У ринку нафтоторгівлі кожної країни є параметри, які можна назвати «атестатами зрілості». Це уніфікація банку якості нафти (QBS, Quality Banking System), рівень використання біржових елементів захисту («хеджування»), нормативи формування стратегічних оборонних і стабілізаційних резервів країни. Якщо держава не має грошей і бажання для ввезення дешевої нафти, тоді доводиться спустошувати власні надра, розвиваючи індустрію видобутку. Але в неї, як і в нафтоторгівлі, також повинні бути свої «атестати зрілості»: це інструменти залучення капіталу в галузь — норми діяльності концесій; поділу продукції (prodaction shearing); оцінки запасів.
Перші кроки до глобалізації
У 1999—2000 роках Україна з істотним запізненням зробила перші кроки в розвитку торговельної та нафтодобувної галузей. Торік наша країна нарешті здобула національну систему prodaction shearing, промучившись в умовах дефіциту нафти та скорочення власного видобутку понад вісім років. А до літа 2000 року Україна розпочала уніфікацію своєї системи обліку нафтових запасів зі світовими стандартами, а також серйозно розпочала докорінну реформу управління геологічною галуззю.
Таким чином, найближчими роками запаси українських надр почнуть обчислювати, як і в усьому світі, з урахуванням і прогнозних обсягів, і розрахунку собівартості видобутку, і вірогідної комерційної цінності розвіданих типів нафти. Це дозволить уникнути казусів, таких, приміром, як оцінка перспективних запасів Дніпро-Донецької западини, проведена в 1998—99 роках вітчизняними фахівцями й корпорацією Brayant Petroleum Amoco. Результати оцінок відрізнялися один від одного на сотні мільйонів тонн умовного палива.
Стагнація освоєння нафторесурсів
Раніше геологічні запаси обчислювалися «по-радянському»: без урахування потреб ринку в розвідуваній сировині й розрахунку орієнтованої теплотворної спроможності перспективного обсягу запасів. Одиницю запасів «засміченої» бітумінозної нафти, по суті, прирівнювали до одиниці запасів нафти «легкої». «Дельта» у такому нехитрому радянському геологічному бізнесі виникала, як завжди, у момент директивного розподілу (надання) ліцензій на видобуток. Одна фірма діставала комерційно перспективніше родовище, інша — менш. Як і в решті галузей, директивний розподіл було поставлено на конвеєр. Але цей факт не піддавався доведенню при дії старої методики обліку запасів, позаяк усі родовища, теоретично, були «однаковими».
Відтак упродовж майже десяти років Україна змогла залучити до видобутку нафти й конденсату не більше дюжини іноземних інвесторів. Це Sentosa («Ахтирканафтогаз»), JKX («Полтавська газонафтова компанія»), Epic Energy («Крим Техас Нафта»), Ukr Ran Oil («Каштан Петролеум»), Amenda Enterpris («Укрнафтогазгеологія»), Momentum Enterprise («Коломийська нафтогазова»), Fountain Oil («Бориславська НГК») а також Delta і Kelt Energy. Більшість цих інвесторів не можна назвати стратегічними. Деякі з них — загалом діти «офшорного рециклювання» вітчизняного капіталу, а не продукти розвитку визнаних світовим ринком нафтокорпорацій.
Через відсутність уніфікації вітчизняних норм оцінки запасів і старих стандартів нафтоторгівлі у розвитку нафтопромислів працює вкрай мало серйозних інвесторів, і кон’юнктура видобутку не поліпшується. Найкращою ілюстрацією цього є стагнація проекту дорозвідки блоків чорноморського шельфу України, проведена корпораціями Western Atlas і Shell Pecten.
Та сама корпорація, Western Atlas, майже водночас із роботами в Україні (правда, спільно з рокфеллерівською XOM) почала дорозвідку нафтоносних структур чорноморського шельфу Румунії. Уже до 1997 року нафтовидобуток на румунському шельфі було доведено до 3 млн. тонн за рік. Нинішнього року чорноморський шельф дасть половину з 8—9 млн. тонн усієї нафти, що видобувається в Румунії.
Зауважимо: геодезичні параметри українського, румунського нафтогазоносних блоків Левада майже ідентичні. Просто в одній країні вигідно інвестувати в нафтовидобуток і торгівлю, а в іншій — «трішки ризиковано».
