Рязань_26.04.2013

& Tourism Competitiveness Report» - изучение новых и инновационных путей обеспечения успешного развития отрасли.

Конкурентоспособность туризма является важным экономическим показателем, основным элементом экономического стимулирования. Поощрение поездок укрепляет двустороннюю торговли и способствует получению дохода от экспорта. Измеряя индекс конкурентоспособности туризма, ВЭФ исследует все составляющие туриндустрии и предлагает инновационные подходы к решению проблем, в случае их наличия, тем самым увеличивая конкурентоспособность государства в целом и закрепляя ее позиции в конкурентной среде.

Литература

1.The World Economic Forum. The First 40 Years. 1971 – 2010. – Geneva: Cologny,

2010. – 269 c.

2.Blanke J. The Travel & Tourism Competitivess Report/ Blanke J., Chiesa T. – Geneva: SRO-Kudig, 2011. – 501 c.

Гришинев О.Н., соискатель (Научный руководитель: Атаев З.А. д.г.н., проф.)

НОУ ВПО СТИ, г. Рязань

Потенциал нефтепроводного транспорта России: стратегические направления поставок нефти

С начала открытия и освоения огромного дебита нефтяных месторождений Западной Сибири (со второй половины 1960 гг.), основной концепцией территориальной организации предприятий нефтепереработки, становиться ставка на дальнепривозное топливо и массовое потребление. Нарастающий географический разрыв между потребителем и месторождениями, имело следствием нового витка обострения проблемы роста плеча «экономических расстояний» (тысячи километров). Ситуация требовала создание мощной нефтепроводной системы, рассчитанной на сверхдальные прогоны огромной массы сырой нефти и под очень большим давлением. В результате, в эксплуатацию вводились сверхмощные трубопроводы диаметром 1020– 1220 мм [4]. Именно такая стратегия эволюции отечественной трубопроводной системы определяет и ее современный облик в России, да и в странах СНГ.

После распада СССР (1991 г.), в новообразованных странах оказались по значимости либо региональные нефтепроводы, либо функционально транзитные части магистралей, как правило, обслуживающие экспортные поставки России. Поэтому, нефтепроводные системы государств СНГ, координируют свою производственнотехническую, соответственно и экономическую деятельность с российской ОАО «АК «Транснефть» (1993 г.), реализующей управление всеми магистральными нефтепроводами России [6].

ОАО «АК «Транснефть» является субъектом естественной монополии, 100 % голосующих акций компании находятся в федеральной собственности. Компания наделена функциями: централизованное управление поставками, учет ресурсов нефти, ведение перекачки нефти по транзитным нефтепроводам, управление внештатными ситуациями, контроль технологической дисциплины и централизованное управление.

Естественная монополия – состояние товарного рынка, при котором удовлетворение спроса эффективнее в случае отсутствия конкуренции из-за технологических особенностей производства (существенное снижение издержек производства на единицу товара по мере увеличения объема производства), а товары,

111

производимые субъектами естественной монополии, не могут быть заменены в потреблении другими товарами, в связи с чем спрос на данном рынке на товары, производимые субъектами естественных монополий, в меньшей степени зависит от изменения цены на этот товар, чем спрос на другие виды товаров [3].

Исходя из функциональных задач компании в ее уставный фонд также входит: институт по проектированию магистральных трубопроводов (НИИ «Гипротрубопровод»), Центр технической диагностики, специализированные предприятия: «Подводтрубоводстрой», «Стройнефть», «Связьнефть» и их региональные филиалы. По свои масштабам ОАО «АК «Транснефть» является крупнейшим сегментом нефтепроводной системы мира, эксплуатирует: 70 тыс. км магистральных нефтепроводов, в т.ч. 48,4 тыс. км диаметром 400 – 1220 мм; свыше 500 нефтеперекачивающие станций, на балансе резервуарный фонд емкостью более 20 млн. кубометров. При этом сверхдальние нефтепроводы диаметром 800–1220 мм составляют более ½ протяженности всех трубопроводов системы, что обеспечивает потребности транспортировки свыше 93 % всей добываемой в России нефти [6].Без преувеличения, ОАО «АК «Транснефть» одна из крупнейших и уникальных систем мира (табл. 1, рис. 1). Производственной аспект деятельности компании определяется средней дальностью перекачки 2 300 км.

