Теоретическая основы функционирования нефтяного рынка

Содержание
ЗАКОНОМЕРНОСТИ И ПРИОРИТЕТЫ РАЗВИТИЯ НЕФТЯНОГО РЫНКА РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН 7
1.1 Теоретическая основы функционирования нефтяного рынка 7
1.2 Анализ современного состояния нефтяного рынка РК 16
1.3 Экономическая и геополитические аспекты транспортировки
казахстанской нефти на мирового нефтяные рынки 23
1.4 Развития нефтяного рынка в экономике Казахстана 35
2. ОПТИМИЗАЦИЯ РАЗВИТИЯ НЕФТЯНОГО РЫНКА 46
2.1 Принципы определение эффективности использования
нефтегазового потенциала 46
2.2 Критерии и показатели оптимального функционирование нефтяной
отрасли 62
3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ МЕХАНИЗМ УПРАВЛЕНИЕ НЕФТЯНЫМ РЫНКОМ 70
3.1 Государственные управление функционирование нефтяного рынка 70
3.2 Организационно - экономический механизм управление
инфраструктурной нефтяного рынка 97
3.3 Эколого-экономическое управление на рынке нефтяных ресурсов 105
Актуальность исследования. Нефть и природные газы относятся к основным источникам энергии, и совершенно очевидно, что их лидирующая роль сохранится не только до конца века, но и в начале следующего столетия. При безусловном увеличении темпов роста использования альтернативных источников энергии нефть и газ в 2020-2025 гг., по-видимому, будут обеспечивать не менее половины всего потребления энергии в мире,
Сегодня казахстанский бюджет более, чем на 40% своей заполняемостью зависит от доходов, поступающих в виде налогов и сборов из нефтяного сектора. Из данного факта можно сделать вывод о том, что нефтяной сектор является стратегической базой и приоритетным направлением в комплексном развитии экономики Казахстана. Именно поэтому развитию нефтяного сектора в сложившейся экономической ситуации придается особо важное значение.
В стратегической программе Президента Республики Казахстан до
2030 года акцентируется внимание на нефтяном секторе Казахстана и
проводится параллель между экономическим процветанием страны и
рациональным использованием национальных нефтяных ресурсов.
В Стратегии 2030 говорится о необходимости «быстрого увеличения добычи и экспорта нефти и газа с целью получения доходов, которые будут способствовать устойчивому экономическому росту и улучшению жизни народа»
Поэтому можно предположить, что в ближайшем будущем правительство республики будет проводить политику по преодолению проблем неразвитости в области рационального использования нефтяного потенциала страны. Можно предположить, что это будет достигаться комплексом мер по дальнейшему привлечению иностранных инвестиций для дальнейшего долгосрочного партнерства с крупнейшими нефтяными компаниями мира, созданию благоприятных политических и экономических предпосылок для дальнейшего развития нефтяного сектора, строительству экспортных и внутренних трубопроводов для решения проблемы более дешевой транспортировки углеводородного сырья, освоению и стимулированию введения новых технологий и техники, а так же путем создания новых производственных мощностей, обслуживающих нефтяной сектор.
Вместе с тем, все еще остаются в тени и в слабой степени разработанности, как в ряде государственных программ, так и в научно исследовательских проработках решения основополагающих задач перспективного развития нефтяного сектора Республики Казахстан - направления, масштабы и сроки увеличения потенциала перерабатывающих производств, пути повышения глубины переработки исходных ресурсов и наращивание темпов комплексности использования углеводородов с тем, чтобы повысить эффективность функционирования сектора за счет выпуска конкурентоспособной конечной продукции и, тем самым, более полно удовлетворить потребности внутреннего рынка, обеспечить реальные шансы для выхода на зарубежных потребителей.
Все эти проблемы стоят острым вопросом перед нашей страной, так как Республика Казахстан относится к числу традиционно нефтегазодобывающих стран. Ресурсы этого вида сырья до недавнего времени были сконцентрированы в основном в западной ее части. По мере интенсификации увеличения объемов поисково-разведочных работ здесь был открыт ряд богатейших месторождений, что позволило поставить Казахстан в число наиболее крупных по запасам нефти держав мира. И в тоже время, апеллируя таким понятием, как «запасы», не возможно говорить о Казахстане, как о стране: «процветающей», так как у нас в должной степени не развиты добывающая перерабатывающая и химическая промышленности.
Открытия последних лет - нефтегазовые Тенгизское и_Королевское, нефтегазоконденсатное Карачаганакское месторождения придали этому региону особое значение, так как масштабы запасов и годовые отборы ресурса играют решающую роль в темпах развития большинства секторов экономики, формировании доходных статей бюджета, возможностях проведения реструктуризации всех звеньев в самом нефтяном рынке, увеличении валютных поступлений непосредственно в регион.
Большие перспективы строятся в связи с обнаружения нефтегазовых ресурсов в казахстанской части шельфовой зоны. прогнозируемые в пределах 9-15млрд. тонн.
Наличие крупных нефтегазоносных структур предопределило небывалый ранее коммерческий интерес со стороны многочисленных зарубежных компаний, в особенности наиболее известных мировых лидеров в этой области. В результате за сравнительно короткое время был образован ряд совместных предприятий (СП), основные цели которых связываются практически только с разведкой и разработкой нефтегазовых структур. Подобная ситуация складывается сегодня и в новых перспективных зонах сосредоточения углеводородов - в шельфовой части Каспийского моря, южно-Тургайской нефтегазоносной провинции. Здесь присутствие иностранных компаний имеет также заметные тенденции к расширению сферы их деятельности только лишь в направлении увеличения объемов геологоразведочных работ и извлечения сырьевых ресурсов.
Трансформация системы функционирования объектов нефтяного рынка, управления его структурными звеньями обусловили не только коренное изменение в принципах и методах оценки экономических результатов производства, сколько повлияли на понимание необходимости внесение дополнительных коррективов, способных совершенствовать экономической механизм управление нефтяным рынком.



1. ЗАКОНОМЕРНОСТИ И ПРИОРИТЕТЫ РАЗВИТИЯ
НЕФТЯНОГО РЫНКА РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

1.1 Теоретические основы функционирования нефтяного рынка
После раскола СССР, Казахстан, как унитарное государство, получил свободный выход на мировые рынки и был взят курс ориентации на уровень мировых цен. Подобное положение дел было справедливо и для нефтяного сектора Республики Казахстан. Однако необходимо помнить, поскольку энергоресурсов, на которые стремится наш нефтяной экспорт, давно организованы, на них оперируют постоянные поставщики и потребители, Следовательно, для успешной реализации своих стратегических планов Казахстану необходимо иметь четкое представление о балансе сил, представленных на рынке
Мировой рынок нефти входит в число самых развитых товарных рынков мира. Характерной чертой этого рынка является высокая степень конкуренции, как со стороны его поставщиков, так и со стороны его потребителей. Здесь как нельзя более тесно переплелись интересы практически всех развитых и развивающихся стран.
Рыночными процессами на международном рынке нефти и газа, как и на любом рынке товаров и услуг, управляют законы спроса и предложения. Рыночный механизм дает возможность покупателям и продавцам торговать на взаимовыгодных условиях, обеспечивая распространение информации о том, что продавцы хотят продать, а покупатели купить. Установление равновесной цены, в соответствии с классическими представлениями о рыночных отношениях, происходит на рынке под влиянием тенденций и специфических особенностей, как спроса, так и предложения. Однако реальность гораздо сложнее и современные рынки далеки от идеальной схемы совершенной конкуренции (как правило, это олигополистические рынки).
Рынок нефти и нефтепродуктов относится к рынку жесткого типа, то есть характеризуется достаточно долговременным отсутствием альтернативных продуктов и, следовательно, не слишком большой эластичностью спроса от цены. В условиях отсутствия альтернатив определяющую долгосрочную роль в ценообразовании на подобных рынках играют не издержки производства, а комплекс экономических и политических факторов, воздействующих как на краткосрочное, так и на долгосрочное соотношение спроса и предложения нефти.
При этом в развитых странах прослеживается тенденция к снижению самообеспеченности нефтью и неуклонно наращивается их импорт. Импортерами нефти остаются и большинство развивающихся стран: более 80 % развивающихся стран не имеют собственной нефти, и потребности в энергопродуктах покрывают за счет их ввоза.
Географическое размещение нефтяных ресурсов неравномерно. В 2005 году 84 % мировых доказанных запасов нефти было сосредоточено в 13 странах, обладающих наиболее значительными запасами нефти. Большая часть разведанных запасов нефти (66,4%) сосредоточена на Ближнем Востоке, 15 % — приходится на долю Западного полушария, 6,9 % запасов нефти находятся в Африке, 5,8% - на территории бывшего СССР. На долю Азии и Тихоокеанского региона приходится 4,1%, а на долю Западной Европы — всего около 1,8%.
Выявленные причины определяют высокое значение нефтяного рынка для каждого государства мирового сообщества: как для экспортеров, так и для импортеров. Именно это объясняет постоянный интерес к информации об изменениях на нефтяном рынке.
Рыночный механизм дает возможность покупателям и продавцам связываться друг с другом и торговать на взаимовыгодных условиях. Конкуренция и сделки на рынке устанавливают цены, на которых основаны многие решения. Рынок обеспечивает распространение информации о том, что продавцы хотят продать, а покупатели купить, т.е. рынок является средством коммуникации. При росте предложения товаров насыщается спрос, и снижаются цены, что ведет к падению прибыли и сокращению производства. Свертывание последнего обуславливает рост цен и последовательное наращивание выпуска продукции. На рынке сам производитель решает вопросы ритмичности и периодичности своего производства. Товарный рынок предполагает жесткую ответственность за контракты и поставки. Нарушение договорной дисциплины производителем чревато потерей дохода вплоть до банкротства. Характерным свойством рынка является его двойственный характер, две неразрывные составляющие его существования - спрос и предложение.
