Экскурс в историю нефтепроводного транспорта. Транспорт нефти ком


Заграничные горизонты

В начале года, отвечая на вопросы журналистов, глава компании «Транснефть», Николай Токарев упомянул о том, что нефтетранспортной монополии предложили участвовать в   ряде проектов за рубежом. Так, транспортная монополия получила предложение принять участие в проектах в Таиланде, Бенине и Мексике.  Приглашают компанию не только диагностировать или делиться опытом, но и строить новые трубопроводы – например, тянуть трубу от Братиславы до Вены. Безусловно, обладая большим опытом и связями на международной арене, компания вполне может принять участие в этих проектах. Осталось только понять – нужно ли ей это? 

 

На сегодняшний день, помимо своей прямой обязанности – возводить проекты, стимулирующие развитие экономики России, компания участвует или старается участвовать в ряде зарубежных проектов.  

 

Почему «Транснефть» вообще приглашают участвовать в строительстве крупных трубопроводов? 

 

Во-первых, компания накопила достаточный опыт по работе на подобных объектах. Более того – реализованные проекты «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО) и БТС-2 доказали, что в России умеют строить, и умеют строить хорошо. Возможных заказчиков поразило, как быстро, качественно и экологично были возведены не просто линейные, а магистральные нефтепроводы со всей необходимой инфраструктурой. По мнению авторитетного журнала «Oil&Gaz» в мире никто не может сравниться с «Транснефтью» по уровню сложности выполняемых работ. И дело не только в самих трубопроводах, но и в сопутствующей инфраструктуре, уровне безопасности и наладочных работах.  

 

Во-вторых, проведенные исследования показывают, что у компании, по сути, нет конкурентов. Особенно, если речь идет о крупных проектах. Да и с кем сравнивать? Как отмечают специалисты, нефтетранспортной компании, сравнимой по «калибру» «Транснефтью» (и по протяженности эксплуатируемых трубопроводов, и по выполняемой товарно-транспортной работе), в США  и Европе не существует.  Так, если в сфере трубопроводного транспорта нефти проводить сопоставление по протяженности магистралей, то ближе всего к российской компании окажется Plains Pipeline LP. Она эксплуатирует чуть более 9 тыс. км трубопроводов, что в 5,7 раза  меньше, чем ОАО «АК «Транснефть». Если сравнивать грузооборот, то у американского лидера по этому показателю – Enbridge Energy LP – товарно-транспортная работа составляет 92,951 млрд. т•км, что в 12 раз ниже аналогичного показателя ОАО «АК «Транснефть», причем суммарный грузооборот всех американских компаний, транспортирующих нефть, меньше аналогичного российского показателя в 3,2 раза, пишет журнал «Трубопроводный транспорт нефти». 

 

По данным, которые публиковались в прошлом году, в отличие от зарубежных компаний  средние расценки «Транснефти» (1,27 $/100 тlкм) также выглядят более привлекательно (словацкая TRANSPETROL и чешская MERGO –1,30 $/100 тlкм, «Укртранснафта» – 1,33 $/100 тlкм, канадская ENBRIDGE – 1,62 $/100 тlкм, «KazTransOil» – 2,25 $/100 тlкм). Ранее сообщалось, что тариф «Транснефти» ниже аналогичного в сопредельных государствах на довольно приличную сумму. Так, в Латвии он выше в 1,6 раза, а в Литве – в 1,8. Нужно учитывать, что с этого года компания не сможет увеличивать тарифы из-за постановления правительства, поэтому, скорее всего, разница может подрасти. В итоге получается, что критикуемая европейцами за дороговизну компания обеспечивает оптимальный тариф и тратит меньше всего средств на километр трубы.  Так, средняя удельная стоимость строительства трубопровода в Америке составила 4,434 млн. долл. США за 1 км, или 3,86 млн. долл. США за 1 км после проведения нормализации, а, скажем, километра трубопровода ВСТО-1 – всего 2,8 млн долларов. Разница налицо.  

 

В-третьих, важно помнить, что компания «Транснефть» в большей степени принадлежит государству, а, значит, приглашающие ее поработать не могут не понимать, что заключение контракта с монополией может автоматически повлиять на отношения между странами. Особенно, при строительстве крупного трубопровода и сопутствующей инфраструктуры. Также немаловажны и связи компании с нефтяными игроками из России, которые также нельзя опускать, если речь идет о трубопроводе с неразрабатываемых еще месторождений.  

 

На сегодняшний день, «Транснефть» принимает участие в ряде проектов за рубежом.  

 

Каспийский трубопроводный консорциум (КТК) 

 

Каспийский трубопроводный консорциум (КТК), учрежденный в 1992 году, был создан для строительства крупнейшего трубопровода в Каспийско-Черноморском регионе для транспортировки сырой нефти из Казахстана транзитом через Россию. Тогда Казахстан и Россия еще осознавали себя частью чего-то большего, поэтому намеревались работать вместе и дальше.   

 

Для осуществления проекта понадобились инвесторы. Ими стали 8 частных акционеров – известных нефтедобывающих компаний семи различных государств. Состав акционеров консорциума на тот момент был следующий: Российская Федерация — 24%, Республика Казахстан — 19%, Султанат Оман — 7%, Chevron Caspian Pipeline Consortium Company — 15%, LUKARCO B. V. (СП ЛУКОЙЛа и BP) — 12,5%, Rosneft-Shell Caspian Ventures Ltd. — 7,5% (СП Роснефти и Shell), Mobil Caspian Pipeline Company (структура ExxonMobil) — 7,5%, Agip International N. V. (структура итальянской Eni) — 2%, BG Overseas Holding Ltd.— 2%, Kazakhstan Pipeline Ventures LLC — 1,75% и Oryx Caspian Pipeline LLC — 1,75%. 

 

После того, как в 1998 году было разработано ТЭО проекта, предусматривающее первоначальную мощность трубопровода 28 млн тонн в год с последующим расширением до 67 млн тонн в год, получены всевозможные заключения и согласования, в 1999 году началось строительство, которое завершилось в 2001 году. И после этого началось самое интересное. Уже в 2004 году мощности трубопровода были полностью заполнены, а запланированного расширения добиться, никак не удавалось. Дело в том, что с самого начала работы КТК, несмотря на транспортировку и перевалку немалых объемов нефти, проект не приносил прибыли, на что указывала российская сторона и не давала согласия на расширение. Некоторым акционерам (в первую очередь нефтяным компаниям) был выгоден невысокий тариф на прокачку нефти, так как в проекте «черное золото» интересовало их в первую очередь.  

 

Дальнейшие события 2006-2007 годов можно характеризовать как конфликт акционеров, который постепенно был урегулирован с вхождением «Транснефти» в КТК на правах акционера и сменой руководства консорциума. А после того, как Россия купила у Омана 7-процентный пакет и ее доля составила 31%, контроль над КТК фактически перешел к «Транснефти», которая активно начала ратовать за расширение трубопровода. Нефть с казахстанских месторождений могла бы наполнить трубы проектов «Бургас-Александруполис» и «Самсун-Джейхан». Но пока воз и ныне там. «Проблемы есть, и они существенные. Прежде всего, с организацией, ведь деньги у всех есть, как и желание строить. Сам проект был сделан очень плохо, потребовалось уже около 2 тыс. корректировок. Мы отвечаем за российский участок, казахские партнеры — за свой, а Chevron — за морской терминал, резервуарный пар и выносные причалы. Каждый выполняет свою задачу, у всех есть проблемы, но они не такие серьезные, как в Казахстане», - отметил глава компании, Николай Токарев.  

 

Основной проблемой данного проекта выступило большое количество акционеров с разными мотивациями. Кому-то хотелось получать прибыль сразу, кому-то – перекачивать дополнительные объемы, а кому-то просто находиться в числе владельцев проекта для роста капитализации на фондовой бирже. В итоге, только сейчас, с приходом «Транснефти» и назначением нового руководства КТК появляется шанс, что проект будет окупаться и служить своей первоначальной цели.  

