Распечатать
Оценить статью
(Голосов: 21, Рейтинг: 3.24)
 (21 голос)
Поделиться статьей
Виктор Катона

Специалист по закупкам нефти MOL Group, эксперт РСМД

Регион Каспийского моря обладает масштабными запасами углеводородов, большая часть которых поступает на экспорт. Каспийскую нефть традиционно поставляют на рынки Европы как с помощью российской трубопроводной системы, так и через Турцию. После того как европейские государства заинтересовались поставками природного газа, началось строительство сразу нескольких газопроводов, проходящих по территории Турции, среди которых и российско-турецкий проект «Турецкий поток». Благодаря своей центральной географической позиции своеобразного моста между Азией и Европой, Турция имеет все шансы укрепить статус энергетического хаба. Это возможно в том числе благодаря тому, что Анкара не зависит от навязанных извне регулятивных мер. Acquis communautaire Европейского союза и положения Третьего энергетического пакета ее не касаются.

Энергетическая политика России по транзитным вопросам в отношении прикаспийских стран должна быть сбалансированной. Чрезмерная зависимость от Турции как транзитной страны не будет способствовать стабильности поставок, так как своеобразность турецкого режима и наличие ряда конфликтогенных сфер в турецко-российских отношениях могут повлечь за собой отрицательные последствия для российских энергетических компаний. Нахождение баланса между использованием «Северного потока-1», «Северного потока-2», газопровода «Ямал-Европа», «Голубого потока» и «Турецкого потока» с постепенным внедрением СПГ-мощностей является самым оптимальным вариантом для российских властей.

Регион Каспийского моря обладает масштабными запасами углеводородов, большая часть которых поступает на экспорт. Каспийскую нефть традиционно поставляют на рынки Европы как с помощью российской трубопроводной системы, так и через Турцию. После того как европейские государства заинтересовались поставками природного газа, началось строительство сразу нескольких газопроводов, проходящих по территории Турции, среди которых и российско-турецкий проект «Турецкий поток». Благодаря своей центральной географической позиции своеобразного моста между Азией и Европой, Турция имеет все шансы укрепить статус энергетического хаба. Это возможно в том числе благодаря тому, что Анкара не зависит от навязанных извне регулятивных мер. Acquis communautaire Европейского союза и положения Третьего энергетического пакета ее не касаются.

Турция в качестве транзитера

Проливы Босфор и Дарданеллы на турецкой территории служат фундаментом превращения Турции в транзитный хаб между Ближним Востоком и Европой. Вопрос проливов на протяжении многих столетий был камнем преткновения между Российской и Османской империями, а также Великобританией. Ряд инициатив XIX-XX вв. — Ункяр-Искелесийский договор 1833 г., Лондонская конвенция о проливах 1841 г., Лозаннский мирный договор 1923 г. — так и не привели к окончательному урегулированию проблемы. Конвенция Монтрё 1936 г. закрепила за Турцией контроль над проливами, а также фактический запрет прохода для нечерноморских военных суден и право Турции ограничивать проход через них в случае военных действий. Положения Конвенции сохраняют юридическую силу по сей день. На их основе турецкие власти получают транзитные пошлины за проход коммерческих суден через проливы.

Транзит коммерческих суден через Босфор и Дарданеллы не влечет за собой непомерных плат. Пошлины варьируются в интервале 100–320 евро за один проход. Регулирование передвижения через Босфор и Дарданеллы необходимо ввиду их чрезмерной загруженности. Ежегодно проливы пересекают около 48 тыс. суден.

Помимо территориального контроля, Турция имеет еще один рычаг давления на ситуацию в Черном море. Хотя, согласно Конвенции Монтрё, страна не может вмешиваться в режим беспрепятственного передвижения через проливы, она сохраняет право диктовать нормативные требования в отношении мер безопасности и охраны окружающей среды. Однако следует отметить, что до сегодняшнего дня, несмотря на ряд острых вопросов и конфликтных ситуаций между Россией и Турцией, российские коммерческие судна не ощущают каких-либо притеснений с турецкой стороны.

Со стратегической точки зрения Москве нецелесообразно полагаться на Черное море как транзитный коридор, так как российские власти не обладают полным контролем над проливами. Любой существенный всплеск конфронтации между Турцией и Россией, наподобие того, который произошёл в ноябре 2015 г. (инцидент с истребителем, сбитым на территории Сирии возле турецкой границы), может в случае резкой реакции Анкары привести к перекрытию транспортного коридора для российских суден. В этой связи логично, что экспорт нефти из Новороссийска (включающий в себя большие объемы казахстанской нефти) в 2016 г. составил 30,4 млн т, в то время как на Приморск приходились 50,6 млн т, на нефтепровод «Дружба» — 54,3 млн т, а на дальневосточный порт Козьмино — 31,84 млн. т [1].

Москве нецелесообразно полагаться на Черное море как транзитный коридор, так как российские власти не обладают полным контролем над проливами.