Конкуренція в європейському транзиті «світлої» нафти
При низькій кон’юнктурі розвитку нафтовидобутку будь-якій державі не залишається нічого іншого, як покладати надії на транзит, створюючи при цьому ідеальні умови на національному ринку торгівлі сирою нафтою. Румунія, приміром, вважає рівень свого нафтовидобутку дуже низьким. Хоча в цій країні працює більше НПЗ, ніж в Україні (аж 14). Усі вони не менше старі, ніж трансильванські нафтопромисли. Тому в 1992—93 роках Бухарест без особливих проблем і без «краваткової дипломатії» залучив грецьких інвесторів до будівництва найбільшого в Чорноморському регіоні нафтотерміналу Freedom Star. Для забезпечення його роботи реконструйовано Дрогобудзький морський канал і створено спеціалізований банк — найбільше спільне підприємство ЄБРР у Східній Європі. З 1997 року порт Констанца перетворився на другу за обсягом перевалки нафтогавань Європи, випереджаючи Геную і поступаючись лише Роттердаму.
У результаті Румунія за досить короткий термін (1994—98 роки) стала плацдармом розвитку для найбільш агресивних й ініціативних європейських нафтокомпаній: Glencore, Avin Oil, Coral Petroleum, Vitol Oil і Western Petroleum. Основними джерелами імпорту нафти стали Ірак, Іран і Лівія.
На однозначну думку спеціалізованої преси, зміни напрямів румунського імпорту сталися завдяки піднесенню до належного рівня інфраструктури нафторинку. А також завдяки грамотному залученню саме вказаних іноземних інвесторів: Швейцарія, Саудівська Аравія і Греція дуже спокійно ставляться до «дзвінків із Вашингтона».
Нагадаю, що, на відміну від Румунії, буквально «нашпигована» російським капіталом вітчизняна торгівля нафтою готова будь-якої хвилини відреагувати на появу в Україні значних партій нафти «політично неправильного» походження. Досить пригадати перипетії навколо невдало розпочатого українськими підприємствами нафтопроекту P&P (будівництва нафтопроводу Самсун-Джейхан). Хто «завалив» проект, залишається тільки здогадуватися, — проект був орієнтований на організацію імпорту через Україну значних партій іракської нафти по гуманітарних квотах ООН...
Боротьбу за право транзиту Azeri Light і Sobco Україна вже програла
На початку нинішнього року котирування світового ринку поповнилися двома новими типами нафти. З Поті на Сицилію було відвантажено перші танкерні партії Azeri Light (Socar; Азербайджан). А нафта Sobco, видобута азербайджанською AIOC, завершила довгий і непростий шлях до визнання банкірами й «хеджерами». Таким чином, нафторинок воюючих країн Закавказзя набагато випередив Україну за спектром сортів нафти, що обертаються на ринку: з урахуванням транзитних Tengis і Urals, їх стало вже чотири.
В Україні, як і десять років тому, досі є нафта одного типу. За великим рахунком, на вітчизняному ринку торгують навіть не нафтою, а якимось продуктом самарського походження під торговельною маркою «уральська паливна суміш» (urals). Цей продукт нафтою назвати складно, оскільки його не добуває, а «мікшує» Самарська база змішування нафти АТ «Транснафта». Суміш виготовляють на основі башкирської, удмуртської, приволзької, сибірської та казахської нафтосировини. Вона котирується в найнижчих цінових позиціях світових бірж. Основним торговельним майданчиком для urals чомусь є та сама італійська Сицилія.
Головною перешкодою для транзиту через Україну нафти будь-яких інших типів, крім «уральської суміші», є (як і в історії з оцінкою запасів) стара система обліку й оцінки якості. Позаяк у випадку відшланговки в Одесі чи Феодосії нафти азербайджанського чи аравійського походження її якість та вартість визначатимуть по-радянському просто — усього за кількома стандартами ГОСТ 3781- 87. Тим часом у країнах Балтії та Східної Європи (з 1999 року — навіть у воюючій Грузії) ввезену нафту оцінюють за глобальними стандартами, відповідно до сотень типів нафти системи обліку API ASTM/ISO. Для всього світу, за цією системою АРІ, кожен сорт нафти має «конкретну адресу» (маркується найменуванням свердловини) і стандартизується, виходячи з рівня її теплотворної спроможності.
Відповідно, перевізник або власник партії нафти одержує від керівництва країни як гарантії не «балачки про реформи й загалом», а нормативно закріплені бар’єри на шляху можливого «змішування» дешевих сортів нафти із дорожчою сировиною.