 

«Бургас-Александруполис» 

 

Интересным проектом выглядел так называемый «Трансбалканский трубопровод» - «Бургас-Александруполис».  Труба должна была связать болгарский и греческий город и помочь в транспортировке больших объемов нефти, в обход вечно загруженных проливов Черного моря. К тому же, Турция специально вводила ограничения на дедвейт судов, проходящих через проливы, чтобы помочь набрать популярность трубопроводу «Баку-Тбилиси-Джейхан».  Также, из-за неглубокого дна и большой очереди судов, танкеры теряли в проливах несколько дней, увеличивая затраты на транспортировку нефти. Планировалось, что по данному трубопроводу будет поставляться российская нефть с морского терминала в Новороссийске, в Бургасе перегружаться с танкеров, далее по трубопроводу будет поступать в Александруполис, где вновь будет грузиться на танкеры. Проектная протяжённость нефтепровода — 285 км, пропускная способность — 35 млн т в год с возможностью расширения до 50 млн т. В 2007 году российской стороной был создан консорциум для возведения этого трубопровода, куда вошли «Транснефть», «Роснефть» и «Газпром нефть».  

 

Оказалось, что построить 285 километров на этой территории, даже если до этого ты прокладывал трубопроводы тысячами километров в России,  - очень сложно. «Болгарские власти отказались от проекта, так как опасаются за туристов, считают, что проект несет большие экологические риски. Кроме того, они недовольны тарифами — на трубе страна могла бы зарабатывать около $35 млн в год. На наш взгляд, это все несерьезные и несостоятельные объяснения, притом что особой нужды мы в этом проекте не испытываем. Он скорее в интересах той же Европы, потому что ситуация с пропускной способностью проливов через Босфор и Дарданеллы критическая. В то же время у турецких властей есть желание реализовывать альтернативный проект — трубопровод «Самсун—Джейхан», всех в него загнать. Но для нас он экономически невыгодный. Еще раз подчеркну: для российских нефтекомпаний вся эта ситуация некритична, у них есть возможности уйти, например, из Новороссийска в БТС-2»,  - рассказывал ранее Николай Токарев. Действительно, в 2011 году Болгария окончательно вышла из проекта, компенсировав «Транснефти» понесенные ей затраты. 

 

Что стало причиной этого, на первый взгляд, простого и интересного проекта? По нашей версии, всему виной геополитика. Наверное, мало кто знает, что до Второй мировой войны город Александруполис принадлежал Болгарии, поэтому любое неосторожное слово политиков в Софии или Афинах расценивалась другой стороной как оскорбление или угроза. Также не будем забывать о традиционном влиянии Турции на этот региона. А она совсем не заинтересована в подобных проектах, мечтая превратиться в крупнейшую транзитную страну региона. Свою роль сыграло и то, что жители Болгарии не хотели прокладки этого трубопровода, из-за того, что он должен был проходить по живописным местам, что могло повредить туризму – традиционной доходной отрасли. Удивительно, что и Болгария и Греция, которые могли получать прибыль от этого трубопровода, не пошли до конца – не договорились, не поменяли маршрут. Но, есть вероятность, что к этому проекту вернутся в ближайшее время, если Турция и дальше будет копить аварии на БТД или не откроет проливы.  

 

«Самсун-Джейхан» 

 

Проект «Самсун-Джейхан» обсуждается давно, в 2005 году 50% в нем приобрела Eni c прицелом на экспорт нефти с крупного месторождения Кашаган, где итальянская компания является оператором.  Трасса нефтепровода «Самсун-Джейхан» проходит с севера на юг Турции. Проект предполагает поставки нефти из Черноморского бассейна на европейские рынки. Протяженность маршрута - 555 км. Планируется, что мощность трубопровода составит порядка 60-70 млн тонн. 

 

Но, как оказалось, самостоятельно Турция не может потянуть подобный проект – нет ни средств, ни умений.  В итоге, Турция начала искать партнеров, и Россия одна из первых предложила свои услуги. По версии СМИ – чтобы обеспечить поддержку Турции в вопросе строительства газопровода «Южный поток». Но официальный Стамбул сначала называл невероятные цифры, а затем и вовсе прекратил переговоры. Недавно «Транснефть» подтвердила, что никаких переговоров по проекту не ведет. Основное препятствие - экономическая целесообразность нефтепровода. В результате переговоров, которых было больше двадцати, российская сторона предложила Турции рассчитать ТЭО. Однако Анкара не представила каких-либо выкладок. Проработка данного вопроса «Транснефтью» показала экономическую непривлекательность маршрута.  Хотя, налаженные каналы поставок нефти и возможности «Транснефти» могли бы помочь турецкому трубопроводу. Но, видимо, для Турции это больше вопрос пиара, чем реальных дел. Хотя, судя по последним заявлениям, интерес у российской компании остается. Важно решить все разногласия с Турцией, а сделать это будет очень непросто. 

 

Трубопровод «Братислава-Вена» 

 

Предложение расширить трубопровод «Дружба», одна из конечных точек которого базируется в столице Словакии, звучало уже давно, и было понятно - Австрия хотела диверсифицировать поставки «черного золота». Тем более что расстояние между этими столицами не превышает 100 километров, поэтому, технически, строительство не должно было занять много времени. Но, с тех пор, власти России и Австрии раздумали продолжать этот проект, зато предложение получила компания "Транснефть". Важно помнить, что нефть на НПЗ в пригороде Вены, скорее всего, будет поставляться российская, поэтому приглашение российской компании, отвечающей за "Дружбу" выглядит логичным - единые стандарты, системы обслуживание и другие вещи. Плюсом для "Транснефти" является и то, что она уже давно работает с компанией Transpetrol, которая, скорее всего, будет главным оператором строительства и, также, является оператором словацкого участка трубопровода "Дружба".  Также можно отметить и то, что в последнее время Европа крайне озабочена перенаправлением экспортных потоков российской нефти на Запад, поэтому этим шагом Австрия и Словакия пытаются заручиться хорошими отношениями с «Транснефтью» на будущее.  

 

Скорее всего этот проект будет реализован. Учитывая, что труба придет на НПЗ, можно предполагать, что дальнейшее сотрудничество в этом направлении будет вести уже «Транснефтепродукт».  

 

Трубопроводы в Венесуэле и Тайланде 

 

Относительно новые варианты сотрудничества, которые, уверены, появились у компании благодаря реализованным ранее проектам. Так, «Транснефть» получила предложение от правительства Таиланда построить нефтепровод через Малаккский перешеек, протяженностью примерно 200 километров, который позволит сократить сроки доставки нефти из арабских стран в Китай на 2-3 дня.  Как кажется, власти Тайланда были впечатлены строительством трубопровода ВСТО, который поставляет нефть в страны АТР. Подобная заинтересованность есть у властей Венесэулы и Мексики. Важно понимать, что эти страны уже давно работают с российскими нефтегазовыми компаниями, а, значит, имеют очень хорошее представление о работе «Транснефти». Не исключено, что в той же Венесуэле, российская монополия будет строить нефтепровод с месторождения Хунин-6, который разрабатывает консорциум российских компаний. На наш взгляд, здесь налицо покупка не только работы, но и технологий и влияния, что есть у компании «Транснефть».  

 

Безусловно, подобные предложения должны радовать компанию – они показывают востребованность ее работы не только в России, но и за рубежом. Это особенно ценно, учитывая как ревностно во всем мире относятся к трубопроводам, считая их элементами системы национальной энергетической безопасности. Также не будем забывать, что для «Транснефти» эти заказы могут принести неплохие деньги – учитывая, что ряд крупных проектов в России уже завершено, а инвестиционная программа на будущее претерпела изменения в сторону сокращения из-за  отказа в росте тарифов, часть сил компания может пустить на зарабатывание денег «на стороне». Для этого может использоваться «китайская схема», когда Пекин сразу же выплатил все средства на постройку ответвления от ВСТО на Китай. Эти деньги,  безусловно, помогут компании. Помимо всего этого, важно помнить, что подобные проекты укрепят связи стран, заказавших их, с Россией. Так что и геополитический результат налицо. 

