Финал взаимовыгодного сотрудничества

Таким образом, перспективы нефтепровода Махачкала-Новороссийск вполне определены. Это транспортировка российской нефти с месторождений в акватории Каспия («ранняя» нефть с месторождений им Корчагина и им. Филановского, вся нефть с месторождения Центральное), борьба за сохранение достигнутых объёмов транспортировки казахстанской нефти и увеличение объёмов туркменистанской нефти. Имеется уверенность, что в обозримом будущем объёмы перекачки нефти по нефтепроводу будет на уровне, обеспечивающим его прибыльную эксплуатацию.

Так чем вызвано прекращение Россией действия договора на прокачку азербайджанской нефти по нефтепроводу Баку-Новороссийск? В первую очередь, изменениями в нефтяной сфере Каспийского региона, обусловленными векторами развития отдельных её составляющих. Перманентные изменения в нефтеносных регионах и определяют жизнь нефтепроводов. Они строятся, реконструируются, переориентируется с аверсных на реверсные поставки нефти, консервируются и возрождаются вновь. Россия, предоставив Азербайджану 5,0 млн т пропускной способности нефтепровода Баку-Новороссийск, помогла ему в период становления добычи нефти на месторождениях Азери — Чираг — Гюнешли. Азербайджан поставками нефти SOCAR по нефтепроводу до 2014 г. помог России сохранить его до лучших времён. Эти времена настали. Но только для нефтепровода Махачкала-Новороссийск. Плохо то, что два соседа пока не поблагодарили друг друга за конструктивное и взаимовыгодное сотрудничество в течение 18 лет.

Примечания

Примечание 1. Нефтепровод Баку-Новороссийск.Общая длина — 1330 км (231 км на территории Азербайджана). Введён в эксплуатацию в 1983 году. В советский период использовался для поставок западно-сибирской нефти на азербайджанские НПЗ. В 1997 году начал работать в реверсном режиме. По нему пошла ранняя нефть (с Сангачальского терминала) месторождений Азери — Чираг — Гюнешли. Позднее по нему шла на экспорт нефть SOCAR. Пропускная способность на азербайджанском участке — 5,0 млн т нефти в год, на российском (от Махачкалы до Новороссийска) — 7,5–8,0 млн т. До 2007 года оператором азербайджанской части трубопровода являлась АМОК (Примечание 4). Позднее — SOCAR.

Примечание 2. Азербайджанская нефть Azeri Light, транспортируемая по нефтепроводу Баку-Тбилиси-Джейхан, продаётся под маркой BTC FOB Ceyhan. Превышение её цены над ценой Urals меняется в широких пределах. Например, разница средней цены в июле 2013 года составляла 1,72 долл. за баррель, а за август — 5,48 долл. Средняя разница цен за 2013 год — 2,88 долл.

Примечание 3. Нефтепровод Баку — Тбилиси — Джейхан. Введён в эксплуатацию в 2008 году. Протяжённость — 1768 км (443 км на территории Азербайджана, 249 км — Грузии; 1076 км — Турции). Начинается на Сангачальском терминале. Пропускная способность — 50 млн т нефти в год. Принадлежит консорциуму BTC Co: BP (30,1 %), SOCAR (25 %), Unocal (8,9 %), Statoil (8,7 %), TPAO (6,5 %), ENI (5 %), Itochu (3,4 %), ConocoPhillips (2,5 %), Inpex (2,5 %), Total (5 %) и Amerada Hess (2,4 %).

Примечание 4. Нефтепровод Баку — Супса. Построен на основе старого нефтепровода «Баку-Батуми». Введён в эксплуатацию в 1999 году. Протяжённость — 829 км (456 на территории Азербайджана). Начинается на Сангачальском терминале. Пропускная способность — 7,2 млн т в год. Принадлежит консорциуму (АМОК/AIOC), который разрабатывает месторождения Азери — Чираг — Гюнешли: BP (оператор, 35,78%), Chevron (11,27%), Inpex (10,96%), Itochu (4,3%), ExxonMobil (8,0006%), ONGC Videsh Ltd (2,72%), SOCAR (11,65%), Statoil (8,56%) и TPAO (6,75%).

Примечание 5. Порт в Махачкале — это Федеральное государственное унитарное предприятие «Махачкалинский морской торговый порт». Но монополистом по перевалке нефти в порту является ОАО «Дагнефтепродукт». А у «Транснефти» возникают сложности при работе с «Дагнефтепродуктом»». Имеется конкретный план их минимизации. Расширение терминала по согласованию с «Транснефтью» будет производить группа «Сумма». То есть, в порту не будет монополиста. Кроме того, «Сумма» построит новый узел учёта нефти за пределами территории порта и передаст его в эксплуатацию «Транснефти». Терминалы в порту будут сдавать нефть «Транснефти» по её «счётчику».

Примечание 6. Нефтегазоконденсатное месторождение Центральное. Открыто в 2008 году. При испытании скважины глубиной 2758 м получен приток нефти дебитом 0,7 тыс. барр. и газа — 70,5 тыс. куб м в сутки. Оператор — СП «Центркаспнефтегаз» («Лукойл» — 25%, «Газпром» — 25%, «КазМунайГаз» — 50%). Расположено в 150 км к востоку от Махачкалы. Глубина моря на участке — 50–70 м. По оценке «КазМунайГаз» извлекаемые ресурсы месторождения: 101,4 млн т нефти, 7,5 млн т конденсата и 162,1 млрд. куб. м газа. По оценке «Лукойл», извлекаемые запасы: 88 млн т нефти и конденсата, 37 млрд куб. м газа. Месторождение имеет особый трансграничный статус и должно разрабатываться на основе СРП на паритетной основе между компаниями России и Казахстана. На сегодня у российской стороны имеются небольшие юридические «шероховатости» по переоформлению на него лицензии. Имеется и твёрдое желание как можно быстрее подготовить технико-экономическое обоснование освоения месторождения.

Примечание 7. Приведены цифры объёмов прокачки нефти по нефтепроводу Баку — Тбилиси — Джейхан из отчётов ВР и Государственного таможенного комитета Азербайджана.