В течение последних 20 лет предпринималось множество попыток построить альтернативный проливам маршрут. Нефтепровод Бургас-Александрополис, разрабатываемый консорциумом «Транснефть», «Роснефть» и «Газпром Нефть», был заморожен в 2011 г. болгарским правительством под предлогом опасности проекта для экологии. Проектируемый нефтепровод AMBO, который должен был соединить болгарский Бургас с албанской Влёрой, нефтепровод Констанца-Триест, а также продвигаемый «Транснефтью» нефтепровод Кийикёй-Ибрикхаба постигла та же судьба. Хотя все еще существует интерес к строительству обходного пути — в 2015 г. интерес в этой связи высказала даже американская компания Chevron, владеющая 50% месторождения Тенгиз в Казахстане, на данный момент не существует трансчерноморских вариантов транспортировки энергоносителей, кроме традиционного маршрута через Босфор и Дарданеллы.

Однако нефтяная инфраструктура Турции не ограничивается лишь проливами. Она разнообразна и приносит Анкаре многочисленные выгоды. Нефтеналивной порт Джейхан является конечной точкой сразу двух нефтепроводов — Киркук-Джейхан и Баку-Тбилиси-Джейхан. Нефтепровод Киркук-Джейхан, посредством которого транспортируется нефть, добытая на месторождениях северного Ирака, был введен в эксплуатацию еще в 1970 г. На фоне военных действий Соединенных Штатов в Ираке нефтепровод подвергался постоянным террористическим атакам. После того как вакуум власти в северном Ираке трансформировал «борьбу с терроризмом» в борьбу против «Исламского государства», занявшего Мосул и ряд других городов северного Ирака, вопрос контроля над отправной точкой нефтепровода повис в воздухе. Власти иракского Курдистана смогли использовать ситуацию в свою пользу, выбив силы «Исламского государства» из Киркука и поставив нефтепровод на службу региональной нефтедобычи.

На данный момент нефтепровод Киркук-Джейхан с мощностью перекачки в 1,6 млн баррелей в день — основной маршрут поставок курдистанской нефти (нефть также поставляется в израильский Ашкелон). Большая часть азербайджанской нефти также поставляется в Джейхан через введенный в строй в 2006 г. нефтепровод Баку-Тбилиси-Джейхан (БТД). Пропускная мощность нефтепровода БТД достигает 50 млн т в год, как и нефтеналивного терминала в порту Джейхан. Однако используется он лишь примерно на две трети совокупных мощностей. После того как казахстанские нефтедобывающие компании предпочли Каспийский трубопроводный консорциум и отказались от перекачки нефти через БТД, почти 90% совокупного объема приходятся на азербайджанскую нефть (остаток — нефть, добытая на континентальном шельфе Туркменистана).

Джейхан мог стать транзитным хабом и для российской нефти. В конце 2000-х гг. активно обсуждалась возможность строительства пересекающего турецкую территорию нефтепровода Самсун-Джейхан. В проекте участвовали итальянская Eni, стремившаяся найти дополнительные возможности экспорта нефти с месторождения Кашаган, турецкая Calik, а также российские «Транснефть» и «Роснефть». «Роснефть», а затем и ЛУКОЙЛ заявляли о своей заинтересованности в поставках нефти через этот нефтепровод. Однако в итоге проект был приостановлен на начальных этапах разработки, так как стороны сочли его экономически нерентабельным. Реализации проекта помешало также ухудшение отношений между Eni и турецкими властями, после того как Анкара внесла итальянскую компанию в черный список ввиду ее деятельности на континентальном шельфе Кипра.

Если 2000-е гг. стали для Турции эпохой выстраивания комплексной сети нефтепроводов, то в 2010-х гг. Анкара обратила внимание на возможность стать одним из крупнейших государств-транзитеров Евразии. Третий энергетический пакет, принятый Европейским союзом в июле 2009 г., ставит во главу угла диверсификацию источников энергии и, хотя в тексте положений такая цель не фигурирует, снижение зависимости от российских поставок газа и электроэнергии. Все варианты строительства новых лоббируемых Брюсселем газопроводов включали в себя Турцию — как Nabucco, так и TANAP. После провала газопровода Nabucco, источником газа для которого должен был стать или подсанкционный Иран, или не имеющий возможности транспортировать через Каспийское море Туркменистан, основным проектом стал Трансанатолийский газопровод (TANAP). Сосуществование TANAP с российским «Турецким потоком» дополнительно укрепляет статус Турции в качестве государства-транзитера.

Сосуществование TANAP с российским «Турецким потоком» дополнительно укрепляет статус Турции в качестве государства-транзитера.

Выбор в пользу Турции влечет за собой ряд как преимуществ, так и рисков. В отличие от членов Европейского союза Болгарии и Греции, Турция не подвержена действию Третьего энергетического пакета и обладает достаточным экономическим влиянием, для того чтобы не подвергаться шантажу. Государство также обладает ёмким потребительским рынком газа, в рамках которого его потребление выросло в 2000-2015 гг. в три раза, до 44 млрд м 3 . С другой стороны, Анкара склонна принимать политизированные решения, что, учитывая участие в военном конфликте в Сирии как России, так и Турции, чревато периодическими всплесками антагонизма между двумя странами. Москва, по всей видимости, намерена принимать участие и в урегулировании сирийского конфликта. В этой связи российским дипломатам придется действовать с осторожностью, так как курдский и туркменский вопросы, а также вовлеченность Ирана могут стать факторами, которые приведут к резкому ухудшению отношений.