Изучив кривые спроса и предложения, то есть, исследовав характер зависимости объемов производства и потребления углеводородного сырья от уровня цен на них, можно установить связь цены на нефть с оптимальным использованием ее запасов. Построение кривых предложения на нефтяном рынке связано с большими сложностями. Особенность горнодобывающих. отраслей заключается в том, что элементом затрат производства (цены предложения) являются дополнительные расходы, обусловленные тем, что извлеченными сегодня запасами нельзя располагать в будущем. И поскольку траты на добычу растут по мере истощения запасов, то будущие цены окажутся выше текущих. Вследствие этого кривая предложения для истощаемых ресурсов, особенно нефти, существенно отлична от аналогичных кривых на других рынках. Эти вопросы рассматривает теория истощаемых ресурсов, целью которой является нахождение так называемого «оптимального истощения» не возобновляющихся ресурсов.
Мировой спрос и предложение на сырую нефть представляют собой интересный дисбаланс. Промышленным странам обычно не хватало необходимых ресурсов, для того, чтобы обеспечить свои собственные потребности в нефти, в то время как развивающиеся страны, с избытком ресурсов и производственных возможностей, не нуждались во всем количестве, которое они могли производить для собственных нужд. Этот дисбаланс способствует созданию взаимовыгодной ситуации, когда промышленные страны импортируют нефть у богатых ресурсами развивающихся стран, которые, в свою очередь, развивают свою экономику с помощью доходов от экспорта нефти. Несмотря на то, что шоковые ситуации с предложением. нефти 70-х годов подтолкнули индустриализированные страны к тому, чтобы заменить нефть альтернативными видами топлива и расширить усилия в направлении увеличения консервации месторождений и эффективности разработки, нефть осталась главным видом топлива для этих стран. Попытки создать запасы нефти в качестве страховки против возможных будущих потрясений, а также замедленный характер воплощения этой политики поддерживали довольно высокий спрос на нефть и создали финансовую среду для разработки ресурсов вне Организации стран портеров нефти (ОРЕС). Более низкие цены в период 80-х годов и возрастающий спрос со стороны развивающихся стран по всему миру расширили рынок нефти, количество нефти и газа (к числу которых относится и Республика Казахстан), что изменило структуру мировых яков энергии.
Анализ спроса на нефть за последнее время показал, что потребление нефти претерпело значительные изменения:
значительно увеличился объем потребления нефти в США, Японии, Германии, Китае и в других странах — крупных потребителях
углеводородного сырья. Так в США спрос на нефть за последние восемь лет вырос 50 млн. т., в Японии — на 20, в Германии — на 10, в Китае — на 60. При этом в развитых странах прослеживается тенденция к снижению самообеспеченности нефтью и газом и неуклонно наращивается их импорт. Импортерами нефти остаются и большинство развивающихся стран: более 80% развивающихся стран не имеют собственной нефти, и потребности в энергопродуктах покрывают за счет их ввоза. Ощутимый рост спроса на углеводородное сырье зафиксирован в последнее время в странах, которые относятся к категории «Новых индустриальных стран»: в Мексике, Бразилии, Индии, на Тайване, а также в Индонезии. Наибольший рост потребления нефти продемонстрировала экономика Южной Кореи .
Сегодня в мире потребляется примерно 72 млн. - баррелей нефти в день. По данным Международного энергетического агентства, глобальный спрос на нефть увеличится к 2010 году примерно на треть, достигнув величины 92-97 млн. баррелей в день. Большая часть такого увеличения произойдет за счет роста населения и быстрого экономического роста в странах Южной и Восточной Азии. Суммарное потребление природного газа на сегодняшний день составляет примерно 78 трлн. куб. футов в год. Поскольку развитые страны все больше переходят на газ, спрос на этот вид топлива тоже, вероятно, вырастит.
Таким образом, имея информацию (прогноз) о спросе на ближайшее я Казахстану следует четко выделить для себя перспективные рынки сбыта и ориентировать свою деятельность на них. Исходя из вышеизложенного, можно определить приоритетные направления реализации национальных богатств уже сегодня, и продвигать внешнюю политику страны таким образом, чтобы оптимизировать и максимально приблизить будущий эффект от сотрудничества с перспективными покупателями. И в то же время, при всей открытости и ярко выраженной экспортной направленности экономики Казахстана нельзя забывать о дальнейшем промышленном развитии страны и нельзя допускать ущемление национальных интересов государства со стороны будущих партнеров. Но при сегодняшних условиях ограниченных средств такая задача с трудом решается и полном объеме и приходится поступиться некоторыми составляющими стратегического развития. Как правило, основное бремя такого переходного периода приходится на отечественного производителя и потребителя.
Таким образом, перед Казахстаном стоит первостепенная задача определения потенциально выгодных мировых рынков нефти. Что же такое рынок нефти?

Деньги Деньги
Производитель Рынок Потребитель
Продавец Покупатель
Товары Товары

Рисунок 1- Общая схема рынка

Рынок (market) - всякий институт, который сводит вместе покупателей (предъявителей спроса) и продавцов (поставщиков) конкретного товара или услуги.
Рынок является формой взаимоотношений, связей между отдельными самостоятельно принимающими решения хозяйствующими субъектами.
Так как нефтяной рынок является товарным рынком, то он предполагает создание и функционирование следующих элементов:
1) бирж,
2) экспортной и внутренней торговли,
3) маркетинговых организаций.
Рынок нефти представляет собой совокупность продавцов, заинтересованных продать сырую нефть и покупателей, заинтересованных ее купить. При этом нефтяной рынок можно рассматривать как своеобразный механизм, направленный на достижение конкретной цели - нахождение конкретного покупателя и продавца на конкретный товар, в данном случае - нефть. Причем этот рынок можно рассматривать как в глобальном масштабе- производство мировых сделок между различными странами, так и национальный в рамках одной страны. Товаром нефтяного рынка является -товарная сырая нефть, то есть нефть, прошедшая первичные этапы переработки и подготовленная для транспортировки любым видом транспорта: трубопроводом, танкером, железнодорожной цистерной или автоцистернами.
На сегодняшний день зависимость Казахстана от мирового нефтяного
весьма велика, и любые изменения, которые происходят на биржах, незамедлительно отражаются на экономике страны. Основным изменчивым фактором является, конечно, ценовая котировка на биржах.
Мировые цены на нефть имеют важнейшее значение для казахстанской экономики, так как нефтяной сектор обеспечивает более трети налоговых сборов в бюджет.
Так как нефть является - биржевым товаром, поэтому ее качество
стандартизируется. Существует свыше десятка общепризнанных марок нефти, которые торгуются на разных рынках. Наиболее известны две: WTI (Западно-техасская средняя), котируемая на Нью-йоркской бирже NYMEX, и Brent, котируемая на Лондонской бирже IPE (International Petroleum exchange). Обе марки котируются также на Сингапурской бирже SIМЕХ. Наряду со спотовыми сделками ведется торговля фьючерсами (в более крупных масштабах).
По казахстанским стандартам количество нефти измеряется в весовых единицах (тоннах), по западным - в объемных (баррелях).
коэффициент перехода зависит от плотности нефти и для марки Brent -составляет примерно 7,16 баррелей на тонну. Казахстанская нефть стоит дешевле Brent из-за более низкого качества.
Цена экспортной нефти на казахстанских месторождениях определяется как цена на Brent (фьючерс) - минус более-менее устойчивая скидка за качество - минус цена транспортировки (в среднем порядка $2 за баррель)- минус налоги
Спотовые и фьючерсные рынки нефти и газа
Рынки для сырой нефти, как и для других товаров, имеют две основные функции. Во-первых, они дают возможность для раскрытия рыночной (или равновесной) цены на нефть. Во-вторых, они делают возможным перенос материальных запасов с текущего периода на будущие периоды. Соответственно, существуют главным образом два типа торговли нефтяных рынках: один, основанный на немедленной доставке, организуемый спотовыми рынками, и другой, основанный на поставке на какую-то дату в будущем периоде, проводимые через форвардные или фьючерсные рынки. Сделки на спотовых рынках включают в себя доставку нефти в течение 2-4 недель от даты закрытия сделки. От 2 до 4 недель может показаться долгим временем для биржи для того, чтобы считаться текущим периодом, но движение крупных объемов нефти на большие расстояния занимает как раз такое время. Контракты на крупных спотовых рынках является единообразными по качеству, по количеству и условиям для того, чтобы упростить сделки и сделать их менее дорогостоящими. Сделки могут ходить в любое время дня между сторонами, расположенными в любом месте земного шара.
В отличие от спотовых рынков, форвардные рынки управляют
по контрактам с доставкой в будущем. В момент заключения и не сделки требуется никаких денежных средств, и расчеты по контрактам осуществляются денежными выплатами до истечения срока контракта без физической доставки. Сделка между покупателем и продавцом прямая, без посреднического органа. Форвардные контракты используются как инструменты страхования от риска (хеджирования).
Фьючерсы, наиболее распространенная разновидность форвардных контрактов, также предполагают доставку в какой-то момент в будущем и таким образом служат инструментом хеджирования. В отличие от форвардных рынков, оплата производится в момент заключения сделки. Контракт стандартизирован по качеству и количеству товара. Некоторые виды контрактов, являясь ценными бумагами, могут неоднократно перепродаваться на бирже вплоть до определенного срока их исполнения. Существуют и такие контракты, по которым обязательства могут быть выполнены не путем непосредственной поставки товара, а путем получения
или выплаты разницы в ценах фьючерсного и наличного рынков.
Чтобы гарантировать исполнение контракта, требуется внесение
обеспечения наличными или их эквивалента в виде ликвидных ценных бумаг. Сумма, необходимая на ведение торговли фьючерсами, составляет
обычно 8-15% общей стоимости товара, поставляемого по контракту. Эти
средства представляют собой гарантийное обеспечение и возвращаются
после исполнения контракта или закрытия позиции. То есть, предметом торга цена, а термины «продажа» и «покупка» контракта условны и
означают лишь занятие позиции продавца или позиции покупателя с принятием на себя соответствующих обязательств. Принятие на себя двух противоположных контрактов взаимопогашает их, освобождая тем самым данного участника от их исполнения.
