Нурлан Жумагулов: «При мощности Казахстанско-Китайского нефтепровода в 20 млн т в год мы используем лишь 1/3 потенциала трубы».

Около 10 млн т в год приходится на транзит российской нефти, из которой 5 млн т оседает в Павлодарском НХЗ. Этот объем, по словам Жумагулова, мы компенсируем на участке Атасу, куда подходит также нитка с запада страны.

«Основная проблема низкой загрузки нефти по данному маршруту заключается в узком горлышке с запада страны до станции Атасу. Сейчас всего 6 млн т нефти идет с запада до Атасу. На юге страны есть Шымкентский НПЗ, который долгие годы обеспечивался нефтью Кумкольской группы месторождений, относящейся к Кызылординской области. В последние годы регион добывает все меньше нефти. К примеру, в этом году ожидается добыча всего 4 млн т, а буквально 10–15 лет назад добывали 9 млн т. Последние годы в сторону Китая Казахстан поставляет лишь по 1 млн т в год своей нефти», – говорит Жумагулов.

В среднесрочной перспективе (с 2025 года) планируется расширить пропускную способность части трубы от Кенкияка до Атасу до 15 млн т в год. Для этого необходима модернизация трубопроводов и строительство нескольких нефтеперекачивающих станций. Инвестиции, по подсчетам Жумагулова, могут составить не менее $200 млн.

В обход медведя

Пропускная способность БТД, который транспортирует каспийскую нефть к турецкому порту Джейхан, превышает 50 млн т в год (заполнен на 45%). Это первый маршрут в СНГ, проложенный в обход России. Партнерами в проекте выступают, к примеру, британская BP (30,1%), венгерская MOL (8,9%), норвежская Equinor (8,71%), итальянская ENI (5%), французская TotalEnergies (5%), американская ExxonMobil (2,5%).

Хотя БТД и имеет значительную по сравнению с другими маршрутами пропускную мощность, там тоже есть свои подводные камни. Министр Акчулаков назвал проработку направления БТД «очень длинным процессом с точки зрения инфраструктуры».

«Нужно, во-первых, порт (в Актау) восстановить, нарастить. Второе – порт Курык нужно сделать: нефтепровод подтянуть, танкеры найти, которые будут ходить», – перечислил набор мер министр.

Нурлан Жумагулов остановился на проблеме узкого горлышка – пропускной способности порта Актау.

«Последние годы этот морской порт загружает в год по 2–2,5 млн т нефти на танкеры при мощности в 5–6 млн т. В теории Актауский порт способен на отгрузку нефти в 12 млн т в год, но для этого необходимо провести дноуглубительные работы и отремонтировать старые причалы. Более того, из-за мелеющего уровня Каспийского моря необходимы десятки новых нефтяных танкеров с дедвейтом не более 12 тыс. т груза. А это уже от сотни до миллиарда долларов, в зависимости от объемов загрузки нефти», – озвучил предположительные вливания в БТД Жумагулов.

В своих вычислениях он опирается на потенциальную стоимость ($2,2 млрд) трубопровода Ескене – Курык протяженностью 765 км. Этот проект для транспортировки от 23 (на начальном этапе) до 56 млн т нефти до портов в Мангистауской области договаривались строить в 2010-х «КазМунайГаз» и другие участники тенгизского консорциума. Ескене – Курык должен был стать частью Казахстанско-Каспийской транспортной системы (о ней ниже).

По словам Акчулакова, также остается открытым вопрос, примут ли в Баку столько нефти, сколько Казахстан захочет туда перегнать. Чтобы получить ответ на этот вопрос и достичь договоренностей о транзите между странами, понадобится время и непосредственное участие иностранных партнеров БТД – на этом акцентирует внимание AERC.

Сергей Смирнов, независимый эксперт нефтегазовой отрасли, выделил два основных достоинства ККТ И БТД: обход РФ и возможность быстро их задействовать. «Те маршруты, что идут по российской территории, всегда могут быть закрыты. И не самой Россией, а сопредельными европейскими странами», – считает Смирнов.

К тому же это те редкие варианты (помимо железнодорожных маршрутов), которые можно реализовать в краткосрочной перспективе: «В тот же Китай можно направить дополнительный объем, потому что нефтепровод полупустой, и в Джейхан тоже можно: он не заполненный», – говорит он.

Хорошо забытое старое

7 июля, на следующий день после информации о приостановке работы КТК на месяц, президент Касым-Жомарт Токаев поручил «КазМунайГазу» проработать оптимальный вариант реализации Транскаспийского маршрута с возможностью привлечения инвесторов Тенгизского проекта. Транскаспийский маршрут – это так и не реализованный проект Казахстанской каспийской системы транспортировки (ККСТ) нефти, говорит Нурлан Жумагулов. По ККСТ наша нефть должна была транспортироваться до порта Баку, а затем уходить на международные рынки по трем нефтепроводам Азербайджана: Баку – Тбилиси – Джейхан, Баку – Супса, Баку – Новороссийск. Либо через другие нефтетранспортные системы Азербайджана, Грузии и Турции. Проект ККСТ включал в себя строительство уже упомянутого нефтепровода Ескене – Курык и создание Транскаспийской системы Курык – Баку, состоящей из нефтесливных терминалов на побережье Мангыстау, танкеров и судов, нефтеналивных терминалов на азербайджанском побережье и соединительных сооружений с системой Баку – Тбилиси – Джейхан.

