Топливно-энергетический комплекс Грузии
Материал из Documentation.
Топливно-энергетический комплекс Грузии — отрасль грузинской экономики.
ТЭК Грузии включает в себя практически все основные отрасли, за исключением атомной.
Имеющиеся объёмы производства первичных энергоносителей и состояние большинства энергетических предприятий не отвечают современным требованиям и не способны удовлетворить даже минимальные потребности республики.
Наметившиеся в последние годы отдельные положительные тенденции в развитии ТЭК Грузии пока недостаточны для преодоления структурного кризиса в энергетике, формирование которого началось ещё до дезинтеграции СССР.
Грузия удовлетворяет около 100 % своих потребностей в нефтепродуктах за счет импорта. На 80-90 % импорт нефтепродуктов покрывается поставками из Азербайджана.
Потребление природного газа в Грузии в 2007 году сократилось на 100 млн м3, или на 5,5 % по сравнению с 2006 годом и составило около 1,7 млрд м3. Россия поставила 66 % от этого объёма (1,15 млрд м3) по цене 235 долл. США за 1 тыс. кубометров. В 2007 году около 550 млн м3 газа поступило в Грузию из Азербайджана. Из этого объема 268,9 млн м3 газа по цене 120 долл. США за 1 тыс. м3 Грузия закупала у азербайджанских компаний. Остальной объём поступил по газопроводу «Баку-Тбилиси-Эрзерум» в рамках предоставленной стране квоте в проекте «Шах-Дениз» по льготной цене 63 долл. США за 1 тыс. м3.
Содержание |
[править] История
Одной из причин возникновения кризиса в энергетике является высокая зависимость Грузии от внешних поставок энергоносителей, которая в настоящее время усугубляется отсутствием достаточных финансовых возможностей для их импорта в необходимых объёмах. Существенные потребности в импорте энергоносителей связаны не только с наличием у Грузии относительно небольших топливно-энергетических ресурсов, но и не всегда рациональным использованием имеющихся.
В 1980-е гг. в Грузии преобладали настроения о нецелесообразности развития собственного энергетического сектора. Было практически полностью прекращено строительство гидроэлектрических станций, осуществлявшееся путем финансирования из общесоюзного бюджета, что на многие годы исключило для Грузии возможность наращивания производства электроэнергии за счёт наиболее крупных и доступных для республики энергетических ресурсов. Одновременно шло сокращение добычи углеводородного топлива, что сейчас иногда оценивается как стремление национальной элиты сохранить перспективные запасы углеводородов от нерационального использования.
В 1991 г. производство основных топливно-энергетических ресурсов отставало от ранее достигнутого в республике максимального уровня: по выработке электроэнергии 1,2 раза (максимальный уровень был достигнут в 1989 г.), по добыче угля в 4,5 раза (1958 г.), по добыче нефти в 18,5 раз (1982 г.) и по переработке нефти в 2,8 раза (1982 г.).
Единое экономическое пространство внутри СССР и внутренние, более низкие чем мировые, цены на энергоносители позволяли Грузии достаточно легко компенсировать снижение собственного производства энергоносителей за счёт поставок из других союзных республик:
- уголь и металлургический кокс шли преимущественно из России, Украины и Казахстана;
- нефть и нефтепродукты — из России и Азербайджана;
- газ — из России и Туркмении.
Уровень самообеспеченности Грузии по энергоносителям составлял чуть более 10 %, а потребности в углеводородном топливе более чем на 95 % удовлетворялись за счёт внешних поставок.
После распада СССР нарушились существовавшие хозяйственные связи и прекратилось централизованное распределение ресурсов, к чему экономика Грузии и, в частности, топливно-энергетический комплекс оказались неподготовленными. В первые годы независимости собственное производство энергоносителей в Грузии резко снизилось. По данным Межгосударственного статистического комитета СНГ, добыча нефти с 1990 по 1995 г. снизилась в 4,5 раза, угля и природного газа — более чем в 20 раз с последующей тенденцией к снижению, производство электроэнергии сократилось в 2 раза. Если учесть, что в 1991—1996 гг. производство электроэнергии на ТЭС снизилось более чем в 5 раз, то можно констатировать, что к 19951996 г. деятельность этой отрасли энергетики, так же как угольной и нефтяной, оказалась практически парализованной. Для Грузии, которая в высокой степени зависела от внешних поставок энергии, весьма негативным было и то, что сложившаяся в стране финансово-экономическая ситуация вынуждала идти на снижение импорта энергоносителей, который за 1992—1995 гг. сократился в 6 раз. На 1995 г. пришелся минимум как собственного производства энергии, так и ее импорта. По данным Международного энергетического агентства (МЭА), только в 1992—1995 гг. общее потребление первичных энергоносителей в Грузии снизилось почти в 4 раза. По отношению к 1990 г. этот показатель может быть увеличен еще в 1,5 — 2,0 раза. Вероятно, стоит отметить, что основой собственного производства энергии в Грузии в середине 90-х гг. стала гидроэнергетика, на которую приходилось до 3/4 от общего объема (табл. 3) [7]. Под влиянием острого энергетического кризиса и снижения покупательной способности значительной части населения в Грузии произошло увеличение потребления древесного топлива, которое в 1995—1996 гг., по некоторым оценкам, превышало 1/5 всего потребления топлива. После 1995 г. ситуация в энергетике Грузии несколько стабилизировалась. Увеличился импорт энергоносителей, в структуре которого стали преобладать нефтепродукты, в то время как в начале 90-х гг. превалировал природный газ. Буквально за 2 года общее потребление энергии увеличилось в 1,5 раза. Но этого было явно недостаточно ни для удовлетворения потребностей промышленности, ни для обеспечения нормальной жизнедеятельности населения. Топливноэнергетический комплекс Грузии во все большей степени становился препятствием на пути намечавшегося оживления других отраслей экономики и было необходимо принятие кардинальных мер по исправлению ситуации. Преодоление тотального дефицита энергии рассматривалось руководством Грузии в качестве одной из приоритетных задач развития страны [8]. Принципиально, что при оценке перспектив развития ТЭК основное внимание было уделено возможности использования имеющегося у Грузии энергетического потенциала и снижению зависимости от импорта энергоносителей, представленного в основном нефтью и природным газом. По оценкам МЭА, в 1998 г. Грузия импортировала почти 100 % объемов потребления природного газа и 1200 тыс. т нефтепродуктов, при собственной добычи нефти в 120 тыс. т. Основные усилия по обеспечению выхода ТЭК Грузии из кризиса предпринимаются по следующим трем направлениям, причем, с учетом реального положения в экономике Грузии, их реализация преимущественно ориентирована на внешние источники финансирования.
Два направления — электроэнергетика и нефтяная промышленность — относятся непосредственно к энергетическому сектору и осуществляются при практически одновременном уменьшении непосредственного участия государства в работе энергетических предприятий (приватизация и привлечение иностранного капитала, сокращение государственного финансирования, ликвидация государственных гарантий на импорт энергоносителей и т. п.) и усилении роли государства как координатора работы всего ТЭК Грузии, что нашло свое отражение, в частности, в создании в 1996 г. Министерства топлива и энергетики. Третье направление развития энергетики представляет собой часть генеральной концепции на развитие Грузии в качестве транзитной страны за счет использовании географического положения республики.
Строительство на территории республики экспортных нефтепроводов и газопроводов даёт Грузии дополнительный шанс на привлечение иностранных инвестиций, пополнение государственного бюджета, а также открывает возможность использования части транспортируемых энергоносителей для собственных потребностей.