Функционирование фьючерсного рынка и его финансовая надежность обеспечиваются системой клиринга, в рамках которой осуществляется учет участников торговли, контроль состояния счетов участников и внесения ими гарантийных средств. Все сделки оформляются через клиринговую палату, которая становится третьей стороной сделки. Тем самым продавец и покупатель освобождаются от обязательств непосредственно друг перед другом, а для каждого из них возникают обязательства перед клиринговой палатой. Информация о котировках фьючерсов публикуется в специальной прессе и в Интернете.
В сравнении с форвардными контрактами фьючерсы имеют ряд отличительных черт:
- Форвардный контракт привязан к определенной дате, а фьючерс - к месяцу исполнения. Это означает, что поставка товара может быть сделана поставщиком по его усмотрению в любой день месяца, указанного в контракте.
- Поскольку фьючерсных контрактов, а также участников операций может быть много, конкретные продавцы и покупатели, как правило, не привязаны друг к другу. Это означает, что когда какой- то поставщик будет готов исполнить контракт и сообщает об этом в клиринговую палату биржи, организующую исполнение фьючерсов, последняя случайным методом выбирает покупателя из всех покупателей, ожидающих исполнение контракта, и уведомляет его о грядущей поставке товара.
- В отличие от форвардных контрактов, которые обычно продаются на внебиржевом рынке, фьючерсы свободно обращаются на фондовых рынках. Поэтому при необходимости поставщик всегда может отрегулировать свои обязательства путем выкупа своих фьючерсов.
- Главной отличительной чертой фьючерсов является то, что изменение цен по товарам, указанным в контрактах, осуществляется ежедневно в течение всего периода до момента их исполнения.
Фьючерсный рынок выполняет две основные функции:
хеджирование и спекулирование Хеджирование особенно важно для компаний, осуществляющих крупные обороты товарных ресурсов, так как важно зафиксировать приемлемую цену на будущее. Каждый день производители продают фьючерсы, чтобы защитить себя от будущих спадов в цене на нефть, а потребители покупают фьючерсы, чтобы защитить себя от роста цен в будущем. Например, для того, чтобы избежать возможного увелечения стоимости нефти, НПЗ может предпочесть закупить свои будущие запасы по текущим ценам. Что касается спекуляции на фьючерсном рынке, то ее сутью является стремление участников торгов извлекать прибыль из разницы в колеблющихся ценах.
Традиционно большая часть сырой нефти поступала в торговлю на мировой рынок по долгосрочным контрактам по «официальным» ценам экспортирующих стран. Несмотря на то, что спотовые рынки для нефти существовали с 60-х годов, лишь после первого кризиса, связанного с уменшением поставок нефти, они начали претендовать на большую долю в торговле. На торговлю на спотовых рынках приходилось только от З до 5 % общего объема торговли но уже в первой половине 90-х годов эта доля достигла 50 % международном масштабе и 20 % по США. Сдвиг в
сторону спотового рынка был также ускорен вторым нефтяным шоком, сопровождаюшим революцию в Иране, которая сделала контрактные цены ненадежными. Контрактные цены стали так часто изменяться сообразно с ситуацией, что они практически стали неразличимыми по сравнению со спотовыми. После потрясений 1986 года главные нефтеэкспортирующие страны приняли ценообразование по формуле», в соответствии, с которым контрактные цены привязывались к спотовым ценам: и подсчет первых происходил как спотовая цена определенного вида сырой нефти плюс или минус поправочный коэффициент. Например, экспорт продукции из Саудовской Аравии в США оценивался на основании спотовой цены на побережье залива США Северного склона Аляски (ANS) и на основании спотовой цены West Texas Intermediate (WTI). Обычно считается, что спотовая цена WTI идет вслед за ее фьючерсной ценой.
В марте 1983 года Нью-йоркская товарная биржа (NYMEX) ввела торговлю фьючерсными контрактами на поставки легкой малосернистой
в Кушинг, Оклахома. Хотя имеется возможность доставки нескольких потоков (включая Великобританию, Брент, Норвежский Экофиск, Алжирский Сахарский и т.д.), фьючерс идет по (WTI). В течение первого года ежедневная фьючерсная торговля сырой нефтью выросла до 10 000
контрактов и установилась средняя численность в 6000 контрактов (1 контракт включает покупку или продажу 1 000 баррелей нефти). Успех эксперимента (NYMEX) и тот факт, что ОРЕС был положен конец официальному ценообразованию, дал начало образованию фьючерсного рынка для Брент, Великобритания на Международной нефтяной бирже (IРЕ) 80-х годов. В отличие, от контракта (NYMEX) контракт IРЕ не обеспечивает физической доставки, но вместо этого действует согласно форвардному контракту Брент и использует денежные расчеты.
В 90-е годы фьючерсные контракты по сырой нефти входили в самых популярных во всем мире контрактов с точки зрения самого широкого общественного мнения. На начало 1997 года легкая малосернистая нефть, проходящая через биржу NYMEX имеет средний объем 100 000 контрактов и средний открытый спрос около 400 000 контрактов в день, обеспечивая этому виду контрактов место в пятерке самых популярных. В то время торговля сырой нефтью Брент достигла в среднем 50 000 контрактов в день и средний интерес со стороны публики свыше 150 000 контрактов. Объем торговли на этих фьючерсных рынках достигает более половины общей торговли нефтью, что оценивается приблизительно в 300 млн. баррелей в день. Многие эксперты считают фьючерсные цены на нефть NYMEX и IРЕ мировыми ориентирами. Электронная купля-продажа на NYMEX через NYMEX ACCESS позволяет участникам торговли во всем мире покупать или продавать даже в период, когда биржа закрыта. Соответственно, цена для сырой нефти, находящейся в интенсивном торговом обороте в Азии, как, например, Дубайская нефть Fateh или Малазийский Tapis, назначается посредством добавления справедливо зафиксированных спрэдов (разницей между ценой покупки и продажи) к закрытия WTI и Брент.
Разница между текущей и будущей ценами (спот и фьючерсом)_является хорошим индикатором рыночных условий. Спотовая будет иметь тенденцию превышать фьючерсную или форвардную) цену, если материально-технические запасы будут восприниматься как слишком низкие ожидаться, что они будут низкими в ближайшем будущем по сравнению с долгосрочными ожиданиями (такое явление известно как «тенденция к движению назад» - скидка по сравнению с котировкой товара более близкие сроки).
Например, в период кризиса в Персидском заливе, вслед за Ирака на Кувейт, спотовая цена значительно увеличилась в контрактов, заключаемых на будущие 6-12 месяцев. Главными факторами были ожидания особенно суровой зимы в сочетании со срывами. Может иметь место альтернативный вариант, когда будущая цена стать выше, чем спотовая, если материально-технические запасы в настоящее время большие, но имеются ожидания спада в долгосрочном периоде (это известно под названием «контанго» - надбавка к цене наличного товара или к котировке ближних сроков при заключении сделки на более отдаленные сроки).
Например, возросшее производство из Аравии и других стран значительно снизило цены и повысило материально-технические запасы в странах-потребителях, которые воспользовались преимуществом, связанным с низкими ценами. Так как на ожидалось продолжения ситуации с избыточным предложением, фьючерсные цены оставались более высокими, чем спотовые. Начиная со времен первого нефтяного кризиса, прогноз цен показал себя как достаточно важный и определяющий фактор. Исследователи из академических и промышленных организаций и таких организаций, как Департамент США по энергетике (DOE) и Международное агентство по энергетике (IЕА), проводили плановые прогнозные анализы. Однако
проводившиеся анализы ситуации с ценами на нефть страдали значительной неточностью. На рисунке 2 представлены 4 ценовых прогноза, взятых из различных периодов, выполненных DOE. Для целей сравнения представлена фактическая цена.
Прогнозы показывают, что после второго нефтяного шока (прогноз на 1982год), а также после сильного изменения цен на нефть в 1986 году ожидается значительное повышение цен. Теория невосполнимых ресурсов предполагает, что такое увеличение в цене невосполнимых ресурсов будет происходить по мере роста их кумулятивной добычи. Однако данная модель имеет ряд неправильных допущений, касающихся, например, пополнения запасов. В самом деле, дополнительные к ресурсной базе запасы были очень значительными с периода 70-х годов и остаются решающим фактором, влияющим на точность прогнозов в отношении будущего предложения нефти. Составителям прогнозов также не удалось ввести в свои модели развитие технологий, расширивших добычу с действующих месторождений. Также не были включены факторы воздействия консервации месторождений и программы эффективности работ, неправильно была оценена возрастающая роль альтернативных видов топлива. Оглядываясь назад, на 70-е и 80-е годы, можно понять, что составители прогнозов переоценили или неправильно истолковали возможности ОРЕС. Все эти факторы привели к недооценке мирового предложение нефти. В сочетании с переоцениваемым, как обычно, спросом, не удивительно, что прогнозы не совпадали с дальнейшим развитием на нефтяном рынке.
Неудачи с прогнозами в прошлом не означают, что прогнозирование не может быть полезным. Будущая цена на нефть оказывает значительное влияния на оценку нефтяных проектов. Нефтегазовая промышленность – очень рискованная сфера в целом, поэтому инвесторам, вкладывающим в проекты, связанные с разведкой и добычей нефти, для принятия решения необходимо, как можно более точно знать будущие тенденции цен.
Прогнозирование может быть очень полезным, если оно проводится тщательно, и достаточное внимание уделяется каждой переменной, имеющей отношение к данной области.

1.2 Анализ современного состояния нефтяного рынка РК

В стратегии развития Казахстана до 2030 года особая роль отводится нефтегазовому рынку страны. Эффективное использование нефтегазовых
будет способствовать устойчивому росту экономики и улучшению жизни народа.
По запасам нефтегазовых ресурсов Казахстан занимает среди других в мире 12 место, а по добыче 15 место.
Основными нефтегазоносными провинциями Казахстана являются Прикаспийская впадина, Мангышлак, Бузачи, Южно-Тургайский прогиб. В настоящее время идет интенсивная разведка шельфовой зоны Каспийского моря. Прогнозируемые нефтяные запасы Каспийского региона, по мнению
народных специалистов, составляют для Казахстана 85 млрд. млрд. барр. 11,548лрд.т.).