 

Но, не все так радужно. Опыт реализации вышеперечисленных проектов показывает, что удаются они только при согласии всех акционеров или ключевой роли «Транснефти», при отсутствии геополитических разногласий и независимости от текущей политической конъюнктуры. Должны быть предложены хорошие условия, прежде всего, с финансовой точки зрения, и прописаны условия окупаемости. Также важно помнить, что чем меньше транзитных стран будет на пути трубопроводов – тем лучше. Также все будет зависеть от планов компании в России. Как справедливо заметил Николай Токарев, «Транснефть» должна участвовать только в тех проектах, которые стимулируют развитие экономики на территории РФ, а не приводят к отвлечению нефтепотоков и недогрузке российских мощностей по транспортировке и перевалке нефти и нефтепродуктов. Если все вышеперечисленное будет сделано как нужно, то международные проекты «Транснефти» будут иметь успех. 

 

Александр Дармин - главный редактор портала Topneftegaz.ru и журнала «Topneftegaz» 

www.transport-nefti.com

Нефтепроводы для Африки

С осени активизировались переговоры России с африканскими странами в области нефтетранспортного инфраструктурного строительства. Новая трансафриканская нефтетранзитная система с участием Уганды, Эфиопии, Судана и Танзании может быть сформирована с помощью России. Об этом шла речь на переговорах президентов России и Уганды Владимира Путина и Йовери Мусевени. 

Уганда ввиду расположения на одинаковом расстоянии между «нефтеносным» Суданом и восточноафриканскими портами может стать основным звеном новой трансафриканской нефтепроводной системы Красное море - Индийский океан.

Помимо Уганды ранее переговоры проходили с Конго, Нигерией, Мозамбиком и Зимбабве.

Так, в ходе визита президента Республики Конго Дени Сассу-Нгессо в Москву 12-13 ноября обсуждалось участие российских компаний в проектах на территории Конго.

Из российских компаний ранее «Роснефть» неоднократно получала предложение подключиться к проектам добычи нефти в Центральной низменности Конго и строительства нефтепродуктопровода между портами Муанда и Матади. ДРК сталкивается с серьезными проблемами и в сфере нефтепереработки. Единственный нефтеперерабатывающий завод, принадлежащий конголезскому предприятию «Сосир», с мощностью 750 тыс. т «простаивает» с 1998 г. из-за отсутствия современного оборудования. По этой причине ДР Конго испытывает недостаток нефтепродуктов местного производства и вынуждена импортировать 900 тыс. куб.м. нефтепродуктов в год. «Коидро» обращалось к российским нефтеперерабатывающим предприятиям с предложением организовать поставки нефтепродуктов из России в ДРК, которое осталось без ответа.

В настоящее время в Конго прорабатывается проект строительства нефтепровода «Рептилия», который соединит месторождение Cuvette Centrale с речным портом Матади в западной части страны. Протяженность нефтепровода составляет 1500 км., стоимость строительства оценивается в 1,5 тыс. км. 

Основным подрядчиком строительства в Конго выступит российская компания Стройтрансгаз, а из энергетических компаний будут участвовать «Газпром нефть» и «ЛУКОЙЛ».

Ранее советник главы «Роснефти» Роман Троценко (теперь президент «Роснефть Overseas») сообщил, что «Роснефть» примет участие в строительстве нефтепродуктопровода из Мозамбика в Зимбабве. По магистрали нефтепродукты будут поставлять еще в Замбию, Малави и Ботсвану. На первом этапе строительства, без возведения морского терминала, финансирование проекта составит 700 миллионов долларов.

В свою очередь «Транснефть» рассматривает возможность строительства нефтепровода в Нигерии. 23 ноября в офисе «Транснефти» состоялась встреча главы компании Николая Токарева с послом Нигерии Ассам Еканем Ассамом. На встрече, по инициативе нигерийской стороны обсуждались вероятные взаимные проекты. Об этом сегодня сообщили отраслевые СМИ.

Нигерийцы проявили интерес к работе «Транснефти» не случайно. В последние несколько месяцев сразу несколько африканских стран развернули активные переговоры о российском участии в нефтепроводной промышленности страны. 

Стоит отметить, что переговоры с нигерийцами шли как на «политическом», так и на экономическом уровне. В переговорах также приняли участие вице-президент компании Михаил Барков и министр посольства по торговле, инвестициям и экономике К. Адуку. Нигерия, проанализировав опыт работы «Транснефти», констатировала низкую аварийность работы российской нефтепроводной системы, что вызывает интерес со стороны нигерийских партнеров, где аварийность значительно выше.

Между тем, аварийность в Нигерии весьма специфическая. Она связана с активной террористической деятельностью повстанческих организаций в дельте реки Нигер. Сообщения о подрыве нефтепроводов приходят регулярно. Местные племена, недовольные «эксплуататорским» отношением нефтяных компаний регулярно занимаются вымогательством и шантажом нефтяников с целью получения выкупа. Крупнейшие международные компании, работающие в Нигерии (в первую очередь, Shell), не справляются с давлением повстанцев. В результате регулярно срывается график экспортных поставок, а нефтепроводные организации терпят убытки, не говоря уже о большом числе погибших и пострадавших.

Однако наряду с рисками работа в Нигерии сулит серьезную прибыль. Нефтяная отрасль составляет основу жизнеспособности Нигерии, принося стране 98% ее экспортных доходов. Доказанные запасы нефти в стране исчисляются до 35 млрд. баррелей – крупнейшие запасы нефти в Африке и десятые в мире. Нигерийская нефть в основном относится к категории легкой и практически не содержит серы (основной сорт- Bonny light). Основной экспорт нефти из страны идет в США (до 40%), а также в КНР. 

Экспортная инфраструктура страны завязана на шесть терминалов, два из которых принадлежат Shell. Остальные - Mobil, Chevron и Texaco. Как правило, эти же компании являются основными операторами месторождений на правах СП с государственной Национальной нефтегазовой корпорацией Нигерии. Кроме того, в стране работают Conoco и Total. Пользуясь тем, что в Нигерии слабое государство, эти компании практически не заботятся об экологической безопасности добычи и транспортировки нефти. По имеющимся данным, с момента получения независимости и по 2010 год в стране произошли тысячи утечек нефти общим объемом до 13 млн. баррелей. 

www.transport-nefti.com

Транспорт нефти

Код состояния 200
IP–адрес 178.210.82.32
Back-resolve transportn.nichost.ru
Content type text/html
Кодировка utf-8
Размер страницы 11.15 Kb.
Скорость загрузки 732 b. / s.
Общее время загрузки 15.59 сек.
Время поиска IP 10.1 сек.
Время подключения 10.15 сек.
Время генерации страницы 10.15 сек.
Начало передачи контента 10.38 сек.
Кол–во переадресаций 1
Время переадресации 5 сек.
«Конечный» URL http://www.transport-nefti.com/
Кол–во css–файлов 3
Кол–во js–файлов 7
Кол–во изображений 39
Кол–во заголовков (<h2> … <h6>) 1
Внешних ссылок 111
Внутренних ссылок 2
HTTP–сервер nginx/1.10.1 (Rucenter)
Обработчик (powered–by) PHP/5.2.17

domenolog.ru

Когда появился первый нефтепровод

После распада СССР многие республики столкнулись с проблемами в экономическом развитии. Страны не смогли поддерживать доставшуюся им в наследство от союзного государства инфраструктуру. Сильный удар был нанесен по нефтепроводной отрасли. Не имея собственной сырьевой базы, бывшие республики вынуждены были стать транзитерами. В свою очередь, российская нефтепроводная отрасль смогла не только сохранить былое величие, но и преумножить его за счет запуска крупнейших проектов, позволивших в несколько раз расширить географию экспортных направлений.

