6.2 Шляхи транспортування нафти з прикаспійського регіону

З огляду на значні пер­спективні експортні можли­вості прикаспійських держав вже розгорнулася масштабна боротьба за шляхи транспортування кас­пійської нафти до Європи, а також до США. Найбільш близьким і привабливим для Каспійського регіону є ринок нафти в Центральній та частково Північній Європі.

Проблема має два аспекти. Перший - транспорту­вання нафти від районів ви­добування до узбережжя Чорного моря, другий - від чорноморських терміналів до європейських і світових спо­живачів.

Для найбільших нафтопостачальників першу частину питання на даний час можна вважати майже вирішеною. Потужності існуючих і новозбудованих магістральних нафтопроводів з Росії, Казахстану та Азербайджану, нафтотерміналів, стаціонарних ре­зервуарів для зберігання нафти на ділянках російсько­го, грузинського, українсько­го, румунського узбережжя та на узбережжі інших чорно­орських країн задовольня­ють потребам перевалювання нафти, що надходить з Каспійського регіону до Чор­ного моря нафтопроводами й у цистернах.

Транспортування азер­байджанської нафти здійснюється нафтопроводами:

- Баку - Новоросійськ І, введений у дію на початку 1997 р. Довжина - 1400 км (з них територією Чечні - 150 км). У травні 2000 р. введе­на ділянка нафтопроводу в обхід Чечні. Потужність нафто­проводу становить до 15 млн. т на рік;

- Баку - Супса (західна гілка, будівництво якої закінчилося квітні в 1999 р.). Довжина - 917 км (з них 471 км - те­риторією Азербайджану). Пропускна здатність нафтопроводу 6 млн. т із мож­ливістю збільшення до 15 млн. т на рік.

Транспортування казах­станської нафти здійснюється нафтопроводами:

- Тенгіз - Новоросійськ II, добудований Каспійським трубопровідним консорціумом (КТК), відкритий у другому півріччі 2001 р.(на ділянці Тенгіз-Атирау-Комсомольск ще при СРСР був побудований нафтопровід діаметром 1020 мм.). Довжина - 1580 км (452 км - казах­станська ділянка). Всього побудовано 748 км нового трубо­проводу діаметром 1020 мм. і переобладнано 300 км старої російської ділянки. На першому етапі постачатиметься близько 28 млн. т нафти щорічно (у тому числі казах­станської 20,2 млн. т) з подальшим нарощуванням до 67 млн. т на рік у 2014 р.;

- Атирау - Самара. До­вжина - 700 км, потужність - до 15 млн. т на рік. Із Сама­ри нафта може постачатися по системі нафтопроводів “Дружба” на нафтопереробні заводи (НПЗ) Східної і Західної Європи; по системі нафтопроводів Самара - Лисичанськ - Снігурівка - Херсон - Одеса - на НПЗ України чи на чорноморський термінал в Одесі, а також по трубопроводу Самара - Су­ходольна - Тихорєцьк - Но­воросійськ до нафтотерміналів у Чорному морі.

Є також домовленість між Росією та Казахстаном щодо поставки казахстанської нафти від Самари до терміналу “Приморськ” у Фінській затоці че­рез Балтійську трубопровідну систему (БТС), де 2001 р. вве­дено в дію першу чергу перевалювального комплексу.

Кавказьке узбережжя Чорного моря (на території Грузії та Росії) має також не­обхідні потужності для перевалювання нафти на танкер­ний флот:

- у Батумському порту (Грузія) є декілька стаціонар­них та один рейдовий прича­ли, їх пропускна здатність сягає 7 - 8 млн. т на рік (прак­тично усі причали, крім одного, потребують модернізації й капітального ремонту чи ре­конструкції). Безпричальний налив нафти дає змогу обслу­говувати судна ванта­жопідйомністю до 80 тис. т;

- у районі Поті (Грузія) введено в дію термінал потужністю 7,5 млн. т на рік для транспортування ранньої каспійської (азербайджансь­кої) нафти. Причал одноточковий, плавучий, забезпечує приймання танкерів дедвей­том до 200 тис. т;