Хотя идея обустраивания Южного транспортного коридора уже не привлекает так много внимания в пределах структур Европейского союза, как прежде, в случае очередного витка интереса к строительству транскаспийского газопровода Турция также будет играть центральную роль. С учетом того, что Брюссель не хотел бы отдавать России рычаги давления на механизм поставок энергоносителей, газ из Туркменистана мог бы поступать также через Турцию. Однако напряженность между структурами ЕС и Анкарой, достигшая своего временного пика после того, как в ноябре 2016 г. Европейский парламент проголосовал за заморозку переговоров о присоединении Турции, ставят Брюссель в крайне неловкое положение. Любое действие по Южному транспортному коридору подразумевает, с точки зрения ЕС, координацию позиций с государством (Россия или Турция), отношения с которым не базируются на доверии, поэтому целесообразнее придерживаться статус-кво.

Судьба газовых суперпроектов

Несмотря на различия и разнонаправленность этих проектов, как TAP, так и «Турецкий поток» имеют все шансы на реализацию.

Турция играет ключевую роль в реализации двух крупнейших газотранспортных проектов Европы. При этом проекты — прямые конкуренты и во многом претендуют на один и тот же «кусок пирога». Трансанатолийский газопровод (TANAP) и его продолжение, Трансадриатический газопровод (TAP), пользуется поддержкой Европейского союза, который видит в нем инструмент диверсификации источников природного газа. В то же время логика строительства «Турецкого потока» сводится к преодолению институционального обструкционизма со стороны государств – членов ЕС, который свел на нет предыдущий проект «Южный поток». Несмотря на различия и разнонаправленность этих проектов, как TAP, так и «Турецкий поток» имеют все шансы на реализацию.

Идея строительства «Турецкого потока» совпала с решением российских властей об отмене проекта «Южный поток» в декабре 2014 г. И хотя в случае «Турецкого потока» давление со стороны панъевропейских властей не стало значимым фактором, в ходе переговоров возник новый камень преткновения — величина скидки, предоставляемой турецкой компании BOTAS. Изначально предполагалось, что скидка составит 10,25%, однако ввиду политической волатильности её предоставляли недолго. После того как 18 ноября 2015 г. турецкий бомбардировщик сбил российский истребитель Су-24М над территорией Сирии в нескольких километрах от турецкой границы, «Турецкий поток» был приостановлен, так же, как и контакты двух стран и деятельность двусторонней торгово-экономической комиссии.

Проект возобновился спустя девять месяцев, в августе 2016 г., после двусторонней встречи российского лидера В. Путина и президента Турции Р. Эрдогана. С турецкой стороны проект уже больше не сталкивался с обструкционизмом. К тому моменту он был «свернут» до изначального положения, и между сторонами существовал явный дефицит доверия. Осенью 2015 г. турецкая BOTAS подала на «Газпром» в арбитражный суд для определения справедливой цены на газ, в то время как официальная Анкара отозвала ранее выданные разрешения на строительство газопровода в территориальных водах Турции. После подавления военного переворота политика Р. Эрдогана в отношении России сильно изменилась, свидетельством чего стала скорость, с которой Анкара и Москва сумели подписать в октябре 2016 г. межправительственное соглашение о строительстве двух ниток газопровода «Турецкий поток» и оперативно решать все административные вопросы.

Турецкий парламент ратифицировал межправительственное соглашение в начале декабря 2016 г., российский — в январе 2017 г. Так как наземный участок газопровода был введен в строй еще на фоне разработки проекта «Южный поток», для запуска «Турецкого потока» необходимо построить морской участок и транзитную инфраструктуру на территории Турции, вплоть до места присоединения газопровода к газотранспортной системе. Укладку морской части «Турецкого потока» протяженностью 910 км «Газпром» начал в мае 2017 г. без привлечения внешних партнеров. За первые три месяца строительства, к августу 2017 г., компания проложила немногим менее одной пятой трубопровода. Примечательно, что морской участок будет в стопроцентном владении российского концерна. Инфраструктуру на территории Турции должна обеспечить турецкая BOTAS. «Турецкий поток» выйдет на сушу в районе населенного пункта Кыйыкёй и протянется до греческо-турецкой границы возле города Ипсала. Ввод первой нитки «Турецкого потока» в эксплуатацию намечен на март 2018 г., второй — на вторую половину 2019 г.

«Турецкий поток» на протяжении последних двух лет претерпел ряд изменений. Изначально предполагалось построить газопровод, состоящий из четырех ниток, с общей пропускной мощностью в 63 млрд м 3 в год. В текущем варианте «Турецкий поток» представляет собой две нитки газопровода, обе мощностью в 15,75 млрд м 3 в год. Газ, транспортируемый по первой нитке, предназначается для турецкого рынка, по второй — для государств Южной Европы. Еще в феврале 2016 г. «Газпром» заключил меморандум о взаимопонимании с греческой DEPA SA и итальянской Edison SpA по использованию южного маршрута для поставок газа. Хотя этот документ еще ни к чему не обязывает, он подтверждает заинтересованность сторон в проекте. В случае продления газопровода «Турецкий поток» (с учетом строительства газопровода «Посейдон» в направлении Италии) фактически дублировал бы маршрут Трансадриатического газопровода (TAP) за исключением транзита через территорию Албании.