В Казахстане на сегодняшний день открыто свыше 200 месторождений нефти и газа.
В 10 наиболее крупных месторождениях сосредоточены 87,8 % всех запасов и 85,9% добычи нефти республики, уникальными признаются
Тенгизское нефтегазовое месторождение в Атырауской области и Карачаганакское газонефтеконденсатное месторождение в Западно-Казахстанской области.
По степени промышленного освоения в структуре запасов преобладают запасы месторождений, подготовленных к промышленному освоению, большая часть которых относится к региону Прикаспия. Доля запасов разведываемьтх и законсервированных остается невысокой. Основные месторождения нефти и газа приурочены в Западном Казахстане прибортовым зонам Прикаспийской впадине. Ведущее положение в географическом размещении запасов и добыче нефти занимает Атырауская область, а природного газа-Западно-Казахстанская.
Наиболее крупными месторождениями являются Тенгизское нефтегазовое, Карачаганакское нефтегазоконденсатное, Узеньское газонефтяное, Жанажольское нефтегазовое, Северо-Бузачинское газонефтяное, Жетыбайское нефтегазоконденсатное, Каражанбасское газонефтяное, Кенкияк - нефтяное, Кумколь – нефтяное рисунок2).

Рисунок 3 - Распределение начальных извлекаемых запасов нефти по административным областям
Нефтяной потенциал Казахстана в последние годы резко возрастает за счет обнаружения огромных запасов шельфовой зоны Каспия.
Казахстанский сектор Каспийского моря, условная граница которого
располагается вдоль меридиана 49°3О, в географическом отношении
разделяется на две приблизительно равные части: северную (мелководную
часть моря) и южную (глубоководную часть моря). Южной границей мелководной части считается широта мыса Тюб-Караган. Средняя глубина моря здесь около шести метров. Южнее мыса Тюб-Караган располагается глуководная часть акватории, географически относимая к Среднему Каспию. Глубина моря здесь колеблется от десятков до первых сотен метров.
По результатам ранее проведенных географических исследований выявлено несколько десятков структур. Наиболее важными результатами
исследований является выявление в пределах акватории верхнепалеозойской карбонатной платформы с рифовыми массивами: Кашаган Адайское, Мурунжырау и другие. Эти данные позволяют предполагать, что наиболее высокий потенциал нефтегазоносности Прикаспийского региона сосредоточен в пределах Северного Каспия. Кроме того в пределах акватории предполагаются более высокие, чем на суше, преспективы нефтегазоносности надсолевых образований, аналогичные месторождениям Мартыши, Прорва идругим.
Не менее значительные перспективы нефтегазоносности структур Южного Каспия, возможно являющихся морскими аналогами крупнейших месторождений Узеньское, Жетыбайсоке, Дунга за счет увеличения мощности осадочного чехла в сторону акватории, продолжение Бузачинской группа месторождений в море, Каражанбас и другие.
Весь рассматриваемый регион может быть подразделен на три самостоятельные зоны:
1) Прикаспийская, включая морское продолжение Приморского, Атырауского, Новобогатинского, Октябрьского и Жамбайского поднятий;
2) Бузачинская, включая морскую часть одноименного поднятия;
З) Мангистауская, включая морское продолжение Тюб-Караганской антиклинали, Песчано-Ракушечного поднятия, Сегиндинской и Жазгурлинской впадины.
Потенциально наиболее перспективной их них является Прикаспиская, где по самым осторожным оценкам прогнозные ресурсы нефти могут составлять 2,5 млрд. т. и до 1,5 трлн. м3 свободного газа.
Основные перспективы Бузачинской зоны связаны с нижнемеловыми,
юрскими и, возможно, триасовыми песчано-глинистыми породами. Прогнозная оценка запасов нефти 250-З00 млн. т., однако эта цифра может
быть выше, с учетом возможности открытия залежей геоантиклинального типа. Мангышлакская зона довольно неоднородна по своему строению.
Прогнозные запасы нефти, связанные здесь с мезозойским комплексом пород, могут оцениваться в 800 млн. т. Наиболее вероятно открытие
газонефтяных и газоконденсатных месторождений без сероводорода. Примером могут служить открытые месторождения Ракушечное-море и Скалистое-море.
В целом потенциальные запасы шельфа оцениваются по нефти на уровне 3,5 млрд. т. и по газу до 2,0 трлн. м3, что сопоставимо с общими запасами всех категорий на суше.
По последним данным потенциальная возможность шельфовой зоны оцениваются в 9,0 - 26,0 млрд. т. нефти, а реально извлекаемые запасы нефти в целом в Казахстане оцениваются в 11,0 млрд. т. нефти, что превращает его в одну из богатейших стран мира по запасам нефтегазовых ресурсов.
По данным Министерства геологии и охраны недр РК., по состоянию на начало 1999 года запасы газа промышленных категорий, включающие
свободный газ газовых шапок, разведаны на 75-ти месторождениях углевдородного сырья. Суммарный объем составляет около 1901 млрд. м3. при этом остаточные запасы оцениваются специалистами более чем в 1830 млрд.м3.
Запасы газового конденсата по категориям А+В+С1, учтены по 31 месторождениям. Остаточные извлекаемьие запасы газового конденсата составляют около 694 млн. т. при начальных запасах 714 млн. т. Добыча конденсата в республике осуществляется на 15-ти месторождениях. Из более чем 20млн. т накопленной к началу 1996 года добычи конденсата около 18 млн. извлечено на Карачаганакском месторождении, запасы газового конденсата, на котором составляют около 91 % всех запасов конденсата Казахстана. Кроме Карачаганакского месторождения значительные запасы конденсата установлены на месторождениях Жанажол (Актюбинской обл.) и Имашевское (Атырауской обл.). На остальных месторождениях запасы газового конденсата не превышают 0,2-0,3 млн.т. Исключение составляют месторождения Тенге, Южный Жетьибай, Ракушечное (в .Мгтауской обл.), запасы конденсата, на которых превышают указанное
На сегодняшний день руководство нефтяного сектора осуществляет ННК «КазМунайГаз» которая была создана Указом Президента Республики Казахстан от 4 марта 1997 года. Основной целью деятельности ННК «КМГ» является содействие производственно-экономическому развитию нефтегазодобывающей промышленности в республике, а также смежных производств-нефтехимии, энергетики, строительства, машиностроения, сферы услуги т.д. Другой целью является привлечение иностранных инвестиций, приток которых составляет более 40млрд долл. В своей работе ННК «КМГ» опирается на основные законы РК: «Закон о нефти» (1996) и которые призваны регулировать природопользование в республике.
В состав компании «Казахойл» входит АО «Эмбамунайгаз» (85%),часть акета акций АО “Актюбемунайгаз” (20,5 %), АО «Тенгизмунайгаз» (85%) и другие предприятия. АО «Южнефтегаз» приватизировано 28 августа 1996 года, 90 %-тами его акций владеет канадская компания «Харрикейн Хадрокарбонз» и оно переименовано в 1997 году в АО «Харрикейн Кумкол». Контрольным пакетом акций АО «Актюбемунайгаз» (60%) владает Китайская национальная нефтяная компания (CNPC). Контракт был заключен 3 июня 1997 года сроком на 20 лет. Стоимость его составляет 320млн. долл. Также Китайская национальная нефтяная компания (КННК) выиграла тендер на разработку Узеньского месторождения, второго после Тенгизского по запасам нефти в Казахстане. Его извлекаемые запасы специалисты оценивают в 140 млн. т. нефти. Сегодня здесь добывают около 2млн. сырья в год. КННК берется, затратив в течение 5 лет - 4 млрд. 380млн. долл., довести ежегодную добычу до 8 млн. т. Кроме того, 1 млрд. 100 млн. долл. планируется вложить в АО “Актюбемунайгаз” и к 2007 году выти здесь на уровень в 6 млн.т. нефти. В течение 5 лет стороны намерены продолжить нефтепровод с запада на восток до границы с Китаем. Общая сумма контракта между Казахстаном и Китаем составила 9,5млрд.долл.
АО «Мангистаумунайгаз» приватизировано также в 1997 году. соглашение подписано 11 мая с индонезийской компанией «Сентрал Эйша
Перолиум ЛТД», входящей в группу компаний «Медко Энерджи Корпорейшн». Им принадлежит 60 % акций. Общая сумма составит 4 млрд.
348млн.долл. Из них 4,1 млрд. инвестиций будут сделаны в течение 20 лет; бонусы - 248 млн. долл., экологическая программа - 70 млн. долл., социальная сфера - 30млн,долл.
АО «Актюбемунайгаз», расположенное на территории Актюбинской области, осуществляет разработку и эксплуатацию нефтяных месторождений «Жанажол» и «Кенкияк» и структурно подразделяется на нефтогазодобывающие управления «Октябрьскнефть» и «Кенкиякнефть», Актюбинское управление разведочного бурения и Октябрьское управление
буровых работ, Жанажолский газоперерабатьивающий завод.
Управление «Октябрьскнефть» находится в г. Октябрьске
Актюбинской области и осуществляет разработку и эксплуатацию нефтегазового месторождения «Жанажол».
Нефтедобывающее управление “Кенкиякнефть” расположено в поселке Кенкияк и осуществляет эксплуатацию одноименного месторождения.
Октябрьское управление буровых работ расположено в г. Октябрьске
и осуществляет бурение скважин на Жанажольском месторождении и Кенкияке.
Актюбинское управление разведочного бурения осуществляется бурение поисковых и разведочных скважин на территории Актюбинской области. Кроме того, в составе объединения работают: Октябрьское и Кенкиякское управление технического транспорта; управление технологического транспорта и специальнои техники; СМУ «Актюбинскнефть», Джаксылгайская и Октябрьская базы производственной технического обслуживания комплектации.