- у Новоросійську та Туапсе (Росія) є два нафтоперевалювальні комплекси пропуск­ною здатністю відповідно 36 і 14 млн. т на рік. Нафтогавань Шесхарис у Новоросійську має рейдовий стаціонарний причал для приймання танкерів дедвейтом до 250 тис. т. На початку 2001 р. потужності Новоросійського терміналу збільшено: побудовано додатковий глибоководний стаціонарний причал в Шесхарисі потужністю 15 млн. т на рік та рейдовий плавучий причал в Південній Озереєвці. На терміналі у Південній Озереєвці побудовано два резервуари по 100 тис. т кожен. Поступово їх кількість буде доведено до десяти. На причалі терміналу можуть обслуговуватися танкери вантажомісткістю від 75 до 350 тис. т. У Туапсе передбачається будів­ництво рейдового причалу по­тужністю 7 - 8 млн. т на рік для обслуговування танкерів дед­вейтом до 100 тис. т.

Поки що не мають власних транспортних артерій, які з'єднали б каспійський район з узбережжям Чорного моря, Туркменистан і Узбекистан, а також Іран.

Більш складним є питання доставки нафти з кавказького узбережжя Чорного моря до Європи. Вихід із Чорного моря до Середземного лімітують протоки Босфор і Дарданел­ли. Хоча босфорський марш­рут танкерами дозволяє збе­регти якість каспійської наф­ти, але його пропускна здатність недостатня, а еко­логічні вимоги весь час посилюються Туреччиною. На даний час обсяг транспортуван­ня нафти через протоки Бос­фор і Дарданелли становить близько 75 млн. т на рік. За висновками ряду експертів, цими протоками можна додатково пропускати не більше 10 - 15 млн. т нафти на рік

Як альтернатива Босфору поки що діють такі варіанти.

Перший. Магістраллю Атирау - Самара нафта перекачується до Європи по системі нафтопроводів “Дружба”, але тільки у складі російської суміші Urals. Обсяги транспортування казахстанської нафти цим маршрутом щорічно встановлюються Росією. У 2001 квота становила 11 млн. т. Однак вже сьогодні казахстанські нафтові компанії можуть експортувати на світові ринки 18 - 23 млн. т нафти на рік. Видобуток лише тенгізькоі нафти досягає 10 - 12 млн. на рік і надалі зростатиме. Таким чином, перший варіант повністю не вирішує зазначену проблему.

Другий - більш складний маршрут. Для збереження якості нафти з метою виграшу в ціні необхідно використовувати спочатку трубопровід Тенгіз - Актау (Каспійське море), далі танкерами від Актау до Дюбенди (поблизу Баку), далі - нафтопроводом Дюбенди - Алі - Байрам і вже потім залізничним транспортом до Батумі. Цей шлях самостійно також не може забезпечити необхідні обсяги транспортування наявної нафти та й потребує декількох перевантажень.

Таким чином, реальної повноцінної альтернативи Босфору і Дарданеллам поки що не існує. Тому зараз розробляються варіанти для “розвантаження ” проток:

- нафтопровід Бургас – Александрополіс;

- обхід Босфору в Марму­рове море;

- порт Констанца з варіантами подальшого транспортування з'єднувальними нафтопроводами та річковими танкерами до споживачів у Європі або до терміналу “Трієст”, який є початковим пунктом трансальпійського нафтопроводу до НПЗ Швехат, Інгольштадт та інших;

- нафтопровід Бургас - Албанія;

- реверсивний нафтопровід Самсун - Джейхан, який дає змого реагувати на зміну ринкових умов у Чорному та Середземному морях протя­гом тривалого періоду;

- нафтопровід Баку - Тбілісі – Джейхан;

- маршрут “Баку – Супса”- “Одеса - Бро­ди" - через Україну до Цент­ральної та Північної Європи.

Беручи до уваги ситуацію на Європейському ринку з постачальниками нафти та багаточисельні морські термінали по її периметру, проекти транспортування кас­пійської нафти з Чорного моря до Центральної та ча­стково до Північної Європи є найбільш принадними для пошуку нових ринків (постсоціалістичні країни, до того ж, зацікавлені в диверсифікації джерел нафти в рамках програм входження в Європейську Співдружність).