[править] Производство
[править] Электроэнергетика
В Грузии резко снизилось производство электроэнергии за счёт ископаемых видов топлива, однако республика располагает крупными гидроэнергетическими ресурсами. Поэтому в области электроэнергетики особо актуальными были реабилитация гидроэнергетики, модернизация существующих и строительство новых гидроэлектростанций. Полный гидроэнергетический потенциал Грузии оценивается величиной от 100 до 160 млрд кВт.ч, около половины из которого представляет интерес для практического использования. Учитывая, что, по оценкам грузинских специалистов, потребности Грузии в электроэнергии в ближайшие годы не будут превышать 25 млрд кВт.ч, то они в принципе могут быть удовлетворены за счет гидроэнергетики. Основная часть имеющегося гидроэнергетического потенциала приходится на Западную Грузию, где и расположены основные ГЭС — Ингурский каскад с установленной мощностью 1640 МВт, а также Варцихская, Ладжанурская, Ткибульская ГЭС и др. Здесь же предполагалось сооружение Худонской ГЭС на реке Ингури, мощностью 700 МВт, работы по которой были начаты еще во времена СССР и затем были прекращены в целях (или скорее под предлогом) защиты окружающей среды. Важным направлением в Грузии могут стать солнечная и ветровая энергетика. По экспертным оценкам, за счет солнечной энергетики в Грузии возможно производство электрической и тепловой энергии, эквивалентной 5 млн т нефти. Ветровая энергетика способна обеспечить производство 2-3 млрд кВт.ч электроэнергии в год. Достаточно благоприятные для развития ветровой энергетики условия имеются в Хашурском, Горийском, Гарбаданском, Ахалкалакском, Кобулетском районах, а также в окрестностях таких крупных городов, как Тбилиси, Кутаиси, Батуми и Поти. Наиболее благоприятные условия имеются на открытых перевалах и гребнях отдельных хребтов. Например, в МтаСабуети средняя скорость ветра составляет около 9 м/сек, а продолжительность его действия превышает 7000 часов в год. Возможность строительства ветро-выхэлектростанций в Грузии изучается при содействии японских компаний «Nichimen» и «Tomen» и оно может быть проведено за счет долгосрочного кредита правительства Японии. Модернизацию и реструктуризацию имеющихся электроэнергетических мощностей, равно как и других предприятий энергетики, предполагается осуществить преимущественно за счет привлечения иностранных инвестиций, а также путем приватизации или передачи в управление на длительный срок энергетических объектов. Для ускорения процесса приватизации была проведена реструктуризация государственной компании «Сакэнерго», а большинство электростанций и распределительных сетей было преобразовано в акционерные общества. Начало масштабной приватизации в электроэнергетике связано с американской компанией «AES Silk Road Holdings», которая в 1998 г. купила 75 % акций компании «Теласи», контролирующей тбилисскую электрораспределительную сеть. По мнению руководства республики, приватизация «Теласи» была необходимым и вынужденным шагом, так как на восстановление тбилисской сети требовалось свыше 20 млн дол., которых у государства не было. По условиям соглашения, «AES» должна была в первый год предоставить инвестиции в размере 22,6 млн дол., погасить долги «Теласи» и в последующие 10 лет инвестировать еще около 80 млн дол., с тем чтобы обеспечить в столице постоянное электроснабжение. Следующим важным шагом по приватизации объектов электроэнергетики было проведение Министерством по управлению госимуществом тендера по трем лотам. Первый лот включал в себя 9-й и 10-й энергоблоки ТбилГРЭС, 100 % акций ГЭС Храми-1 и Храми-2 (передаваемых в управление на 25 лет) и 75 % акций Руставской энергораспределительной сети (Рэласи). Второй лот предусматривал передачу права управления сроком на 25 лет АО ЛаджануриГЭС, РиониГЭС, ГуматиГЭС, ТкибулиГЭС, ШаориГЭС, а также продажу 75 % акций Кутаисской энергораспределительной компании (Кэласи). Третий лот включал в себя 58 районных энергетических компаний. Победителем по первому лоту в декабре 1999 г. стала компания «AES». Все входившие в лот энергетические предприятия были переданы за 11,5 млн дол. Но при этом на компанию перешли обязательства по ранее выделенным кредитам в размере 100 млн дол. и, кроме того, ей предстояло обеспечить инвестиции в размере 65 млн дол. На базе «Теласи» и «Реласи» предполагалось создание единой энергетической компании. Победителем по второму лоту был признан грузино-французский консорциум, в который вошли французские компании «CIIF Energies» и «EDF», а также грузинские «Mecamidi» и «GMT Group». Победитель должен был уплатить за акции 22,5 млн дол. и инвестировать в реабилитацию энергообъектов еще не менее 39 млн дол. Другие детали этого крупного контракта требовали дополнительного обсуждения с правительством Грузии и с компаниями, заинтересованными в реконструкции ГЭС, перешедших под контроль консорциума. Ранее, в середине 1999 г., Европейский банк реконструкции и развития принял решение о выделении кредита в размере 38,5 млн дол. на реконструкцию крупнейшей в Грузии ИнгуриГЭС. Кроме того, Евросоюз в следующем году предоставил грант в размере 5 млн евро на реконструкцию плотины и дополнительную финансовую помощь по реабилитации 3-го генератора ИнгуриГЭС [8, 17]. Сообщалось о принятии принципиального решения по возобновлению строительства ХудониГЭС и об одобрении данного проекта со стороны МВФ, о крупных инвестиционных проектах строительства ПараванГЭС и каскада НамахванГЭС [8, 18]. Весной 2000 г. в Ахметском районе начались подготовительные работы по строительству ХадориГЭС, которое планируется завершить в 2002 г. Мощность этой гидроэлектростанции составит 24-30 МВт. Ее строительство финансируется государственной энергетической корпорацией провинции Сычуань (КНР). Мощность этой станции относительно невелика, но она станет первой ГЭС, построенной после обретения Грузией независимости и, кроме того, будет иметь большое региональное значение. Представляется, что положительным фактором для развития электроэнергетики Грузии было достижение в январе 2000 г. договоренности между РАО «ЕЭС России» и Министерством топлива и энергетики Грузии об условиях реструктуризации долга грузинской стороны в размере 46,4 млн дол. за ранее поставленную электроэнергию. И хотя, как показали последующие события, сама сумма долга в 2000 г. существенно не изменилась, готовность сторон к поиску компромиссного решения позволила выйти на подписание Протокола о сотрудничестве в области электроэнергетики между РАО «ЕЭС России» и Минтопэнерго Грузии от 17 января 2000 г., что открыло новые перспективы для осуществления совместных инвестиционных проектов на территории Грузии и сопредельных государств [20, 21]. В рамках данного Протокола и последующих договоренностей был принят ряд принципиальных соглашений по возможной реализации ряда крупных проектов, в числе которых необходимо отметить проект строительства новой ЛЭП — 330 кВ из Дагестана в Тбилиси через Кахетию, модернизацию уже существующей ЛЭП — 500 кВ из России в Грузию («Кавкасиони»), строительство новых экспортных линий электропередач, включая ЛЭП — 500 кВ от населенных пунктов Зестафони и Ахалцихе на западе республики до границы Турции, причем Грузия в этих проектах могла выступать не только в качестве транзитной страны. Важным событием было и подписание в апреле 2000 г. договора о параллельной работе энергосистем Грузии, России, Армении и Азербайджане и начале необходимых подготовительных работ. Грузинский филиал РАО «ЕЭС России» был намерен принять участие в альянсе с другими компаниями в реабилитации и эксплуатации 3, 4 и 8-го энергоблоков на Тбилисской ГРЭС [22-24]. Далеко не полный список вышеперечисленных проектов, направленных на улучшение ситуации в электроэнергетике Грузии, необходимо дополнить тем, что в республике с 1 июля 1999 г. начал формироваться оптовый рынок электроэнергии. На поддержку этого проекта, первый этап которого рассчитан на 2 года, Мировой банк выделил около 60 млн дол., причем половину суммы — в качестве гранта, а остальную часть в виде кредита со сроком 35 лет. Содействие в создании оптового рынка ожидалось и со стороны правительственных структур США и стран ЕС. Предполагалось, что оптовый рынок позволит создать конкуренцию между ГЭС и ТЭЦ, и муниципальные энергораспределительные компании смогут беспрепятственно получать электроэнергию в соответствии с рыночными условиями. Однако