Экономическую оценку различных возможных маршрутов транспортировки каспийской нефти следует провести в двух плоскостях:

(а) оценить возможную величину затрат на доставку тонны нефти на тот или иной рынок, для того чтобы выйти на уровень издержек добычи и доставки каспийской нефти у потребителя (структуру цены с.и.ф.) при той или иной транспортной схеме;

(б) оценить уровень спроса на инвестиции, необходимые для реализации той или иной транспортной схемы, чтобы определить общую совокупную потребность в капиталовложениях в добычу и доставку каспийской нефти на тот или иной рынок.

Сводные расчеты сравнительной экономики транспортировки каспийской нефти по всем возможным направлениям, насколько нам известно, не проводились, а если и проводились – то их результаты опубликованы не были. В прессе, как правило, можно найти оценки лишь некоторых характеристик основных проектов строительства трубопроводов для транспортировки каспийской нефти. В то же время, специалисты компании "Транснефть" провели детальные экономические расчеты транспортировки азербайджанской (см. табл. 8-1) и казахской (см. табл. 8-2) нефти на западноевропейский рынок по 19 различным маршрутам (с.и.ф. Генуя и/или Роттердам) и на различные варианты пропускной способности трубопроводов.

В соответствии с этими расчетами для азербайджанской нефти (табл. 8-1) с большим отрывом лидирует маршрут Баку – Новороссийск в двух его вариантах – через территорию Чечни (100/100) и с обходом ее (154/101), затем два варианта маршрута Баку–Супса - через Босфор (192/104) и вариант с обходом Босфора трубопроводом через Бургас-Александропулис (241/136). Затем, уже с более значительным отрывом, идет третий вариант Баку-Супса - далее через Одессу-Броды-Омишаль (311/226). Замыкают ряд, с существенным отставанием, два "турецких" варианта выхода на терминал в Джейхане: прямой Баку-Джейхан (491/167) и через Супса и Самсун на Джейхан (484/184). При увеличении пропускной способности трубопроводов, "турецкие" и "украинский" маршрут меняют друг друга на "последнем" и "предпоследнем" местах в этой ранжировке. (Цифры в скобках – выраженная в процентах по отношению к самому "дешевому", взятому за 100%, маршруту величина транспортных расходов на других маршрутах, включающая стоимость перекачки по нефтепроводам и перевозки по морю, а также перевалки и портовых сборов. При этом в числителе – из расчета 5 млн.т/год, а в знаменателе – из расчета 30 млн.т/год пропускной способности трубопроводов.)

Проведенные компанией "Транснефть" расчеты тарифа на транспортировку казахской нефти показали (табл. 8-2), что при любых уровнях пропускной способности нефтепроводов в сравниваемых сценариях наиболее экономичным является маршрут КТК, следом за ним идет набор вариантов с поставкой казахской нефти на Самару и далее через систему российских трубопроводов на Роттердам, замыкает эту ранжировку набор вариантов, предусматривающих поставки казахской нефти с Тенгиза по транс-каспийскому трубопроводу Актау-Баку и далее по "грузинскому" (через Супса) или "турецкому" (через Джейхан) маршруту. При этом, при прочих равных условиях, маршрут КТК в полтора и более раз экономичнее альтернативных маршрутов, предусматривающих "транс-каспийское", "грузинское" и/или "турецкое" плечо.

Американские источники (например, ЭИУ США) не приводят столь же детальных экономических расчетов, опираясь на которые можно было бы лоббировать объективные преимущества того или иного маршрута транспортировки каспийской нефти. Или же, как будет показано далее, приводят данные (например, ИГП Университета Райса [9]), свидетельствующие об экономической несостоятельности аргументов в пользу наиболее активно лоббируемых американской стороной маршрутов. Более того, в приводимых ЭИУ США данных (см. табл. 9), исходные стоимостные показатели некоторых российских маршрутов транспортировки каспийской нефти, совершенно очевидно являются некорректно завышенными. Так, если сравнить данные о капиталовложениях в ремонт существующего трубопровода Баку-Новороссийск (через Чечню), приводимые российской "Транснефтью" (98 млн долл., табл. 8-1) и ЭИУ США (2.4 млрд.долл. только на ремонт Чеченского участка этой трубы, табл. 9), то это завышение является 25-кратным (!). Даже если предположить, что данные "Транснефти" являются заниженными, то не в 25 же раз! Если учесть, что доклад ЭИУ США, в котором приводится табл. 9 [8], распространен в сети "Интернет", то количество пользователей этой недобросовестной информацией, является максимально возможным. Это создает максимальный негативный эффект в части формирования у пользователей этой информации искаженного представления о сравнительных экономических преимуществах того или иного транспортного маршрута.