Варіант обходу Босфору в Мармурове море є найкоротшим, знаходиться повністю на території Туреччини й перед­бачає спорудження морсь­кого терміналу на Чорному морі західніше від Босфору та трубопроводу до морського терміналу на Мармуровому морі.

Незважаючи на те, що цей варіант є найбільш економічним з точки зору стар­тових інвестицій, він не повністю знімає питання пе­ревантаженості регіону, оскільки Мармурове море й протока Дарданелли також перевантажені. У результаті цей варіант не забезпечує доступ великих танкерів і таким чином продовжує накладати обмеження на по­ставки нафти з держав СНД на середземноморські рин­ки. Більше того, Туреччина, імовірно, не підтримає цей варіант, оскільки переслідує мету повного виведення більшої частини транзиту зі своїх проток за допомогою реалізації проекту Джейханського трубопроводу. Крім того, основним слаб­ким місцем цього варіанту є значні експлуатаційні витра­ти на перевантаження нафти з танкера в трубу й відтак знову в танкер, що значно підвищить тариф за транс­порт нафти.

Другий найкоротший варіант передбачає будів­ництво трубопроводу до­вжиною 320 км від морсько­го терміналу на Чорному морі в районі Бургаса (Бол­гарія) до морського терміналу на Егейському морі в рай­оні Александрополіса (Греція), пропускною здатністю 28 - 35 млн. т на рік. Цей проект перед­бачає злив нафти в танкери в Новоросійську, транспортування до Бургаса, закачу­вання у трубопровід, злив у танкери в Александрополісі й транспортування, напри­клад, до Генуї. Вищеперера­ховані порти можуть прий­мати танкери вантажопідйомністю не більше 120000 т. Численні пере­валки, як і в попередньому варіанті, значно знижують конкурентоспроможність маршруту. Розрахунковий обсяг витрат за цим про­ектом складає приблизно 650 - 700 млн. дол. США. Вихід нафти до Егейського моря також знижує конкурентоспроможність варіанта як з економічних, так і з екологічних причин. Активну участь у проекті, крім Греції і Болгарії, бере Росія. У випадку реалізації проекту акції будуть поділені рівними частками (по 33,3 %).

Останнім ча­сом почав активно обговорюватись варіант обходу проток через територію Ру­мунії (порт Констанца) й далі за варіантами маршрутів:

• через систему з'єднуваль­них нафтопроводів, що з’єднують глибоководний термінал з завода­ми Румунії і європейською мережею нафтопроводів, в тому числі вихід на італійський термінал “Трієст” (довжина трубопроводу 1400 км, пропускна здатність 30 млн. т на рік);

• перевалка в Кон­станці нафти в річкові танке­ри й транспортування її вверх по Дунаю і іншим річкам. Варіант дещо схо­жий на систему з терміна­лом у порту “Південний” але, очевидно, дорожчий, якщо оцінювати його трубо­провідну частину, і поки що детально не опрацьований.

Використання річкового танкерного флоту у великих обсягах може створити серйозну небезпеку еко­логії. Крім того, якщо орієнтуватись у постачанні нафти на Південну Європу, то ринок її ітак вже досить перенасичений нафтою. В проекті варіанта обходу проток нафтопроводом Бургас - Албанія необхідно буде передбачити спорудження морського терміналу на Чорному морі в районі Бургаса (Болгарія), терміналу на середземно­морському узбережжі Ал­банії (в районі Флори) і трубопроводу довжиною 900 км , що їх з'єднува­тиме. Перевага цього тру­бопроводу, що перетинати­ме територію Болгарії, Македонії та Албанії, полягає в можливості використання великих танкерів у Серед­земному морі (що дасть змогу постачальникам збувати нафту на різних міжнарод­них ринках). Недоліки про­екту полягають у надзвичай­но великому обсязі капіта­ловкладень та в проходженні через територію трьох держав, в яких спостерігається економічна та політична нестабільність.