Месторождение “Жанажол” приурочено к подсолевым нижнепермским и каменноугольным отложениям. Извлекаемые запасы составляет 103,346 млн.т., газового конденсата 26,542 млн. т., полутного газа 25,323млрд.м3 и свободного газа из газовой шапки 100,48 1 млрд.м3.,Объем добычи нефти по месторождению составил 2,338 млн.т.попутного газа - 699,9 млрд.м3.
Месторождение “Кенкияк” приурочено к надсолевым отложениям и содержит 10,355млн.т. извлекаемых запасов нефти. Добыча нефти сославила 285,5 тыс.т. Число работающих на АО “Актюбемунайгаз” составляло - 9,2тыс, человек. с учетом предстоящей реструктуризации установлен лимит численности работающих в размере 6879человек. Объем капитальных вложений составил 65,4 млн. долл., в том числе за счет кредитов с китайской стороны - 42,4 млн. долл., за счет собственных средств - 13 млн, долл. Все кредиты были краткосрочными. Себестоимость тонны нефти в 1998 году была 3,3тыс.тенге.
АО “Мангистаумунайгаз” находится в городе Актау и структурно подразделяется на НГДУ “Комсомольскнефть”; Узеньское управление буровых работ; Мангистауское управление буровых работ; Жетыбайское управление буровых работ; Управление технологического транспорта; капитального ремонта скважин.
НГДУ «Жетыбайнефть» разрабатывает и эксплуатирует месторождения: Жетыбай с извлекаемыми запасами нефти 143,7 млн. т., эксплутация ведется с 1967 года, добыто около 35 % извлекаемых запасов нефти; Восточный Жетыбай с начальными извлекаемыми запасами нефти 4,434млн. т., эксплуатация ведется с 1978 года, добыто около 40 % извлекаемых запасов нефти; Южный Жетыбай с начальными извлекаемыми ласами нефти 2,328 млн. т., эксплуатация ведется с 1973 года, добыто 50 % кэвлекаемых запасов нефти; Оймаша с начальными извлекаемыми запасами нефти 4,04 млн. т., добыто около 20%; Бектурек с начальными извлекаемыми запасами нефти 1,389 млн. т., введено в эксплуатацию в 1974г.; Тасбулат, введенное в эксплуатацию в 1992 году с начальными запасами 5,032 млн. т.; Асор, введенное в эксплуатацию в 1982 году, с чальными извлекаемыми запасами 10,384млн.т.
НГДУ «Комсомольскнефть» разрабатывает нефтяное месторождение Каламкас, введенное в разработку в 1979 году, с начальными извлекаемыми запасами 165,824 млн. т. За время эксплуатации добыто менее 30% от начальных извлекаемых запасов.
АО «Мангистаумунайгаз», являясь самым крупным добывающем предприятием РК, характеризуется падающей добычей, так, в 1998 году было добыто 3347,4 тыс. т. нефти, что составило по сравнению с 1997 годом 74,7%. Большая часть нефти добывается на месторождениях Каламкас и Жетыбай. Снижение добычи, кроме технических причин, было связано с трудностями в реализации.
Опытно-экспериментальное НГДУ «Каражанбаснефть», подчиняющееся непосредственно национальной нефтяной компании, разрабатывает нефтяное месторождение на полуострове Бузачи с
применением тепловых методов повышения нефтеотдачи: закачки перегретого пара в нефтяные залежи и внутрипластовое влажное горение нефти; месторождение введено в эксплуатацию в 1980 году с начальными извлекаемыми запасами нефти 96,983 млн. т., за время эксплуатации добыто около 10% извлекаемых запасов.
Одним из старейших нефтегазодобывающих предприятий республики является АО «Эмбамунайгаз», расположенное в г. Атырау. Структурно объединение подразделяется на: НГДУ «Жаикнефть», НГДУ «Доссорнефть», НГДУ «Макатнефть», Балыкшинское управление буровых работ, вышкомонтажная контора, Центральная база производственного обслуживания, Центральная научно-исследовательская лаборатория, управление технологического транспорта, трест «Эмбанефтьстрой» и другие.
В настоящее время АО «Эмбамуннайгаз» разрабатывает 22 нефтяных месторождений.
В южной части Тургайского прогиба на границе Кызылординской и бывшей Жезказганской областей открыта новая нефтегазовая провинция. В Кызылорде образовано АО «Харрикейн Кумколь», которое разрабатывает месторождение Кумколь с 1996года.
Структурно «Харрикейн Кумколь» подразделяется на: Кумкольскую экспедицию глубокого эксплуатационного бурения, Кумкольское управление технологического транспорта, Кумкольское управление производственно-технического обслуживания и комплектации оборудования, Мп «Мунайши», МП «Казахстан», отдел рабочего снабжения.
По месторождению Кумколь утвержденные запасы нефти составляют 89,4 млн.т., попутного газа - 1,72млрд.м3.
АО «Тенгизмунайгаз» расположено в поселке городского типа Кульсарьи и имеет на балансе 19 нефтяных месторождений надсолевого комплекса. Структурно оно подразделяется на НГДУ «Кульсарьшефть», «Прорванефть» и другие транспортные и обслуживающие подразделения.
На современном этапе в эксплуатации находится 11 месторождений с
балансовыми запасами нефти, тыс.т.:
1) Центрально-Восточная Прорва - 52001;
2) Западная Прорва – 23565;
3) Терень-Узек – 24238;
4) Тажигали - 6635;
5) Актобе – 5171;
6) Досмухамбет - 4079;
7) Каратон Кешкинбет – 8064;
8) Касчагыл – 1278;
9) Кульсары – 7080;
10) Мунайлы – 1080;
11) Акинген – 1825.
Совместная предпрятие Тенгизшевройл” расположено в Венгерском вахтовом поселке вблизи месторождения Тенгиз, которое разрабатывается на основании контракта с Республикой Казахстан совместно с американской нефтяной компанией “Шевройл”. Месторождение Тенгиз введено в опытно-промышленную эксплуатацию с апреля 1992 года с извлекаемыми запасами (по вскрытой части подсолевых отложений) 7 251 377 тыс.т. В настоящее время добыча нефти ограничивается возможностями газоперерабатывающего завода и квотой на транспортировку через территорию России. С пуском очередных КТЛ (комплексно-технических линий) газоперерабатывающего завода, которых всего планируются построить 12, добыча нефти в 1998 году достигла 8,46 млн.т в 2002 будет – 12,0 млн.т а в дальнейшем будет доведена до 36млн.т. в год.
Компания Chevron была первой, подписавшей контракт в 1993 году на совместном предприятие по развитию гигантского Тенгизского месторождение в Западом Казахстане, в котором сегодня и компания Mobil имеет свою долю. Обширные газовые месторождение Карачаганак развивается при содействий консорциума, включающего British Gas, Agip и Техасо. Казахстан недавно подписал документ на разведку 12 участков своих оффшорных каспийских вод.
Большая часть казахстанской нефти залагает на больших глубинах (более 5000м), как правило, в условиях высоких температур и давлений, воздействия агрессивных газов. У нефтяников республики нет технических средств по разведке и добыче глубокозалегающей нефти. По некоторым предварительным оценкам, залежи нефти и газа Каспием, в частности казахстанской части его шельфа, превышают весь объем добываемых сегодня в Казахстане углеводородов. В связи с этим в республике начал работу специальный государственный консорциум по геологоразведке шельфа Каспийского моря. В состав консорциума вошли семь известных компаний: «Аджип» (Италия), «Бритиш газ», «Бритиш Потролиум» (Великобритания), «Стат ойл» (Норвегия), «Мобил Ойл» (США), «Шелл» (Нидерланды) и «Тотал» (Франция).
По оценкам специалистов, проект освоения Каспийского шельфа
указанными компаниями в составе «Казахстан Каспий шельфа» в начале ХХI столетия станет самым крупным в мире в нефтяной сфере.
На разведку консорциум планирует затратить от З00 до 500 млн. долл. Разработка обнаруженных месторождений потребует новых инвестиций.
Помимо этого, даются гарантии не нарушать экологического равновесия в уникальном регионе Каспийского моря.

1.3 Экономические и геополитические аспекты транспортировки
казахстанской нефти на мировые нефтяные рынки
Казахстанский энергетический сектор развивался как компонент с сильной интеграцией регионального энергетического рынка с южной частью Российской Федерации и ныне центрально-азиатскими государствами. Энергетические системы Казахстана более тесно интегрированы с энергетическими системами соседних государств, чем внутри страны. Это привело к ситуации, в которой существует дефицит на конечный энергетический продукт. Хотя страна имеет собственные запасы и достаточное производство сырой нефти и мощности для ее переработки. Казахстан характеризуется высокой интенсивностью и неэффективностью использования энергии. Поэтому вполне обоснованы усилия правительства по созданию независимой энергетической системы, собственной инфраструктуры, строительству нефтепроводов как внутренних, так и экспортных.
За последние несколько лет в нефтяном секторе промышленности Казахстана произошел ряд значительных и фундаментальных изменений. Некоторыми элементами этих изменений являются: введение системы тарифов на транспортировку нефти, таким образом, были созданы новые условия для ведения бизнеса среди поставщиков и компаний эксплуатирующих нефтепроводы; рынок нефти и нефтепродуктов больше не управляется директивами центральных планирующих органов и Министерства, но при этом рынок стал подчиняться новым рыночным и политическим силам, отсутствовавшим в бывшем Советском Союз.
Трудности с транспортировкой сырой нефти внутри и за пределы Казахстана обусловлены по крайней мере двумя причинами. Одна из них связана непосредственно с нефтепроводами. Значительная часть нефтяных и газовых ресурсов удалена от отечественных предприятий нефтепереработки и испытывает недостаток в местных трубопроводах. Ресурсы залегают в западной части республики, главным образом в Прикаспийском регионе и частично в Центральном Казахстане (Кумколь) - в тысячах километров от основных центров потребления на северо-востоке и юго-востоке. Кроме того, требует разрешения и проблема оптимального маршрута транспортировки казахстанской нефти на международные рынки. Недостаток экспортных трубопроводов в республике мешает большинству инвесторов запустить сколько-нибудь важные, дорогостоящие программы в нефтяном секторе.
