Суходольная-Родионовская. Эта 250-километровая магистраль позволяет российским нефтяным компаниям транспортировать нефть до Новороссийского экспортного нефтяного терминала, не используя ветвь, проходящую по украинской территории, что дает возможность российским компаниям избежать высокой платы за транзит и нелегальной откачки нефти. Пропускная способность трубопровода - примерно 16-25 млн. т.
Помимо западных маршрутов Россия стремится развивать трубопроводную сеть на Востоке. ЮКОС строит трубопровод длиной 1700 км и пропускной способностью 25-30 млн. т от Ангарска до Дацина в Маньчжурии.
ExxonMobil - оператор проекта "Сахалин-1" - выступает за
строительство 250-километрового подводного трубопровода через Татарский
пролив до порта Де-Кастри на российском материке, что позволит наращивать
экспорт нефти в азиатские страны. Слабое место проекта кроется в том, что
Де-Кастри не является незамерзающим портом. Пропускная способность и
терминала, и трубопровода должна достигнуть 12-15 млн. т.
Консорциум "Сахалин-2", возглавляемый RD Shell, планирует экспорт
нефти в Японию, Южную Корею и Тайвань. Для этого нужно построить 800-
километровый трубопровод через весь Сахалин к свободному ото льда порту
Пригородное. Этот план недешев, но позволяет экспортировать нефть круглый
год.
Порт Новороссийск на Черном море - крупнейший экспортный нефтяной
терминал России. В 2002 г. через порт прошло 45 млн. т сырой нефти. Уже в
ближайшем будущем его пропускная способность может быть увеличена. Хотя
Новороссийск - незамерзающий порт, главная проблема здесь - частые и
сильные штормы. В 2002 г. он был закрыт из-за непогоды на 85 дней, то есть
в среднем почти два дня в неделю.
Важны для экспорта нефти из России и порты на Балтийском море. Главным нефтяным терминалом здесь традиционно был латвийский порт Вентспилс. Но его доминирующие позиции поколеблены ввиду быстрого развития Таллиннского порта, хотя к нему нефть нужно транспортировать по железной дороге, тогда как к Вентспилсу подходит трубопровод.
Приморск - самый крупный балтийский нефтяной терминал, находящийся на
российской территории. В 2002 г. в Приморске было обслужено 135 танкеров и
отправлено приблизительно 12 млн. т сырой нефти. "Транснефтепродукт"
планирует к 2005 г. присоединить терминал к нефтепродуктоводу (Кстово-
Ярославль-Кириши-Приморск) с пропускной способностью 10 млн. т в год.
Нельзя забывать и про Петербургский нефтяной терминал. Примерно 9 млн. т нефтепродуктов прошли через этот порт в 2002 г., его пропускная способность, как ожидается, вырастет, если порт будет также пропускать сырую нефть.
Строительство небольшого нефтяного терминала с начальной пропускной
способностью менее 1 млн. т запланировано в Выборге. В ноябре 2000 г.
"ЛУКойл" открыл нефтяной терминал в Калининграде. В 2001 г. компания
построила еще один терминал в Калининграде с объявленной пропускной
способностью 2,5 млн. т. Эти терминалы, по оценкам, способны перегружать до
3-5 млн. т нефти ежегодно.
На севере России есть четыре нефтяных порта - Варандей, Архангельск,
Витино и Мурманск. Варандейский терминал с начальной пропускной
способностью 1,5 млн. т был построен "ЛУКойлом" и вступил в строй в августе
2000 г. Компания надеется повысить ее до 10 млн. т. Она будет загружать
здесь собственные танкеры водоизмещением 16-20 тыс. т и отправлять их в
Мурманск, где сырая нефть будет перегружаться на тяжелые суда, которые
станут использоваться для экспорта нефти в Европу и США.