Джейхан – Самсун - це ще один проект транспортування в обхід проток. Були до­мовленості про його ре­алізацію спільними зусилля­ми Туреччини та України. У рамках цього проекту було б цікаво передбачити будівництво реверсивного трубопроводу через тери­торію Туреччини (Анатолії) номінально для перекачу­вання близькосхідної нафти, що надходитиме до Туреччини і подальшому через Чорне море на Український термінал „Південний”. У червні 1994 р. українське підприємство “Укрзакордоннафтогазбуд” та турецька компанія “Боташ” підписали лист про наміри утво­рення Р&Р, турецько - українського акціонерного товариства, з метою будів­ництва нафтопроводу. 31 травня 1994 була підписана угода про будівництво українсько - турецького нафтопрово­ду. У кінці 1997 р. ратифіко­вана двома парламентами спеціальна міждержавна угода з приводу реалізації цього проекту, але тільки в напрямку “Південь – Північ”. План передбачав споруд­ження нового нафтового терміналу в турецькому місті Самсун (на чорноморсько­му узбережжі) й нового тру­бопроводу довжиною при­близно 600 км до середзем­номорського порту Джейхан. У рамках цього проекту передбачалося розванта­ження нафти, що видобувається на Близькому Сході, в середземноморському порту Джейхан (або спряму­вання на північ іракської нафти), перекачування до Самсуна через територію Туреччини та повторний на­лив у танкери для поставки до терміналу “Південний” (Україна). Ця транспортна система може бути більш привабливою, як­що буде потенційно викори­стовуватись і як маршрут для експортних поставок нафти країн СНД територією Ту­реччини в напрямку Серед­земного моря. Приблизна собівартість такого проекту - 2,5 млрд. дол. США. Його реалізація доцільна при одержанні гарантій на обся­ги перекачування не менше 25 - 30 млн. т нафти на рік.

Нафтопровід Баку - Тбілісі - Джейхан розрахований на транспортування азербайджанської нафти до Євро­пи, оминаючи протоки Бос­фор і Дарданелли, активно підтримується США. ТЕО на проект будівництва нафтопроводу підготовлено в серп­ні 1998 р. Вартість проекту оцінена у 2,4 млрд. доларів США (за оцінками українських експертів: у 4 млрд. доларів США). Проектна потужність - 50 млн. т на рік; загальна до­вжина - 1730 км, з них тери­торією Туреччини - 1037 км. До цього проекту виявляє зацікавленість, окрім Азер­байджану, також Казахстан (в березні 2001 р. Казахстан, враховуючи, що до 2020 р. планується збільшити екс­порт казахської нафти до 80 млн. т, а потужностей КТК мо­же не вистачити, підписав угоду про участь у проекті).

Туреччина має у Джейхані (Середземне море) потужний термінал пропускною спро­можністю 100 млн. т на рік, збудований в 1977 р. для пе­ревалки іракської нафти. Термінал включає чотири стаціонарні рейдові причали на відстані 1 км від берега, які розраховані на прийом тан­керів дедвейтом до 300 тис. т.

Можливість обслуговувати великі танкери дає змогу використовувати вигідний фрахт для поставки каспійської нафти на більш віддалені ринки. Цей проект є привабливим для Туреччини. Крім того, цей проект уможливить транспортування азербайджанської нафти маршрутом, що не перетинає територію Росії.

Варто згадати ще кілька варіантів можливого транспортування каспійської наф­ти для її реалізації на світових ринках:

- іранський варіант - транспортування частини каспійської нафти за схемою Swap Deals як для казахстанської, так і для азербайд­жанської нафти;

- проект нафтопроводу За­хідний Казахстан - Китай (пропускною здатністю - 20 млн. т на рік, проектна вартість - 2,15 млрд. дол.), перебуває на стадії ТЕО;

- проект нафтопроводу Казахстан - Туркменістан - Іран - Перська затока (по­тужність 25 млн. т на рік, про­ектна вартість - 1,2 млрд. дол.);

- проект нафтопроводу Казахстан - Туркменістан - Афганістан - Пакистан (по­тужність 50 млн. т на рік, проектна вартість - 2,5 млрд. дол.).