Під час спеціалізованого засідання консультаційного комітету президентів України і Польщі, присвяченого реалізації проекту Одеса—Броди—Плоцьк, що відбулося на початку літа 2000 року, голова РНБО України Є.Марчук назвав головні перешкоди на шляху будівництва цього стратегічно важливого для безпеки країни об’єкта: нерозвинену інфраструктуру великооптової торгівлі нафтою (зокрема нерозвинений фрахтовий ринок), а також відсутність гарантій можливого розкрадання (змішування) нафти на маршруті транспортування.
В Україні лише 1998 року з’явилася Центральна енергетична митниця, і основні юридичні терміни роботи, а також порядок розмитнювання танкерних партій було уніфіковано тільки 2000 року. Також, через десятиліття тотального нафтового дефіциту, лише нинішнього року почалося створення Єдиного центру інформаційного моніторингу нафтоторговельної галузі (при «Укрзовнішконсалті»).
Тим часом абсолютно адаптований до світових стандартів роботи нафторинок Румунії вже сьогодні готовий приймати з борту танкерів до 60 млн. тонн «світлої» нафти.
Реакція українського нафторинку
1997-го українсько-російський «Південний паливно-енергетичний консорціум» офіційно заявив про завершення робіт щодо реверсу потужностей перевалки нафторайону Одеського морського порту. 1999 року порт дістав можливість відфільтровувати баласт із прибуваючих порожніх танкерів. Одеса відтоді може як відправляти, так і приймати не менше 25 млн. тонн нафти за рік. На думку преси, реверс потужностей нафтогавані здійснено завдяки зацікавленості в цьому засновників консорціуму (підприємств групи «ТНК», таких як «Мортрансбанк» і «Синтез Ойл»).
Тим часом тривало протистояння навколо будівництва нового 60-мільйонного НПК в порту Південний. За будівництво висувався досить обгрунтований аргумент такого змісту, що транзит до відвантаження через Одеську нафтогавань російської нафти не дозволить задовольнити потреби України в імпорті нафти для заповнення нафтопроводу Одеса—Броди.
Проти — аргумент не менш переконливий: теоретично, нафтопровід, що з’єднує Одесу і Броди, буде заповнено «нормальними» типами нафти, транспортованими в Польщу та Балтію. Він стане автономним анклавом у системі транспортування нафти держпідприємством «Дружба». Однією гілкою цієї трубопровідної системи, з Адметьєвська в Угорщину і Словаччину, тектиме, як і колись, нафта типу urals, другою — нафта «чистої» якості.
Десь на якій-небудь непоказній нафтоперевалочній станції Воля Арламова, Жмеринка чи Ковель неодмінно виникне український аналог «Самарської бази змішування нафти». У цьому, навіть на думку самих прихильників нафтотранзитного проекту (таких як глава польського консорціуму Golden Gate Франц Цесаревич), полягає його слабість. Бо за відсутності в Україні єдиного банку якості нафти всі титанічні зусилля щодо реалізації проекту видаються просто намірами «заробити на змішуванні» дорожчої нафти з дешевою. Благо, під рукою «Дружби» аж чотири українських і європейських НПЗ.
Від одного десятиліття дефіциту до другого...
Власне, і тому, що Україна не спроможна гарантувати стабільну якість сортів нафти, що обертаються на ринку, крупних нафтоінвесторів батьківщина як не мала, так і не має. Прецедентом, що ілюструє найкраще, став демонстративний вихід з України Maraphon Oil 1997 року, — ця компанія не залишала навіть Анголу й Мозамбік у період непростих збройних конфліктів.
Справді, інвесторів, котрі воліють вкладати свої грошики в розвиток вітчизняної «індустрії змішування» нафти в Україні, знаходиться дуже й дуже мало. За великим рахунком, український нафторинок уже майже десять років є типовим зразком «індустрії змішування», — у нафтоперегонці домінують постачальники найдешевшої, «брудної» сировини, а будь-які потоки більш-менш ліквідного товару його обминають. Навіть «історично рідні» поставки дорогої Siberian light, видобутої «Лукойлом», здебільшого чомусь обминають Україну. Чи зміняться такі «темпи» розвитку українського нафторинку до осені 2000 року, коли обіцяно провести презентацію першого українсько-європейського великого нафтотранспортного проекту на найвищому рівні?