Нефтепроводная история с кавказскими корнями

История нефтепроводного транспорта РФ берет свое начало еще в конце XIX века. Первые нефтяные промыслы в России начали развиваться в районе Баку и Грозного. Соответственно, там же появились и первые нефтепроводы. Изначально это были небольшие нефтепроводы, по которым нефть транспортировалась из промысловых регионов до ближайшего города. Длина первого нефтепровода составляла всего 10 км, а мощность не превышала 0,47 млн. тонн в год.

Несмотря на явные преимущества нефтепроводного транспорта, которые стали очевидны после запуска первых трубопроводов, развитие нефтепроводной системы в России шло медленно. Владельцы железных дорог, которые занимались перевозкой нефти, имели мощное лобби в правительстве, что тормозило развитие трубопроводного транспорта. К концу 1914 году в России было построено лишь около 1,2 тыс. км. нефтепроводов. Для сравнения – в США к этому году протяженность нефтепроводов составляла уже 14 тыс. км.

Первая мировая война, революция, гражданская война не способствовали развитию нефтяной промышленности в целом и трубопроводного транспорта, в частности. В результате до 1926 года строительство магистральных нефтепроводов практически не велось. Однако необходимость в эффективной транспортировки нефти была очевидна, особенно после возобновления роста объемов нефтедобычи. В результате в 30-40 годы ХХ века возобновилось активное строительство нефтепроводов на юге России. Основной целью была доставка нефти к берегам Черного и Каспийского морей.

Также в начале 30-х годов началась добыча нефти на территории Казахстана, что способствовало началу развития нефтепроводного транспорта и в этом регионе. В 40-е годы были открыты нефтяные месторождения в Башкирии, началось активное освоение территорий между Волгой и Уралом. Развитие именно волго-уральского бассейна стимулировала начавшаяся Великая Отечественная война, практически полностью разрушила трубопроводную систему на юге России.

Ориентация - экспорт

В послевоенные годы именно волго-уральский бассейн стал ключевым для нефтяной отрасли. Регион довольно быстро «оброс» целой сетью магистральных нефтепроводов. Отсюда нефть стала направляться как в европейскую часть страны, так и на восток. В частности, были построены нефтепроводы в Новосибирск и далее в Иркутск. Была построена ветка на север – в Пермь. Одновременно восстанавливалась транспортная сеть на юге страны, где были восстановлены трубопроводы «Баку-Супса», а также сеть нефтепроводов в республиках Северного Кавказа и на черноморском побережье России. Это был один из наиболее активных этапов развития трубопроводной системы в СССР. Если к 1950 году общая протяженность нефтепроводов в стране составляла 5400 км, то уже через пять лет эта цифра почти удвоилась.

Между тем, объемы нефтедобычи в стране стремительно росли, началась добыча в Казахстане и Туркмении, открывались новые месторождения в Западной Сибири. В результате было принято решение построить первый экспортный нефтепровод – «Дружба», по которому нефть транспортировалась в Польшу, Чехословакию, Венгрию, ГДР. Две ветки трубопровода были построены к 1966 году. Нефтепровод и сейчас является одним из основных экспортных маршрутов. Таким образом, в 60-е годы прошлого века в СССР появилось очертание современной нефтепроводной системы.

В 70-е годы нефтяная отрасль «углубляется» на север страны. Нефтяные разрабатываются все более труднодоступные месторождения, расположенные в условиях крайнего севера. Для доставки нефти в европейскую часть СССР строится нефтепровод «Уса-Ухта-Ярославль». Ввиду того, что нефть в Казахстане и Туркмении добывается преимущественно у каспийского побережья в небольших объемах, возникает необходимость в обеспечении топливом удаленных регионов этих республик. В этих целях строится нефтепровод из России через Казахстан и Узбекистан в Туркмению: «Омск-Павлодар-Чимкент-Чарджоу». По нему сибирская нефть идет на восточные нефтезаводы Казахстана и Туркмении.

К середине 80-х годов нефтепроводная система СССР была практически сформирована. Фактически шла достройка и модернизация уже существующих маршрутов. Нефть добывалась преимущественно в Западной Сибири, волго-уральском бассейне и Азербайджане. Основными экспортными коридорами были Белоруссия – в центральную Европу, черноморское побережье – на южные европейские рынки, и прибалтийские порты – на север Европы.

Распад СССР и первые жертвы

К 1990 году в СССР работала нефтепроводная система общей протяженностью свыше 70 тыс. км. Управление магистральными нефтепроводами осуществляла Главтранснефть. С распадом СССР строительство новых нефтепроводов было заморожено. Сама трубопроводная система оказалась на территории 15 новых государств. Единая система управления нефтепроводами осталась только в России, она контролировала около 50 тыс. км. нефтепроводов.

Проблемы в экономике новообразованных государств затормозили развитие нефтяной отрасли в целом. Только к концу 90-х годов, когда нефть на мировых рынках начала дорожать, у стран СНГ появилась возможность привлечь инвесторов в нефтяную отрасль.

В результате Азербайджан начал строительство нефтепровода в Турцию для дальнейшей транспортировки нефти в Европу. Туркмения и Казахстан начали искать возможности выхода на китайский рынок. В то же время Казахстан совместно с Россией в начале двухтысячных годов, реализовал проект КТК – нефтепровод, транспортирующий казахстанскую нефть в российские порты и далее в Европу.

Однако большинство стран СНГ не имело собственной ресурсной базы, поэтому оставшиеся в наследство СССР нефтепроводы, они лишь поддерживали в рабочем состоянии, для обеспечения поставок нефти из России или Азербайджана. Впрочем и это удается не всегда, например, ответвление от нефтепровода «Дружба» в Прибалтику было закрыто в связи с изношенностью маршрута.

Попытки построить самостоятельную нефтепроводную систему в таких странах пока безуспешны. В частности, Украина уже много лет пытается запустить собственный транзитный маршрут, однако работа нового трубопровода по-прежнему зависит от российских поставок.

Нефтепроводы России сегодня

В то же время российская компания «Транснефть», получившая в наследие от Главтранснефти нефтепроводную сеть, в настоящее время активно реализует собственные трубопроводные проекты. Это позволит России уже в ближайшем будущем снизить зависимость от транзитных государств, а экспорт нефти осуществлять чрез собственные порты.

Экспорт нефти из России осуществляется по трем основным направлениям. В Европу Россия экспортирует нефть по нескольким маршрутам. Два из них транзитные – это направления через Белоруссию и Украину. Также нефть экспортируется через порты «Туапсе» и «Новороссийск» на Черном море и «Приморск» и «Усть-Луга» на Балтийском. В азиатском направлении экспорт нефти осуществляется в Казахстан. Недавно было открыто и третье направление экспорта нефти – восточное. Первая очередь нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» позволяет экспортировать нефть в Китай, а также осуществлять поставки на рынки АТР.

Учитывая значение нефтяной отрасли для экономики страны, Россия пытается извлечь максимальную выгоду от имеющихся ресурсов. Одной из задач в этом направлении является оптимизация транспортной системы. В частности, Россия пытается свести до минимума транзитные риски. В результате «Транснефть» реализует проект «Балтийская трубопроводная система – 2».

Новый нефтепровод позволит существенно снизить объемы экспорта через Украину и Белоруссию. При этом увеличится загрузка отечественного порта в Приморске. На географии экспорта это практически не скажется. Во-первых, прежний маршрут, несмотря на снижение объемов загрузки, продолжит работу. Во-вторых, перенаправленные объемы нефти будут экспортироваться на прежние рынки с загрузкой в трубопроводные системы стран-потребителей в портах северных морей, без транзитных издержек.

