"БОЛЬШАЯ ТРОЙКА" КАСПИЯ С "НЕФТЯНЫМ ЩИТОМ"

БАКУ-ТБИЛИСИ-ДЖЕЙХАН - САМЫЙ ВЫГОДНЫЙ СТРАТЕГИЧЕСКИЙ КАСПИЙСКИЙ ТРУБОПРОВОД, СЧИТАЮТ РОССИЙСКИЕ ИНВЕСТИЦИОННЫЕ КОМПАНИИ

Как известно, Каспий и прилегающие к нему оншорные месторождения (далее - каспийский регион) содержат ряд крупнейших углеводородных месторождений в мире.

В статистических обзорах мировых энергетических компаний, каспийскому региону придается все большее значение. В отчете ВР за 2002 год говорится, что Казахстан, Туркменистан и Азербайджан - три страны, граничащие с Каспийским морем, большая часть углеводородных запасов которых находится в Каспийском бассейне - располагают лишь 16,5 млрд. баррелей доказанных запасов нефти и 28,4 млрд. баррелей нефтяного эквивалента газа.

В то же время только пять крупнейших каспийских проектов в Казахстане и Азербайджане располагают приблизительно 19,2 млрд. барр. нефти и 9,3 млрд. барр. нефтяного эквивалента газа.

Аналитики ВР несколько противоречивы и консервативны, поскольку считают, что 16,5 млрд. баррелей нефтяных запасов принадлежит "Большой тройке", но только пять основных проекта охватывают 19,2 млрд. баррелей нефти. Табл.1

По оценкам запасов в соответствии с национальными классификациями, общие нефтяные запасы трех стран составляют 48 млрд. барр. и газа - 45 млрд. барр. нефтяного эквивалента, что соответствует всем известным 5% общемировых запасов.

При нынешних темпах добычи, расчетных нефтяных запасов Казахстана и Азербайджана могут быть израсходованы в течение приблизительно 100 лет. Табл.2

В будущем нефтедобыча на Каспии будет расти достаточно быстрыми темпами, она сыграет важную роль в обеспечении предельного спроса на энергоносители в течение следующих десятилетий. В предыдущем десятилетии, общая нефтедобыча в регионе удвоилась до нынешнего уровня и составила 1,5 млн. барр. в день.

По разным подсчетам, уровень нефтедобычи ожидает удвоиться и составить 3 млн. баррелей в день к 2010 году. Это составит приблизительно 3% ожидаемой мировой добычи к тому времени. Каспийский регион обеспечит около 10% ожидаемого роста объемов мировой нефтедобычи.

По данным июньского обзора одного из ведущих мировых инвестиционных банков, названного "50 проектов, которые изменят мир", пять крупнейших Каспийских стран обеспечивали 32% запасов, которые мировая нефтяная индустрия планирует ввести в эксплуатацию чтобы устранить снижение добычи традиционных месторождений.

Нефтедобыча удвоилась в прошлом десятилетии и ожидает удвоиться вновь к 2010 году. (Гр1)

Нефтяные запасы Каспия в среднем очень продуктивны; каспийская нефть высококачественна. На скважинах в зрелых месторождениях добывается 200 - 400 барр. нефти в день по сравнению с российским аналогом - 65 барр. в день. Дебит скважин на новых оншорных месторождениях колеблется между 900 и 6000 баррелей нефти в день (Тенгиз), в то время как дебит основных офшорных месторождений составляет 9000-18000 баррелей в день (Драгон, АЧГ).

Плотность по API 35-47, содержание серы 0,1%-0,6% по сравнению с плотностью API 38,5 и содержанием серы 0,4% нефти марки Brent и API 31-36, содержанием серы 0,6% российской нефти. Это влечет за собой важные ценовые градации и сырая нефть Тенгиз или Azeri Light обычно торгуется с премией $0,3-$1,2 за баррель к сорту Brent, в то время, как российские сорта продаются, как правило, со скидкой $0,5-$2,5 за баррель.