Благодаря первой нитке «Турецкого потока», турецкие компании в полной мере освобождают себя от поставок через территорию Украины, что, как следствие, существенно снижает связанные с поставками риски.

Интерес «Газпрома» объясняется рядом факторов: наличием построенной для реализации «Южного потока» газотранспортной инфраструктуры, необходимостью снижать зависимость от маршрутов поставок через территорию Украины и возможностью сбыта природного газа на емком и растущем рынке Турции. Для Анкары проект также выгоден. Благодаря первой нитке «Турецкого потока», турецкие компании в полной мере освобождают себя от поставок через территорию Украины, что, как следствие, существенно снижает связанные с поставками риски. К тому же скидка, которую «Газпром», по всей видимости, предоставит турецким покупателям на российский газ, — дополнительный фактор экономической привлекательности «Турецкого потока». Скидка может оказаться ниже ранее оговоренных 10,25%, особенно на фоне национализации турецкими властями компании Akfel Gas, крупнейшего частного импортера газа в Турции, миноритарным акционарием которого является «Газпром», из-за подозрений в связях с гюленистским движением.

Маловероятно, что Москва и Анкара дадут спорной ситуации с Akfel Gas повлиять на реализацию «Турецкого потока». Принимая во внимание гибкость, проявленную сторонами на протяжении второй половины 2016 г., следует ожидать, что и ценовой спор рано или поздно разрешится взаимоприемлемым образом. Следует также отметить, что межправительственное соглашение по «Турецкому потоку» не обусловливалось урегулированием ценовых вопросов и арбитража, поэтому строительство газопровода может осуществляться параллельно с судебными тяжбами по ценообразованию. В целом перспективы предназначенной для Турции нитки «Турецкого потока» выглядят лучше, чем второй, по которой все еще предстоит определиться с ключевыми факторами поставок: кому именно, в каком объеме и при каких условиях.

Страны Южной Европы воспринимают TAP в качестве проекта государственного значения и, учитывая «приемлемость» поставщика природного газа, будут всячески способствовать воплощению его в жизнь.

Проект Трансанатолийского газопровода (TANAP), плавно переходящего на территории Европейского союза в Трансадриатический газопровод (TAP), основывается на стратегическом азербайджано-турецком партнерстве. На данный момент Азербайджан — единственный источник природного газа для TANAP. Хотя изначально предполагалось, что посредством Транскаспийского газопровода в TANAP сможет принять участие и Туркменистан, на данный момент становится все более очевидным, что отправной точкой газопровода и впредь останется терминал Сангачал вблизи Баку. Текущая проектная мощность TANAP — 16 млрд м 3 в год. Принимая во внимание, что проект предполагалось довести к концу 2020-х гг. до пропускной способности в 60 млрд м 3 , можно сделать вывод, что исходные предпосылки для реализации проекта были слишком амбициозны и необоснованны. В этих расчетах, как правило, подразумевались объемы туркменского газа, так как остальные поставщики не имеют возможности поставлять топливо в таком масштабе или не заинтересованы в этом ввиду более привлекательных рынков сбыта в Азии.

Начало строительству TANAP протяженностью 1900 км было положено в марте 2015 г. в рамках встречи турецкого президента Р. Эрдогана и его азербайджанского коллеги И. Алиева. TANAP, стоимость которого оценивается в 8-9 млрд долл. , соединится с уже эксплуатируемым газопроводом Баку-Тбилиси-Эрзурум, повторяющим маршрут нефтепровода Баку-Тбилиси-Джейхан. Для Анкары это серьезный фактор, ведь таким образом газотранспортная система Турции расширяется и диверсифицируется. Анкара также обеспечит себе стабильные поставки 6 млрд м 3 газа в год, которые посредством TANAP будут поставляться согласно действующему контракту.

Никита Смагин:
Трио в Тегеране

Следует отметить, что оставшиеся 10 млрд м 3 будут поставляться на рынки стран Южной и Юго-Восточной Европы с месторождения Шах Дениз-2, на данный момент единственного источника газа для TANAP. Предполагается, что около 8 млрд м 3 будут поступать в Италию, а оставшиеся 2 млрд м 3 будут сбываться на греческом и болгарском рынках. Первый газ начнет поступать на турецкий рынок в 2018 г., в то время как начало поставок в Юго-Восточную Европу предварительно определено на конец 2019 г.

Трансадриатический газопровод, как и Трансанатолийский, уже находится в процессе строительства. В мае 2016 г. Греция начала строительство 550-километрового участка на своей территории; в Албании укладка газопровода началась в сентябре того же года. Газопровод протяженностью 878 км берет свое начало в городе Кипои на греческо-турецкой границе и проходит через территорию северной Греции, через горные перевалы Албании (достигают высоты 1 800 м) и морское дно южной части Адриатического моря, достигая региона Апулия. В финансировании проекта, стоимость которого оценивается в 6 млрд евро, существенно помогали европейские инвестиционные структуры. Европейский банк реконструкции и развития намеревается довести свою помощь до 1,5 млрд евро, в то время как Европейский инвестиционный банк, находящийся в совместном управлении государств – членов ЕС, предоставил кредит на сумму в 2 млрд евро.