оптовый рынок в Грузии находится на начальном этапе становления и, кроме того, в ближайшей перспективе не ожидается избытка предложения электроэнергии, необходимого для развития реальной конкуренции [25]. Все вышеупомянутое, в сочетании с наметившимся в начале 2000 г. ростом производства электроэнергии (5 % по сравнению с соответствующим периодом предыдущего года), создавало впечатление, что в электроэнергетике Грузии наметились пути выхода из кризиса. Однако положительный эффект был непродолжительным и осенью 2000 г. Грузии пришлось пережить очередной виток энергетического кризиса. При оценке причин обострения ситуации в электроэнергетике следует в первую очередь выделить следующие, хотя и не являющиеся единственными и исчерпывающими. Одной из первоочередных причин был высокий уровень неплатежей за электроэнергию. По некоторым оценкам, в 1999 г. объем платежей в целом по стране не превышал 20 %. К негативным последствиям этого следует отнести снижение инвестиционной привлекательности энергетических предприятий, неспособность энергетических компаний обеспечить необходимое и самостоятельное финансирование проведения ремонтных работ и/или приобретения комплектующих и топлива, отсутствие стимулов к увеличению производства электроэнергии, обострение социально-экономической ситуации в связи с необходимостью отключения «неплательщиков». В ряде случаев западные инвесторы, к числу которых можно отнести и компанию «AES», на момент приватизации не в полной мере представляли трудности с предстоящей модернизаций приобретаемых ими энергетических объектов, с обеспечением поставок топлива, а также сложность решения уже упомянутой проблемы неплатежей. Другая причина связана с тем, что в 2000 г. в Грузии была сильная засуха, равной которой не было с 1964 г. Уровень воды в хранилищах гидростанций, обеспечивавших до 70 % производства электроэнергии в Грузии, к октябрю 2000 г., по оценке министра топлива и энергетики Д. Мирцхулава, являлся катастрофическим. Складывающиеся климатические условия не позволяли накопить до начала зимы необходимый уровень. В ноябре 2000 г. уровень воды на ИнгуриГЭС вместо обычных 510 м составлял 450 м, то есть на 60 м ниже. Определенные надежды связывались с возможным увеличением производства электроэнергии на тепловых электростанциях и с развитием сотрудничества и обеспечением экспорта электроэнергии из соседних республик [26, 27]. Вместе с тем состояние ТбилГРЭС, являющейся базовой тепловой станцией Грузии, не давало оснований для оптимизма. Во второй половине 2000 г. в рабочем состоянии находились по существу только 9-й и 10-й блоки. Причем они работали неритмично, неоднократно выходили из строя и вывести их на проектную мощность не удавалось. В начале ноября 2000 г. ситуация с поставками электроэнергии обострилась и сопровождалась акциями протеста со стороны жителей Тбилиси, которые показали, что проблема снабжения электроэнергией перестает быть чисто профессиональной и переходит на уровень социально-политический, становясь самостоятельным фактором влияяния на ситуацию в стране [28]. Положение дел в электроэнергетике стало предметом пристального внимания правительства, в том числе правоохранительных органов, и в середине ноября распоряжением президента Грузии Э. Шеварднадзе была создана чрезвычайная правительственная комиссия по преодолению энергетического кризиса в стране [28, 29]. В результате предпринятых усилий было несколько увеличено производство электроэнергии на ряде ТЭС и ГЭС, и примерно в тоже время энергосистема Грузии вошла в параллельный режим с российской энергосистемой, что, включая дополнительный импорт из Армении, позволило ослабить напряженность с электроснабжением в столице. В канун нового тысячелетия, 31 декабря, и 1 января 2001 г. электроэнергия в столице Грузии подавалась круглосуточно. Однако уже 2 января пришлось вернуться к прежнему жесткому графику подачи электроэнергии — около 6 часов в сутки. Ситуация принципиально не изменилась: ограниченное собственное производство электроэнергии и ограниченный ее импорт, преимущественно из России и Армении. Руководство Грузии по-прежнему считает, что для выхода из энергетического кризиса необходима полная приватизация энергетики. По мнению президента Э. Шеварднадзе, Грузии следует ориентироваться на опыт Казахстана. В качестве первоочередных шагов в этом направлении должна стать приватизация энергораспределительных компаний с последующей их реструктуризацией. Эта работа будет проходить при содействии экспертов Всемирного банка [30, 31]. Пока же в ожидании масштабных иностранных инвестиций в электроэнергетику Грузия по уровню потребления электроэнергии на душу населения занимает одно из последних мест среди бывших республик СССР и не способна обеспечить бесперебойное снабжение электроэнергией даже в столице. Для сравнения: в 1998 г. среднее потребление электроэнергии в странах бывшего СССР составляло 3617 кВт.ч/чел., в странах ОЭСР — 7751 кВт.ч/чел., в Грузии — 1257 кВт.ч/чел. [7]
[править] Нефтедобывающая, газовая и нефтеперерабатывающая промышленность
Следующее направление развития энергетики Грузии связано с нефтедобывающей промышленностью и возрождением на ее основе национальной нефтеперерабатывающей промышленности.
Нефтедобывающая промышленность Грузии берет свое начало с 1931 г., когда на Мирзаанском месторождении были добыты первые 1,5 тыс. т промышленной нефти. В следующем году этот показатель увеличился более чем в 2,5 раза, а в 1940 г. добыча нефти увеличилась до 41,2 тыс. т. Освоение Мирзаанского месторождения было начато благодаря усилиям Итало-Бельгийского горнопромышленного общества, которое в 1928 г. пробурило первую результативную скважину. После успешного бурения скважины на Мирзаанском месторождении в 1929 г. был создан трест «Грузнефть», в становлении которого была значима роль Ленинградского нефтяного геологоразведочного института. В предыдущий период предпринимались неоднократные попытки обнаружить промышленные месторождения нефти в Грузии. Проявляемый интерес к «грузинской нефти» был связан с тем, что кустарная добыча нефти в Грузии была известна еще в древности, имелись многочисленные естественные выходы нефти на поверхность, а также сказывалось влияние близости к Бакинскому нефтяному району, одному из крупнейших в мире производителей нефти в конце XIX — начале XX вв. Однако проводимые в то время иностранными фирмами работы либо заканчивались безрезультатно, либо объемы добываемой нефти не обеспечивали покрытие затрат. Одна из причин неудач заключалась в том, что месторождения Чатминское, Эльдарское, АрамДара и ряд других, на которых в то время проводились работы, обладали низкой проницаемостью нефтеносных пластов [32]. В годы советской власти в Грузии был проведен значительный объем буровых работ разведочного характера, которые, однако, не привели к открытию крупных нефтяных месторождений, конкурентоспособных по отношению к другим месторождениям бывшего СССР. Соответственно, их разработка не осуществлялась и энергетические потребности Грузии в значительной степени удовлетворялись за счет поставок из других республик СССР. Жесткий энергетический кризис начала 90-х гг. заставил по-новому оценить экономическую целесообразность и необходимость для Грузии развивать собственную добычу углеводородного топлива. Принципиальная возможность значительного снижения зависимости Грузии от его импорта базировалась на уже имевшихся прогнозных запасах нефти. По данным государственной компании «Сакнавтоби», общая добыча нефти в Грузии за 70 лет оценивается в 26,3 млн т нефти. По состоянию на конец 1999 г. это составляло порядка 7 % от прогнозных запасов нефти на суше (380 млн т), расположенных преимущественно в регионах Восточной и Западной Грузии. Прогнозные запасы нефти на шельфе Черного моря, базирующиеся на сейсмических исследованиях, проведенных еще в 70-80-е гг. «Южморгеологией», оценивались в 200 млн т, что позволяло предполагать наличие у Грузии общих запасов нефти в объемах порядка 580 млн т. Необходимые работы по переводу потенциальных запасов нефти в разведанные и утвержденные осуществляются при преимущественном финансировании со стороны зарубежных инвесторов.
Деятельность иностранных компаний регламентируется специально принятым законом «О нефти и газе», в подготовке проекта которого принимали участие эксперты Всемирного банка, ТАСИС, компаний «Дентон Холис» и «Халгер Бейли».