Геология и география запасов являются двумя ключевыми компонентами

Большинство запасов сосредоточено на больших глубинах 4-5 км. (и даже больше в офшорных месторождениях); на западе Казахстана глубокие слои соли залегают между пластом и продуктивными отложениями. Это ведет к более сложному и трудоемкому (следовательно, более дорогому) бурению.

Попутный газ в большинстве месторождений (Тенгиз, Кашаган, Карачаганак) имеет очень высокое содержание сероводорода (приблизительно 10%); необходимое использование и утилизация газа и серы увеличивают капитальные и операционные расходы проектов.

В конечном итоге, усложняют работу погодные условия - широкий диапазон колебаний температуры, а также мелководье казахстанского побережья, что усложняет установку буровых установок.

Транспортировка нефти из закрытого водоема Каспия, представляет еще большую опасность, чем обнаружение или добыча нефти.

Однако, несмотря на сложные геологические и рабочие условия, себестоимость добычи очень низка: $1,5-$2,5 за барр. в связи с высокой продуктивностью запасов. Затраты полного цикла (обнаружение, разработка и добыча) для большинства добытчиков, включая затраты за фрахт и простой в $2 за баррель, колеблется в пределах $3,5-$4,5 за баррель, что значительно ниже $7-$12 за баррель для аналогов на мировых рынках.

Из вышеизложенного следует, что пять причин инвестирования в освоение каспийских ресурсов принесут достаточно высокие дивиденды.

ТРАНСПОРТИРОВКА

Вопрос транспортировки являлся основной операционной проблемой для региональных производителей с начала разработки каспийских ресурсов в середине 1990-х годов. Природа расположила углеводородные запасы Каспийского региона в окружении суши, тысяч километров от мировых рынков как будто для того, чтобы сбалансировать эти проекты.

Спустя почти десять лет один стратегический трубопровод, построенный Каспийским Трубопроводным Консорциумом (КТК) был сдан в эксплуатацию в 2001 году, в 2005 году будет построен второй стратегический нефтепровод Баку-Тбилиси-Джейхан (БТД).

По подсчетам аналитиков, транспортные расходы для большинства каспийских производителей составляют $4 за баррель по сравнению с $3,3-$3,6 барр, которую платят российские компании за перевозку своей сырой нефти из Западной Сибири в Балтийские и Черноморские порты. Включая последующие цены на Brent, сегодня каспийские нфетедобытчики продают свое сырье со скидкой $6-$8 барр. к сорту Brent.

Таким образом, транспортные расходы для независимых каспийских производителей сравнительно высокие.

Ожидаемый ввод в эксплуатацию трубопровода БТД в середине 2005 года, добавит 1 - 1,5 млн. баррелей в день дешевых экспортных мощностей, что приведет к росту нынешних установленных мощностей на 83% (приблизительно 1,2 млн. баррелей в день). По подсчетам российской инвестиционной компании Aton, нехватка трубопроводных мощностей региона составил примерно 400 тыс. барр/сут. в 2003-2004 гг. Поэтому ввод в эксплуатацию трубопровода БТД обеспечит более чем достаточную резервную мощность, даже если в первое время трубопровод не будет функционировать на полную мощность. Трубопровод БТД, строится с конца 2003 г. после десятка лет напряженных переговоров, по нему будет перекачиваться нефть по тарифу в $3 за барр., что делает его самым выгодным маршрутом региона, несмотря на то, что тарифы для акционеров, не входящих в БТД, вероятно будут выше.

Более того, трубопровод завершится в турецком порту Джейхан, обходя пробки в Новороссийском и Босфорском заливах, сокращая расстояние до средиземноморского рынка.

Следует отметить, несмотря на то, что главная цель трубопровода БТД - обеспечение транспортными мощностями важнейших проектов шельфа Каспия - "АЧГ" и "Кашаган", пиковая добыча этих проектов ожидается с начала этого десятилетия, что предоставляет свободные трубопроводные мощности для всех каспийских производителей, в крайнем случае, до конца этого десятилетия.

Следует отметить, что БТД - самый значимый, но не единственный трубопроводный проект, направленный на разрешение проблемы пробок в турецких проливах. В краткосрочной перспективе, мощность расширения транспортного маршрута стоимостью $4/барр. по операции SWAP в порту Нека от 170тыс. барр/сут. до 500тыс/. барр. ускорит наращивание объема экспорта из региона.