На фоні цього розмаїття Україна пропонує свій варіант транспортування каспійської нафти від узбережжя Чорно­го моря до країн Європи з ви­користанням української час­тини Євроазійського нафтотранспортного коридору (ЄАНТК), що включає нафто­провід Одеса - Броди (мож­ливе продовження через Плоцьк до польського порту Гданськ) та термінал у порту “Південний”. Траса нафто­проводу проходить тери­торією п'яти областей Ук­раїни: Одеської, Вінницької, Хмельницької, Тернопільської та Львівської. Загальна про­тяжність - 673,7 км, діаметр - 1020 мм, потужність пер­шої черги - 9 млн. т на рік (вона визначалася потре­бами двох західноукраїнсь­ких нафтопереробних за­водів та існуючим резервом пропускної здатності ді­лянки нафтопроводу “Дружба” у напрямі до Словаччини, Угорщини, Чехії, Хорватії).

Головна перевага ук­раїнського маршруту полягає в тому, що він вже збудова­ний і чекає на залучення до практичного використання. “Золотий стик” нафтопрово­ду заварено 19 серпня 2001 р, першу чергу нафтотерміналу підготовлено до експлуатації 19 грудня 2001 р.

Початковою метою будів­ництва морського нафтового терміналу під Одесою і наф­топроводу Одеса — Броди було створення технічної можливості для одержання нафти з третіх країн і подачі її по об'єднаній системі магі­стральних нафтопроводів на всі нафтопереробні заводи України, що були в той час у державній власності. Очіку­валось, що нафта на термінал надходитиме переважно з країн Близького та Середньо­го Сходу, де зосереджено 70 % світових запасів нафти, в тому числі нафтопроводом Джейхан - Самсун, який планува­лось побудувати на території Туреччини. Проектна по­тужність першої черги терміналу планувалась на рівні 12 млн. т на рік (сумар­на потужність найближчих до терміналу Одеського і Хер­сонського НПЗ).

Сьогодні, коли нафтовий термінал в порту “Південний” і з'єднувальний нафтопровід Одеса - Броди збудовані, си­туація істотно змінилась. Нафтопереробні заводи Ук­раїни приватизовані на 70 % без будь-яких зобов'язань з боку нових власників одер­жувати нафту з використан­ням об'єктів ЄАНТК. Зміни­лись і пріоритети щодо поста­чання сирої нафти. Не було можливостей реалізувати за­думи щодо надходження до України близькосхідної нафти внаслідок відомих санкцій ООН. Туманна перспектива “великої нафти” Азербайд­жану також сприяла зміні ак­центів: нафтопровід Одеса - Броди розглядається як орієнтований на всі діючі в цьому регіоні нафтопроводи (Баку - Супса, Баку - Новоросійськ, КТК). На даний час перспективи завантаження української ділянки ЄАНТК перебуває на стадії міжна­родного обговорення та ана­лізу. У квітні 2002 р. відома експертна компанія Halliburton Kelogg Broun & Root та Кембрідзька Асоціація енер­гетичних досліджень (СЕRА) опублікували підсумки до­сліджень щодо потреби євро­пейського ринку у каспійсь­кій нафті. Констатується, що споживачами каспійської нафти можуть стати західно­українські НПЗ, а також НПЗ Чехії, Польщі, Німеччини та інших країн. Вочевидь, ці підсумки сприятимуть прий­няттю Польщею рішення що­до проектування та подальшої . розбудови ділянки нафтопро­воду Броди - Плоцьк з вихо­дом на Гданськ (в обох є НПЗ). З Гданська нафта може транс­портуватися до східнонімець­ких НПЗ, а за згодою - й до балтійських.

З метою мож­ливого розвитку проекту по­ставки нафти до Плоцька і Гданська у листопаді 1998 р. в Польщі створено міжнарод­ний консорціум “Golden Gate SA”. Між ВАТ “Укртранснафта” та “Golden Gate SA”, укладено відповідний протокол про наміри, яким передбачено підготовку матеріалів для розробки Концепції ре­алізації проекту з подальшим поданням її на розгляд три­сторонній українсько-польсько - американській робочій групі. З метою активізації ро­боти міжнародного консорці­уму 14 грудня 2001 р. відкри­то представництво “Golden Gate SA” у м. Києві.