На начало 2001 г. основную деятельность по разведке и добычи нефти и газа в Грузии осуществляли семь компаний или, что более верно, совместных предприятий. Британская компания «Джей кей экс ойл энд гэз» одной из первых пришла в нефтяную отрасль Грузии и создала совместную ГрузиноБританскую нефтяную компанию (ГБНК). В 1999 г. контроль над ГБНК перешел к канадской компании «Канарго энерджи». Основные работы компания осуществляет на месторождении Ниноцминда, где проведены реабилитация старых и бурение новых скважин, а также сейсмические исследования по уточнению структуры месторождения. По состоянию на начало 2001 г., на месторождении Ниноцминда обнаружены промышленные запасы нефти в объеме порядка 55 млн т и природного газа — до 20 млрд куб. м. С 1996 г. и по 2000 г. включительно на долю ГБНК приходилось от 1/2 до 2/3 всей добычи нефти в Грузии и практически вся добыча природного газа. На середину 2000 г. общий объем вложенных инвестиций составил около 30 млн дол., а общий объем добытой нефти — свыше 330 тыс. т. В 2000 г. компания добыла 65 тыс. т нефти и 73 млн куб. м газа. Были пробурены три глубокие скважины, которые вскрыли нефтяные пласты. В 2001 г. ГБНК планирует добыть 150 тыс. т и не менее 100 млн куб. м газа, пробурить четыре глубокие разведочные скважины и продолжить геологоразведочные работы. Грузино-швейцарская компания «Иорис Вели» (Ioris Valley) осуществляет свою деятельность в Кахетии. В 1999 г. компания инвестировала 1,2 млн дол., в 2000 и 2001 гг. примерно по 2 млн дол. До середины 2000 г. она была 2-й, после ГБНК, компанией по объемам добычи нефти. В 2001 г. компания «Иорис Вели» предполагает несколько увеличить объемы добычи нефти (до 35 тыс. т в год). Грузино-американская компания «Фронтера» (Frontera Eastern Georgia) является одной из самых динамично развивающихся нефтяных компаний. Она осуществила крупные инвестиции в поисковые работы в Кахетии, которые позволили выявить промышленные (порядка 150 млн т) запасы нефти. Объем инвестиций «Фронтеры» к середине 2000 г. ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС 47 составил около 30 млн дол., кроме того, она привлекла к финансированию работ Европейский банк реконструкции и развития, который выделил компании кредит в 60 млн дол. [33, 40] В апреле 2000 г. состоялась церемония открытия месторождения Тарибана, на которой присутствовал президент Грузии. Бурение первой скважины выявило промышленные запасы нефти, а дебит скважины оценивался в 100—150 т в сутки. На месторождении также были обнаружены запасы природного газа. «Фронтера» намерена продолжить бурение эксплуатационных скважин и одновременно вести разведывательные работы. На принадлежащем СП лицензионном блоке общей площадью 5060 кв. км находится еще 5 перспективных месторождений. Разработку Тарибана «Фронтера» планирует вести в три этапа. До 2007 г. компания намерена ввести в эксплуатацию 60 скважин, в 2007—2015 гг. — еще 40 скважин, а к 2025 г. — еще 25 скважин. Объем добычи нефти на Тарибана составит от 30 тыс. до 40 тыс. баррелей в сутки. В планы компании входит также создание соответствующей инфраструктуры на контрактной площади. Финансирование проекта полностью берет на себя «Фронтера». Согласно соглашению между АО «Сакнавтоби» и компанией «Фронтера» сроком на 25 лет 70 % прибыли будет оставаться грузинской стороне, 30 % — американской [41, 42]. Успешная деятельность «Фронтеры» по освоению месторождения Тарибана во многом способствовала тому, что стало иногда называться в СМИ «грузинской нефтяной лихорадкой». Так, президент Грузии Э. Шеварднадзе объявил 5 июня 2000 г. об обнаружении в стране «большой нефти». В интервью национальному радио он сообщил, что появились предпосылки к тому, что уже в 2001 г. в стране будет добыто около 1 млн т нефти, что почти в 10 раз больше, чем в 1999 г. Справедливости ради, отметим, что в Грузии не делаются попытки предстать перед миром в качестве «второго Кувейта». В настоящее время для Грузии более актуально достижение самообеспеченности по нефти и нефтепродуктам. Вместе с тем экспертами высказывается предположение о возможности увеличения добычи нефти в Грузии до объемов, превышающих собственное потребление [43-45]. В начале 2001 г. работы на месторождении Тарибана были приостановлены «по техническим причинам». Как сказал вице-президент компании Р. Брелс, «уникальному оборудованию здесь противостояла на редкость сложная геологическая структура», потребовавшая дополнительных исследований. Вместе с тем представитель компании выразил уверенность в общем успехе работ на месторождении [46]. Грузино-британская компания «Рамко энерджи Кахети» (Ramco Energy Kakheti) основное внимание уделяет проведению разведочных работ в горных районах Кахетии. Инвестиционная программа составляет свыше 35 млн дол., из которых в 2001 г. будет выделено около 5 млн дол. [47] Грузино-немецкая компания с участием «GWDF» будет проводить работы на лицензионной территории «Грузнефти» в Супсе, Чаладиди и Лесе согласно договору о совместной экономической деятельности сроком на 25 лет, подписанному в октябре 2000 г. Договор предусматривает проведение геологических и сейсмических работ, а также реабилитацию старых скважин и бурение новых. Инвестиционная программа предусматривает два этапа. Первый, с объемом инвестиций в 5-6 млн дол., будет преимущественно связан с реабилитацией старых скважин при параллельном проведении сейсмических исследований. Второй этап предполагает освоение новых месторождений, на возможное открытие которых возлагаются большие надежды. В 2001 г. инвестиции составят не менее 1 млн дол., предполагаемая добыча нефти оценивается в 17 тыс. т [26, 47, 48]. В 1997—1998 гг. предполагалось, что освоение шельфовых месторождений Грузии будет проводить американская компания «Арко». К середине 1997 г. между государственной компаний «Грузнефть» и «Арко» было достигнуто принципиальное соглашение о формировании совместного предприятия по разработке черноморского шельфа. Одновременно рассматривался вопрос о вхождении в СП британской компании «Джей кей экс ойл энд гэз», которая с 1994 г. владела лицензией на исследование черноморского шельфа Грузии, но не решалась на крупные инвестиции, сосредоточив свое основное внимание на «сухопутных» месторождениях. «Грузнефтью» и «Арко» был подготовлен проект контракта общей стоимостью свыше 1 млрд дол. на условиях раздела продукции. Подписание контракта намечалось осуществить в январе 1999 г., но в феврале «Арко» объявила о приостановке формирования совместной компании. Это решение было во многом обусловлено существовавшим в то время низким уровнем мировых цен на нефть и высоким инвестиционным риском проекта [34]. Предпринятые правительством Грузии усилия по совершенствованию законодательной базы защиты иностранных инвестиций в нефтегазовом секторе и более благоприятный для нефтедобывающих компаний уровень мировых цен на нефть позволили восстановить переговорный процесс с иностранными компаниями и выйти в марте 2000 г. на подписание меморандума о передаче американской компании «Анадарко» лицензии на освоение континентального шельфа. Также был подписан протокол о намерении заключить между «Аннадарко» и «Грузнефтью» договор о долевом распределении добытой на шельфе продукции. Напомним, что прогнозируемые запасы нефти на грузинском шельфе оцениваются в 200 млн т, а площадь шельфа составляет 8900 кв. км [34, 49]. В июле 2000 г. состоялось подписание соглашения о разделе продукции сроком на 25 лет. В начале октября в Черное море был доставлен принадлежащий «Анадарко» специализированный исследовательский корабль. Наиболее вероятно, что основное внимание компании будет первоначально сосредоточено на двух перспективных блоках, расположенных на шельфе между Поти и Батуми. Геофизические исследования продлятся 18 месяцев. После обработки их результатов компания примет решение о бурении 25 морских скважин, стоимость каждой из которых оценивается в 30-35 млн дол. [26, 50] В перспективной программе, разработанной АО «Грузнефть» совместно с работающими в стране иностранными компаниями, отмечается, что в Грузии в 2001—2005 гг. планируется добыть более 4 млн т нефти и до 2 млрд куб. м природного газа. Комментируя этот документ, председатель совета наблюдателей «Грузнефти» Р. Тевзадзе заявил, что прогноз основывается на инвестиционных проектах, осуществляемых в настоящее время в Грузии всеми совместными предприятиями. С 1995 по 2000 г. они добыли в общей сложности 542 тыс. т нефти и около 100 млн куб. м [51]. Иностранный капитал привлекают и другие отрасли топливноэнергетического комплекса Грузии и в их числе нефтеперерабатывающая. Причем этот интерес вызван как возможным увеличением собственной добычи нефти в Грузии, так и ожидаемым крупномасштабным транзитом через ее территорию каспийской нефти. В начале 90-х гг. нефтеперерабатывающая промышленность республики была представлена исключительно Батумским НПЗ, который простаивал и требовал коренной реконструкции. В настоящее время в Грузии обсуждается строительство, включая коренную модернизацию Батумского НПЗ, еще нескольких нефтеперерабатывающих заводов, продукция которых будет ориентирована как на внутренний, так и на внешний рынок. К проведению модернизации Батумского НПЗ проявляют Интерес японские компании «Мицури» и «Мурабени». Проект оценивается в 250 млн дол., после реконструкции НПЗ будет способен перерабатывать 2 млн т нефти в год. Предполагается, что этот завод будет преимущественно ориентирован на внутренний рынок [34]. В середине 1998 г. вступила в строй первая очередь грузиноамериканского нефтеперерабатывающего завода Сартичалы (НПЗ в Самгори) мощностью 100 тыс. т нефти в год. Первоначально СП, образованное компаниями «Грузнефть» и «МАКойл», предполагало увеличить мощность НПЗ до 200—300 тыс. т в год. Однако конкретные сроки строительства последующих блоков не были определены, так как уже весной 1999 г. компания столкнулась с проблемами реализации конечной продукции и обеспечения исходным сырьем имеющихся мощностей.