Если прибегнуть к другим наиболее часто цитируемым источникам информации, то разнобой данных по стоимости строительства основных экспортных маршрутов азербайджанской нефти не уменьшится, а только увеличится. Для этого достаточно сравнить данные "Транснефти" (табл. 8) и ЭИУ США (табл. 9) с данными, например, таблицы 10, приведенной в журнале "Рашн петролеум инвестор" ("Russian Petroleum Investor") с косвенной ссылкой на результаты предварительного исследования АМОК, в соответствии с которыми стоимость нефтепровода Баку-Джейхан оценена в 3-3.3 млрд.долл., Баку-Новороссийск – в 2.3 (?) млрд.долл., Баку-Супса – в 1.2 млрд.долл. (все маршруты - без указания их расчетной пропускной способности).

Сводные результаты расчетов затрат на доставку каспийской нефти на европейские и азиатские рынки представлены в табл. 11. Расчеты экономики доставки азербайджанской и казахской нефти на западноевропейский рынок (с.и.ф. Генуя и/или Роттердам), соответствующие "западному" сценарию настоящего исследования (см. табл. 5-1), выполнены компанией "Транснефть"(см. табл. 8), прошли апробацию во Всемирном Банке, на различных представительных международных конференциях. Расчеты по другим маршрутам, предусматривающим, в частности, вывод каспийской нефти на азиатский рынок по восточному (трансконтинентальные трубопроводы) или южным (трубопроводы в район Персидского залива, далее танкерами в Азию) маршрутам, выполнены нами, опираясь на методику "Транснефти".

По результатам расчетов можно сделать следующие выводы. Для азербайджанской нефти наиболее экономически выгодным оказывается маршрут Баку-Новороссийск, наименее экономически целесообразным – маршрут Баку-Джейхан, причем на любых одинаковых объемах пропускной способности сравниваемых трубопроводов. При этом турецкий маршрут проигрывает трубопроводной части как маршрута через Новороссийск, так и маршрута через Супсу вне зависимости от того, будет ли дальнейшая транспортировка нефти из указанных черноморских портов проходить по морю через Босфор-Дарданеллы или минуя проливы за счет использования дополнительного обходного трубопровода Бургас-Александрополис. И это при том, что для расчета стоимости перекачки нефти по трубопроводу Баку-Джейхан использовались данные о капиталовложениях на уровне 3.3 млрд.долл. (см. табл. 8), а не все более часто появляющиеся в последнее время в печати оценки необходимых для его строительства инвестиций порядка 4.5 млрд.долл. (см. табл. 7).

При переходе к расчетам экономики транспортировки нефти по маршруту Баку-Джейхан с использованием оценок капиталовложений на уровне 4.5 млрд.долл., неэкономичность этого маршрута становится еще более очевидной.

Более того, из расчетов "Транснефти" следует вывод, что трубопровод Баку-Джейхан в наименьшей степени вписывается в концепцию "множественности путей доставки" (multiple pipelines) нефти на рынок. Эта концепция активно пропагандируется западными странами и самими прикаспийскими государствами (в первую очередь Азербайджаном) не только исходя из диктуемой объективными экономическими соображениями необходимости диверсифицировать транспортные маршруты, но и для уменьшения зависимости от проходящих по территории России существующих или новых трубопроводных систем. Дело в том, что маршрут Баку-Джейхан-Генуя, как отмечалось выше, проигрывает всем остальным западным маршрутам доставки азербайджанской нефти на рынок при любом уровне пропускных способностей. В наименьшей степени этот маршрут проигрывает в стоимости доставки тонны нефти в Западную Европу при максимальной пропускной способности трубы Баку-Джейхан, то есть при 30 млн.т/год. Этот проигрыш в цене доставки нефти в Геную (удорожание транспортных издержек по сравнению с более дешевыми альтернативными маршрутами, проходящими через Босфор-Дарданеллы: примерно на 20 долл./т по сравнению с маршрутами на Новороссийск и на Супсу - табл. 8-1) мог бы рассматриваться в качестве платы за решение проблем безопасности судоходства в проливах и связанных с этим экологических проблем (поскольку труба на Джейхан минует проливы, что отмечается как одно из ее основных достоинств – см. табл. 10), но только при условии, если бы не было вариантов обхода проливов при поставках нефти из Баку через Новороссийск или через Супсу. Однако такой вариант есть – это обходной трубопровод Бургас-Александрополис, оценки проектной мощности которого доходят до 40 млн.т/год.