Другая проблема касается квот на экспорт. В настоящее время Казахстан вынужден ежегодно обращаться в Министерство топлива и энергетики России за получением квот, определяющих объем нефти, который российский оператор «Транснефть» должен пропустить через трубопровод до Самары. Одна квота выдается на экспорт сырой нефти за пределы СНГ, другая - на доставку нефти потребителям в России в государствах бывшего СССР. На 2006 год квота составляет 10,5 млн, тонн в год.
Современные нефтегазопроводы Казахстана являются частью нефтепроводной системы бывшего СССР. В настоящее время 49 тыс. км нефтепроводов бывшего СССР перешли под юрисдикцию России, и с ними тесно связана вся нефтепроводная система Казахстана (рисунок 8).
Первый нефтепровод Доссор - Ракуши - Каспий протяженностью 154км был сооружен и эксплуатировался еще в дореволюционное время. В
1934 году был сдан в эксплуатацию нефтепровод Каспий - Орск протяженностью 830км, в 1966 году - нефтепровод Узень - Жетыбай - Актау
протяженностью 141,5км. первый в мире уникальный
трансконтинентальный горячий нефтепровод Узень - Жетыбай - Актау - Самара протяженностью 1500км Был построен в 1968 - 1970 гг.
В настоящее время управлением сетью трубопроводов в Казахстане занимается НКТН «КазТрансОйл» , созданная в апреле 1997 года решением правительства РК путем реорганизации республиканских государственных предприятий «Южнефтепровод» и «Магистральные нефтепроводы Казахстана и Средней Азии». Компания является естественным монополистом на рынке услуг по нефтепроводному транспорту и уполномочена представлять интересы Казахстана во всех трубопроводных проектах. Стоимость активов НКТН «КазТрансОйл» оценена аудиторской компанией «Эрнст&Янг» в 1 миллиард долларов.
Основные технические характеристики главных магистральных нефтепроводов приведены в таблице 1,2,3,4.
Указанные нефтепроводы обеспечивают транспорт нефтей ННК «Казахойла» на Атырауский НПЗ и Самарскую базу смешения и перекачки нефтей, а также из Западной Сибири на НПЗ Казахстана (Павлодар, Шымкент) и Средней Азии (Фергана и Чарджоу).
Длительный срок службы нефтепроводов, активность грунтов приводят к увеличению числа отказов на линейной части. Поэтому из года в
год наращиваются объемы капитального ремонта трубопроводов и
возрастают потребности в трубах, изоляционных материалах, электродах и
ремонтной техники.
Теоретическими расчетами установлено, что для повышения срока службы трубопроводов необходимо использовать при их строительстве трубы оптимального диаметра (400-бООмм). С увеличением диаметра труб течение жидкости в них носит не ламинарный, а турбулентный (вихревой) характер, растет запас кинетической энергии, и следовательно, повышается вероятность их разрушения. В настоящее время в связи с повышением уровня Каспийского моря более 100км нефтепровода с вдоль трассовыми коммуникациями попадает в зонызатопления.
Система нефтепроводов делится на три региона: западный, центральный и восточный.
Западно-казахстанская сеть трубопроводов. Нефтепроводы, находящиеся на западе Казахстана, самые старые в стране. Первые нефтепроводы появились еще до 1917 года. Существующая система нефтепроводов обеспечивает транспорт нефтей производственных объединений «Мангистаумунайгаз», «Тенгизнефтегаз», «Эмбанефть» на Атырауский НПЗ и Самарскую базу смешения и перекачки нефтей.
Таблица 2 - Характеристика трубопроводов западно-казахстанской сети
Сегмент
трубопровода Мощность в год,
млн. тон Ввод в
э эксплуата-
цию год длина,
км диаметр,
мм
Проектн фактическая
Узень-Атьирау-
Самара 30 10 1974 1379 1020/720
Тенгиз-Атырау Астрахань 20 1998 453 1020
Узень Жетибай 8 3,26 1996 68 500
Жетыбай-Актау 8 1,47 1974 73,6 500
Каламкас- Каражанбас 5 4,8 1986 62,1 500
Каражанбас-Актау 8 6 1979 202,4 720
Саргамыс-Тенгиз 2 0,6 1968 30 300
Прорва-Кульсары 5 0,3 1986 103 500
Центрально-казахстанская сеть трубопроводов. Нефтепроводы в Центральном регионе были построены в 1968г. В настоящее время единственным нефтеперерабатывающим заводом, эксплуатирующим эти трубопроводы, является Орский НПЗ. Раньше все поставки нефти по этой системе производились в соответствии с межгосударственными балансами по обмену. Однако из-за ограниченного спроса на нефть в Орске и коммерческих разногласий с АО «Актюбинск нефть», добыча на этих месторождениях периодически сдерживается. Мощности этих нефтепроводов использовались на 50 %.
Таблица 3 - Характеристика трубопроводов центрально-казахстанской сети
Сегмент
трубопровода Мощность в год,
млн.тонн Ввод в
эксплуатацию год длина,
км диаметр,
мм
Проектная Фактическая
Кенкияк Орск 1-ая линия 1,7 1,9 1968 400 325
Кенкияк - Орск 2-ая линия 5,0 включено в вышеприведе иную цифру 1986 400 530

Восточно-казахстанская сеть трубопроводов. Нефтепроводы на востоке страны являются самими новыми среди нефтепроводов Республики Казахстан. Основной трубопровод на Павлодар был построен в 1977 году. Его продолжение до Шымкента было завершено в 1983 году. Участок Кумколь-Каракаин был построен в 1990 году. Система нефтепроводов была спроектирована таким образом, чтобы обеспечивать потребности казахстанских НПЗ в Павлодаре и Шымкенте, потребности Узбекистана в нефти и Туркменистана.

Таблица 4 - Характеристика трубопроводов восточно-казахстанской сети
Сегмент
трубопровода Мощность в год,
млн.тон Ввод в
эксплуатацию год длина,
км диаметр,
мм
Проектная Фактическая
Омск - Павлодар – Шымкент 25 20 1977 1859 1020/800
Кумколь – Каракаин 7/14 3,7/4,8 1990 199 500/700
Существует обширная система нефтепроводов, соединяющая главные районы добычи в Западной Сибири с Восточным Казахстаном. Главная трубопроводная ветвь простирается от Южного Балыка до Омска. данный трубопровод построенный в 1967 году, диаметр 1020мм, длина до Казахстана - 1250км, существующая пропускная способность трубопровода равна 42 мил. Тон в год, коэффициент использования в 1995 году был меньше 50%
Главным Нефтепроводным объединением, обслуживающим данный регион, является АО «Управление Транссибирскими магистральными нефтепроводами». Существующая сеть нефтепроводов соединяет месторождения Западной Сибири с заводами в Восточной Сибири. Направление потока - к Восточной Сибири. Подводя итог обзору сети существующих нефтепроводов, можно отметить, что Восточный Казахстан находится в выгодном положении, так как уже имеет связь с важным регионом по добыче нефти. В будущем данная транспортная система может иметь значительную «гибкость» и, если будет разрабатываться проект экспортного трубопровода в Пакистан или Индию, то эта система может быть объединена в одну общую систему.
В настоящее время все экспортные поставки по трубопроводам из Казахстана на валютные рынки производятся через нефтепровод Атырау - Самара. Самарская база смешения является важным центром в системе Транснефть. Используя этот маршрут казахстанский нефтеотправитель имеет выход на валютные рынки Западной и Восточной Европы через трубопровод «дружба» и на другие мировые рынки через порты в Новороссийске, Вентспилсе, Одессе и Туапсе.
Экспортные маршруты из Казахстана на международные рынки из
Самары в:
1) порт Новороссийск – всероссийский маршрут
2) порт Новороссийск - через Россию, Украину
3) порт Одесса - через Россию, Украину
4) порт Вентспилс - Россия, Белоруссия, Латвия, Литва
5) порт Туапсе - Россия
6) Адамова Застава, дружный, Польша - Россия, Буларуссия
7) Фенешлитке, Венгрия или Бутквице, Словакия Трубопровод «дружба».
Существующие ограничения пропускной способности нефтепровода Атырау - Самара вызывает серьезную озабоченность у казахстанских и у всех других потенциальных производителей нефти в этом регионе. Самарская база смешения остается основным сдерживающим фактором до тех пор, пока не получат развития новые экспортные маршруты.
Как уже отмечалось основным экспортным трубопроводом из Казахстана является маршрут между Атырау и Самарой. Пропускная способность этого трубопровода оценивается в 10,5 млн. тонн в год. Исторически, эти мощности используются по двусторонним соглашениям между правительствами Казахстана и Российской Федерацией и для коммерческих экспортных поставок на Европейские рынки, а также рынки СНГ.
В целях расширения возможных маршрутов транспортировки нефти и сферы услуг при поставках нефти НКТН «КазТрансОйл» разработала производственную программу развития трубопроводного транспорта
В рамках данной программы осуществляется несколько подпрограмм, таких как Программа капитального ремонта линейной части, подводных переходов, резервуаров, Программа диагностики линейной части трубопроводов и резервуаров, Программа технического перевооружения и внедрения новой техники. Общая стоимость осуществления составляет 260,5млн. долларов.
НКТН «КазТрансОйл» предусматривает техническое перевооружение, реконструкцию действующих нефтепроводов Узень - Атырау - Большой Чаган, Каламкас - Актау, Узень - Актау, водовод Узень - Чаган, Сай-Утес - Каламкас, Бейнеу - Узень, Астрахань - Мангистау и строящегося нефтепровода Тенгиз-Атырау - Астрахань - Новороссийск, а также большое внимание уделяет научно-исследовательским работам, изобретательству, рационализации, своевременному использованию достижений науки и техники.
В настоящее время идет работа над следующими инвестиционными проектами:
1) Разработка проекта реконструкции и развития нефтепровода Атырау-Самара. Решение об увеличении пропускной способности этой магистрали до 15 млн. тонн в год закреплено в межправительственном соглашении между Россией и Казахстаном. Технико-экономическое обоснование проекта ведется совместно с Карачаганакской группой.