Рис. 1. Магистральные нефтепроводы России и СНГ, 2011 г. [6].

Магистральные нефтепроводы; Строящиеся нефтепроводы. Цифрами на картосхеме обозначены: 1 – Стрежевой; 2 – Саратов; 3 – Лисичанск; 4 –Запорожье; 5 –Кременчуг; 6 – Одесса; 7 – Тихорецк; 8 – Анастасиевская; 9 − Новороссийск; 10 – Анастасиевская; 11 – Туапсе; 12 – Краснодар; 13 – Хадыженск.

112

Крупнейшие нефтепроводы за рубежом

В таблице использована информация [1, 5].

Из анализа информации таблицы 1 и рис. 1 вытекает, что усредненные показатели трубопроводной системы ОАО «АК «Транснефть» выше: по диаметру трубопроводов 914 мм, а по длине 2600 км. Усредненные показатели для наиболее крупнейших нефтепроводов за рубежом заметно меньше и составляют: 690 мм по диаметру и 880 км по длине. Объективно сказываются фактор пространственного масштаба России. Фактор пространственного масштаба страны определяет и дробность структуры ОАО «АК «Транснефть», включающий филиалы в составе 14

113

межрегиональных управлений магистральных нефтепроводов и еще 10 управлений нефтепродуктопроводов (табл. 2, рис 2).

Для ОАО «АК «Транснефть» специфичен не только уровень монопольной концентрации отраслевых фондов, но и пространственный охват, включающий территорию почти всех регионов России.

Совмещенный анализ табличных и графических данных свидетельствует о больших возможностях российской трубопроводной инфраструктуры для интеграции в трансконтинентальную систему. Где выгоды России определяются не только ее ресурсными богатствами, но и потенциально высокими транзитными преимуществами экономико-географического положения.

Таблица 2

Структурные филиалы ОАО АК «Транснефть» (2011 г.)

Магистральные нефтепроводные системы

1.ООО «Балтнефтепровод» (Санкт-Петербург, 2000 г.)

2.ОАО «Черномортранснефть» (г. Новороссийск, 1967 г.)

3.ОАО МН «Дружба» (г. Брянск, 1964 г.)

4.ОАО «Приволжскнефтепровод» (г. Самара, 1970 г.)

5.ОАО «Северные МН» (г. Ухта, 1994 г.)

6.ОАО «Северо-западные МН» (г. Казань, 1950 г.)

7.ОАО «Центрсибнефтепровод», (г. Томск, 1972 г.)

8.ОАО «Сибнефтепровод» (г. Тюмень, 1994 г.)

9.ОАО «Транссибнефть» (г. Омск, 1954 г.)

10.ОАО «Уралсибнефтепровод» (г. Уфа, 1997 г.)

11.ОАО «Верхневолжскнефтепровод» (г. Н. Новгород, 1976 г.)

12.ООО «Востокнефтепровод» (г. Братск, 2006 г.)

13.ООО «Дальнефтепровод» (г. Хабаровск, 2010 г.)

14.ОАО «Заполярье» (Новый Уренгой, 2010 г.)

Магистральные нефтепродуктопроводные системы

1.ОАО «АК «Транснефтепродукт»

2.ОАО «Мостранснефтепродукт»

3.ОАО «Средне-Волжский Транснефтепродукт» 4.ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт»

5.ОАО «Рязаньтранснефтепродукт»

6.ОАО «Сибтранснефтепродукт»

7.ООО «Петербургтранснефтепродукт»

8.ОАО «Уралтранснефтепродукт»

9.ООО «Балттранснефтепродукт»

10.ООО «ЛатРосТранс»

Втаблице использованы данные [6].

114

«Дружба» (две нитки): Куйбышев – Унеча – Мозырь – Брест; Мозырь – Броды – Ужгород; Унеча – Полоцк – Венспилс.

Западное направление: Усть-Балык – Курган – Уфа – Альметьевск; Нижневартовск – Курган – Куйбышев; Сургут – Горький – Полоцк.