При использовании этой обходной трубы, все три основных дискутируемых маршрута поставок азербайджанской нефти на западноевропейский рынок минуют Босфор-Дарданеллы. Транспортные расходы по доставке нефти из Баку в Геную при этом составят:

• 52 долл./т – через Джейхан,
• 42 долл./т – через Супсу,
• 39 долл./т – через Новороссийск (см. табл. 8-1).

Таким образом, единственный возможный экономический "плюс" маршрута на Джейхан оказывается, на наш взгляд, несостоятельным. А значит, следует признать, что в основе лоббирования в качестве основного маршрута доставки азербайджанской нефти на западноевропейский рынок более дорогого маршрута на Джейхан лежат чисто политические соображения.

Кстати, следует отметить, что приведенные в [9] результаты расчетов сравнительной экономики отдельных маршрутов транспортировки азербайджанской нефти также показали, что маршрут Баку-Джейхан является наименее экономически приемлемым как в сравнении с трубопроводом Баку-Супса, так и со связкой трубопроводов Баку-Супса плюс Самсун-Джейхан. Соотношение издержек трубопроводной транспортировки по этим маршрутам (оставляя в стороне вопрос о правильности их абсолютных значений и принимая издержки по маршруту Баку-Джейхан за 100), в расчете на одинаковую пропускную способность трубопроводов, составляет 100:28 и 100:78 (см. табл. 12).

Однако, определенные экономические соображения все-таки подспудно присутствуют при обосновании выбора с качестве "основного" наиболее дорогого маршрута. Основными лоббистами этого маршрута выступают не участвующие в освоении каспийской нефти компании, а заинтересованные государства. При этом если производственные компании заинтересованы в осуществлении наиболее эффективного проекта (т.е. исходят из соотношения затраты/результат и стремятся к максимизации чистого дисконтированного положительного потока денежных средств), то транзитные государства стремятся к осуществлению наиболее дорогого проекта. Чем дороже проект, тем более привлекателен он для принимающего государства, поскольку через механизм экономического мультипликатора (упрощенно: отношение косвенного эффекта к величине капиталовложений, инициировавших данный эффект), величина которого для нефтегазовых проектов в различных странах составляет от 1.6 до 2.4 [21, 26, 27], сулит наибольшую занятость местного населения на строительных и других работах, наибольшие прямые и косвенные налоговые поступления и другие платежи в бюджет (например, таможенные, связанные с ввозом импортного оборудования и материалов) и т.д. Именно поэтому в последнее время наблюдается дрейф в политике Азербайджана в направлении концепции строительства "бесприбыльного" (для инвесторов) основного экспортного нефтепровода, что дает возможность осуществления более дорогого проекта [28].

Однако дополнительную экономическую цену за такой политический выбор придется платить не государствам, а инвесторам – нефтяным компаниям. Сможет ли руководство западных нефтяных компаний объяснить своим акционерам, почему оно пошло на выбор менее экономичного маршрута (если такое решение будет в итоге принято), то есть на удорожание издержек, следовательно на уменьшение или даже на отказ от прибыли, а значит на сокращение или даже на отказ от дивидендов – большой вопрос. В принципе, советы директоров (или собрания акционеров – в зависимости от конкретных положений Уставов этих компаний о процедуре утверждения крупных инвестиционных проектов) могут и не утвердить продиктованный политическими соображениями материнских государств и навязанный нефтяным компаниям выбор. Это будет означать прекращение развития данного проекта (пусть даже временное), а значит и прямые финансовые потери его участников со всеми вытекающими отсюда последствиями и возврат в развитии проекта в исходную точку уже частично пройденного пути.