Как и большинство проектов по строительству наземных газопроводов, TAP, несмотря на поддержку Европейского союза и национальных правительств, сталкивается с препятствиями. Например, власти региона Апулия в течение двух лет демонстрировали существенное сопротивление строительству TAP в текущем его виде. В первую очередь высказывались претензии относительно экологических последствий строительства газопровода и возможного нарушения хрупкой экосистемы Средиземного моря. Помимо этого, выражалось несогласие с тем, что газопровод выйдет на сушу Италии в городе Мелендуньо вблизи Лечче, а не возле Бриндизи, где можно было напрямую соединить его с газораспределительной сетью Аппенинского полуострова. К концу 2016 г. центральным властям Италии удалось «продавить» решение о строительстве, хотя процесс был крайне медлительным — приходилось заниматься и таким вопросами, как пересадка оливковых деревьев, которые ввиду строительства придется вырубить.

Каспий может стать плацдармом для создания национальных нефте- и газосервисных компаний и тем самым снизит уязвимость экономики от санкций.

Тем не менее Трансадриатический газопровод, по всей видимости, будет сдан в эксплуатацию вовремя. Страны Южной Европы, в первую очередь Италия, воспринимают TAP в качестве проекта государственного значения и, учитывая «приемлемость» поставщика природного газа, будут всячески способствовать воплощению его в жизнь. Итальянские власти извлекли уроки из испытанных сложностей. Весной 2017 г. планируется передать Министерству окружающей среды полномочия по курированию вопросов использования земельных ресурсов в связи со строительством энергетических проектов государственного значения во избежание ситуаций, в ходе которых региональные власти заблокируют развитие проекта. В целом пропускная способность газопровода достигнет 10 млрд м 3 в год к 2020 г. Впоследствии, при наличии заинтересованных поставщиков из третьих стран и резервных мощностей, пропускная способность может увеличиться до 20 млрд м 3 в год.

Основная проблема Южного газового коридора заключается в том, что на данный момент этот проект в полной мере зависит от одного месторождения. Предполагалось, что по мере ввода месторождения Апшерон удастся решить эту проблему, однако несмотря на наличие существенных запасов газа, на фоне проведения дополнительных геологоразведочных работ прогнозные показатели блока Апшерон были изменены в сторону понижения. Озвучиваемые показатели добычи в 5 млрд м 3 газа в год были к концу 2016 г. понижены до 1,5 млрд м 3 . В подписанном в декабре 2016 г. соглашении между французской Total, оператором месторождения, и SOCAR устанавливается, что добытый на месторождении Апшерон газ будет использоваться на азербайджанском рынке и, соответственно, не предназначен для экспорта. Парадоксальным образом, выходом из ситуации может стать инкорпорация российского газа в матрицу поставок через Южный газовый коридор.

Возможно, активная позиция России по Каспию усложнит нахождение общего языка с некоторыми странами региона, однако бездействие чревато еще большими рисками.

Слабое звено стратегии «Газпрома» на южноевропейском направлении — фактор «второй нитки». Вторая нитка «Турецкого потока» согласована с турецкими властями (в сентябре 2017 г. было создано совместное предприятие с Botas для проектирования сухопутной части), однако российский концерн не обладает договоренностями с конечными покупателями. «Газпрому» также следует решить вопрос с механизмом транспортировки газа. Обсуждалась возможность строительства газопровода «Посейдон», однако он фактически повторял бы маршрут TAP, за исключением прохождения через территорию Албании. Максимальная проектируемая пропускная способность TAP — 20 млрд м 3 , однако Азербайджан готов поставлять лишь 10 млрд м 3 . Если «Газпром» договорится с акционерами TAP (20% — BP, SOCAR, Snam; 19% — Fluxys, 16% — Enagas, 5% — Axpo) о доступе к газопроводу, Европейский союз не сможет принять никаких контрмер, так как российский концерн не будет вовлечен в акционерный капитал газопровода. Европейский союз не может напрямую постулировать запрет на импорт российского газа посредством новых транспортных мощностей, так как данная мера в случае судебных тяжб трактовалась бы в суде ВТО однозначно в пользу «Газпрома».

Помимо России, потенциальным источником газа могут стать и страны Восточного Средиземноморья. Израиль к концу 2010-х гг. после нескольких лет бюрократических задержек приступит к освоению сверхкрупного газового месторождения Левиафан и в случае, если домашний спрос будет в полной мере покрыт и добываемые объемы позволят переориентировать часть добычи на экспорт, может заинтересоваться в использовании мощностей TANAP и TAP. Кипр также сможет стать экспортером газа, однако в случае Никосии успех этой затеи прямым образом зависит от наличия договора по объединению острова с Турцией. Так как Анкара не позволит Кипру разрабатывать месторождение Афродита и другие прибрежные шельфовые объекты до заключения договора, заинтересованным сторонам следует пройти еще долгий путь. Особенно следует учитывать тот факт, что успех переговорного процесса зависит от благожелательного отношения властей Республики Кипр, Северного Кипра и самой Турции.