Для реалізації цього проекту на польській території необхідно збудувати нафтопровід до Плоцька, а від Плоцька до Гданська можна буде використовувати існуючий нафтопровід.

Разом з тим слід зауважи­ти, що від моменту прийняття рішення щодо розбудови за­значеного нафтопроводу і до його завершення може про­йти декілька років, що зу­мовлює неповне використан­ня вже існуючих потужностей української частини ЄАНТК, беззбиткова експлуатація якої (за експертними оцінками) можлива лише за умов перекачування не менше 6 млн. т нафти на рік. У цій ситуації ще більш актуальним стає питання інтеграції нафтопроводів системи “Дружба" й “Адрія”.

Угоду про співпрацю в реалізації проекту інтеграції нафтопроводу “Дружба - Адрія" було підписано 16 грудня 2002 р. в Загребі (Хорватія). Термін дії угоди 10 років з можливістю пролонгації її дії представниками всіх шести країн-учасників: Росії, Білорусі, України, Словаччини, Угорщини, Хорватії. Проект “Дружба - Адрія" передбачає створення експортного маршруту транспортування нафти із Російської Федерації та інших країн СНД на світові ринки, в тому числі й на американський через хорватський глибоководний порт “Омішаль”. Передбачається, що обсяги транспортування нафти за маршрутом “Друж­ба - Адрія" будуть на першому етапі проекту 5 млн. т на рік (використовуються вільні потужності існуючих нафтопроводів), а в перспективі потік нафти повинен збільшитись до 15 млн. т на рік.

Спорудження другої черги ЄАНТК - продовження нафтопроводу Одеса - Бро­ди до Полоцька і Гданська, збільшення пропускної здатності нафто­проводу “Дружба” на ділянці Броди-Карпати (з урахуван­ням розвитку нафтопровідних потужностей у Сло­ваччині, Чехії, Угорщині, Хор­ватії та інших країнах) та будівництва двох додаткових НПС на нафтопроводі Одеса - Броди, це доведення обсягів транс­портування нафти нафтопроводом Одеса - Броди до 32 млн. т на рік, а при відповідному попиті на нафту - збільшення до 40 млн. т на рік.

Південна частина нафтопровідної сис­теми “Дружба” проходить че­рез Броди в Словаччину і Угорщину. З цих двох країн прокладено нафтопроводи в Республіку Чехія, ФРН і Хорватію, а за умови будівництва нафтопроводу Братислава - Швехат протяжністю близько 50 км забезпечується можливість постачання нафти на НПЗ Австрії (Швехат знаходиться поблизу Відня). Таким чином, нафтопровід Одеса - Броди дасть змогу забезпечити постачання каспійської наф­ти з портів Чорного моря практично для всього Центрально-Європейського ринку. Система від нафтоперекачувальної станціі “Броди” до Центральної Європи є двонитковою і має у своєму складі два окремих нафтопроводи діаметром 720 і 530 мм за­гальною пропускною здатніс­тю 24 млн. т нафти на рік. Після модернізації насосних станцій пропускна здат­ність нафтопроводу діаметром 530 мм збільшиться з 5,3 млн. т до 9 млн. т нафти на рік, що створює відповідні умови для постачання “легкої” кас­пійської нафти окремо від ро­сійської (сорт “Urals”).

Потужність першої черги нафтотерміналу “Південний” - 9 млн. т нафти на рік. За­гальна ємність резервуарного парку - 200 тис. м³ (10 ре­зервуарів), глибина причалу - 16,5 м, що дає змогу при­ймати танкери дедвейтом до 100 тис. т. Після завершення будівництва другої черги морського нафтоперевалювального комплексу “Південний” його мак­симальна пропускна здатність становитиме 40 млн. т на рік, а об’єм резервуарного парку буде збільшено до 600 тис. куб. м.