Из изложенного следует, что, в соответствии с экономическими соображениями, следуя концепции "множественности путей доставки" и принимая во внимание возможности решения проблемы черноморских проливов, в качестве основных маршрутов транспортировки азербайджанской нефти в Европу следовало бы выбирать маршруты на Новороссийск и на Супсу, выводя каждый из них на максимальную пропускную способность, и одновременно строить обходной трубопровод Бургас-Александропулис, замкнув его на поставки нефти по обоим указанным маршрутам. При этом часть каспийской нефти, проходящая через Новороссийск и Супсу найдет своего потребителя не в Западной, а в Центральной и Восточной Европе, в странах Черноморского региона (куда она может поступать через нефтяные терминалы на западном побережье Черного моря), предотвращая тем самым западноевропейский рынок от возможного избытка предложения на нем каспийской нефти (ср. табл. 5-1 и табл. 5-4) и от обвала цен. Поэтому пропускная способность обходного трубопровода "не обязана" достигать суммы мощностей трубопроводов Баку-Новороссийск и Баку-Супса.

В отношении третьего (по убывающей предпочтительности) маршрута транспортировки азербайджанской нефти картина также не столь очевидна, как она представляется общественному мнению некоторыми западными специалистами. Из данных "Транснефти" следует, что третьим по предпочтительности вариантом – пока исходя только из экономических соображений - является маршрут через Иран на терминалы о-ва Харг с дальнейшей поставкой не в Европу, а в Азию, где емкость рынка кратно превышает ожидаемый прирост спроса в Европе. Понятно, что сегодня этот вариант является неприемлемым по политическим соображениям для американских компаний и американского Правительства. Понятно также, что существующие политические проблемы, связанные с маршрутом через Иран, вряд ли могут быть решены очень быстро. Однако, выбор в качестве основных экспортных трубопроводов маршрутов на Новороссийск и на Супсу предоставляет достаточно времени для того, чтобы либо урегулировать политические проблемы во взаимоотношениях США-Иран, либо убедиться, что эти проблемы не подлежат долгосрочному урегулированию, прежде чем потребуется принимать решение о строительстве третьего транспортного пути азербайджанской нефти на рынок. Это даст возможность положить в основу конкурентного выбора между маршрутами Баку-Джейхан-Европа и Баку-Харг-Азия именно экономические соображения.

При этом, в связи с вышеизложенным, следует отметить два принципиальных, на наш взгляд, "политических" момента в ответ потенциальным оппонентам высказанной точке зрения:

1. ни один из обсуждаемых сегодня маршрутов транспортировки каспийской нефти не свободен от политических рисков – Каспийский регион сам по себе является зоной повышенных политических рисков, поэтому эти риски являются имманентно присущими любому пути транспортировки нефти из этого региона;
2. на наш взгляд, возможность сравнительно быстрого и эффективного урегулирования американо-иранских политических разногласий является вполне реализуемой. Во-первых, как только в этом будет заинтересован американский бизнес, американский Конгресс и администрация смогут сначала смягчить, а затем и изменить свою непримиримую по отношению к Ирану позицию, скажем, отменив (или скорректировав) для начала подписанные в 1995 г. распоряжения Администрации США, запрещающие американским компаниям осуществлять деловые связи с Ираном, и "Закон о санкциях" против Ливии и Ирана от 1996 г., налагающий санкции на неамериканские компании, осуществляющие крупные инвестиции в нефтегазовую отрасль Ирана. Во-вторых, в пользу этого предположения говорит и исторический опыт: в свое время политическое противостояние между СССР и США был не менее непримиримым, чем сегодня между США и Ираном, однако это не помешало резкому уменьшению уровня конфронтации между СССР и США при появлении на уровне высшего руководства обеих стран воли к политическому урегулированию межгосударственных отношений. Таким образом, возможная развязка обсуждаемой проблемы, то есть устранение политических препятствий на пути осуществления трубопроводных маршрутов через Иран, – это в значительной степени вопрос политической воли в американо-иранских отношениях. Экономические предпосылки для решения этого вопроса также имеются – пример с проектом освоения месторождения Южный Парс показал, что высвободившуюся за счет неучастия американских компаний в иранских проектах "нишу" успешно заполняют российские, европейские и азиатские компании. Угроза американских санкций для них не является серьезным препятствием для участия в этих проектах. Американские компании от этих санкций теряют неизмеримо больше. Поэтому заинтересованность американских компаний в участии в потенциально выгодных для себя иранских проектах может в итоге сыграть ключевую роль в устранении политических препятствий к реализации транс-иранских маршрутов транспортировки каспийских углеводородов.

