Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
КАСПИЙ
У Казахстана появится новая "нефтяная столица"
Атырау - главный претендент на это звание
На сегодняшний день Казахстан занимает 13-е место в мире по объему разведанных запасов нефти и газа и 26-е - по уровню добычи. Однако, по мнению министра энергетики, индустрии и торговли Мухтара Аблязова, ситуация коренным образом изменится в XXI веке, и Казахстан не только резко увеличит объемы добычи и экспорта нефти, но и войдет в десятку крупнейших нефтяных держав мира.
Олег ИЛЬИН
Будущее казахстанской нефтяной отрасли связывается, прежде всего, с дальнейшей эксплуатацией самого крупного в Казахстане Тенгизского месторождения, разработкой месторождений Эмбинского и Мангышлакского бассейнов, а также восточной части дна Каспия. Последние три составляют единое геологическое образование, обнимая площадь Атырауской, Мангистауской, Актюбинской и части Западно-Казахстанской областей страны. Таким образом, основные нефтеносные провинции находятся в западной части Казахстана. В центральной части страны расположено только Кумкольское месторождение, которое не играет определяющей роли в нефтяной отрасли республики.
До недавнего времени "нефтяной столицей" Казахстана считался Актау (бывший Гурьев). Исключительное положение Актау обусловливалось, прежде всего, несколькими обстоятельствами. Первое - непосредственная близость от Тенгизского и Узеньской группы месторождений. Эти районы на сегодня являются наиболее серьезным источником углеводородного сырья в Казахстане.
Второе обстоятельство - выход к Каспию. Через Актау в течение 1998 г. осуществлялся экспорт тенгизской нефти. Всего за этот период было транспортировано около 2 млн т нефти (при уровне добычи на Тенгизе около 8 млн т в год). Нефть следовала танкерами до Баку, а оттуда - по железной дороге до терминала в Батуми. Этот тех нически сложный и небезопасный (с экологической точки зрения) маршрут в течение довольно долгого времени оставался единственным путем тенгизской нефти на черноморское побережье. С началом реализации проекта Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) азербайджано-грузинский маршрут начал постепенно утрачивать свою актуальность. Считается, что после того, как будет начата полноценная эксплуатация трубопровода до Новороссийска (которая намечена на 2001 год), маршрут, проходящий через Грузию и Азербайджан, очевидно, не сможет составить ему сколько-нибудь серьезной конкуренции.
Третье обстоятельство, благодаря которому Актау получил почетный титул "нефтяной столицы" Казахстана - это довольно развитая инфраструк тура наземного транспорта (прежде всего железнодорожного сообщения), позволяющая нефтяникам оперативно вывозить нефть с основных мест добычи и распределять ее между потребителями.
Таким образом, нефтяной статус Актау определяется следующими обстоятельствами: близостью источников сырья, удобными транспортными коммуникациями, возможностью оперативного выхода на реальные и потенциальные рынки сбыта.
Тем не менее, ситуация довольно динамично меняется. Новые ориентиры нефтяной отрасли, главным образом, связанные с добычей нефти на северо-восточной части каспийского дна, а также активно обсуждаемые проекты по транспортировке нефти через территорию России (проект КТК, экспорт в Восточную Европу по сети трубопроводов "Дружба" с перекачкой и смешиванием нефти в Самаре и т.д.) - все эти обстоятельства объективно способствуют значительному изменению ситуации и росту влияния на рынке нефти новых регионов и городов. Если надежды на богатства Каспия оправдаются, центр нефтедобычи Казахстана переместится на северо-запад страны, а новой "нефтяной столицей" по праву станет город Атырау (бывший Шевченко).
Каспийская нефть: проблемы и перспективы
Если с месторождениями на суше все более менее понятно, то проблема разработки каспийского дна остается крайне актуальной и острой для современного Казахстана. Это связано с несколькими факторами. Первый - это отсутствие четкого международного законодательного регулирования добычи нефти и газа в этом регионе, которое, в свою очередь, неизбежно приводит к появлению жестких разногласий между государствами Каспийского бассейна. Каждый из проектов раздела дна (шельфа) Каспийского озера (моря), предлагавшихся заинтересованными странами, имеет свои недостатки, что пока не позволяет правительствам пяти прикаспийских государств принять консолидированное решение о том или ином порядке раздела добычных зон на Каспии. Более того, применение любой из схем одновременно предоставит преимущества одним странам и ограничит доходы других (см. табл. 1). Правовая неопределенность приводит к постоянному обострению противоречий на Каспии. Пока нет оснований говорить о том, что в ближайшее время эти разногласия будут сняты совсем или смягчены.