З огляду проектів транспортування каспійської нафти випливають такі висновки. Проблеми проток Босфор та Дарданелли не дають оп­тимістичних прогнозів щодо можливості суттєвого збіль­шення перевезень через них нафти танкерами. Крім того, можливі ліміти на макси­мальний дедвейт танкерів, і особливі режими проходу проток дещо знизять рента­бельність морських переве­зень.

Варіанти “коротких” об­ходів проток Босфор та Дарданелли значно збільшу­ють транспортні витрати че­рез необхідність додаткових перевалок нафти (з танкера в трубу, з труби в танкер) і їм важко конкурувати з “чис­то" морськими варіантами, з одного боку, і в умовах пе­ренасиченого нафтою рин­ку на півдні Європи, з другого.

Використання для транс­порту каспійської нафти на ринок Європи “чисто трубо­провідної" схеми пов'язано з такими проблемами:

- необхідністю узгодження інтересів Росії і каспійських видобувників нафти в питан­нях розподілу ринку та спільного використання тру­бопровідної системи;

- невизначеність в обсягах видобутку нафти в Росії на перспективу;

- необхідність значних до­даткових інвестицій у збільшення пропускної здат­ності великих (значних) діля­нок системи й будівництво з'єднувальних нафтопро­водів;

- різні якості нафти - кас­пійським видобувникам невигідно втрачати якість своїх легких, мало сірчаних нафт, а послідовне перекачування різних нафт потребує додат­кових витрат на створення нових резервуарних парків і модернізації технології, існує також проблема часу транс­портування (необхідно зби­рати певні обсяги нафти, щоб забезпечити послідовне перекачування) і т. ін.;

- ринок Європи настільки залежить від Росії в постав­ках газу й нафти, що спожи­вачі досить обережно став­ляться до проектів, котрі збільшують цю залежність.

Огляд ситуації та узагаль­нені економічні дослідження засвідчують, що, зважаючи на проблеми вже існуючих і перспективних морських пе­ревезень через Босфор, доцільним і життєздатним може бути обхідний варіант, що дає змогу транспортува­ти нафту не в пересичену нафтою Південну Європу, а до привабливих ринків Цен­тральної та частково Північ­ної Європи. Такий варіант серйозно конкурує з уже традиційними маршрутами і більш вдало вирішує про­блеми реалізації нафти з Чорного моря. Достатньо оптимальним за цілим рядом показників є обхідний тру­бопровідний маршрут, за­пропонований Україною (термінал “Південний” - трубопровід “Одеса - Броди - Плоцьк - Гданськ”). Така нафтотранспортна система достатньою мірою вирішує проблеми, що стоять перед іншими варіантами, і забезпечує порівняно легкий доступ до каспійської нафти спожи­вачів Європи, дає змогу створити в майбутньому реверсивну систему, яка об'єднає ринки нафти Чор­ного (Каспійського) - Балтійського (Північного) - Се­редземного морів.

Таким чином, українська частина ЄАНТК має певні переваги порівняно з альтер­нативними маршрутами постачання каспійської нафти на європейський ринок:

- практична готовність до експлуатації;

- можливість постачання каспійської нафти на європейський ринок із збережен­ням її якості;

- забезпечення постачан­ня каспійської нафти на нафтопереробні заводи Цент­ральної та Східної Європи без значних капіталовкладень в розвиток нафтотранспортної системи на І етапі розвитку проекту;

- можливість (у перспек­тиві) транспортування нафти по ЄАНТК до глибоководного порту Омішаль (Хорватія).

Цілком очевидно, що задіяння української частини ЄАНТК можливе лише за умо­ви створення економічно більш привабливих умов його використання із залученням як виробників, так і спожи­вачів нафти. Однією з таких умов, що зараз активно дебатується в системі виконавчої влади, може бути створення міжнародного консорціуму з експлуатації нафтопроводу Одеса - Броди і нафтотер­міналу “Південний”.