Исходя из понимания вышеизложенного, к выводу о необходимости пересмотра политики США по отношению к Ирану начинают приходить влиятельные американские специалисты, выступающие с соответствующими политическими рекомендациями Правительству и Конгрессу США. В частности, такие выводы и рекомендации содержатся в исследованиях ИГП Университета Райса [9, 29], к таким выводам пришли участники состоявшегося там же в апреле 1998 г. семинара "Иран и его стратегическая роль в Персидском заливе", рекомендующие Правительству и Конгрессу США:

• вырабатывать более тонкий и взвешенный подход к отношениям с Ираном,
• взять в свои руки инициативу и активно разворачивать прямой диалог с Ираном,
• сузить режим санкций: режим многосторонних санкций против Ирана, но касающийся только технологий военного и двойного характера, имеющих очевидное и непосредственное отношение к производству оружия массового поражения, будет более эффективным, чем нынешний режим всеобъемлющих экономических санкций (а одно это, на наш взгляд, уже открывает путь к началу сотрудничества с Ираном в нефтегазовой и смежной с ней сферах),
• американской Администрации необходимо с руководством Конгресса подготовить новое законодательство в отношении использования экономических санкций как инструмента внешней политики. Такое законодательство должно содержать четкие положения, предусматривающие ежегодную оценку экономических плюсов и минусов для американских компаний применяемых санкций (в том числе санкций на транзит бурового оборудования, которое поможет убыстрить начало добычи на Каспии) и ежегодное переутверждение действующих законодательных актов о конкретных санкциях,
• США должны продемонстрировать желание рассмотреть вопрос о строительстве основного нефте- и газопровода из Баку через Иран в Турцию, если в американском диалоге с Ираном произойдет сближение позиций сторон (в то же время рекомендуется, чтобы США по соображениям безопасности поставок и из опасений перегрузки Ормузского пролива не поддерживали проект строительства трубопроводов из Азербайджана и Казахстана через Иран к Персидскому заливу),
• Администрация и Конгресс США должны разрешить американским энергетическим компаниям начать дискуссии об инвестициях в нефтегазовую промышленность Ирана, которые смогут осуществляться только после отмены санкций. Такие дискуссии уменьшат очевидные преимущества, которые сегодня имеют в Иране европейские и российские фирмы, и ускорят прогресс в официальном американо-иранском диалоге [29, 30].

Тот факт, что американский Конгресс с недавних пор стал либеральным в применении санкций против потенциальных энергетических экспортеров, отмечают и исследования Лондонского Королевского Института Международных Отношений [31]. Все это открывает перспективы для обсуждения уже сегодня в практической плоскости плюсов и минусов транс-иранских маршрутов, как выходящих к турецким средиземноморским портам, так и нацеленным на поставки в Азию (причем как выходящих на терминалы Персидского залива – к о-ву Харг – так и с учетом возможного их продления в обход Ормузского пролива до побережья Индийского океана).

Для казахской нефти ситуация также не является столь однозначной, как это представляется на первый взгляд, исходя из данных табл. 11, в соответствии с которыми тариф за ее транспортировку в западном направлении, по трассе КТК, много ниже, чем в обоих рассмотренных вариантах поставок в Азию, что подталкивает к однозначному выводу о приоритетности именно этого направления и маршрута поставок казахской нефти.

Очевидно, что величина издержек на транспортировку нефти из Казахстана в северо-восточный Китай по трубопроводу позволяет сразу отбросить этот маршрут (указанной протяженности – до указанной части Китая) из рассмотрения. Обычно обсуждение китайского маршрута на этом и заканчивается.