В среднесрочной перспективе, трубопровод Казахстан-Китай, минимальной пропускной способностью 200 тыс. барр. в день (планируется ввести в действие в 2006-07 гг.) и расширение трубопровода КТК (от нынешних 0,56 млн. б/д. до 1,2-1,3 млн. б/д. в 2008-10 гг.) создаст значительный объем свободных мощностей и предоставит каспийским добытчикам дополнительный вариант экспорта.

Таким образом, к 2005-2006 гг. нехватка должна превратиться в избыток мощностей.

Казахстан, как известно крупнейший производитель нефти в регионе, граничит с Китаем - страной, которая несет ответственность за подавляющую часть предельного спроса. В настоящее время, продажи казахстанской нефти в Китай ограничены железнодорожными перевозками около 20 млн. барр. в год.

Однако казахстанское правительство в сентябре этого года начало строительство трубопровода Атасу-Алашанькоу пропускной способностью приблизительно 10 млн. тонн в год (200тыс. б/д.) в Китай.

Ожидается, что строительство 988 км трубопровода будет стоить около $700 млн. В конце мая 2004 года президент Казахстана Нурсултан Назарбаев в Китае подписал соглашение о сооружении данной трубопроводной магистрали.

Следствием этого проекта должен стать неминуемый рост стоимости нефтегазовых активов каспийского региона.

Обзор существующих маршрутов

В настоящее время, самый дешевый маршрут экспорта казахстанской нефти - трубопровод Атырау-Самара, соединяющий нефтепроводную сеть Казахстана (принадлежащей государственной нефтяной компании КазТрансОйл) с трубопроводами Транснефть - государственной трубопроводной монополией России. Транзитный тариф - $0,73 за т./100 км, то есть, приблизительно $2-$3 за баррель, допускающий 2000-3000 км среднего экспортного расстояния, исключая тариф за транзит через Казахстан.

Однако, как мощность трубопровода Атырау-Самара, так и правительственные соглашения ограничивают перевозки по этому маршруту до 15-17,5 млн. тонн в год (300-350 тыс. б/д.). Данный маршрут используется в основном государственными нефтяными компаниями или их филиалами.

Второй маршрут - КТК, который придерживается тарифа в $3,7 за барр. (после последнего роста на 3%). Однако только члены консорциума КТК имеют право использовать мощности трубопровода КТК и несмотря на то, что они могут перераспределить свои мощности между третьими сторонами, на это требуется согласие всех членов консорциума. Из-за этих ограничений и все еще недостаточной добычи на месторождении Тенгиз (основной намеченный заказчик КТК), нынешняя пропускная способность трубопровода 28 млн. тонн (560 тыс. б/д.) в 2003 г. составляет 53% мощности трубопровода, эта цифра будет увеличена до 71% в 2004 году.

Другая альтернатива для казахстанских производителей заключается в транзитной перевалке нефти через западно-казахстанские порты Актау и Атырау через Каспийское море на восточные береговые порты (Баку/Махачкала) и далее порт Новороссийск, или Батуми. Общие затраты составляют $3 за баррель, включая танкерные и погрузочные затраты с исключением транспортных расходов внутри Казахстана.

Своповый обмен нефти с Ираном представляет другой, все более популярный вариант для добытчиков Каспийского бассейна. В традиционном свопе продавец доставляет нефть в порт Нека и принимает идентичный объем в порту Персидского залива. Эта операция очень важна для Ирана, так как большинство иранских перерабатывающих заводов и нефтехимических комплексов находится в северном и центральном регионах страны, в то время как основные нефтяные месторождения находятся на юге. Своповые сделки позволяют снабжать эти предприятия сырьем более низкими затратами, аккумулируя доходы от SWAP.

В среднем, иранский SWAP стоит около $4/барр., включая взнос в приблизительно $3 за баррель, танкерную перевозку в Нека и плату за разгрузку. Среди компаний, задействованных в этом проекте - Dragon Oil, Burren Energy и PetroKazakhstan. Кроме того, ЛУКОЙЛ недавно заявил о планах постройки экспортного терминала мощностью 3 млн. тонн (60тыс. б/д.) в Астрахани для последующего использования маршрута в Неку.