"Роснефть" планирует инвестировать приблизительно 15 млн. долл. в модернизацию терминала в Архангельске с целью удвоения его пропускной способности (с 2,5 млн. до 4,5 млн. т в год). Но зимой этот терминал часто испытывает проблемы, так как не хватает ледоколов, чтобы освобождать арктический порт ото льда.
Порт Витино расположен на юго-западном побережье Кандалакшинского залива на Белом море. Пропускная способность порта - 4 млн. т. Сырая нефть поступает в Витино по железной дороге, откуда отправляется небольшими танкерами водоизмещением до 70 тыс. т в Мурманск, где перегружается на крупные танкеры и затем экспортируется в Европу или США. В 2002 г. объемы транспортировки нефти через Витино увеличились с 0,1 млн. до 2,8 млн. т.
Один из самых амбициозных планов, способных повлиять на работу
балтийских нефтяных терминалов, - строительство Мурманского нефтяного
терминала. Консорциум четырех российских нефтяных компаний - "ЛУКойл",
ЮКОС, ТНК и "Сибнефть" - планирует сооружение трубопровода от Западной
Сибири до Мурманска. Инвестиции, требуемые для финансирования этого
проекта, - 3,4-4,5 млрд. долл.
Мурманский порт будет иметь несколько преимуществ. Первое - огромная
потенциальная пропускная способность в 60-120 млн. т. Второе -
круглогодично свободное ото льда море в отличие от портов, расположенных на
востоке Балтийского моря. Третье - защищенная гавань и уникальные глубины
Кольского залива позволят загружать танкеры водоизмещением 300 тыс. т.
Четвертое - самый экономный транспортный маршрут. Транспортировка тонны
нефти этим маршрутом из Сибири в США будет стоить 24 долл., тогда как через
нефтепровод "Дружба-Adria" - 29,5 долл., через каспийский трубопровод -
29,9 долл. По оценкам, реализация проекта начнется в 2004 г. и закончится в
2007 г.
Россия продолжит сокращать зависимость от транзита нефти через страны
Балтии: "Транснефть" стремится "отобрать" у балтийских операторов плату за
транзит и портовые платежи. Нефтяной транзит через страны Балтии или любые
другие государства будет действовать только как дополнительный маршрут для
случаев, с которыми российские терминалы не смогут справиться
самостоятельно. Роль балтийских портов в российской нефтяной экспортной
логистике уменьшится, если будет построен Мурманский порт.
Но пока Мурманский порт не построен, объемы транспортировки нефти
через Балтийское море будут расти. А это, в свою очередь, увеличивает риск
катастрофы танкера. Все государства Балтийского региона должны начать
работу по минимизации вероятности разлива нефти в море, которое в 2004 г.
становится практически внутренним морем ЕС. Хотя Россия останется вне
Союза, она должна будет налаживать более тесное сотрудничество с ЕС,
поскольку использует и Балтийское, и Средиземное моря как нефтяные
транспортные коридоры на Запад.
Решение ЕС не допускать однокорпусные танкеры в гавани стран ЕС после
2010 г. абсолютно верно, но если Россия не примет подобных мер, оно
останется половинчатым: опасные суда будут продолжать заполнять свои танки
в российских портах и проходить через международные воды Балтийского моря.
Кроме того, решение вступает в силу в 2010 г., а катастрофа может произойти
уже сейчас.
Балтийское море имеет свою специфику не только благодаря внутреннему статусу, но также ввиду суровых климатических условий. Дважды в столетие оно замерзает полностью, Финский залив – каждые десять лет. Лед в Финском заливе стоит примерно шесть месяцев, а ведь там располагаются крупнейшие российские нефтяные терминалы. Необходимо, чтобы ЕС и Россия создали действенные регулирующие органы, способные предотвратить выход в море судов слабой конструкции или с командой низкой квалификации. Можно разрешить, например, использование в течение зимнего периода только танкеров с повышенной прочностью корпуса и специально сертифицируемой для работы в арктических условиях командой.