По оценке экспертов Грузинской международной нефтяной корпорации (ГМНК) в Супсе, конечном пункте нефтепровода Баку — Супса, целесообразно строительство нефтехимического комплекса и морского экспортного терминала. Подготовку технико-экономического обоснования этого проекта проводила американская компания «Otis Capital» за счет гранта, предоставленного Агентством торговли и развития США в 1997 г. По расчетам экспертов, стоимость этого проекта составляет около 1,5 млрд дол., 550 млн дол. из этой суммы планируется использовать на строительство двух блоков НПЗ, остальные средства — направить на строительство нефтехимического комплекса. Согласно проекту мощность первого блока НПЗ составит 3 млн т нефти в год, второго — 4 млн т. В 2000 г. ГМНК уточняла детали проекта и вела переговоры с потенциальными инвесторами [53, 54]. Компания «Фронтера» изучает возможность строительства нефтеперерабатывающего завода в Восточной Грузии, в Самгори. Предполагаемая мощность завода может составить 2 млн т и рассчитана на перспективную добычу нефти в этом регионе Грузии. Необходимо отметить, что предполагаемые к строительству мощности по переработке нефти превышают внутренние потребности Грузии и преимущественно могут быть ориентированы на обеспечение экспортных поставок. Третье направление, способное оказать положительное влияние на энергетику Грузии, связано с участием этой страны в ряде экспортных проектов по транспортировке каспийской нефти и газа, которые также могут рассматриваться как составная часть программ TRACECA и INOGATE, поддерживаемых Евросоюзом. Согласно документу «Georgia and the World: a Vision and Stra-tegy for the Future», представленному в сети Интернет на сайте посольства Грузии, наиболее приоритетными для республики проектами, в плане ее участия в формировании евразийского энергетического коридора, являются нефтепроводы Баку — Супса и Баку — Тбилиси -Джейхан и Транскаспийский газопровод. Одним из первых проектов, с которых началось формирование в Грузии «энергетического коридора Восток-Запад», являлась транспортировка казахстанской нефти с Тенгизского месторождения. Маршрут, обычно называемый Актау — Баку — Батуми, в реальности состоит из большего числа элементов (Кульсары/Атырау — Актау — Дюбенды — Али-Байрамлы — Батуми/Поти) и является сочетанием транспортировки нефти по железной дороге, танкерами и по нефтепроводу. На Грузию приходилась часть транспортировки по железной дороге и перевалка нефти в порту Батуми. Реализация данного проекта началась в 1996 г., когда были доставлены первые 100 тыс. т нефти. В 1997 г. объемы транспортировки выросли до 750 тыс. т, в 1998 г. они достигли 2 млн т. Первоначально тарифная ставка для Грузии составлял 7,5 дол./т. С марта 1999 г., после сложных переговоров, инициированных компанией «Шеврон», тариф был снижен до 5 дол./т, но «Шеврон» при этом взяла на себя обязательство по транспортировке не менее 2,5 млн т нефти в год. Отметим, что Азербайджан также был вынужден снизить тариф на всех участках маршрута. В 1999 г. объемы транспортировки нефти составили около 2,5 млн т, в 2000 г. они были близкими к 3,5 млн т. По состоянию на начало 2001 г. всего через Грузию было отправлено свыше 9 млн т казахстанской нефти. В перспективе возможна модернизация инфраструктуры этого маршрута и увеличение его пропускной способности [56-57].
[править] Транспорт
[править] Нефтепроводы
[править] Баку — Cупса
Строительство можно рассматривать как знаковое событие в формировании на территории Грузии энергетического транзитного коридора Восток — Запад. Трубопровод протяженностью 830 км, из которых по территории Грузии проходит 370 км. Проектная пропускная способность составляет 5,1 млн т нефти в год. Для приема нефти были построены Супсинский нефтяной терминал, а также плавучая платформа для наполнения танкеров в море. Терминал и платформа соединены 5-километровым отрезком нефтепровода. Терминал в Супсе через морскую нефтеналивную систему способен обрабатывать танкеры грузоподъемностью до 150 тыс. т. Общие затраты на строительство нефтепровода составили 560 млн дол., что было почти в 2 раза выше, чем планировалось первоначально [58]. Условия строительства и эксплуатации грузинской части нефтепровода Баку — Супса были определены соглашением между Азербайджанским международным операционным консорциум (АМОК) и Грузинской международной нефтяной корпорацией (ГМНК). ГМНК была образована в соответствии с указами президента Грузии N 477 от 11.11.1995 г. и N 178 от 20.02.1996 г. и должна была представлять интересы Грузии в данном проекте. Президентом ГМНК был назначен специальный представитель президента Грузии Г. Чантурия. Отметим, что сфера деятельности и обязанностей этой компании не ограничивалась только данным проектом. В сферу ее активности попадали все виды деятельности по проектам транспортировки энергоносителей через Грузию в западном направлении: содействие выбору маршрутов, привлечение инвесторов, переговоры с заинтересованными странами и компаниями, модернизация существующих и строительство новых объектов, причем не только трубопроводных, но и связанных со строительством нефтеперерабатывающих заводов и морских терминалов. Соглашение о строительстве и эксплуатации нефтепровода Баку — Супса было подписано сроком на 30 лет. АМОК осуществил финансирование работ по реконструкции существовавшего 20-дюймового нефтепровода и строительству недостающей части, а также строительство нефтяного терминала. После истечения срока договора нефтепровод должен перейти под контроль Грузии. До этого Грузия будет получать транспортный тариф в размере 0,17 дол. за баррель прокаченной нефти, или 1,24 дол. за 1 т. Данный льготный тариф распространялся только на нефть, принадлежащую АМОК. Для транспортировки нефти других компаний мог применяться специальный тариф. По оценкам экспертов, он мог быть в несколько раз выше, чем тариф для АМОК. Однако мы не располагаем достоверными сведениями о том, чтобы по трубопроводу Баку — Супса прокачивалась нефть иных, кроме АМОК, компаний.
22 февраля 1999 г. в Супсе произошла сварка «золотого стыка», и тем самым строительство нефтепровода Баку — Супса было завершено. 17 апреля 1999 г. состоялся официальный пуск нефтепровода в эксплуатацию. На торжествах присутствовали лидеры Грузии, Украины и Азербайджана. Трубопровод Баку — Супса проходит по опасному из-за оползней маршруту. По техническим причинам транспортировка нефти по нему неоднократно приостанавливалась, однако итоговые показатели работы нефтепровода хорошие. Он был быстро выведен на проектную мощность, и в 1999 г. из порта Супса было отправлено 3213 тыс. т нефти. За первый год работы, с апреля 1999 по апрель 2000 г., в порту Супса было загружено 42 танкера и 4,64 млн т нефти поставлено в 8 стран мира. Всего за 2000 г. в танкеры было загружено свыше 6,5 млн т ранней нефти [59, 60]. Перспективы нефтепровода Баку — Супса неоднозначные. С одной стороны, существуют планы его коренной модернизации и увеличения пропускной способности в 2 и более раз, а также прорабатывается вопрос строительства крупного нефтехимического комплекса в районе Супсы. С другой стороны, нельзя исключить, что уже в ближайшем будущем произойдет снижение его роли, особенно если ему придется конкурировать за объемы транспортировки нефти с проектируемым трубопроводом Баку — Тбилиси — Джейхан. В частности, в ноябре 2000 г. начальник управления иностранными инвестициями Государственной нефтяной компании Азербайджанской Республики В. Алескеpов обратил внимание на то обстоятельство, что нефтепровод Баку — Супса был создан только под проект транспортировки ранней каспийской нефти. С началом полномасштабной разработки месторождений Азери — Чираг — Гюнешли и вводом в действие трубопровода Баку — Тбилиси — Джейхан перекачка нефти по нему, так же как по трубопроводу Баку — Новороссийск, может быть прекращена или будут изменены тарифы [61].