Однако достижение экономичности транспортировки каспийской нефти в Китай по трубопроводу может оказаться возможным в случае реализации различных многосторонних схем замещения поставок (сделок "своп"), а также (или при осуществлении прямых поставок) за счет сокращения протяженности "китайской" трубы. Последнее может быть обеспечено, если, например, будет иметь место достаточный и стабильный спрос на нефть в Синьцзян-Уйгурском автономном районе (СУАР) Китая, а также если удастся разукрупнить проект строительства нефтепровода в Китай - "раздробить" его на несколько более мелких, экономически самостоятельных проектов, являющихся последовательными фазами строительства более длинной общей "китайской" трубы.

Экономическое развитие СУАР опережает возможности энергетической отрасли автономного района по удовлетворению спроса на энергоресурсы. Здесь наблюдаются перебои в энергопоставках, поэтому в СУАР уже прошли пробные отгрузки казахской нефти железнодорожным транспортом (первый состав – в октябре 1997 г.). Прогнозируется, что добыча нефти в СУАР к 2000 г. достигнет 24 млн.т (сейчас – 15.4 млн.т), потребление вырастет до 23 млн.т (сейчас – 14 млн.т). Следовательно, на первый взгляд, и сегодняшний, и прогнозируемый уровень добычи нефти в регионе даже превышает ее потребление. Однако в соответствии с существующими требованиями, СУАР вынужден экспортировать 50% добываемой нефти в другие районы КНР, что приводит к ее дефициту в самом автономном районе. К тому же, пересмотр в сторону понижения прогнозов добычи нефти на основном в СУАР Таримском месторождении может привести к еще большему увеличению дефицита энергоснабжения в районе [32]. Таким образом, нефтяной дефицит в СУАР составит в ближайшие годы не менее 10-12 млн.т/год при отсутствии необходимой инфраструктуры нефтеснабжения.

В этих условиях одним из возможных вари антов эффективной организации трубопроводного транспорта казахской нефти в восточном направлении по изложенному сценарию может явиться, например, схема замещения поставок казахской нефти в Китай, в рамках заключенного Казахстаном соглашения с КННК, поставками западносибирской нефти.

В этом случае на первой стадии проекта может потребоваться строительство трубопровода от Павлодара до китайской границы (примерно 700 км), по которой в счет обязательств Казахстана по соглашению с КННК могли бы начаться поставки на азиатский рынок российской нефти из Западной Сибири. На второй стадии могло бы начаться строительство нового нефтепровода из района Кумколя (предполагая использование в последующем действующего трубопровода Павлодар-Кумколь) в западном направлении в район группы месторождений Жанажоль и др. и далее на Тенгиз, что дало бы возможность привязать к этой трубе и Узеньскую группу месторождений (в августе 1997 г. КННК выиграла тендер на создание СП с Узеньмунайгазом для разработки этой группы месторождений).

Изложенное предоставит возможность:

(а) Казахстану:

• сравнительно быстро начать получать плату за транзит российской нефти в Китай;
• использовать доходы от транзита российской нефти по нефтепроводу первой очереди в качестве инвестиционного вклада Казахстана в соглашение с КННК – то есть в качестве казахской доли инвестиций в строительство второй очереди нефтепровода. Это в свою очередь могло бы привести к перераспределению в пользу Казахстана его долевого участия в соглашении с КННК;
• практически сразу же полностью обеспечить сырьем (за счет российских "замещающих" поставок) свои обязательства в рамках соглашения с КННК (добычи одной Узеньской группы месторождений для наполнения нефтепровода в Китай явно недостаточно);

(б) России:

• уменьшить экспортную нагрузку на западноевропейский рынок, сократив объем предложения в этом направлении на величину переадресованных поставок (и, тем самым, упрочить ценовую конъюнктуру в Западной Европе),
• получить выход на более емкий в долгосрочной перспективе азиатский рынок, осуществив относительно безболезненный переход с одного рынка на другой;
• высвободить нишу на западноевропейском рынке для российской нефти Тимано-Печоры, для которой возможности маневра (с одного рынка на другой) предельно ограниченны;
• уменьшить издержки доставки западносибирской нефти потребителям (сегодня примерно 30 долл./т и более) за счет сокращения плеча транспортировки, следовательно, повысить рентабельность экспортных операций с западносибирской нефтью;

(в) Китаю:

• начать импортные поставки нефти из Казахстана в более ранние сроки,
• уменьшить объем необходимых инвестиций в казахстанский проект и цену заимствования кредитных ресурсов;
• получить доступ к более широкой ресурсной базе, нежели месторождения одной Узени.