Нека уже соединен с нефтеперерабатывающим заводом Тегерана через старый трубопровод мощностью 40 тыс. б/д. и с новым трубопроводом Нека-Сари, построенный китайским консорциумом в прошлом году мощностью 50тыс. б/д.

Трубопровод Нека-Сари является первой фазой нового трехфазового проекта трубопровода Нека-Тегеран (392 км). В настоящее время мощность данного маршрута составляет 170 тыс. б/д. По данным NIOC, суммарная мощность трубопровода Нека-Тегеран составит около 500 тыс. б/д. путем постройки дополнительных насосных станций.

И, наконец, для казахстанский производителей, не имеющих доступ не к одному из вышеупомянутых маршрутов, всегда есть вариант отправки нефти железнодорожным транспортом через Россию в Черноморские или Балтийские порты. Несмотря на то, что это самый дорогой маршрут, - $6-$7 за барр., при нынешних нефтяных ценах этот вариант также экономичен.

Петроказахстан находится в самом невыгодном положении из-за перспектив высоких транспортных затрат, так как его месторождения находятся в Центральном/Восточном Казахстане, далеко от трубопровода и портовой инфраструктуры на западе страны. ПКЗ должен платить $6-$7 за баррель, чтобы перевозить нефть железной дорогой в порты Актау и Атырау, откуда еще $4 за баррель за перевозку в Новороссийск, или Нека. Очевидно, суммарные экспортные затраты в $10-$11 за баррель делает проект ПКЗ очень уязвимым в случае спада нефтяных цен.

Однако, эта компания имеет выгодную позицию для отправки своей нефти на восток в Китай коротким транспортным маршрутом. Как было отмечено раньше, общие поставки казахстанской нефти в Китай составляют около 20 млн. баррелей в год. Несмотря на то, что большая часть населения и перерабатывающие заводы Китая расположены в восточной части страны, далеко от западной границы Китая с Казахстаном, мы отмечаем, что три нефтеперерабатывающих завода - Душанзи, Карамай и Урумги, общей мощностью около 220 тыс. б/д. - почти граничат с Казахстаном.

В заключение обзора стоит отметить, что общая мощность существующих экспортных маршрутов недостаточна для размещения нынешних, не говоря уже о будущих объемах нефтедобычи.

Таким образом, строительство трубопровода БТД, вместе с расширением Иранских SWAP мощностей, а также расширение пропускной способности трубопроводов Казахстан-Китай и КТК направлены на уменьшение дефицита экспортных мощностей каспийских производителей, что, в свою очередь, должно ускорить рост добычи и переоценку каспийских активов.

Условия

Каспийские запасы нефти и газа составляют 4%-5% от общемировой добычи, но они все еще значительно не освоены

Экономика разведки и добычи нефти в регионе очень благоприятна по сравнению с мировыми аналогами

Планируется устранить нехватку транспортных средств, долгое время сдерживающих рост добычи и негативно влияющий на возвратные цены, с введением двух новых трубопроводов в 2005-2006 гг.

Будущие нефтяные цены, возможно, превысят свои исторические аналоги

Добывающие компании Каспия представляют собой сильную альтернативу дорожающим и полностью облагаемым пошлиной российским нефтяным компаниям

Перспективы для производителей каспийской нефти

Очевидная перспектива будущего роста добычи

Высокие уровни прибыли, даже при нормальных ценах на нефть; рост цен влияет на крупные компании

Рост доходов, возвратные цены будут усовершенствоваться, что может привести к переоценке нефтяных активов

Тенденция игры на будущих нефтяных ценах в будущем усилится благодаря низким затратам полного цикла, очевидны перспективы значительного роста объемов

Добывающие компании Каспия характеризуются низкими операционными расходами и затратами на разведку и разработку, благоприятным налоговым режимом, а также выгодно отличаются от российских аналогов экономикой разведки и добычи

Источник: Атон