[править] Баку — Тбилиси — Джейхан
Нефтепровод Баку — Тбилиси — Джейхан, или основной экспортный трубопровод (ОЭТ) для транспортировки «большой» азербайджанской нефти, первоначально с месторождений Азери — Чираг — Гюнешли, разрабатываемых Азербайджанским международным операционным консорциумом, вероятно, можно отнести к числу проектов, которые в последние несколько лет привлекали к себе наибольшее внимание в мире. Однако, несмотря на то, что в последнее время в поддержку его реализации был подписан ряд важных документов, этот проект пока не имеет однозначной оценки экономической целесообразности. Грузия всегда входила в число наиболее активных сторонников данного проекта и стремилась оказать ему максимально возможную политическую поддержку. Как уже отмечалось, строительство нефтепровода Баку — Тбилиси — Джейхан рассматривалось в Грузии в качестве краеугольного камня для формирования «энергетического коридора Восток — Запад», что привело бы к резкому возрастанию геополитической роли Грузии в регионе. Кроме того, реализация проекта предполагалась при минимальном инвестиционном участии Грузии, но при этом ожидались многомиллионные поступления в бюджет и формирование новых рабочих мест в процессе строительства и эксплуатации нефтепровода. Грузия надеялась, что при реализации проекта она сможет получать для собственных нужд определенную часть (порядка 3 %) от общего объема перекачиваемой по трубопроводу нефти. Это составляет порядка 1,5 млн т нефти в год и примерно соответствует современным объемам импорта нефтепродуктов. Предполагаются следующие основные параметры трубопровода Баку — Тбилиси — Джейхан. Протяженность всего нефтепровода от Сангачал на Каспии в Азербайджане до порта Джейхан в Турции — 1737 км. При этом по территории Азербайджана — 468 км, по территории Грузии — 225 км, по территории Турции — 1030 км. Пропускная способность нефтепровода должна составить 50 млн т нефти в год. Предполагаемый ввод в эксплуатацию — 2004 г. Общий объем инвестиций в проект оценивается в 2,4 млрд дол., из которых на азербайджанский участок придется 600 млн дол., грузинский — 400 млн и турецкий — 1,4 млрд дол. В условиях существовавших сомнений в экономической эффективности нефтепровода Баку — Тбилиси — Джейхан со стороны потенциальных инвесторов, в том числе компаний — участников АМОК, правительства заинтересованных стран решили продемонстрировать поддержку данного проекта. Так, в апреле 1998 г. в турецком г. Самсун на встрече президентов Турции, Азербайджана и Грузии была принята Декларация о политической поддержке трубопровода Баку — Тбилиси — Джейхан. 29 октября 1998 г. президенты Азербайджана, Грузии, Казахстана, Турции, Узбекистана и министр энергетики США подписали Анкарскую декларацию. В данной декларации президентами была дана общая оценка видения проблем разведки и добычи нефтяных и газовых ресурсов своих стран и безопасной транспортировки этих ресурсов на мировые рынки посредством многочисленных трубопроводов и была отражена готовность обеспечить защиту прав иностранных и местных инвесторов. Однако ключевым элементом Анкарской декларации была политическая поддержка проекта Баку -Тбилиси — Джейхан и ее подписание была явно приурочено к ожидавшемуся в конце 1998 г. принятию руководством АМОК решения о выборе маршрута ОЭТ [62]. 18 ноября 1999 г. во время Стамбульского саммита ОБСЕ состоялось подписание ряда документов по транспортировке каспийских энергоносителей. Главным из которых было межправительственное Соглашение между Азербайджаном, Грузией и Турцией о строительстве Основного экспортного нефтепровода Баку -Тбилиси — Джейхан. В качестве свидетеля и гаранта данного соглашения выступил президент США. Также состоялось подписание и Стамбульской декларации, которая призывала все заинтересованные страны и нефтяные компании, работающие на Каспии, обеспечить поставки нефти для ее последующей транспортировке по ОЭТ, а мировые финансовыъе институты — поддержать этот проект. Стамбульская декларация была подписана и президентом Казахстана, что можно расце-нитькак принципиальную приверженность этой республики идее формирования многовариантной системы транспортировки энергоносителей в регионе [63, 80]. После Стамбульского саммита эксперты Азербайджана, Грузии и Турции, при активном посредничестве представителей США, приступили к подготовке пакета документов по проекту строительства ОЭТ. Данный процесс не был простым и одним из препятствий на его пути стали проблемы с определением тарифа на транспортировку нефти для Грузии. Дело в том, что в ноябре 1999 г. Азербайджан и Турция определили общий тариф с учетом затрат на эксплуатацию, транзит и обслуживание нефтепровода в размере 2,58 дол. за баррель. При этом транзитный тариф на прокачку нефти на территории Турции был определен на уровне 0,20 дол. за баррель нефти, а общий транзитный тариф на прокачку нефти по территориям Грузии и Азербайджана мог составить около 0,18 дол. за баррель [64]. То есть если ориентироваться на соотношение протяженности трубопровода в Азербайджане и Грузии, на долю Грузии могла приходиться примерно 1/3 часть этой величины, что явно не устраивало Тбилиси. В результате серии сложных переговоров и консультаций 22 марта 2000 г. во время официального визита президента Азербайджана Г. Алиева в Тбилиси было объявлено об отказе азербайджанской стороны от собственного тарифа на прокачку нефти по территории своей страны в пользу Грузии.
Достигнута договоренность, что размер транзитного тарифа на прокачку нефти по трубопроводу Баку — Тбилиси — Джейхан на территории Грузии будет меняться в зависимости от срока эксплуатации нефтепровода. В первые 5 лет эксплуатации нефтепровода (в 2004—2008 гг.) Грузия будет получать 0,12 дол. за баррель нефти, последующие 10 лет (2009—2018 гг.) — 0,14 дол. за баррель, а в 2019—2043 гг. — не менее 0,17 дол. за баррель. По оценке президента ГМНК Г. Чантурия, ежегодный доход Грузии от эксплуатации нефтепровода составит порядка 50 млн дол. [65, 66] К маю 2000 г. основная экспертная работа над документами о строительстве и эксплуатации Основного экспортного трубопровода Баку — Тбилиси — Джейхан была завершена, и 9 мая 2000 г. в Стамбуле состоялось подписание протокола о предоставлении пакета документов в парламенты Азербайджана, Грузии, Турции. 31 мая 2000 г. парламент Грузии единодушно ратифицировал пакет договоренностей о строительстве и эксплуатации трубопровода на территории республики. Ратификация аналогичных документов состоялась в парламентах Азербайджана и Турции [67]. Следующим важным этапом в реализации проекта стало подписание в Баку 17 октября 2000 г. двух соглашений. Первое — между правительством Азербайджана и участниками Основного экспортного трубопровода и второе — о финансировании и сотрудничестве для инженерных работ и проектирования проекта ОЭТ Баку -Тбилиси — Джейхан. Соглашения были подписаны правительством Азербайджана, ГНКАР и семью иностранными компаниями, входящими в АМОК. Данные соглашения определили юридический и финансовый режимы реализации проекта ОЭТ, состав спонсорской группы, а также доли участия сторон в проекте, которые составили: ГНКАР — 50 %, «BP» — 25,41, «Unocal» — 7,48, «Ramco» — 1,55, «Delta Hess» — 1,25, «Statoil» — 6,37, «TPAO» — 5,02, «Itochu» — 2,92 %. В дальнейшем, по мнению ГНКАР, число участников проекта увеличится. Возможно, что в спонсорскую группу войдет компания «Chevron». Отметим, что компании «ЛУКойл» и «Exxon — Mobil», входящие в АМОК, не вошли в спонсорскую группу, выразив сомнения в рентабельности данного проекта [55, 68, 69]. 18 октября в Тбилиси Договор о строительстве ОЭТ Баку — Тбилиси — Джейхан был оформлен между правительством Грузии, как страны, по территории которой будет проходить нефтепровод, и руководителями компаний — участников проекта. В своей речи на торжественной церемонии подписания договора Э. Шеварднадзе выразил благодарность лидерам и президентам компаний и стран, содействовавшим ходу реализации проекта, и особо выделил роль Г. Алиева, в том числе и в преодолении проблемы тарифов за транспортировку нефти [70]. 