Еще одним важным направлением в плане повышение эффективности работы нефтяной отрасли является диверсификация рынков сбыта. В этих целях реализуется один из крупнейших проектов – нефтепровод ВСТО. Первая очередь ВСТО уже построена. Маршрут уже позволяет осуществлять трубопроводные поставки нефти в Китай, куда ранее нефть поставлялась только по железной дороге, что гораздо дороже. Также первая очередь ВСТО позволила выйти российской нефти на рынки АТР. Пока из конечной точки ВСТО-1 к терминалу на побережье Тихого океана нефть доставляется железнодорожными цистернами, однако с реализацией второй очереди ВСТО, начнутся и трубопроводные поставки.

Выход на рынки АТР, это не только новые возможности для сбыта российских энергоресурсов, но и снижение зависимости от европейского рыка сбыта, который ранее был практически единственным для России. В этом плане переоценить значение трубопровода ВСТО крайне сложно. Кроме того, мощная нефтяная инфраструктура на востоке страны подразумевает развитие и менее крупных проектов.

Строящийся нефтепровод «Заполярье-Пурпе-Самотлор» также имеет огромное значение для нефтяной отрасли страны. Новый маршрут фактически откроет новую нефтяную провинцию на севере страны. Он свяжет с действующей трубопроводной системой множество новых крупных нефтяных месторождений, что позволит России компенсировать падающую добычу на старых месторождениях. При этом «Заполярье-Пурпе-Самотлор» позволит транспортировать нефть как в западном, так и в восточном направлениях.

В целом, сегодня «Транснефть» успешно выполняет задачи, поставленные правительством РФ перед компанией «Транснефть». За счет развития нефтепроводной системы Россия выходит на новые рынки, снижает зависимость от транзитных стран, диверсифицирует поставки, осваивает новые нефтяные провинции. Одновременно «Транснефть», как крупная государственная компания, в своем развитии в полной мере соответствует принципам, которые заданы правительством РФ для всей экономики страны. Модернизация, инновации, повышение эффективности производства – эти принципы лежат в основе развития системы нефтепроводов в России.

Для справки:

Один самых старых отечественных нефтепроводов – «Дружба». Его общая протяженность достигает 8900 км, из них по России – 3900 км. Маршрут проходит от Альметьевска (Татарстан) через Самару до Мозыря и разветвляется на северный и южный трубопроводы. Северный проходит по Белоруссии, Польше, Германии, Латвии и Литве, южный – по Украине, Чехии, Словакии и Венгрии. Его рабочая мощность составляет 66,5 млн т в год.

Действует также нефтепровод БТС-1, который включает нефтепровод «Ярославль – Приморск» и перевалочный пункт в порту Приморска. Его пропускная мощность составляет 70 млн т. Всем известен и нефтепровод БТС-2 с маршрутом «Унеча – Усть-Луга» протяженностью 1000 км.

Наиболее крупный за последние годы проект нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» протянулся от п. Тайшета в Иркутской области до спецморнефтепорта «Козьмино» в Приморском крае. Суммарная протяженность маршрута составляет 4740 км. Окончание строительства запланировано на ноябрь 2012 года.

Одним из старейших является нефтепровод «Туймазы – Омск – Новосибирск – Красноярск – Иркутск» длиной 3662 км, построенный более 50 лет назад.

Еще один нефтепровод «Усть-Балык – Омск» длиной 964 км и диаметром 1020 мм запустили в строй в 1967 г. Он проложен через реки Объ и Иртыш. Прокладка труб, которые доставлялись по воздуху, была сопряжена с большими трудностями.

Нефтепровод «Узень – Гурьев – Куйбышев» длиной 1750 км был сооружен для перекачки вязкой нефти с месторождений Казахстана. Сейчас нефть транспортируется по трубопроводу диаметром 1020 мм.

Длина нефтепровода «Уса – Ухта – Ярославль – Москва» равна 1850 км. Диаметр участка «Уса – Ухта» – 377 мм. Его ввели в эксплуатацию в августе 1973 г., а в 1975 г. продлили до Ярославля и Москвы.

Длина нефтепровода «Усть-Балык – Курган – Уфа – Альметьевск» 2100 км, а диаметр труб – 1020 мм. Трубопровод был введен в эксплуатацию в мае 1973 г.

Длина нефтепровода «Александровское – Анжеро-Судженск – Красноярск – Иркутск» 917 км, а диаметр труб – 1220 мм. Он был построен в 70-х гг.

Длина нефтепровода «Куйбышев – Тихорецк – Новороссийск» 1522 км, а диаметр труб – около 1000 мм. Запущен в эксплуатацию в 1970-х гг.

Длина нефтепровода «Нижневартовск – Курган – Куйбышев» 2150 км, а диаметр его труб – 1220 мм.

Длина нефтепровода «Сургут – Горький – Полоцк» 3250 км.

Длина нефтепровода «Холмогоры – Клин» 519 км, диаметр труб – 1120 мм. Построен в 1980–1985 гг.

Длина нефтепровода Каспийского трубопроводного консорциума Тенгиз (Казахстан) – Новороссийск равна 1580 км.

www.transport-nefti.com

«Транснефть»: ставка на импортозамещение

Осенью стало понятно, что санкции для российских компаний – это всерьез и надолго. Но в любом минусе всегда можно найти плюс. Так и поступили в российском правительстве, призвав отечественные компании массово отказаться от иностранной продукции, покупая аналоги, производимые фирмами, работающими в стране. Благая идея, которая, правда, приходит в голову власти почти каждые десять лет, но затем, почему-то, благополучно забывается. Но если в сфере добычи нефти и газа российским компаниям пока никак не обойтись без иностранной помощи, то в деле их транспортировки за несколько лет можно сделать так, что «Транснефть» и «Газпром» смогут похвастать тем, что весь процесс будет зависеть только от российских компаний. Реально ли это осуществить и в какой срок могут уложиться российские монополисты?

Клич «на импортозамещение!» был кинут Минэнерго еще осенью, когда заместитель министра энергетики России Кирилл Молодцов рассказал, что сделать это несложно, причем в самые короткие сроки. «Мы обладаем возможностью в короткий период времени заменить больший объем технологического оборудования, попадающего в санкционный список», — уверял Молодцов. Он также отметил, что у большинства используемых технологий есть свои аналоги, так что импортозамещение не займет много времени. Три-четыре года, по мнению Минэнерго. Чересчур оптимистично, учитывая, что доля импорта в нефтегазовом машиностроении сегодня составляет 57%, и лишь к 2020 году он может сократиться до 43%, прогнозирует Минпроторг. По программному обеспечению ситуация еще хуже – там доля импорта превышает 90%. Три года может просто не хватить. 

Россия не первый раз сталкивается с подобной ситуацией. Когда распался СССР, большая часть заводов Минхимаша по выпуску нефтепромыслового оборудования располагалась в Азербайджане и на Украине. Все усугублялось нехваткой денег в стране. На рынке процветали всевозможные бартерные схемы. За оборудование и трубы предлагали сначала нефть, нефтепродукты, потом в ход пошли вексельные и зачетные схемы. Поставщик нефтяного оборудования по сложной цепочке выходил на что-то ликвидное — легковые автомобили или сгущенку, которые потом реализовывал за рубли. Импортозамещение происходило за счет самих нефтегазовых компаний. Например, «Газпром» помог машиностроителям освоить производство газоперекачивающих агрегатов. Много заводов выжило благодаря концерну, который их поддержал. Точно так же у нефтяников. В каждой компании существовало подразделение, отвечающее за работу с машиностроителями. Не за покупку, не за организацию тендеров, а за разработку новой техники. Такие специалисты были и в «ЛУКОЙЛе», благодаря которому завод «Ижнефтемаш» освоил производство цементировочных агрегатов. «Транснефть» точно также не искала решения на рынке, а подстраивала его под себя.