Россия на распутье: что делать?

Из-за многообразия углеводородных богатств России и их неравномерного распределения Каспийский регион может казаться не самым приоритетным с точки зрения энергетического курса страны. Действительно, западно-сибирские и восточно-сибирские нефтеносные регионы России обладают большими запасами, которые в основном располагаются на суше, при этом компаниям, осуществляющим добычу углеводородных ресурсов в этих регионах, не требуется прилагать дополнительные усилия для законодательного оформления своей деятельности. Полуостров Ямал или Иркутская область также обладают несравнимо большим ресурсным потенциалом по объемам добычи газа, чем Каспий. В таком случае в чем же заключается интерес России в разработке прикаспийских месторождений?

Во-первых, Каспий может стать плацдармом для создания национальных нефте- и газосервисных компаний и тем самым снизит уязвимость экономики от санкций. Именно Каспий, где себестоимость добычи ресурсов по сравнению с Печорским и Карским морями ниже, позволит активно применять российские технологии.

Во-вторых, Россия исторически была активным игроком в Каспийском регионе. Именно здесь зарождалась нефтяная промышленность России и был дан старт развитию энергетической инфраструктуры страны. Прикаспий все еще остается высококонкурентным регионом в плане добычи, и недавний ввод в строй сверхкрупного месторождения Кашаган лишь подтверждает его высокий потенциал. Если не влиять активно на события в регионе, не действовать проактивно по привлечению партнеров, место России может занять другая держава, более склонная к компромиссным решениям и готовая идти на большие уступки. К тому же, если не разрабатывать собственные углеводородные запасы, места для них на рынке может попросту не оказаться. Возможно, активная позиция России по Каспию усложнит нахождение общего языка с некоторыми странами региона, однако бездействие чревато еще большими рисками.

Каспийское море следует открыть для науки, на высшем уровне зафиксировать целесообразность совместного исследования этого уникального водоёма.

Представление о том, что Россия на протяжении десятилетий экспроприировала или оккупировала нефтеносные провинции Азербайджана или Казахстана, в корне неверно. С исторической точки зрения Россия в первую очередь была рынком сбыта для прикаспийской нефти и газа. После того как бакинские месторождения перешли под контроль Российской империи в 1813 г. в результате заключения Гюлистанского мирного договора, масштабы и механизм добычи нефти изменились. Начиная с 1813 г., нефтедобытчикам предоставлялась лицензия на разработку месторождения от императорской власти, что во многом определяло юридические рамки ведения добычи в мире (за исключением Соединенных Штатов, где нефть принадлежит не государству, а владельцу территории). Наличие емкого рынка сбыта и либерального экономического курса позволили России стать на переломе XIX–XX вв. ведущей энергетической державой в мире. Именно в это время российские нефтяники, наряду с Азербайджаном, открывают первые нефтяные месторождения Казахстана (Карашангул, Доссор) и строят первые объекты нефтяной инфраструктуры.

Следует отметить, что когда Россию обвиняют в чрезмерном контроле или оккупации прикаспийских стран, редко упоминаются времена Российской империи. В советский период, когда все энергетические активы были национализированы, а все полномочия в сфере энергетической политики переданы под контроль государственных структур, прикаспийские страны не перестали развиваться. Наоборот, применение новых технологических решений (электроразведка в 1920-х гг.), масштабное расширение мощностей нефтеперерабатывающей индустрии способствовали экономическому развитию прикаспийских стран Советского Союза. Однако какой ценой? Чрезмерная эксплуатация нефтяных месторождений Каспийского моря подорвала ее хрупкую фауну и флору, нарушила традиционный уклад прибрежного населения, не щадила отдельного взятого человека и его усилий. Следует отметить, что такой подход к человеку применялся одинаково на всей территории Советского Союза.

Либерализация доступа к месторождениям на континентальном шельфе может придать импульс развитию не только Каспийского региона, но и Арктики.

В XXI век все пять прикаспийских государств вступили в качестве суверенных государств. Следует уделять особое внимание тому, чтобы новый формат взаимоотношений России с этими государствами стал учитывать эти изменения, не сводился исключительно к геополитическим расчетам. Ни с одной из прикаспийских стран Москва не имеет неразрешимых разногласий. Тем не менее окончательное урегулирование некоторых вопросов, например, создание режима для транспортировки углеводородов по дну Каспийского моря, повлечет за собой скорее отрицательные последствия, поэтому их решение будет затягиваться. Даже если «стороны согласны, что они не согласны» по самым спорным вопросам, сотрудничество прикаспийских стран следует углублять, в первую очередь в сфере экологии. Каспийское море следует открыть для науки, на высшем уровне зафиксировать целесообразность совместного исследования этого уникального водоёма. Координация мер в сфере чрезвычайных ситуаций, создание межгосударственных механизмов взаимопомощи в случае пожаров на добывающих платформах и др., а также разъяснение вопросов, связанных с оборонной политикой стран, должны стать реализуемыми задачами.