Вероятность реализации второго нацеленного на азиатский рынок трубопроводного маршрута в рамках "восточного" сценария (табл. 5-2) - Центрально-Азиатского Трубопровода (ЦАТ) – сегодня ограничена по политическим причинам, хотя его экономика в целом приемлема. Этот маршрут может рассматриваться в качестве конкурентного иранскому маршруту транспортировки азербайджанской нефти (оба трубопровода нацелены на один и тот же азиатский рынок, издержки транспортировки нефти по ним практически совпадают – см. табл. 11), при трех, на наш взгляд, существенных преимуществах ЦАТ по сравнению с транс-иранским трубопроводом до Харга:

1. вывод ЦАТ на побережье Индийского океана в район Пасни (Пакистан) позволяет решить проблему Ормузского пролива, в то время как перегрузка нефти на танкера на о-ве Харг, расположенном в акватории Персидского залива, предполагает прохождение ими этого наиболее загруженного морского судоходного пролива со всеми вытекающими отсюда проблемами (судовождения, экологические, страховые и т.п.);
2. реализация ЦАТ уже сегодня не накладывает политических ограничений (на государственном уровне) на участие в этом проекте американских компаний, хотя, безусловно, политические риски, связанные с участием тех или иных компаний в ЦАТ (достаточно упомянуть непрекращающиеся военные действия в Афганистане), могут даже превышать аналогичные риски, связанные с их участием в транс-иранском нефтепроводе;
3. ЦАТ предполагается проложить по территории государств (Афганистан, Пакистан), не являющихся крупными производителями жидкого топлива. Поэтому страны ЦАТ, в случае его прокладки, становятся чисто транзитными и заинтересованными в устойчивости функционирования ЦАТ и максимизации объемов прокачки по нему (их благосостояние становится зависимым от объемов поступлений платы за транзит). Иран же является одним из крупнейших нефтеэкспортеров. Прокладка транс-иранского нефтепровода превращает его и в нефте-транзитное государство, благосостояние которого становится зависимым не столько от платы за транзит "чужой" нефти, сколько от объемов экспортной выручки за "свою" нефть. Поэтому до тех пор, пока отсутствуют эффективные (ответственные) механизмы формирования Ираном справедливых транзитных цен (опыт такого рода в стране отсутствует), существует опасность, что, в случае ухудшения ценовой конъюнктуры на рынке жидкого топлива, поставкам "чужой" нефти могут оказываться определенные препятствия (в рамках транзитной политики страны), дабы улучшить тем самым конкурентные позиции "своей" нефти. Однако существует действенное, на наш взгляд, "противоядие" и для этого обоснованного опасения: необходимо добиваться скорейшего вовлечения Ирана (как, впрочем, и других азиатских государств, в первую очередь тех – по территории которых планируется прокладывать транзитные трубопроводы) в орбиту деятельности Конференции по Энергетической Хартии. Присоединение Ирана к Европейской Энергетической Хартии, подписание и последующая ратификация им Договора к Энергетической Хартии обеспечило бы должные правовые гарантии (с соответствующими международными механизмами контроля и ответственности за соблюдение справедливых правил транзита) нефтяным компаниям, участвующим в транс-иранском нефтепроводе, в случае реализации последнего (подробнее о транзите энергии в свете Договора к Энергетической Хартии см. в [33]).

У маршрута КТК также существуют объективные недостатки, способные ухудшить его экономику. Отметим два из них: проблему Черноморских проливов и нацеленность КТК на западноевропейский рынок.

Маршрут КТК может, как и маршруты Баку-Новороссийск и Баку-Супса, избежать негативных последствий "проблемы проливов" в случае строительства и использования обходного нефтепровода Бургас-Александрополис. Это повысит стоимость перекачки по трубопроводам на этом маршруте с 25 до 34 долл./тонну (для первой очереди КТК), что будет примерно соответствовать стоимости перекачки азербайджанской нефти по трубопроводам, выходящим к грузинскому и российскому побережью Черного моря, и при использовании при дальнейшей ее транспортировке того же обходящего Босфор и Дарданеллы нефтепровода. Более существенной проблемой для КТК является само западноевропейское направление поставок.