Импортозамещай с умом

Сегодня ситуация, конечно, чуть более радужная. В декабре 2014 года правительством быть рассмотрены проекты Энергетической стратегии России и Генеральной схемы развития нефтяной отрасли. Уже сегодня известно, что основной упор будет сделан на стимулирование бурения, рост добычи нефти и ее транспортировку, а также импортозамещение в отрасли. 

Кирилл Молодцов заявил о том, что локализация оборудования в сфере транспортировки нефти к 2020 году должна вырасти до 98% с нынешних 90%. «Финансовые санкции, которые, по мнению тех, кто их вводил, должны затронуть элементы добычи, элементы машиностроения и элементы вовлечения новых месторождений в разработку, мы оцениваем адекватно, но понимаем, что доля иностранных компаний, которые работают на этом рынке, составляла 15-23%. В сфере транспорта нефти локализация оборудования в настоящий момент составляет 90%, к 2020 году должна составить 98%», — сказал он. Замминистра не лукавит – действительно, ряд технологий заменить сложно, например, в сфере СПГ или в электронике, но в транспортировке нефти у «Транснефти» есть шанс выйти на 100% обеспечение российским производством. 

На сегодняшний день доля иностранных поставщиков на рынке нефтегазового оборудования составляет порядка 20% и, по прогнозам экспертов, снижается с каждым годом. Дело не только в том, что российские компании учатся производить дефицитные решения, но и в курсе рубля. Последние несколько месяцев он снижается, вынуждая уходить с российского рынка иностранные компании, чья продукция дорожает из-за роста цен на валюту. Российские же аналоги, которые ранее были недооценены, получают шанс их заменить. К тому же, общий патриотический порыв, охвативший большую часть экономики, позволяет отечественному производителю даже чуть не дотягивать по качеству до иностранных аналогов – покупатели готовы простить мелкие недоработки. Но остается другая проблема — недостаток информации у российских промышленных компаний. Надолго ли этот порыв? Вкладывать серьезные средства, эффективно использовать научно-технический и производственный потенциал освоения сложной продукции с длительным циклом изготовления невозможно, если не известны перспективные планы развития нефтегазовых компаний. У российских поставщиков нет достоверной и систематизированной информации об импорте отдельных видов нефтегазового оборудования, степени его износа. В той ситуации многие российские поставщики просто перестали быть генераторами ноу-хау, работая по одному-двум заказам. Их возможности не позволяют привлекать достаточное количество средств для проведения исследования, а низкий уровень знания рынка не дает представления о том, в каком направлении нужно развиваться в первую очередь. В то же время, важное препятствие импортозамещению в нефтегазовом комплексе — недостаток информации у российских промышленных компаний. 

Безусловно, Россия может в ближайшие годы обеспечить свою нефтегазодобывающую промышленность оборудованием, доступ к которому для нас ограничили введением санкций. Но делать это нужно по уму. Вот что предлагают российские эксперты. Главное – реально начать производить отечественные аналоги. Но все всей номенклатуры, а лишь той, что реально нужно компаниям здесь и сейчас. Это позволит решить очевидные проблемы и покажет, есть ли потенциал для решения оставшихся. Для ускорения этого процесса и для уменьшения финансовой нагрузки можно привлечь наших партнеров из Китая, арабских или латиноамериканских стран с целью частичного создания отдельных комплектующих на базе уже имеющихся производств. Не нужно торопиться. Три – четыре года, на которые рассчитывает Минэнерго, — это даже не период обучения студентов в вузе. Чтобы подготовить специалиста, нужно 5 лет. Как минимум необходимо 5–7 лет, чтобы самим начать производить оборудование, самим готовить кадры. 

Наглядный пример «Транснефти»

Может быть, поэтому именно у компании «Транснефть», которая традиционно полно открывает свои планы на будущее, проблем с импортозамещением почти нет. 94% необходимой номенклатуры уже закупается у отечественных производителей, а оставшиеся 6% - по особой схеме. Компания ставит жесткие условия для поставщиков - их производство должно быть локализовано на территории страны. Если этого нет, то в соглашении прописываются сроки локализации и штрафы за их срывы. Таким образом, «Транснефть» может обезопасить себя от роста цен на комплектующие в связи с ростом курса валют, а также сохранить в тайне собственные разработки, которые, в дальнейшем, могут быть проданы за рубеж. 

Как отмечает первый вице-президент монополии Юрий Лисин, работа в этом направлении ведется с 2003 года. То есть – более десяти лет. Логично – именно тогда стало ясно, что необходимо строить гигантские нефтепроводы ВСТО и БТС, график возведения которых мог зависеть от того, как быстро появится то или иное оборудование у компании. Нужно, чтобы вся номенклатура была под рукой, у отечественных производителей. Не секрет, что многие из них, по старой привычке, умеют работать и в авральном режиме, что было важно при возникновении непредвиденных ситуаций, ведь строительство того же трубопровода ВСТО – это, по сути, постоянный новый опыт, ведь ранее такой проект не проводила ни одна другая компания в мире. Об этом говорили и в компании – мотивация методом «кнута и пряника» отлично действует на российские компании, тогда как иностранцы часто просто не понимают извечного русского «надо!». 

Также одна из причин начала работы по импортозамещению - выявившиеся проблемы с иностранными поставщиками. «Зарубежные предприятия, зачастую, сначала соглашаются с нашими требованиями, получают деньги, а потом делают так, как всегда делали до получения нашего заказа. Что-то индивидуально разработать – это целая проблема и головная боль, лучше и не затевать»,- вспоминают в компании. Напомним, что всего месяц назад президент «Транснефти» Николай Токарев заявил, что продукция немецкого концерна Siemens, поставленная для нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан, массово выходит из строя. За короткий срок сгорели пять из двадцати мощных трансформаторов и несколько электроприводов насосов. Вопрос об их ремонте или замене решается недопустимо долго, отметили в компании и стали искать немцам замену. Возможно это единичный случай, но, учитывая, что проблемы возникли даже у такого гиганта, как Siemens, лучше перестраховаться и иметь под рукой запасные варианты. 

От 94 – к 100%

В «Транснефти» вообще довольно изобретательно подошли к импортозамещению, просто не применяя то, чего в России нет. Скажем, антитурбулентные присадки. Это широко известный способ повышения пропускной способности трубопровода. Но основной поставщик этих присадок – американские компании. Известно, что максимальная польза от них достигается при перекачке тяжелых сортов. Если же по трубам идет Urals или качественная нефть ESPO, пропускную способность можно увеличить расширением диаметра трубы и более мощными насосами, что и делает «Транснефть». Таким образом, импортозамещения на понадобилось, потому что импорта просто не было. 

«Сегодня мы активизировали работу в этом направлении, что связано как с известными событиями, так и с нашими давними планами по переходу на отечественное производство. Главная проблема для нас – магистральный насос. Еще совсем недавно этот насос производился в городе Сумы на Украине. Надо сказать, что большая часть насосного оборудования, которое сегодня задействовано в системе «Транснефти», украинского производства. Просто так повелось еще со времен Советского Союза – производство географически распределено: здесь насосы, в других местах – другое оборудование и так далее. Что касается насосов, сегодня мы дорабатываем с производителями все вопросы, связанные с ранее заключенными контрактами, и одновременно работаем над организацией производства на территории Российской Федерации», - рассказал Юрий Лисин в интервью Business FM. По сути, это главная часть импорта, которую использует компания. Эксперты пока затрудняются сказать, кто сможет заменить украинцев, которые довольно давно обеспечивают насосами не только «Транснефть», но и крупные нефтепроводные компании Европы и стран Средней Азии. В числе первых российских компаний обычно называют «Электрогидромаш», чья продукция давно конкурирует с насосами сумского «Насосэнергомаша». В свете известных событий и неясной политической ситуации на Украине, зависеть от местного предприятия довольно опрометчиво, поэтому, скорее всего, «Транснефть» поможет российским компаниям, которые выпускают аналогичную номенклатуру, доработать ее до необходимого стандарта. 