Восточное направление: Александровское – Анжеро-Сунженск – Красноярск – Иркутстк.

Рис. Магистральные нефтепроводы России и СНГ, 2011 г. [7].

Цифрами на картосхеме обозначены: 1 – Стрежевой; 2 – Саратов; 3 – Лисичанск; 4 – Запорожье; 5 –Кременчуг; 6 – Одесса; 7 – Тихорецк; 8 – Анастасиевская; 9 − Новороссийск; 10

– Анастасиевская; 11 – Туапсе; 12 – Краснодар; 13 – Хадыженск.

Согласно энергетической стратегии России на период до 2030 г. рынки Европы и стран СНГ останутся основными рынками сбыта продукции всего отечественного топливно-энергетического комплекса. Вместе с тем доля европейского направления в общем объеме экспорта российского топлива будет неуклонно сокращаться за счет диверсификации экспортных рынков на востоке в страны АТР (Китай, Япония, Республика Корея). При этом к 2022–2030 гг. удельный вес восточного направления в экспорте нефти и нефтепродуктов будет возрастет: с 6 сегодня до 22–25% [6.С.9–10]. Нефтяные ресурсы и основные потребители нефти в современном мире распределены крайне неравномерно. Основными экспортерами «черного золота» являются страны Ближнего и Среднего Востока, Африки, Латинской Америки и Россия. Мировой спрос на нефть формируется на трех крупных региональных рынках: США, АзиатскоТихоокеанский регион и Европа. На этих рынках обращается в среднем до 60% всей добытой нефти.

Примерно около 30% всей добычи нефти в мире поступает в Северную Америку, где основным потребителем является США, а основные его поставщики Саудовская Аравия и Венесуэла. Вместе с Ираком и Кувейтом, Саудовская Аравия поставляет более 125 млн. тонн ежегодно. Ближневосточное сырье самое дешевое и его выгодно покупать для США. Венесуэла находиться в непосредственной близости от США и

116

незачем задумываться куда поставлять 60% своей добычи нефти. Хотя здесь обостряются политические аспекты проблемы, связанные с политикой антиамериканизма президента Венесуэлы − Уго Чавеса.

Канада и Мексика также являются стратегическими поставщиками нефти в США в рамках тройственного экономического союза Северной Америки (NAFTA). Из Африки США получают еще более 62 млн. тонн (Нигерия, Ангола). Дополнительно почти 30 млн. тонн США получает от своих стратегических союзников (Норвегия, Великобритания). Для России американский рынок долгое время был неперспективен. Однако с начала 2000-х гг. американские и канадские инвесторы приняли участие в ряде совместных проектов по добыче и транспортировке российской нефти [5].

Рынок нефти Европы коммерчески интересен России исторически. Здесь потребляется до 22% мировой добычи нефти. Региональный рынок невысок по темпам роста спроса, но стабилен. Собственная нефтедобыча локализована в Северном море (Норвегия, Великобритания, Дания). Рост добычи в Северном море незначителен, а в долгосрочной перспективе ожидается резкое сокращение. К тому же добыча в Северном море дорога по себестоимости, достигая 12–20 долларов США/баррель, уступает отечественным показателям – 5−10 долларов США/баррель. Оценка сопоставимости целей и задач энергетической политики России и стран Европейского союза свидетельствует об их принципиальной непротиворечивости. Нефтяной рынок Европы сильно диверсифицирован.

В Центральной и Восточной Европе собственная добыча покрывает не более 16% спроса. Импорт достигает до 80 млн. тонн из СНГ, в основном из России. В Северо-Западной Европе объем импорта составляет 280 млн. тонн в год (из стран Ближнего и Среднего Востока, Северного моря и России). Южная (средиземноморская) Европа также крупный потребитель нефти. При этом собственные запасы обеспечивают не более 10% потребностей, импорт составляет до 224 млн. тонн из стран Ближнего Востока, Северной и Западной Африки, Латинской Америки, стран Северного моря и частично России. Россия в стратегическом плане намерена расширить объемы экспорта нефти в Европу с развитием северного и южного коридоров. В этом контексте подчеркивается особая важность конструктивного диалога со странами Европы в области развития нефтетранспортной инфраструктуры. Просматриваются главные направления развития систем транспорта нефти и маршруты доставки нефти на Европейский рынок [6]:

Центрально-европейское стратегическое направление реализует экспортные поставки России по трубопроводам «Дружба» (мощностью до 74 млн. тонн/год): северная ветвь идет транзитом по Белоруссии в Польшу, Чехию, Германию; южная ветвь транзитом уже через Украину (Ужгород) − в Венгрию. Перспективное продолжение южной ветви «Дружба», это интеграция с системой нефтеснабжения «Адрия» и выход российской нефти в Хорватский порт Омишаль на побережье Адриатического моря. Помимо углубления и диверсификации экспортных возможностей, такая интеграция предполагает получение системного эффекта. Можно решить проблему замены более дорогого морского танкерного транспорта. Одновременно решается и проблема преодоления проливов Босфор и Дарданеллы (Турция) для выхода из акватории Черного в Средиземное море. Для снижения зависимости от сопредельных стран был сооружен нефтепровод Суходольная — Родионовская в обход территории Украины, а для увеличения транзита нефти возросла пропускная способность нефтепроводов Атырау — Самара и Тихорецк — Новороссийск.

− В Южную Европу западносибирская нефть доставляется через средиземноморские порты танкерными поставками из Новороссийска, Туапсе и

117

Одессы, куда в свою очередь приходит по магистральным трубопроводам из Западной Сибири. В этом контексте получит дальнейшее развитие Каспийско-Черноморско- Средиземноморское направление − маршруты транзита нефти прикаспийских стран СНГ (Азербайджана, Казахстана и Туркмении). Для этого предполагается нарастить мощность магистрального трубопровода Атырау − Самара (25−30 млн. тонн/год) и соответственно, наращивание экспортного потенциала нефтеналивного терминала «Шесхарис» в Новороссийске (60 млн. тонн/год) с расширением системы трубопроводов ЗАО Каспийский трубопроводный консорциум до 117 млн. тонн в год (за счет строительства второй нитки нефтепровода).

−Северо-Балтийское направление (БТС - Балтийская трубопроводная система) обеспечивает экспортные поставки России через нефтеналивной морской порт Приморск (побережье Финского залива) [1]. Целью строительства является снижение рисков от транзита нефти через другие страны. После завершения проекта планируется снизить экспортные поставки по участкам нефтепроводов «Дружба» Унеча — Полоцк

иУнеча — Мозырь с 79 млн. тонн в год до 41 млн. тонн к 2010 г. и до 27 млн. тонн к 2015 г. В частности, участок БТС-2 Унеча (НПС-1) — Андреаполь (НПС-5) дублирует аварийный участок нефтепровода «Дружба – Полоцк», преимущественно по территории Белоруссии.

Первая очередь Балтийской трубопроводной системы (БТС) пущена в эксплуатацию в 2001 г., структурно состоит из комплекса магистральных ниток: Уса – Ухта – Ярославль – Кириши, а также вновь построенных участков Харьяга – Уса и Кириши – Приморск. В ноябре 2008 г. Правительством РФ было подписано распоряжение о проектировании и строительстве «БТС–2» по маршруту г. Унеча (Брянская область) – г. Усть-Луга (Ленинградская область) пропускной способностью до 50 млн. тонн нефти в год. В марте 2012 г. уже начата отгрузка нефти из БТС-2. По мере развития добычи в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции производительность БТС предполагается увеличить до 60 млн. т/год (с учетом роста поставок в «общей трубе» и поставок сырой нефти из Казахстана). Использование БТС- 2 для России позволяет аннулировать использование порта «Южный» и нефтепровода «Одессы – Броды».

−В Северо-Западную Европу Россия осуществляет танкерные поставки нефти, через порты стран Балтии. Северо-Западное направление перспективно для поставки западно-сибирской нефти в район Мурманска, где глубины незамерзающего Кольского залива позволяют загружать танкеры ледвейтом 300 тыс. т и выше. Проектная производительность нефтепровода варьирует в диапазоне от 50 до 100 млн. т/год.