Слід зазначити, що питан­ня доцільності та можливі варіанти створення міжнарод­ного консорціуму з експлуа­тації української частини ЄАНТК всебічно опрацьовува­лися фахівцями НАК “Нафтогаз України” та ВАТ “Укртранснафта”. Проаналізовано варі­анти створення консорціуму на умовах передачі йому прав власності на об'єкти та передачі прав на користування даними об'єктами на засадах концесії.

У руслі цих досліджень доведено, що хоча варіант створення міжнародного кон­сорціуму на засадах передачі йому прав власності на об'єкти української частини ЄАНТК є найбільш привабли­вими для потенційних інвес­торів (про що свідчать ре­зультати попередніх консуль­тацій ВАТ “Укртранснафта” з представниками міжнарод­них енергетичних компаній та банківських установ), але практична його реалізація не­можлива через невідповід­ність чинному законодавству України. Можливо, саме тому у Концепції державної полі­тики у сфері постачання та транзиту сирої нафти, що за­тверджена розпорядженням Кабінету Міністрів України від 5 квітня 2002 р. № 187-р, знайшов відображення варі­ант передачі консорціуму прав на користування нафтотранспортними об'єктами на засадах концесії або оренди.

Слід зауважити, що створення міжнародного консорціуму з передачею йому об'єктів права власності на основі концесії також має певні законодавчі обмеження. Так, до переліку об'єктів що можуть передаватися в концесію, визначених Законом України “Про концесії” від 16 липня 1999 р., об'єкти нафтопровідного транспорту не входять.

Ймовірним варіантом, який визначено Концепцією і який потребує внесення змін до чинного законодавства України, є створення міжнародної операційної компанії (МОК). Внесками до статутного фонду можуть бути: з боку української держави - обсяги технологічної нафти (у разі її придбання за державні кошти) і послуги з транспортування, перевалювання і зберігання нафти в резервуарних парках, з боку іноземних учасників (власників та споживачів) - кошти і ресурси нафти для функціонування комплексу; з боку власників танкерного флоту - послуги з транспортування нафти на нафтовий термінал “Південний”.

Таким чином, незважаючи на завершення будівництва питання власності та засади використання нафтопроводу Одеса - Броди та нафтотерміналу “Південний” на даний час залишаються гострими. Водночас, вони стосую­ся лише першої черги Української частини ЄАНТК. Для спорудження другої його черги законодавчих обмежень немає: Законом України “Про нафту і газ”, прийнятим 2001 р., установлено, що об'єкти магістрального трубопровідного транспорту, споруджені за рахунок приватних коштів після набуття чинності Закону “Про трубопровідний транспорт”, можуть перебувати у приватній власності, а також передаватися в державну власність відповідно до законодавства. За цих обставин можливим видається опрацювання з потенційними учасниками (власниками і споживачами каспійської нафти) питання про створення консорціуму задля будівництва другої чер­ги нафтопроводу та розши­рення потужностей терміналу у порту “Південний” на загальноприйнятих за світо­вою практикою засадах. Можливо, такий підхід зро­бить пропозиції української сторони щодо оренди об'єктів першої черги української час­тини ЄАНТК або створення для їх експлуатації міжнарод­ної операційної компанії більш привабливими. Частка держави у цьому консорціумі могла б бути незначною.

Питання забезпечен­ня необхідних правових умов може бути вирішене лише Верховною Радою України за поданням Кабінету Міністрів України. Однак перед цим доцільно заручитися на­явністю узгоджених проектів відповідних довгострокових домовленостей з компаніями – стратегічними партнерами щодо використання української нафтопровідної системи для постачання каспійської наф­ти потенційним клієнтам у Східній і Центральній Європі. Таким чином, на держав­ному рівні необхідним є прийняття комплексу заходів щодо підвищення економіч­ної привабливості ук­раїнської частини ЄАНТК та ре­ального залучення її до транс­портування каспійської наф­ти на ринки Європи, зокрема, щодо розвитку законодавчо­го поля в сфері транспорту нафти у рамках Енергетичної Хартії. Прийняття гармонізо­ваних з Європейським Сою­зом нормативно-правових актів дасть можливість створити сприятливі інвестиційні умо­ви та підвищити рівень конкурентоспроможності українсь­кої нафтотранспортної системи.