Что касается энергетической политики России, в ней следует обратить особое внимание на фактор конкуренции. При текущем законодательстве негосударственные акторы фактически не имеют права разрабатывать участки федерального значения, то есть любые залежи на континентальном шельфе или в территориальных водах России. В настоящий момент текущим проектам ЛУКОЙЛа ничего не угрожает, так как в их отношении применяется «дедушкина оговорка», однако участие независимых компаний в будущем стало невозможным. Российские власти не должны стремиться к тому, чтобы оказывать дополнительное содействие государственным компаниям. Разумная политика заключается в том, чтобы обеспечить конкуренцию между российскими компаниями вне зависимости от их акционерного капитала. Либерализация доступа к месторождениям на континентальном шельфе может придать импульс развитию не только Каспийского региона, но и Арктики.

Энергетическая политика России по транзитным вопросам в отношении прикаспийских стран должна быть сбалансированной.

Государственные вертикально-интегрированные нефтяные компании не могут уделять равное внимание всем нефтегазоносным шельфовым бассейнам России. В этом еще одно обоснование необходимости либерализовать режим использования континентального шельфа и территориальных вод. Тот факт, что недра России, согласно Федеральному закону «О недрах», являются государственной собственностью, не подразумевает создание привилегированного режима для государственных компаний. Если негосударственные нефтегазовые компании базируются в России, платят в России налоги, не допускают каких-либо нарушений, они также должны быть допущены к участию. Тем более что текущая конкуренция между государственными компаниями может привести к тому, что решения по тому или иному проблемному вопросу будут приниматься по мере их приближенности к принимающему решение государственному органу. С либерализацией режима следует и сохранить льготы, которые на данный момент приравнивают каспийские проекты с восточно-сибирскими.

Энергетическая политика России по транзитным вопросам в отношении прикаспийских стран должна быть сбалансированной. Чрезмерная зависимость от Турции как транзитной страны не будет способствовать стабильности поставок, так как своеобразность турецкого режима и наличие ряда конфликтогенных сфер в турецко-российских отношениях могут повлечь за собой отрицательные последствия для российских энергетических компаний. Нахождение баланса между использованием «Северного потока-1», «Северного потока-2», газопровода «Ямал-Европа», «Голубого потока» и «Турецкого потока» с постепенным внедрением СПГ-мощностей является самым оптимальным вариантом для российских властей. После того как транзитная зависимость от Украины будет сведена к минимуму, не следует в полной мере отказываться от украинского транзита, так как любое сокращение возможных маршрутов поставки снижает возможности российских компаний маневрировать, находить более выгодные пути поставок.

1. Argus FSU Energy. 12 January 2017. P.10.

Список месторождений нефти, открытых в России в 2000-2017 гг.