Для увеличения экспорта в страны Европы предусматривается строительство также нефтепродуктопроводов Сызрань − Саратов − Волгоград − Новороссийск и нефтепродуктопровода Кстово − Ярославль − Кириши − Приморск (перевалочный комплекс в порту Приморск). В Европейском Совете отмечается, что расширение возможностей импорта нефти из России и Каспийского бассейна потребует сооружения новых нефтепроводов из этого региона. Российская программа строительства нефтепроводов имеет свои практические очертания.

– Южное, или Черноморско-Каспийское направление связано с нарастающим объемом транзитных через Россию поставок казахстанской и азербайджанской нефти по инфраструктуре Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) и маршруту Баку – Новороссийск [6]. Нефтепровод КТК диаметром 1220 мм и длиной 1580 км начинается на Тенгизском месторождении (Казахстан) и заканчивается у поселка Южная Озерейка под Новороссийском (проектная мощность 67 млн. т/год). Еще один нефтепровод Баку – Новороссийск длиной 1530 км эксплуатируется для перекачки части азербайджанской и казахстанской нефти (танкерные поставки из порта Актау в

118

Махачкалу). Проектная мощность трубопровода (после модернизации) может быть доведена до 15 млн. т/год.

Южное направление многовекторное [2]. Реальна перекачка нефти по маршруту Омск – Павлодар – Чимкент – Туркменабад (бывший Чарджоу) – Нека – Тегеран. Фактически, речь идет о реанимации существовавшего проекта и продолжение существующего маршрута Омск – Павлодар – Чимкент – Чарджоу. Нефтепровод от Турменабада пересекает почти весь Туркменистан в направлении Каспийского моря до соединения с новым нефтепроводом, который протянут из Западного Казахстана. После схождения двух веток, уже единый трубопровод пойдет в Иран. В Иране дальнейший вариант может быть двояким.

Первый вариант имеет схему замещения. Трубопровод перекачивает нефть из России, Казахстана и Туркменистана на иранский НПЗ в районе Тегерана. На объем поставленный нефти танкерами в Персидском заливе отгружается уже иранская нефть для экспортных поставок России. Второй вариант предусматривает строительство магистрального нефтепровода до иранских портов на побережье Персидского залива. В любом из избранных маршрутов через Иран для России, Казахстана и Туркменистана, это прямой экспортный выход на емкий рынок Южной Азии и АТР.

С учетом относительного насыщения европейского рынка, который пополнят и запасы Каспия, нефтяные компании с месторождениями в Сибири, географически будут вынуждены осваивать емкий рынок нефти стран Азиатско-Тихоокеанского региона. Мощный и емкий рынок высококачественный энергоносителей бурно развивающегося Китая, прогнозный задел экспортных поставок России. Нужно особо подчеркнуть важность рассматриваемого направления в глобальном масштабе, что вытекает из географического положения России как значимого транснационального энергетического «моста». Расстояние через Транссибирскую магистраль от Японии до Германии в два раза короче чем, по Трансокеанскому транспортному маршруту.

Рынок Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) очень перспективен,

потребление нефти стабильно растет. Именно в Восточно-Сибирском регионе России на период 2005 – 2030 гг. прогнозируется рост добычи нефти региона [3.С.192–194, 200–201]. Интересы России наиболее связаны с двумя странами АТР – Китаем и Индией [4]. Собственная нефтедобыча в Китае в 2010 г. прогнозировалась на уровне 200 млн. тонн при стабильном спросе в почти 500 млн. тонн в год. Таким образом, ежегодный импорт может составлять объем около 250–300 млн. тонн. Пока эту «нишу» поставщиков занимают Индонезия, Оман, Йемен, Иран и США (в небольших количествах с Аляски). Однако рост внутреннего спроса ставит на повестку дня рост поставок из России. Рынок Индии также интересен в силу складывающейся ситуации. При сокращающейся добыче нефти в стране, ежегодный спрос Индии достигает около 70 млн. тонн и имеет тенденцию к росту.

Литература

1. Алиев Р.А., Белоусов В.Д. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа. - М.: Недра,

1988.