2) Строительство нефтеналивной эстакады на станции Атасу. Проект предусматривает обеспечение технической возможности перевалки нефти, транспортируемой по нефтепроводу Омск – Павлодар - Шымкент, на железнодорожный транспорт. Эстакада рассчитана на налив не менее 1млн тонн нефти в год. Реализация данного проекта расширит географию рынка для месторождений Кумкольского региона. В проекте принимает участие также и Павлодарский НПЗ. Быстрый ввод в эксплуатацию нефтеналивной эстакады позволит обеспечить Павлодарский НПЗ более дешевой нефтью, чем поступающая сейчас по замещению из России. Возможно, что соучастниками проекта станут СП «Кумколь Лукойл» и «ХаррикейнКумкольМунай». Ориентация на этот проект позволит нефтедобывающим компаниям увеличить добычу нефти примерно в 1,5 раза. В настоящее время разрабатываются рекомендации по перекачке высокозастывающей кумкольской нефти в северном направлении.
3) Восстановление первой нитки нефтепровода Узень - Атырау. Проект предусматривает возможность подачи чистой тенгизской нефти в порт Актау для дальнейшей транспортировки через Каспий и Кавказский коридор на Черное море. В настоящее время ведется гидравлическое испытание нефтепроводов для оценки технического состояния.
4) Реконструкция порта Актау.
5) С целью обеспечения независимости от экспорта нефтегазовое промышленности планируется строительство нефтепровода Западный Казахстан - Кумколь, который должен обеспечиваться сырьем из смеси нефти Тенгиза, Мангистау, Жанажола, Кумколя с использованием существующих нефтепроводов Павлодар - Шымкент, Кумколь - Каракоин. Протяженность нефтепровода Западный Казахстан - Кумколь около 1200км в зависимости от выбора трассы, производительность 19 - 23 млн. т. в год. Предполагаются два этапа строительства нефтепровода: первый - на участке Атырау - Кенкияк (диаметр 700мм, производительность 7 млн.т. в год), второй - от Кенкияка до Кумколя (диаметр 900мм, производительность 10 - 23 млн.т. в год).
Перечень внутренних магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, строительство которых предполагается до 2010 года приведены в таблице 5.
Таблица 5 Характеристика планируемых внутренних магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
Объект Пропускная
способность,
млн.т. Протяженность, км диаметр, мм Ориентировочная стоимость,
млн. долл
Нефтепроводы
Западный Казахстан -
Кумколь До 30 1200 720-820 213-215
Нефтепродуктопроводы
Павлодар - Семипалатинск - Усть-Каменогорск до 2,1 820 325 10
Шымкент - Бишкек – Алматы до 3,1 1010 325 12
Павлодар - Астана до 2,6 462 325 6
Актау - Бейнеу и далее в Среднюю Азию до 3,5 390 426 748
Этанопровод Тенгиз - Актау 200
тыс.т/год 650 625 100
Продуктопровод Тенгиз Узень 500 тыс. т/год 530
Строительство нефтепродуктопровда Павлодар - Семипалатинск - Усть-Каменогорск предусматривает обеспечение нефтепродуктами восточных областей Казахстана. Для снабжения южных областей намечается строительство нефтепродуктопровода Шымкент - Тараз - Алматы. Проект строительства нефтепродуктопровода Актау - Бейнеу намечался для транспортировки продукции проектируемого Мангистауского НПЗ, который сейчас, к сожалению, законсервирован из-за нехватки финансовых средств для его реализации.
Для центральных и северных областей необходимо построить нефтепродуктопровод от Павлодарского НПЗ до Астаны с использованием наливного пункта и подключением к нему веток Петропавловск - Астана и Травники - Костанай - Аманкарагай. для этого потребуется продлить нефтепродуктопровод Павлодар - Астана до Аманкарагая в Костанайской области с реконструкцией двух существующих нефтепродуктопроводов, что обеспечит возможность перекачки нефтепродуктов по ним в обратную сторону. По завершении указанных мероприятий отпадет потребность в получении нефтепродуктов из России для Акмолинской, Северо-Казахстанской (частично), Костанайской областей.
Важнейшей экономической проблемой на сегодняшний день остается выход Казахстанской нефти на мировой рынок.
В отличии от многих государств обладателей и экспортеров сырой нефти Казахстан является глубокой субконтинентальной страной, те есть страной, не имеющей удобного выхода в открытые моря и океаны. до того, как его сырая нефть попадет в танкер, она должна пересечь по меньшей мере одну или две международные границы и страны. Такое субконтинетальное расположение Казахстана в сочетании с неразвитой внешней экспортной и внутренней нефтегазопроводной сетью в настоящее время является самым большим препятствием на пути интенсивного рационального использования его нефтегазовых ресурсов.
В настоящее время все существующие экспортные нефтегазопроводы, возможные к использованию Республикой Казахстан (РК), проходят через территорию Российской Федерации (РФ), и это создает большие неудобства и ограничивает объем добычи нефти и газа в нашей республике. Так, например, Вгitish Gaz и другие члены консорциума «Карачаганак» в Казахстане теряют доходы, которые они расходуют прежде всего на то, чтобы держать искусственно низкие цены на газ, потребляемый Российской Федерации. Чтобы избежать препятствия России «Тенгизшевройл» - оператор гигантского одноименного месторождения в Казахстане, транспортирует около половины ежегодного объема продукции, составляющего 175 тысяч баррелей, по железной дороге, что делает его самым крупным потребителем российской и грузинской железнодорожных компаний. Тенгизская нефть идет по железной дороге до Балтийского моря или через Каспийское море до Баку, а затем поездом до Грузии. В конце 1997 года были осуществлены первые перевозки сырой нефти в Китай. Но эти необходимые пути транспортировки не только затрудняют, но и резко удорожают стоимость транспортировки нефти и газа. Это, естественно, обуславливает необходимость строительства новых альтернативных трубопроводов.
Проблема «трубопроводной дипломатии» состоит в том, что возникает необходимость сочетать нередко противоположные коммерческие и политические интересы. Нефтяные компании хотят, чтобы самые дешевые трубопроводы вели на самые лучшие рынки мира. Одновременно маршруты трубопроводов, по которым будут экспортироваться нефть и газ, больше чем что-либо еще определяют региональную ориентацию и внешнее влияние на Республику Казахстан.
Сегодня, как это отмечено выше, все экспортные маршруты нефтегазопроводов из Казахстана контролирует Россия. Такая односторонняя направленность, безальтернативной экспорта нефти Казахстана, является неоправданно уязвимой, как в экономическом, так и политическом отношении.
Западный существующий трубопровод из Тенгизского нефтяного месторождения в Казахстане, ведущей в Новороссийск - российский порт на Черном море, в течение ряда лет содержался Россией и Джоном Дьюссом из Голландии, обладающим исключительными правами на проведение переговоров от имени Шейха Омана.
В 1997 году после продолжительных споров Каспийский
Трубопроводный консорциум (КТК), в который входят Chevron, Mobil, Лукойл, Казахстанская нефтяная компания, представители Омана и России,
подписали соглашение о строительстве трубопровода из Казахстана в
Новороссийск (трасса: Казахстан (Тенгизское месторождение) - Россия
(Тихорецкая-Кропоткин - новый терминал севернее Новороссийска)).
Ряд факторов определяет будущее внешней динамики Казахстана. Во- первых, это потенциальная экономическая значимость региона, а именно - богатые нефтяные ресурсы Каспия. Во-вторых, географическая близость с регионами Среднего Востока и Юго-Западной Азии автоматически повышает его геополитический вес и чувствительность по отношению к локальным (Россия, Турция, Китай, Иран), так и внешним (Западная Европа, США и Япония) «игрокам». Казахстан по сути представляет собой мост между Средним и дальним Востоком. В-третьих, географическая близость дополняется и усиливается естественными культурными и этническими пересечениями рассматриваемого региона. Все эти обстоятельства повлияли на то, что Казахстан (особенно Прикаспийский регион) стал «зоной стратегических интересов» многих стран.
В поисках оптимального маршрута транспортировки казахстанской нефти на мировые рынки были разработаны и обсуждались следующие направления.
Северные маршруты, которым отдает предпочтение Россия - Казахстан мог бы расширить свои существующие трубопроводы, чтобы присоединиться к Российской системе. Это требует сравнительно незначительные затраты на соединение отдельных участков существующих трубопроводов, удлинения их (ориентировочная стоимость 1,5-2,5млрд. долларов). К ним относятся проект уже строящегося трубопровода КТК из Тенгиза на Новороссийск и проект увеличения пропускной способности трубопровода Атырау-Самара.
Западные маршруты предпочтительны для Азербайджана, Грузии, Турции и Америки. Самый дешевый вариант (около 1,5 млрд. долларов) - это построить трубопровод в Грузинский порт Супса, а затем перевозить нефть через Черное море и Босфор в Европу. Однако Турция заявляет, что Босфор больше не может справиться с движением танкеров. Стамбул можно было бы обойти, либо построив обходной трубопровод на Босфор (стоимостью в 1 млрд. долларов) из Болгарии в Грецию, либо через Турцию до средиземноморского побережья, что предпочтительней для Турции. Однако этот маршрут будет проходить через нестабильную территорию, населенную курдами, и будет лучше затратить около 2,9 млрд. долларов на самый дорогой западный маршрут, обходящий, этот регион. При этом казахстанская нефть и туркменский газ начнут поступать на Западные маршруты по Транс каспийским трубопроводам. Транспортировать нефть и газ до Баку танкером не надежно и малоэкономично.
Южные маршруты - они имеют коммерческий смысл в том плане, что Туркменистан открыл газопровод в Иран в декабре 1997 года. Он надеется на строительство более длинного рукава на Турцию и договаривается с компанией Shell. Экономика трубопровода, идущего на юг к Персидскому заливу, исследуется. Иран уже имеет огромную систему трубопроводов и залив - это хороший пункт, из которого можно обслуживать азиатские рынки. Но США энергично сопротивляется этому. Азербайджан также опасается Ирана.