  Месторождение Местонахождение Запасы ABC1+C2 Владелец/оператор
2000 Им. Ю. Корчагина Каспийское море 16,4 млн т ЛУКОЙЛ
  Хвалынское Каспийское море 36 млн т нефти, 332 млрд куб. м ЛУКОЙЛ
  Южно-Тарасовское ЯНАО 12 млн т Роснефть
  Шершневское Пермский край 8 млн т ЛУКОЙЛ
2001 Ракушечное Каспийское море 30 млн т ЛУКОЙЛ
  170 км Каспийское море 4 млн т нефти, 16 млрд куб. м ЛУКОЙЛ
  Южно-Амнинское ХМАО 16,4 млн т Министерство природных ресурсов и экологии РФ
  Восточно-Токайское ХМАО 2,7 млн т Роснефть
2002 Соровское ХМАО 45,9 млн т Башнефть
  Змановское ХМАО 12,4 млн т Сургутнефтегаз
  Южно-Мытаяхинское ХМАО 13 млн т Сургутнефтегаз
  Медынь-море 2 Печорское море 25 млн т Арктикшельфнефтегаз
2003 Ватлорское ХМАО 24,5 млн т Сургутнефтегаз
  Северо-Ниедзьюское Республика Коми 4,1 млн т ЛУКОЙЛ
  Восточно-Сарутаюское Республика Коми 9,9 млн т ЛУКОЙЛ
2004 Тямкинское Тюменская область 1,1 млн т Роснефть
  Северо-Ванкорское Красноярский край 37 млн т Роснефть
  Жумажановское ХМАО 2,5 млнт Сургутнефтегаз
2005 Им. В. Филановского Каспийское море 153,1 млн т нефти, 39,8 млрд куб. м газа ЛУКОЙЛ
  Мензелинское Татарстан 8 млн т ЛУКОЙЛ
  Чумаковское Краснодарский край 1 млнт Роснефть
2006 Протозановское Тюменская область 48 млн т Роснефть
  Островное ХМАО 6,7 млн т Славнефть
  Косухинское Тюменская область 18,7 млн т Роснефть
2007 Воргенское ЯНАО 90 млн т Газпром Нефть
  Восточно-Чумаковское Краснодарский край 0,5 млн т Роснефть
  Черноозерское Татарстан 1,1 млн т Татнефть
  Северо-Талаканское Якутия 32 млн т Сургутнефтегаз
Восточно-Алинское Якутия 5 млн т Сургутнефтегаз
Баяндыское Республика Коми 27,4 млн т ЛУКОЙЛ
Тальцийское Тюменская область н/д Роснефть
2008 Нижнечутинское Республика Коми 100,1 млн т Timan Oil & Gas
  Западно-Ракушечное Каспийское море 12 млн т Каспийская нефтяная компания
  Центральное Каспийское море 90 млн т KMG/ЛУКОЙЛ/Газпром
  Колтогорское ХМАО 35 млн т Zoltav Resources
  Западно-Аянское Иркутская область 24 млн т нефти, 29,9 млрд куб. м газа Роснефть
  Западно-Эпасское Тюменская область 17,1 млн т Роснефть
2009 Байкаловское Иркутская область 53,6 млн т нефти, 37,3 млрд куб. м газа Роснефть
  Южно-Ляминское ХМАО н/д Сургутнефтегаз
  Южно-Гавриковское Тюменская область н/д Роснефть
  Западно-Сарутаюское Республика Коми 7,5 млн т ЛУКОЙЛ
  Восточно-Рогожниковское ХМАО 90,3 млн т Сургутнефтегаз
2010 Северо-Пайяхское Красноярский край 95,5 млн т ННК
  Луцеяхское ЯНАО 11,3 млн т Зарубежнефть
  Им. Московцева ХМАО 11,7 млн т Роснефть
  Савостьяновское Иркутская область 160 млн т Роснефть
  Южно-Нюримское Тюменская область 2,3 млн т Сургунефтегаз
  им. Б. Синявского Иркутская область 1,5 млн т Иркутская нефтяная компания
2011 Северо-Даниловское Иркутская область 75 млн т нефти, 35 млрд куб. м газа Роснефть
  Сибкраевское Томская область 7 млн т Стимул-Т
  Восточно-Ламбейшорское Республика Коми 25,6 млн т ЛУКОЙЛ
2012 Им. В. Афанасьева Башкортостан 3,8 млн т Башнефть
  Им. В.Б. Мазура Иркутская область 39,7 млн т нефти, 5 млрд куб. м газа Роснефть
Им. Сухарева Пермский край 13 млн т ЛУКОЙЛ
Малоуимское Тюменская область 5 млн т Роснефть
Ичёдинское Иркутская область 5,5 млн т Иркутская нефтяная компания
Демьянское Тюменская область н/д Сургутнефтегаз
Северо-Романовское ЯНАО 6,9 млн т ЛУКОЙЛ
Ичемминское Красноярский край 6,6 млн т Роснефть
2013 Великое Астраханская область 331 млн т нефти, 90 млрдкуб.м газа Нефтегазовая компания АФБ
  Южно-Киринское (доразведка) Сахалин 5 млн т нефти, 636,3 млрд куб. м газа Газпром Нефть
  Клинцовское Саратовская область 12 млн т ГеоПромНефть
Северо-Ватьеганское ХМАО н/д ЛУКОЙЛ
Оурьинское ХМАО 33 млн т Repsol
Кирилкинское Тюменская область 5 млн т Роснефть
2014 Победа Карское море 130 млн т, 499,2 млрд куб.м газа Роснефть/ExxonMobil
  Харбейское ЯНАО 1,5 млн т, 12,6 млрд куб. м газа НОВАТЭК
  Им. А. Алабушина Республика Коми н/д ЛУКОЙЛ
  Западно-Колтогорское ХМАО 15 млн т Repsol
Таврическое Тюменская область 3 млн т Роснефть
Южно-Нарымское Тюменская область 2,2 млн т Сургутнефтегаз
2015 D33 Балтийское море 21,2 млн т ЛУКОЙЛ
  D41 Балтийское море 2 млн т ЛУКОЙЛ
  Им. А.В. Филипенко ХМАО н/д Сургутнефтегаз
  Яснополянское Оренбургская область 2,6 млн т Министерство
  Кошинское Оренбургская область 1,7 млн т Министерство
2016 Нерцетинское Республика Коми 17,4 млн т Роснефть
  Южно-Ярояхинское ЯНАО н/д Роснефть
  Южно-Калмиярское Пермский край 0,5 млн т ЛУКОЙЛ
  Верхнеичерское Иркутская область 11,4 млн т нефти, 52,6 млрд куб. м газа Роснефть
  Западно-Чатылькинское ХМАО 40 млн т Газпром Нефть
2017 Новосамарское Оренбургская область 8 млн т Газпром Нефть
  Анастасьинское Башкортостан 0,6 млн т Роснефть
  Весеннее Удмуртия 0,6 млн т Роснефть
  Бахтияровское Оренбургская область 2,6 млн т Роснефть

(Голосов: 21, Рейтинг: 3.24)
 (21 голос)

Прошедший опрос

  1. У проблемы Корейского полуострова нет военного решения. А какое есть?
    Восстановление многостороннего переговорного процесса без предварительных условий со всех сторон  
     147 (32%)
    Решения не будет, пока ситуация выгодна для внутренних повесток Ким Чен Ына и Дональда Трампа  
     146 (32%)
    Демилитаризация региона, основанная на российско-китайском плане «заморозки»  
     82 (18%)
    Без открытого военного конфликта все-таки не обойтись  
     50 (11%)
    Ужесточение экономических санкций в отношении КНДР  
     18 (4%)
    Усиление политики сдерживания со стороны США — модернизация военной инфраструктуры в регионе  
     14 (3%)
Бизнесу
Исследователям
Учащимся