2.Конопляник А. Ближний Восток, Россия и Каспий: новые маршруты нефтегазовых потоков //Нефть России. – 1998. – №2. – С.38–40.

3.Проблемные регионы ресурсного типа: Азиатская часть России / Под ред. В.А. Ламина, В.Ю. Малова. – Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2005. – 386 с. – (Интеграционные проекты СО РАН, Вып. 4).

4.Сергеева О. Натиск на восток: за и против //Нефть России. – 1999. – №3. – С.17–23.

5.Тимофеев Ю. В Америку. //Нефть России. – 2002. – №10. – С.53–55.

119

6.Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. /Министерство энергетики Российской Федерации. Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 13.11.2009 г. № 1715-р. – 144 с.

7.Официальный сайт ОАО АК «Транснефть» // TransNeft.ru

Гришинев О.Н., соискатель (Научный руководитель: Атаев З.А. д.г.н., проф.)

НОУ ВПО СТИ, г. Рязань

Китай и Япония, долговременный вектор импорта нефти из России

Сегодня Китай − вторая в мире по потреблению нефти экономика, развивающаяся очень быстрыми темпами в последние годы. Первым по значимости предметом китайского импорта является нефть. В сфере импорта нефти Китай имеет диверсифицированные источники – Африка (Ангола, Судан), Венесуэла, Россия, Канада, Иран, Ближний Восток [4]. Потребление нефти в Китае будет расти, в ближайшие 10 лет будет иметь дефицит до 50 млн. тонн нефти в год [5. С. 61]. Поэтому для России строительство новых магистральных трубопроводов на восток, перспективный проект с долгосрочными и системными эффектами.

Для реализации таких планов уже предполагается строительство магистрального нефтепровода Ангарск – Находка с отводом на Дацин (КНР). Изначально планируется построить нефтепровод Ангарск – Дацин диаметром 900 мм, длиной 2500 км и производительностью 20 млн. тонн/год. В свою очередь в начальный пункт – Ангарск нефть будет поступать из западно-сибирских месторождений по существующему трубопроводу Александровское – Анжеро-Судженск – Красноярск – Иркутстк. Из Иркутской области, также перспективно строительство магистрального трубопровода в АО Внутренняя Монголия (КНР).

В перспективе, предполагается загрузка в экспортный трубопровод нефти из новых восточно-сибирских и дальневосточных месторождений. По прогнозам специалистов СО РАН, ускоренная разработка углеводородов Дальнего Востока, на период 2010–2020 гг. (рост добычи в 9,2 раза), на 65 % добычи будет иметь экспортную ориентацию [5]. Сегодня на границе с Китаем функционируют мощные российские НПЗ с суммарным объемом переработки 40 млн. тонн/год (Ачинский, Ангарский, Хабаровский, Комсомольск-на-Амуре). На Дальнем Востоке в Хабаровском крае потенциален нефтепровод Оха – Комсомольск-на-Амуре (635 км), что перспективно для наращивания трубопровода до порта Находка. Существующий задел геологоразведки позволяет планировать рост объемов нефтедобычи в Восточной Сибири, соответственно и наполнение экспортного нефтепровода для прокачки 50 млн. тонн/год. В целом задачей существующей и вновь создаваемой системы трубопроводов в регионе является более полная загрузки как российских НПЗ, так и обеспечение экспортных поставок через порт Находка, а также сухопутьем в Китай и далее транзитом через ее территорию в другие страны АТР. Суммарный поток нефти формируется по нефтепроводу Самотлор – Александровское – Анжеро-Судженск, и, дополнительных объемов нефти по новым трубопроводам из месторождений Юрубченко-Тохомского, Верхнечонского, Талаканского. Для перекачки такого объема нефти, действующий трубопровод Омск – Ангарск на участке Ачинск – Ангарск должен быть реконструирован путем ввода в эксплуатацию ранее законсервированных нефтеперекачивающих станций (в соответствие с Программой оптимизации производственных мощностей АК «Транснефть») и строительством новых, на месте ранее ликвидированных (в соответствие с существующим проектом реконструкции

120