Вспоминая требования «Транснефти» по локализации производства, велика вероятность, что необходимые насосы будут производиться иностранной компанией в России. Подтвердил это и топ-менеджер компании. « Идет речь о создании совместного предприятия и реализации проекта строительства на территории России завода, испытательного центра, сборочного цеха и, самое главное, центра инжиниринга, который будет заниматься проектированием насосов. При этом мы не ограничиваем себя только магистральными насосами для трубопроводного транспорта. Ведь большую потребность в насосном оборудовании испытывает не только «Транснефть», но и нефтедобывающие предприятия. Я думаю, что мы сможем организовать в России и производство насосов для нефтедобывающей промышленности», - отметил Юрий Лисин. В этом предприятии компания готова ограничиться блокирующим пакетом, позволяя иностранцам и местным производителям работать не только на себя, но и на рынок. 

Также компания может начать производить эти насосы самостоятельно, как это уже делается с необходимыми узлами учета. Сейчас у «Транснефти» есть четыре завода, которые выпускают необходимое оборудование. На одном из них – узлы учета, на другом – системы для пожаротушения. С одной стороны, большинство мировых гигантов работает по системам аутсорсинга, когда такие, вроде бы, незначительные промышленные процессы передаются сторонним компаниям. С другой – как мы писали выше, российские компании, занимающиеся производством оборудования, нечасто радуют рынок новинками. В большинстве случаев, все идет от заказчика – если ему нужно что-то новое, в компаниях попытаются это изобрести и внедрить. В случае с «Транснефтью» важно помнить, что монополия активно осваивает другие рынки – так, известно, что она будет работать в Латинской Америке, консультируя и возводя новые трубопроводы. В такой ситуации создание подобной инфраструктуры может окупиться – построив трубопровод, компания сможет зарабатывать на его обслуживании. 

Важно понимать, что «импортозамещение» - это не просто красивое слово, которое появляется в лексиконе властей каждые десять лет. России нужно понять – действительно ли мы хотим стать независимыми от иностранных компаний, но сделать это с умом. Никто не хочет повторения советских реалий, когда СССР производил аналоги иностранных продуктов, но многие из них оказывались гораздо хуже. В экономике выигрывать будет тот, кто начал этот вдумчивый процесс гораздо раньше и сегодня готов работать, не обращая внимания на санкции. Компания «Транснефть», например, имеет целый ряд возможностей просто отказаться от импорта в ближайшее время. Для нее срок в три-четыре года, о котором говорят в Минэнерго – вполне реален. Для многих других – нет. В данном случае, им важно не торопиться и брать пример с тех, кто уже добился популярного ныне слова «импортозамещение». Благо, пример перед глазами. 

Александр Дармин - главный редактор портала Topneftegaz.ru и журнала «Topneftegaz» 

www.transport-nefti.com

Топливо идет на Юг

На прошлой неделе на черноморском нефтеналивном терминале «Шесхарис» на танкер «Сигнал Пума» была отгружена юбилейная, полуторамиллиардная тонна нефти. Этому событию посвящена статья «Российской газеты» «Солярка меняет курс». Погрузка юбилейной тонны стала знаковым событием для компании «Транснефть», ее дочернего общества «Черномортранснефть», и для Новороссийского морского торгового порта (НМТП), который в июле этого года отметит 170-летие со дня основания. Первая тонна нефти с этого перевалочного комплекса (ПК) ушла на экспорт в Италию еще в октябре 1964 года.

По экспертным оценкам, мощности по перевалке нефтеналивных грузов российских портов Азово-Черноморского бассейна составляют сейчас около 165 млн тонн в год, уступая лишь портам Балтийского бассейна (188 млн тонн), но имеют хорошие перспективы развития. Так, уже в I квартале 2015 года здесь произошел скачок отгрузки на экспорт до 23,7 млн тонн против 17,8 и 18,5 млн соответственно за первые три месяца 2013 и 2014 годов. Как сообщил гендиректор НМТП Султан Батов, на фоне некоторого снижения объемов перевалки сырой нефти порт планирует обеспечивать положительную динамику перевалки углеводородов – за счет роста объемов отгрузки продуктов переработки нефти.

В этом году в НМТП планируется перевалить почти 20 млн тонн нефтепродуктов, а к 2020 году взять планку в 30 млн тонн. Причем рост объемов налива в порту произойдет именно на ПК «Шесхарис» (всего в НМТП три наливных терминала) благодаря проводимой там модернизации и техническому перевооружению. Как рассказал гендиректор компании «Черномортранснефть» Александр Зленко, с 2015 по 2025 год на обеих площадках ПК («Грушовая» и «Шесхарис») будут реконструированы 47 производственных объектов. Сейчас там ведется строительство четырех резервуаров объемом по 30 тыс. кубометров каждый, и к окончанию работ емкость резервуарного парка увеличится практически в полтора раза – с 1188 до 1580 тыс. кубов. Также проводится реконструкция инженерно-технических средств охраны, системы пожаротушения, систем управления и автоматики.

«Комплексная реконструкция ПК «Шесхарис» с учетом реализации проекта «Юг» обеспечит выполнение поручения президента РФ по перенаправлению экспортных поставок дизельного топлива российского производства с зарубежных портов в порты России, а также позволит осуществлять перевалку нефти и нефтепродуктов (дизельное топливо, мазут, бензин) суммарным объемом более 40 млн тонн в год», – подчеркнул Александр Зленко.

На сегодняшний день большая часть экспортного потока светлых нефтепродуктов отгружается через балтийские порты Вентспилс (Латвия), Санкт-Петербург, Высоцк и Приморск (Россия), имеющие соответствующие перевалочные мощности. Под них в свое время была создана и система нефтепродуктопроводов, стартующих от крупных отечественных НПЗ. Проект «Юг», предусмотренный генсхемой развития нефтяной отрасли до 2020 года, призвал эту традицию изменить и создать трубопроводную систему для увеличения объемов экспорта российских продуктов нефтепереработки с Черноморского побережья, рассказывает «Российская газета».

Заместитель вице-президента - директор департамента транспорта, учета и качества нефтепродуктов компании «Транснефть» Владимир Назаров считает, что реализация проекта «Юг» назрела давно. Проект предполагает наличие современного магистрального нефтепродуктопровода (МНПП) от Новороссийска до самарских нефтеперегонных заводов, возведение 9 новых нефтеперекачивающих станций (НПС) и реконструкцию 5 действующих. Общая длина артерии составит примерно 1350 км.Проект будет реализован в три этапа.

Помимо увеличения отправки светлых нефтепродуктов на экспорт через черноморские порты, реализация проекта «Юг» поспособствует увеличению поставок нефти на Афипский, Краснодарский, Ильский НПЗ, считает руководитель управления стратегического развития компании «Транснефть» Расим Мингазетдинов. В суммарном объеме рост поставок трем заводам по магистральному нефтепроводу (МН) составит к 2020 году 19,3 млн тонн против 2,1 млн тонн в 2012 году, при этом поставки железнодорожным транспортом снизятся соответственно с 7,3 до 0,7 млн тонн. Плюс строительство МН от НПС «Тихорецкая» до Туапсинского НПЗ снабдит последний нефтью в объеме 12 млн тонн вместо нынешних 6,6 млн. Профинансируют строительство необходимых мощностей для увеличения объема поставок нефти по МН на упомянутые заводы их собственники.

Напомним, 1 июля 2015 года в Новороссийске состоялось пятнадцатое заседание Экспертного совета ОАО «АК «Транснефть», в ходе которого обсуждалась тема: «Развитие системы транспортировки нефти и нефтепродуктов ЮФО». Заседание было приурочено к отгрузке 1,5 – миллиардной тонны нефти перевалочным комплексом «Шесхарис». 