Восточный маршрут. В сентябре 1997 года КНР подписал меморандум договоренности на строительство западного трубопровода в Китай, как часть договора о приобретении двух нефтяных месторождений в Казахстане (Узень и Актюбинская группа). Этот трубопровод, имеющий протяженность только по территории Казахстана 2000,0км будет почти определенно стоить значительно больше 3,5млрд. долларов, во что оценили его китайцы. Несколько промышленных экспертов рассматривают трубопровод коммерчески осуществимым проектом.
Юго-восточный маршрут. Американская компания Unocal хочет построить нефтегазопроводы из Туркменистана через Афганистан в Пакистан (а позже, возможно, в Индию). По оценке, их стоимость составляет 1,9 млрд. долларов каждый. Географически этот маршрут имеет смысл, но он проходит через Афганистан, безнадежно разрушенную и политически не стабильную страну.
В результате при наличии столь большого количества вариантов и конкурирующих интересов до сих пор не удалось окончательно определиться с выбором маршрута ОЭТ (основного экспортного трубопровода) для «большой каспийской нефти». Проект маршрута Баку-Джейхан, о котором давно говорили как о деле решенном многие политики, сегодня в очередной раз оказался в подвешенном состоянии.
Причиной пересмотра отношения к каспийским проектам в последнее время является тот факт, что пропорционально тому как в 1998 падали цены на нефть, политическое лоббирование проектов экспортных трубопроводов ослабевало и его место занял фактор цены. Западные компании, чьи деньги должны вкладываться в разведку месторождений, добычу углеводородов и строительство трубопроводов, настроены уже не так решительно, как пару лет назад. И в современной ситуации их можно понять.
Экономическая эффективность проектов на Каспии, как и любых других крупных нефтяных проектов, в основном определяется уровнем издержек на производство барреля нефти и затратами на транспортировку этого барреля на рынки сбыта. Несмотря на то, что достоверная статистика расчетных издержек добычи по каспийским месторождениям до сих пор отсутствует, очевидно, что издержки добычи нефти из разрабатываемых месторождений Ближнего Востока (в среднем 10-15 долларов за тонну) существенно меньше, чем на месторождениях Казахстана.
Расчеты сравнительной экономики транспортировки каспийской нефти показали, что при любых уровнях пропускной способности нефтепроводов наиболее экономичным остается маршрут КТК на Новороссийск, который является первым крупным транспортным проектом для Каспия, решавшим проблему экспорта нефти с месторождения Тенгиз. Хотя первое соглашение по КТК было заключено еще в 1992 году, этот проект явно засиделся на старте. Только во второй половине 1998 года произошли долгожданные сдвиги: было начато строительство первой очереди трубопровода Тенгиз - Атырау - Комсомольская - Кропоткин Новороссийск (участок Тенгиз-Комсомольская существует) с пропускной способностью 28 млн. тонн в год. Стоимость первой очереди составит примерно 2,3 млрд. долларов. Работы финансируются за счет нефтяных компаний. Россия и Казахстан вносят в счет своих долей объекты инфраструктуры на сумму 524 млн. долларов и землеотводы. Протяженность трубы 1553км. Загрузка первого танкера на новом морском терминале в районе Новороссийска тенгизской нефтью должно состоялось не позднее 30 июня 2001 года.
Что касается остальных вариантов возможного экспорта каспийской нефти, то их проектная стоимость растет с каждым днем, а точные маршруты до сих пор изменяются.
С точки зрения конкурентоспособности, затраты по доставке казахстанской нефти на средиземноморский рынок по оценкам составят 4-5 долларов США за баррель. Казахстанская нефть, поставляемая на средиземноморский рынок за 4 доллара за баррель (трубопровод + танкер) должна конкурировать с ближневосточной, доставка которой обходится в 1 доллар (танкерный тариф), то есть разница в транспортных расходах составляет З доллара США за баррель. Таким образом, любые маршруты, выводящие казахстанскую нефть к портам Черного и Средиземного морей, менее перспективны, чем маршруты на емкие рынки Южной и Юго-Восточной Азии.
К тому же, ожидается, что средиземноморский рынок не будет расти такими же темпами, как азиатский. Кроме того, есть основания предполагать, что Китай, Япония и страны Юго-Восточной Азии, остро нуждающиеся в поставках углеводородного сырья, могут стать основными потребителями казахстанской нефти в следующем столетии.
Следовательно, на наш взгляд, наиболее перспективным является восточное направление транспортировки - проект Казахстанско-Китайского нефтепровода.
Западный маршрут окажётся приемлемым для Казахстана, только тогда, если он окажется коммерчески более привлекательным. В нашей республике специалисты относятся скептически к Иранскому маршруту и предпочитают Китайский вариант. Несмотря на огромные финансовые и материальные трудности, казахстанские власти заявляют, что восточный маршрут будет следующим, на котором следует остановиться. В таком случае перспективы строительства Транс каспийского трубопровода уменьшаются.
С точки зрения рационального, наиболее эффективного использования нефтегазовых ресурсов Казахстана, особенно Прикаспийского региона, представляется необходимым в сжатые сроки строительства внутреннего продуктопровода (п. Кульсары) до завода пластмасс (г. Актау), Казахского газоперерабатывающего завода (Жана Узень), АО Лолипропилен” (г. Атырау). Завод сегодня входит в состав СП «Тенгизшевройл». Необходимо также действующие нефтеперерабатывающие заводы востока и юга Казахстана соединить нефтепроводами с разрабатываемыми нефтегазовыми месторождениями Казахстана. В решении этой проблемы привлекательность Китайского варианта очевидна.

1.4 Развитие нефтяного рынка в экономике Казахстана
Нефтяная независимость дорого давалась суверенному Казахстану. В наследство от СССР республике достался не единый комплекс, а лишь отдельные, зачастую технологически несвязанные между собой, предприятия по добыче и переработке нефти. Проходившие по ее территории участки магистральных нефте - и газопроводов были не в состоянии выполнять роль надежных транспортных путей для поставки нефти и газа, как на перерабатывающие заводы, так и на экспорт. Практическое отсутствие нефтяного и газового машиностроения, а также производственной инфраструктуры и отраслевой науки значительно осложняло решение стоящих перед Казахстаном задач по обеспечению энергетической самостоятельности. Вот в таких условиях нефтегазовый сектор экономики РК работал и продолжает работать, стремясь решить главную задачу сегодняшнего дня - не допустить значительного снижения производства углеводородного сырья, с последующей стабилизацией и увеличением добычи нефти и газа. Актуальность данной задачи подчеркивает тот факт, что потребности народного хозяйства РК в углеводородном сырье постоянно возрастает, при этом темпы возрастания потребностей очень существенны по мере продвижения экономики молодого государства по рыночному пути таблица-6
Таблица 6 - Фактические и прогнозные потребности РК в
углеводородном сырье в 1993 - 2010. гг. (млн.т.)
Вид сырья Годы
1993 1994 1995 2000 2005 2010
Нефть с газовым конденсатом всего, в том числе: 27,3 32,4 37,7 62,3 68,8 67,1
Поставки на НПЗ 17,5 18,5 19,4 37,8 41,3 41,6
Покрытие импорта нефтепроводом 4,3 3,5 3,5
Экспорт на гос. Нужды 2,5 3,5 5,0 5,5 5,5 5,5
Экспорт иностранных инвест. 3,0 6,9 9,8 19,0 22,0 20,0

Правительство РК, начиная с 1990 года, приняло ряд постановлений, определивших в качестве приоритетных и особо важных для Казахстана такие инвестиционные объекты: как нефтепровод Запад - Кумколь, реабилитация месторождения Узень, реконструкция Атырауского и Шымкентского НПЗ. Однако очень высокая суммарная сметная стоимость этих проектов (около 4,5 млрд. долл.) не позволяет реализовать их до настоящего времени.
Реальные перспективы развития нефтегазового сектора связано также с разработкой Казахстанского шельфа Каспийского моря. По некоторым предварительным оценкам, залежи нефти и газа под Каспием, в частности казахстанской части его шельфа, превышают весь объем добываемых сегодня в Казахстане углеводородов.
Стратегия развития нефтепроводного транспорта в РК состоит в том,
что сооружение новых нефтепроводов должно обеспечить стабильность и
достаточность поставок на собственные нефтеперерабатывающие заводы, а
также выхода на внешние рынки.
Перспективы нефтепереработки РК связаны с задачей гарантированного обеспечения республики нефтепродуктами. Казахстанскими специалистами разработана программа развития нефтяного рынка, которая предусматривает:
- строительство Мангистауского НПЗ мощностью б млн. т. в год. Право на строительство данного завода на конкурсной основе получил Консорциум, в состав которого входят три Японские фирмы – «Мицуибиси» «Муции» и «Тайоинжиринг». Сырьевой базой нового завода будет нефть месторождений полуострова Бузачи. Большую часть производимых нефтепродуктов планируется поставлять на экспорт через морские терминалы порта Актау;
- расширение Шымкентского и Павлодарского НПЗ;
- реконструкция Атырауского НПЗ;
- строительство двух малотоннажных заводов по производству смазочных масел в Атырауской и Актюбинской областях;
- строительство в Западно-Казахстанской области завода по переработке газового конденсата мощностью 3,3 млн. т. в год;
- строительство минизаводов по нефти и конденсатор переработке в г. Аксае производительностью до 400 тыс. т. в год.
По мнению казахстанских экспертов, реализация перспективных планов не только позволит полностью удовлетворить собственные нужды республики в продуктах нефтепереработки, но и создать серьезную базу для экспорта.
Обобщенно все перечисленное можно представить в рисунке 5 «Стратегические цели и задачи развития нефтяного сектора РК».
По данным ННК «КМГ» Казахстан планирует добывать к 2010 году 102 млн. т. нефти, из которых 86 млн. т. будет направляться на экспорт, а 16 млн. т. на потребление внутри страны. Стратегией развития Национальной Нефтегазовой Компании «КМГ» является создание вертикально-интегрированной компании.....