19 октября аналогичное соглашение было подписано с правительством Турецкой Республики. После образования спонсорской группы был определен план работ по реализации проекта ОЭТ Баку — Тбилиси — Джейхан, который предусматривал три этапа. Первый этап предварительного проектирования продлится около 6 месяцев. Во время данного этапа будет проведен сбор информации, необходимой для определения объема технических работ по проекту, а также будет определен коридор шириной 500 м под будущий нефтепровод. На проведение необходимых проектно-изыскательных работ выделено порядка 25 млн дол. Решение о переходе к этапу детального проектирования, который займет 12 месяцев и оценивается в 110 млн дол., участники спонсорской группы должны принять в июне 2001 г. На данном этапе должно быть проведено детальное технико-экономическое обоснование проекта, подготовлена техническая документация и получены точные данные о необходимом объеме строительно-монтажных работ, их стоимости и сроках исполнения. Если результаты детального проектирования будут одобрены спонсорской группой, то в середине 2002 г. может начаться следующий этап. Он рассчитан на 32 месяца и включает в себя землеотвод и непосредственное строительство нефтепровода. Данный этап при благоприятном стечении обстоятельств может быть завершен в 2004 г. и связан с планами АМОК по освоению месторождений Азери — Чираг — Гюнешли на шельфе Каспия [69, 71]. Вместе с тем принятие решения о начале третьего этапа не будет для спонсорской группы простым, так как к середине 2002 г., помимо необходимости убедиться в экономической состоятельности проекта, будет важно решить еще как минимум два вопроса: об источниках финансирования строительства и реальных объемах нефти для заполнения трубопровода. По оценке Д. Вудварда, президента АМОК и представителя компании «ВР», рентабельность проекта может быть обеспечена, если по трубопроводу будет прокачено не менее 6 млрд баррелей нефти (около 870 млн т), в то время как АМОК с собственных месторождений Азери — Чираг — Гюнешли сможет добыть только порядка 4 млрд баррелей. То есть к моменту принятия решения о строительстве нефтепровода будет необходимо определиться с источниками поступления дополнительной нефти [69]. «Недостающие» объемы нефти могут поступить с других шельфовых месторождений Азербайджана, но степень их освоения ниже, чем у АМОК, и маловероятно, что на них к 2004 г. будет обеспечена добыча нефти в необходимых объемах. Поэтому необходимо ориентироваться на возможные поставки нефти из других прикаспийских стран, и в первую очередь из Казахстана, принявшего участие в подписании Анкарской и Стамбульской деклараций. Заинтересованные стороны, в том числе Грузия, неоднократно обсуждали с Казахстаном возможность транспортировки казахстанской нефти по ОЭТ. В частности, в декабре 2000 г. по специальному поручению Э. Шеварднадзе группа высокопоставленных представителей Грузии посетила Казахстан. Одной из задач этого визита было довести до сведения руководства Казахстана мнение Грузии и Азербайджана о необходимости участия Казахстана в проекте нефтепровода ОЭТ и возможном его преобразовании в проект Актау -Баку — Тбилиси — Джейхан. Во время визита также обсуждались и возможные объемы транзита казахстанской нефти, которые в перспективе могут составить 10 и более млн т в год [60, 69]. В начале марта 2001 г. представители Казахстана и стран -участниц проекта Основного экспортного трубопровода, а также США, подписали в Астане меморандум о взаимопонимании по проекту транспортировки нефти по маршруту Актау — Баку — Тбилиси -Джейхан. Подписанный документ не обязывает Казахстан транспортировать определенный конкретный объем нефти по будущему трубопроводу, но отражает заинтересованность Казахстана в многовариантности путей транспортировки добываемой в стране нефти [72]. Таким образом, по состоянию на начало 2001 г. складывающуюся ситуацию по возможным объемам транспортировки нефти можно оценить как неопределенную, что позволяет некоторым экспертам высказывать мнение о возможном внесении коррективов в сроки начала реализации 3-го этапа строительства нефтепровода Баку — Тбилиси — Джейхан [69]. Транскаспийский газопровод Туркменистан — Азербайджан -Грузия — Турция — Европа в течение нескольких лет рассматривался как один из наиболее приоритетных проектов для Грузии и в ряде случаев его реализация связывалась со строительством нефтепровода Баку — Тбилиси — Джейхан. В 1997 г. Туркменистан стал прорабатывать несколько вариантов строительства экспортных газопроводов. Первоначально в качестве основного рассматривался маршрут Туркменистан — Иран -Турция — Европа. Иранское направление не отвечало интересам США, и в апреле 1998 г. Агентство по вопросам международного сотрудничества и торговли США предоставляет Туркменистану 750 тыс. дол. для изучения строительства альтернативного газопровода по дну Каспия по маршруту Туркменистан — Азербайджан -Грузия — Турция. По условиям выделения транша разработка и реализация проекта должна была осуществляться с участием американских компаний. Разработку ТЭО Транскаспийского проекта осуществляла американская компания «Enron». В феврале 1999 г. оператором по строительству проекта сроком на 1 год был определен американо-британский консорциум PSG — совместное предприятие компаний «General Electric» и «Bechtel». В дальнейшем предполагалось подписать предварительное соглашение между Турцией и Туркменистаном о поставках природного газа. На первом этапе — 16 млрд куб. м газа в год в Турцию, в последующем еще 14 млрд куб. м газа для экспорта в Европу. Стоимость будущего газопровода протяженностью 1700 км оценивалась в 2,5 — 3 млрд дол. В августе 1999 г. компания «Шелл», ранее работавшая над проектом трансиранского газопровода, заключает с правительством Туркмениистана соглашение о стратегическом альянсе в республиканских газовых проектах и одновременно подписывает соглашение о намерениях с консорциумом PSG и входит в проект Транскаспийского газопровода [73, 74]. В июле 1999 г. во время презентации проекта в Тбилиси, организованной консорциумом PSG, государственный министр В. Лордкипанидзе обратил внимание на то, что реализация проекта Транскаспийского газопровода может сыграть огромную роль в развитии инфраструктуры Грузии, и кроме того, позволит удовлетворить потребности Грузии в газе как в краткосрочной, так и в долгосрочной перспективе, даст республике возможность форсировать погашение задолженности Туркмении за газ, которая составляла около 400 млн дол., или почти 22 % всего внешнего долга Грузии [75]. В ноябре 1999 г. на саммите ОБСЕ в Стамбуле Турция, Туркменистан, Грузия и Азербайджан еще раз подтверждают свою приверженность проекту Транскаспийского газопровода. Однако в последующем ход практической реализации проекта стал задерживаться по ряду причин. Одной из них стали возникшие между Туркменистаном и Азербайджаном разногласия по долевому участию в транспортировке газа по трубопроводу, которые, в свою очередь, являлись следствием открытия в Азербайджане крупных запасов газа на месторождении Шах-Дениз и связанного с этим интереса к возможности обеспечения его экспорта. На прошедших в январе 2000 г. в Ашхабаде переговорах заинтересованные стороны не смогли прийти к согласию по ряду вопросов. Главным препятствием остался вопрос о квоте на прокачку азербайджанского газа по Транскаспийскому газопроводу. Баку настаивал на предоставлении ему 50%-ной квоты на транспортировку газа по будущему газопроводу. Ашхабад, высоко оценивая собственный экспортный потенциал по газу, соглашался дать азербайджанской стороне возможность прокачивать по этому маршруту 5 млрд куб. м газа, что составило бы около 17 % [76]. В ходе последующих переговоров и консультаций, к участию в которых в ряде случаев привлекались представители Грузии, Турции и США, разрешить возникшие противоречия не удалось, более того, они привели к определенному обострению отношений между Азербайджаном и Туркменистаном и поставили под сомнение возможность реализации данного проекта. Тем временем, в феврале 2000 г., компании — участники международного консорциума по освоению месторождения Шах-Дениз заявили о своем намерении содействовать скорейшему экспорту азербайджанского газа. По оценке азербайджанских экспертов и представителей международного консорциума «Шах-Дениз», наиболее приемлемым и практически безальтернативным рынком сбыта для азербайджанского газа с данного месторождения является Турция [77]. В марте 2000 г. в Тбилиси состоялась презентация проекта транспортировки азербайджанского газа в Турцию, что можно расценивать как принятие принципиального решения о прокладке самостоятельного газопровода в Турцию. Стоит отметить, что в августе 2000 г. президент ГМНК Г. Чантурия заявил, что в настоящее время для его