В рамках заседания вице-президент ОАО «АК «Транснефть» Михаил Маргелов отметил, что в Южном федеральном округе пересекаются важнейшие транспортные маршруты. Порт Новороссийск, по словам вице-президента «Транснефти», является важнейшим экспортным терминалом не только для России, но и для Азербайджана, Казахстана и Таджикистана. По итогам 2014 года через него было отгружено 8,3 млн тонн нефти грузоотправителей упомянутых зарубежных стран. Маргелов подчеркнул, что развитие системы нефтепродуктопроводов «Юг» будет способствовать увеличению переработки нефти на территории России, росту объема экспорта дизельного топлива российских производителей.

По словам главного редактора портала Topneftegaz.ru и журнала «Topneftegaz» Александра Дармина, подобные события – повод не только гордиться уже сделанным, но и возможность анализировать сложившуюся ситуацию и прогнозировать будущее. Совсем недавно именно «Шесхарис» был крупнейшим нефтеперевалочным пунктом страны, и благодаря ему появились и другие подобные объекты – после анализа опыта работы порта. Это большой опыт и для работающего здесь персонала, который может делиться им с коллегами на аналогичных проектах «Транснефти» в других регионах страны. «Это направление по-прежнему остается приоритетным для России и нефтяных компаний – растет загрузка трубопровода КТК, на «Шесхарис» идет модернизация и расширение мощностей, которые позволят нарастить перевалку уже в ближайшее время», – сказал он. 

www.transport-nefti.com

Сотрудничество РФ и Китая в нефтяной отрасли: перспективы для российской экономики

Ключевым звеном российско-китайских отношений является сотрудничество в нефтегазовом секторе. Взаимодействие в нефтегазовой сфере можно разделить на три направления: 

Очевидно, что для России наращивание поставок нефти с «восточным» акцентом на Китай является приоритетной задачей с учетом уже имеющегося опыта взаимодействия и надежного партнерства. При этом следует отметить, что несмотря на значительные усилия сторон по наращиванию объемов загрузки китайского рынка российскими энергоресурсами — доля российской нефти в китайском нефтяном импорте составляет пока 10%. В настоящее время используется три транспортных «коридора» для импорта российской нефти в Китай: 

Основной источник стабильных поставок – это введенный в эксплуатацию в конце 2010 года трубопровод «Сковородино-Мохэ», обеспечивающий в настоящее время объем перевалки до 15,8 млн тонн нефти в год. 

Второй путь – это морские отгрузки легкой нефти через порт Козьмино, которые постепенно наращиваются, и в апреле 2015 года достигли уровня 11 танкерных партий в направлении китайских портов Циндао, Далянь, Жичжао и Ланьшань, что соответствует 1,1 млн. тонн в месяц. Основными поставщиками российской нефти сорта ВСТО являются «Роснефть», «Газпром нефть», «Сургутнефтегаз», независимые компании. 

Третий маршрут является более сложным, задействует трубопроводные системы России и Казахстана и дает возможность Компании «Роснефть» посредством своп-операций обеспечить загрузку китайских НПЗ. Годовой объем своп-операций составляет 7 млн. тонн. 

Таким образом, общий объем поставляемой нефти в Китай только Компанией «Роснефть» с применением трубопроводных и морских перевозок обеспечивается в объеме 30 млн. тонн в год, что составляет более 8% от всего китайского импорта нефти.

Государственная Компания «Роснефть» активно прорабатывает вопросы увеличения ее доли на Китайском рынке на длительный период. Среди значимых долгосрочных соглашений следует отметить поставочные контракты на:

- 15 млн. тонн в год сроком на 20 лет по соглашению с китайской компанией КННК, заключенному в 2009 году,

- 14,6 млн. тонн в год по соглашению, заключенному с китайской компанией КННК в рамках экономического форума в Санкт-Петербурге в июне 2013г. (или 365 млн. тонн в течение 25 лет),

- 10 млн. тонн в год на срок 10 лет по соглашению, заключенному с китайской компанией Sinopec.

Преимуществом таких поставок для России является долгосрочный рынок сбыта, а для Китайской стороны – диверсификация и планирование сырьевых потоков. Рассматривая перспективы обеспечения максимальных мощностей трубопроводной системы ВСТО до 80 млн. тонн и «Силы Сибири» до 38 млрд куб.м. газа в год доля российских углеводородов в статистике импорта Китая к 2020 году может возрасти до отметки около 14% и 48% соответственно по нефти и газу.  Россия и Китай прошли сложный путь от согласования намерений до реализации важнейших международных энергетических проектов. Очень важно, чтобы выстраиваемая на перспективу стратегия также отвечала долгосрочным интересам стран.

В первой половине апреле состоялся визит российской делегации во главе с председателем Комитета по энергетике Государственной Думы СФ РФ И.Д. Грачевым в КНР. Целью визита являлось развитие российско-китайского инвестиционного сотрудничества во всех сферах энергетического взаимодействия двух стран. В ходе выступлений китайских коллег получена информация о стратегических направлениях в развитии энергетики Китая, которая важна для планирования совместной работы. Так, для КНР важным звеном является обеспечение энергетической безопасности, которая заключается в стратегии диверсифицированного импорта. В частности, большое значение придается продвижению строительства сухопутных стратегических каналов для ввоза энергоресурсов. Важным направлением также является стимулирование к активному участию китайских энергетических компаний в зарубежных инвестиционных проектах в энергетической сфере. Особый интерес китайские организации проявляли к проектам по разработке месторождений в России. Пожалуй, более 25% времени было уделено развитию альтернативной энергетики как перспективному направлению будущего. 

Одним из ключевых визитов стал прием российской делегации заместителем руководителя Государственного управления по делам энергетики КНР господином Чжан Юйцином. Кроме того, произошла встреча с Китайской ассоциацией нефтяной и химической промышленности, потенциальными инвесторами, российская делегация посетила с деловым визитом ряд крупных энергетических российских компаний, встретилась с представителями биржи SZPEX в Пекине (Шэньчжэньская нефтехимическая биржа), которая проявила заинтересованность в сближении позиций по биржевой торговле нефтью. 

С учетом проведенных переговоров в рамках визита российской делегации стороны отметили заинтересованность в совершенствовании механизмов взаимных расчетов в рублях и юанях, что определило возможности для взаимодействия по вопросам совместного исследования ценообразования на энергоресурсы.

Китайские энергетические компании все активнее присоединяются к российским проектам по разведке, добыче и переработке углеводородного сырья. Так, китайская нефтехимическая корпорация Sinopec совместно с ОАО «НК «Роснефть» владеет ОАО «Удмуртнефть», а также сотрудничает в рамках проекта «Сахалин-3». 

Китайская национальная нефтегазовая корпорация СNPC сотрудничает с госкорпорацией «Роснефть» по разведке и добыче углеводородов в Иркутской области, участвуя в СП «ООО «Восток-Энерджи».

В то же время Компания «Роснефть» участвует с долей 49% в проекте строительства в г. Тяньцзине совместного нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплекса мощностью 16 млн тонн в год. Для реализации проекта создано КОО «Китайско-российская Восточная нефтехимическая компания». 

Среди совместных российско-китайских инфраструктурных проектов следует отметить строительство и расширение нефтепровода «Сковородино-Мохэ» и проектируемого газопровода «Сила Сибири».

Обобщая вышесказанное, следует отметить, что стратегия развития российско-китайских отношений в энергетической сфере является одной из наиболее перспективных для российской экономики. Инвестиции в инфраструктурные проекты дают наиболее быстрый эффект для развития регионов. Осуществление совместных проектов в области разработки природных ресурсов Сибири и Дальнего Востока и развития нефтепереработки на паритетных условиях дает возможности для интеграции, использования инновационных технологий, выработки совместных технологических решений.

Тамара Сафонова, генеральный директор ООО «Независимое аналитическое агентство нефтегазового сектора»

www.transport-nefti.com