При использовании КТК Казахстан неизбежно столкнется с проблемой избытка предложения на рынке Западной Европы (см. табл. 5-1). При этом строительство именно КТК будет оказывать наибольший понижающий эффект на цены западноевропейского рынка, поскольку он запроектирован на наибольшую "стартовую" пропускную способность по сравнению с другими – нацеленными на тот же рынок нефтепроводами (во–первых, КТК привязан к уровню добычи на Тенгизе, во-вторых - это выводит КТК на конкурентоспособный уровень издержек перекачки нефти). Для сохранения наиболее экономичного режима перекачки он должен будет эксплуатироваться с максимально полной загрузкой (порядка 85%), ибо ущерб от несоблюдения экономичного режима работы для него также будет максимальным.

Аналогичный эффект будет оказывать на рынок и строительства нефтепровода Баку-Джейхан, поскольку для того, чтобы разрыв в издержках транспортировки нефти по нему и альтернативным маршрутам (сегодня – не в пользу маршрута на Джейхан) был минимальным, этот трубопровод должен быть запроектирован на максимальную пропускную способность. Поэтому, думается, оба этих нефтепровода должны являться по экономическим соображениям наиболее конкурирующей парой и, скорее всего, взаимоисключающими маршрутами поставки каспийской нефти на европейский рынок (то есть строительство одного предполагает исключение строительства другого, исходя из экономических соображений). Чем более медленными будут прогнозы освоения каспийской нефти, тем более острой будет конкурентная борьба "на уничтожение" между нефтепроводами КТК и Баку-Джейхан.

В силу изложенного, нельзя исключать ситуации, при которой сравнительные экономические преимущества поставок казахской нефти на западноевропейский рынок (при поставках по КТК с использованием обходного нефтепровода Бургас-Александрополис расчетная величина транспортных расходов до Генуи составит 34 долл./т) могут оказаться снивелированными радикально улучшенной, по сравнению с данными табл. 11, экономикой поставок нефти в Китай (требуются расчеты) и приемлемой экономикой поставок по ЦАТ (порядка 50 долл./т сиф побережье Юго-Восточной Азии) в условиях гораздо более емкого, по сравнению с Западной Европой, азиатского рынка. Существующая же значительная, на первый взгляд, ценовая премия (дополнительная прибыль нефтяных компаний), формируемая более дешевой (на 15долл./т = 2 долл./барр.) доставкой казахской нефти в Европу по КТК по сравнению с маршрутами ее поставок в Азию, может быть полностью "съедена" негативным ценовым эффектом (снижением цен в Западной Европе на такую же или даже большую величину) за счет образования еще большего избытка предложения на западноевропейском рынке при массированном выбросе на него казахской нефти (объем поставок по КТК в рамках первой очереди составляет половину, а в рамках второй очереди – 2/3 прироста спроса на нефть в Европе в соответствующие годы – см. табл. 5-1).

Таким образом, в случае поставки на один рынок, иерархия предпочтительности маршрутов транспортировки казахской нефти, исходя из экономических соображений, была бы очевидной. Но будучи нацеленными на разные рынки с существенно различающейся текущей и перспективной емкостью, для определения предпочтительности того или иного маршрута следует принимать во внимание различные ценовые эффекты от вывода указанных количеств казахской нефти на эти различные (европейский и азиатский) рынки.

Поэтому, в рамках концепции "множественности путей доставки" для казахской нефти могут оказаться целесообразными – исходя из экономических соображений – следующие варианты:

• использование всех трех рассмотренных маршрутов транспортировки (однако, скажем, КТК – только в пределах мощностей первой фазы),
• использование только азиатских маршрутов, обеспечивающих вывод всех экспортируемых Казахстаном объемов на наиболее емкий и быстрорастущий азиатский рынок, особенно на те его сегменты (континентальный Китай), куда доступ конкурентных (например, ближневосточных) нефтей является объективно затруднительным. Этот вариант обладает также комплексом других неоспоримых экономических преимуществ, в частности тем, что предусматривает использование схем, трансформирующих в сотрудничество возможную конкуренцию казахских и российских нефтей.