компании наиболее приоритетными проектами являются нефтепровод Баку — Тбилиси — Джейхан и Транскавказский (а не Транскаспийский) газопровод [78, 79]. Осенью 2000 г. президент ГНКАР Н. Алиев выступил с серией заявлений, в которых, с одной стороны, была подтверждена приверженность Азербайджана идее строительства Транскаспийского газопровода, но, с другой, было выражено сомнение в возможности его реализации в ближайшей перспективе. Связывалось это с тем, что Туркменистан пошел на крупные поставки газа в Россию, а также с тем, что консорциум компаний, участвовавших в Транскаспийском проекте, распался [80, 81]. Отметим, что представители компании «Шелл» предпринимали некоторые шаги по реанимации Транскаспйского газопровода и, в частности, в сентябре 2000 г. обсуждали возможные пути реализации проекта с Э. Шеварднадзе [82]. Азербайджанский или Транскавказский проект газопровода предполагает, что газ с месторождения Шах-Дениз будет транспортироваться в Турцию по маршруту Баку — Тбилиси — Эрзерум. По одному из вариантов реализацию проекта предполагалось осуществить в два этапа. Первый этап предусматривал реконструкцию уже существующего газопровода на территории Азербайджана, протяженностью 490 км, и ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС 61 строительство двух новых участков на территории Грузии и Турции, протяженностью 280 км каждый, с тем чтобы выйти на поставки газа в Турцию в начале 2003 г. Сначала в объемах порядка 5 млрд куб. м в год, с последующем увеличением до 10 млрд куб. м в год. По оценке экспертов компании «ВР», общая смета первого этапа реализации проекта, предусматривающего экспорт 5 млрд куб. м газа в год, составит 1,0 — 1,3 млрд дол., из которых 600—700 млн дол. будет направлено на реконструкцию и строительство трубопроводов. Для снижения затрат на месторождении Шах-Дениз будут установлены облегченные варианты морских добывающих платформ. От платформ к берегу планируется проложить трубопровод протяженностью 70 км. На берегу предстоит построить газоперерабатывающую установку годовой мощностью 5 млрд куб. м [81, 83]. Во время второго этапа предполагалось строительство нового газопровода в Азербайджане с целью выйти на экспорт 16-24 млрд куб. м. В ноябре 2000 г. Баку передал Тбилиси проект межправительственного транзитного соглашения по экспорту газа в Турцию по территории Грузии. Предусматривается, что Грузия в данном проекте будет не только транзитной страной, но и покупателем Азербайджанского газа [61]. Вместе с тем по состоянию на конец 2000 г. вопрос об объемах возможных поставок азербайджанского газа в Турцию решен не был. Турция в условиях уже имеющего соглашения с Туркменией о поставках газа, а также сохраняющейся возможности строительства Транскаспийского газопровода, не была готова идти на еще одно крупное соглашение об экспорте газа. В конце 2000 — начале 2001 г. Азербайджан продолжал вести переговоры с Турцией о поставках газа, но они продвигались медленно. Главная проблема заключалась в том, что Турция была готова заклюючить соглашение на приобретение только 1-2 млрд куб. м газа в год, но Баку рассчитывал экспортировать в Турцию уже на начальном этапе не менее 5 млрд в год, с последующим увеличением до 2430 млрд куб. м [84, 85]. В марте 2001 г. стороны вышли на подписание межправительственного соглашения об экспорте азербайджанского газа, согласно которому в 2004 г. Турция закупит у Азербайджана 2 млрд куб. м газа. В последующие 15 лет объемы поставок азербайджанского газа составят порядка 6,6 млрд куб. м в год [86]. Важно отметить, что для Грузии, надеявшейся использовать часть транспортируемого газа для собственных нужд, задержка реализации Транскаспийского газопровода в некоторой степени может компенсироваться тем, что сама идея транспортировки крупных объемов газа через ее территорию не снимается с повестки дня. Можно сказать, что происходит процесс преобразования Транскаспийского проекта в Транскавказский, в котором основным поставщиком газа будет выступать Азербайджан. Причем не исключается возможность того, что Транскавказский газопровод станет как бы первым, или сухопутным этапом реализации Транскаспийского проекта. Но это в том случае, если Азербайджан и Туркменистан смогут прийти к заключению взаимоприемлемого соглашения о долевом участии в экспорте природного газа в Турцию. Однако представляется, что для Грузии в стратегическом плане вариант реализации Транскаспийского проекта является более предпочтительным. Транскаспийский газовый проект с участием Туркмении, так же как и проект нефтепровода Баку — Тбилиси -Джейхан с подключением к нему Казахстана, а возможно и Туркмении, представляют интерес и важность для Грузии не только тем, что они будет означать транспортировку по ее территории более значительных объемов природного газа и нефти. Именно через участие Казахстана и Туркмении Грузия в наибольшей степени сможет реализовать провозглашенную ею концепцию формирования Кавказского энергетического коридора, в рамках которого энергоносители будут поступать на мировой рынок через территорию Грузии не только из Азербайджана, но и из других стран Каспийского региона. Вместе с тем необходимо учитывать, что современное финансовоэкономическое положение в стране вынуждает Грузию в вопросах принятия принципиальных решений о сроках, маршрутах и приоритетах выбора тех или иных энергетических проектов преимущественно ориентироваться на свою политическую волю и дипломатическое искусство. Необходимо также отметить, что основные направления преодоления энергетического кризиса в Грузии — увеличение собственного производства электроэнергии и добычи углеводородного топлива, а также формирование транзитного энергетического коридора, имеют достаточно высокий потенциал для своего развития. Однако их практическая реализация во многом неопределенна. Одной из основных причин этой неопределенности является существующий дисбаланс между необходимыми и реальными инвестициями в энергетику. Принятая в республике концепция преимущественной ориентации на внешние источники финансирования пока не привела к качественному улучшению ситуации. Представляется, что ближайшие 2-3 года будут иметь принципиальное значение для окончательной оценки инвестиционной привлекательности грузинской энергетики для иностранных партнеров и, соответственно, правильности выбранной стратегии вывода ТЭК из кризиса.
[править] Батумский нефтяной терминал
Батумский нефтяной терминал («БНТ») является одним из крупнейших предприятий Аджарии. История его создания уходит корнями в XIX век.[1]
В феврале 2008 года, АО «КазТрансОйл» дочерняя компания НК АО «КазМунайГаз» приобрела компанию Батумский Нефтяной Терминал.[2]
На 2012 год на терминале трудится до 1000 сотрудников. БНТ имея сертификаты ISO 9001, ISO 14001, и OHSAS 18001, предоставляет своим клиентам услуги по перевалке нефти и нефтепродуктов. В основном (более 60 %), через БНТ переваливаются нефть и нефтепродукты казахстанского происхождения. Также переваливаются продукты азербайджанского, туркменского и грузинского происхождения.[3]
БНТ является одним из самых важных предприятий региона Аджарии, обеспечивая существенные налоговые отчисления в бюджет грузинского государства. БНТ тесно сотрудничает с Грузинской железной дорогой и обеспечивает ее объемами для перевозок по коридору. БНТ предоставляет рабочие места для жителей региона, а также сотрудничает со многими подрядными организациями, обеспечивая рабочими местами.[4]
[править] Компании
АО «Итера — Georgia» (100 % дочернее предприятие российской компании МГК «Итера») осуществляет газоснабжение 103 предприятий в Грузии, в том числе 38 региональных газораспределительных компаний, в 9 из которых владеет контрольным пакетом акций.
Серьёзные позиции на рынке нефтепродуктов Грузии занимает ООО «Лукойл-Джорджия» — на его долю приходится 20-25 % розничных продаж дизельного топлива и бензинов различных марок. Компания имеет самую широкую сеть АЗС в стране — около 50 станций, владеет нефтебазой в Тбилиси и контрольным пакетом акций нефтебазы в Мцхетском районе объёмом 12 тыс. тонн.
[править] Ссылки
[править] Примечания
- ↑ Батумский нефтяной терминал назван «Налогоплательщиком года» в Аджарии[1]
- ↑ Батумский нефтяной терминал назван «Налогоплательщиком года» в Аджарии[2]
- ↑ Батумский нефтяной терминал назван «Налогоплательщиком года» в Аджарии[3]
- ↑ Батумский нефтяной терминал назван «Налогоплательщиком года» в Аджарии[4]