Россия при максимизации своих нефтяных экспортных доходов не должна
ставить под угрозу экологическую безопасность Балтийского моря. Если Россия
продолжит увеличивать масштабы транспортировки нефти через Балтийское море,
миллионам людей, живущих на его берегах, останется надеяться, что
российское правительство не позволит судовладельцам играть в "русскую
рулетку", зарядив пистолет новыми пулями - однокорпусными танкерами.
Увеличение масштабов транспортировки нефти через Балтийское море - намного
более серьезная угроза интеграции России с ЕС, чем пресловутая проблема
калининградского транзита.
ГЛАВА 2
2.1 Состояние основных фондов комплекса
Состояние основных производственных фондов (ОПФ) нефтяного комплекса
характеризуются большой долей износа, а их технологический уровень является
отсталым. В целом, в нефтедобывающей промышленности степень износа ОПФ
составляет около 55%, а по отдельным нефтяным компаниям достигла 70%
(Башнефть, Татнефть, ОНАКО, ТНК, Самаранефтегаз). Соответствующие данные
приведены в таблице 5.
Т а б л и ц а 5
Износ основных фондов нефтяных компаний
|Компании |Износ ОПФ (%) |Выбытие/ввод ОПФ |
|Башнефть |70 |0,89 |
|Татнефть |70 |0,66 |
|ЛУКойл |60 |0,49 |
|КОМИТЭК |60 |0,79 |
|ОНАКО |70 |1,83 |
|Роснефть |60 |0,65 |
|Сибнефть |60 |0,52 |
|СИДАНКО |н. св. |1,89 |
|Саратовнефтегаз |70 |2,94 |
|Славнефть |60 |0,49 |
|Сургутнефтегаз |60 |0,53 |
|ТНК |70 |0,90 |
|ЮКОС (Самаранефтегаз) |60 |2,14 |
Износ основных фондов в нефтепереработке составляет 60%. Доля полностью изношенных основных фондов, на которые не начисляется амортизация составила в нефтедобыче и нефтепереработке соответственно 22% и 39%. т.е. ситуация в нефтепереработке хуже, чем в нефтедобыче, в том числе с точки зрения экологической безопасности.
Сегодня глубина нефтепереработки находится в интервале 62-64%, средний уровень изношенности оборудования составил более 80%, а срок службы превысил все возможные пределы (в основном, более 25 лет). Основной причиной этого является то, что финансирование нефтепереработки всегда осуществлялось по остаточному принципу, и все ресурсы направлялись в нефтедобычу.
Что касается нефтедобычи, можно констатировать, что разработка нефтяных месторождений находится в сложном положении. Накоплен значительный фонд простаивающих скважин, нарушен баланс отбора жидкости и закачки воды, имеются большие потери попутного газа.
Нефтяные предприятия не располагают современными техническими средствами для разработки трудноизвлекаемых запасов и эксплуатации месторождений, находящихся в поздней стадии. Основные фонды нефтепромыслов имеют большую изношенность и требуют своего обновления, прежде всего технологического оборудования и нефтепромысловых коммуникаций. Рост добычи нефти происходит путем увеличения отдачи от действующих скважин на основе использования традиционных технологий.
2.2 Основные направления капиталовложений в комплексе
Необыкновенно благоприятная конъюнктура на мировых рынках и девальвация рубля создали хорошие условия для инвестирования в нефтяной комплекс. Нефтяные компании увеличили капитальные затраты и за счет этого сумели увеличить объемы производства.
В первом полугодии 2000 года капиталовложения в нефтедобычу выросли на
92%, в нефтепереработку на 85% (огромные темпы). За этот период
капиталовложения в промышленность в целом выросли на 19%. Произошло
существенное увеличение инвестиций в основной капитал, как по отрасли, так
и по отдельным нефтяным компаниям. Фактические инвестиции превышают даже
отчетные данные компаний (по оценкам авторитетных экспертов – на 30 %) в
связи с широким использованием схем финансирования капиталовложений,
отражаемых в отчетности лишь частично.