«Однако нужно учитывать расширение Тенгизского месторождения (дополнительно 12 млн т нефти в год) и двукратное увеличение кашаганской нефти при реализации II фазы Северокаспийского проекта. Транскаспийский маршрут как раз нужен для кашаганской нефти в будущем», – уверен спикер.

Он уточнил, что ККСТ должен стать не альтернативой КТК, а опцией для транспортировки дополнительных объемов нефти.

За Самару страшнее

«Главная проблема с нефтепроводом Атырау – Самара заключается в том, что пропускная мощность маршрута составляет всего 17,5 млн т в год», – считают аналитики AERC.

Эксперт нефтегазовой отрасли, автор Telegram-канала Energy Analytics Абзал Нарымбетов перечисляет три причины, по которым диверсифицировать нужно прежде всего маршрут Атырау – Самара, а не КТК.

«Атырау – Самара не имеет банка качества и смешивается с российским сортом Urals, продаваемым с дисконтом более 30%. Нефть имеет себестоимость (в среднем $50 за баррель для зрелых месторождений, таких как ОМГ, ЭМГ, ММГ), и маржа становится намного меньше при продаже со скидкой более 30%», – объясняет Нарымбетов.

Второе. Коэффициент баррелизации Urals составляет 7,2 барреля на ту, что на 10% меньше нефти КТК в баррелях. «Это добавляет дополнительные потери с точки зрения объема и прибыли», – добавляет автор канала.

Атырау – Самара дальше соединяется с такими российскими портами, как Шесхарис (Новороссийск) / Усть-Луга / Приморск (Ленинградская область). То есть этот маршрут с большей вероятностью, чем КТК (здесь только 10% нефти имеет российское происхождение), может попасть под запрет на поставку нефти в ЕС.

Иранский поворот

AERC, опираясь на открытые данные, подсчитал, что в 2021 году загруженность нефтепровода Узень – Атырау – Самара составила 12,1 млн т нефти при мощности 17,5 млн т. Атасу – Алашанькоу прокачал за тот же период 11 млн т, хотя может 20 млн т. По БТД прошло 26,4 млн т нефти.

«Учитывая недозагруженность вышеупомянутых нефтепроводов, около 23 млн т нефти за год с КТК можно было бы транспортировать через БТД, около 5 млн т нефти – через Узень – Атырау – Самара и около 9 млн т нефти – через маршрут Атасу – Алашанькоу (ККТ). При этом в излишках все еще остаются около 17 млн т нефти, которые можно экспортировать через Иран», – считают эксперты AERC.

Сырье по маршруту Казахстан – Туркменистан – Иран можно переправлять танкерами. Из Исламской Республики оно уже станет попадать на международные рынки.

Нурлан Жумагулов напомнил, что у Казахстана есть исторический опыт по поставкам своей нефти в Иран по Каспию: «Мы поставляли 2–3 млн т нефти на иранский порт Нека и такой же объем нефти получали на портах Персидского залива».

Необходимость своп-операций, которые осуществлялись с 2005 по 2010 год, объяснил Олжас Байдильдинов, ведущий программы «Байдильдинов. Нефть»: «Северные регионы Ирана нуждаются в нефти, а основные добывающие активы находятся у Персидского залива. Казахстан поставлял нефть на север Ирана и получал такое же количество нефти по свопу в Персидском заливе (с поправкой на качество нефти)».

Но, замечают в AERC, проблема в сохраняющемся эмбарго на нефть Ирана, которое, возможно, вскоре отменят.

Соседние «станы»

Перевозка нефти по железной дороге в Узбекистан и Кыргызстан, на их НПЗ, по мнению главного научного сотрудника Института экономики доктора экономических наук Олега Егорова, тоже является возможным вариантом.

«В Кыргызстане есть три китайских завода небольшой мощности, где-то до миллиона тонн в год примерно, но они вообще не обеспечены сырьем», – утверждает Егоров.

Нурлан Жумагулов отмечает, что Узбекистану много нефти не нужно, потому что 70% автотранспорта в этой стране заправляется метан-газом (компримированный природный газ).

«Другой вопрос – по какой цене Узбекистан и Кыргызстан готовы закупать нефть? Явно не по мировым ценам, – считает Жумагулов. – А ведь Казахстан самостоятельно не занимается реализацией нефти. Казахстанскую нефть экспортируют частные и транснациональные компании».

Подписывайтесь на нас в Google News
Материалы по теме