|
Таблица 1. Распределение ресурсов нефти и газа для основных вариантов раздела каспийского дна, в млрд т условного топлива |
|||||||
|
Страны |
Вариант 1 |
Вариант 2 |
Вариант 3 |
Вариант 4 |
Вариант 5 |
||
|
- 26 м |
- 27 м |
- 28 м |
- 28 м |
- 28 м |
- 28 м |
- 28 м |
|
|
1. Азербайджан |
3,7 |
3,7 |
3,7 |
4,0 |
3,7 |
3,7 |
3,7 |
|
2. Иран |
1,0 |
1,0 |
1,0 |
2,6 |
1,0 |
1,0 |
1,0 |
|
3. Казахстан |
9,0 |
8,0 |
6,3 |
4,5 |
4,1 |
6,2 |
6,1 |
|
4. Россия |
2,2 |
2,1 |
2,0 |
2,6 |
4,1 |
2,6 |
2,7 |
|
5. Туркмения |
2,2 |
2,2 |
2,2 |
2,6 |
4,1 |
2,2 |
2,2 |
|
Вариант 1. Ресурсы нефти и газа Каспия разделены между прикаспийскими государствами на основе секторального разграничения морских пространств с использованием принципа срединной линии. При этом в условном российско-казахстанском секторе такое деление выполнено исходя из трех значений уровня Каспия. Вариант 2. Ресурсы нефти и газа Каспия разделены между прикаспийскими государствами на основе принципа десятимильной зоны национальной юрисдикции при равном доступе к международной части каспийского дна. Вариант 3. Ресурсы нефти и газа Каспия разделены между прикаспийскими государствами на условии равных долей. Вариант 4. Ресурсы нефти и газа Каспия разделены между прикаспийскими государствами на условии линии разграничения дна. В условном российско-казахстанском секторе Каспия ресурсы разделены между Казахстаном и Россией на основе положений, зафиксированных в постановлении Кабинета министров Республики Казахстан от 10 декабря 1996 г. Вариант 5. Ресурсы нефти и газа между прикаспийскими государствами разделены на основе проведения "прагматической линии". В условном российско-казахстанском секторе "прагматическая линия" определена таким образом, чтобы избежать пересечения уже выделенных структур, закрепить за Россией участок, тендер на право разработки которого был проведен осенью 1997 г. |
|||||||
|
И с т о ч н и к: Министерство природных ресурсов РФ. |
Второй фактор связан с неопределенностью данных сейсмической и геологической разведки относительно запасов северо-восточной части дна Каспия. Называются очень разные цифры - от 10 млрд т (по данным министерства энергетики РК) до 3,8 млрд т нефти (по данным аналитической службы агентства "Евразия"). Для сравнения: достоверные запасы, скажем, ОАЭ составляют 12,6 млрд т, а России - 6,65 млрд т. Пока же доказанные запасы Казахстана оцениваются примерно в 2 млрд т (по данным Энергетического информационного управления США). Таким образом, при любом раскладе прогнозируемые запасы нефти и газа, потенциальным обладателем которых является Казахстан, можно оценить как весьма внушительные.
Третий фактор связан с экологической угрозой для Каспийского бассейна. По мнению организаций по охране окружающей среды, даже разведочное бурение может привести к катастрофе. Здесь, однако, тоже не все однозначно. С одной стороны, Каспий действительно обладает уязвимой флорой и фауной, в связи с чем еще в советское время некоторые его районы были объявлены национальным заповедником. С другой стороны, экологические организации тоже склонны преувеличивать угрозу: они уже поторопились обвинить оператора проекта разработки казахстанской части каспийского дна в нарушении экологического баланса в районе рек Урал и Черная, несмотря на то, что никаких работ в этом регионе на тот момент еще не проводилось.
Четвертым фактором, задерживающим начало промышленной разработки восточной части дна, является отсутствие приемлемых путей экспорта предполагаемого объема нефти. По мнению экспертов, частично снять эту проблему позволит только введение в строй проекта КТК. Проектная мощность трубопровода составляет порядка 28 млн т нефти в год (с возможностью увеличения объема транспортировки до 50 млн т в год), что вполне отвечает перспективам добычи нефти в Казахстане (предполагается, что к 2010 г. уровень добычи здесь составит 60 млн т нефти в год).
Нефтедобыча
Разработкой казахстанской части каспийского дна занимается консорциум "Казахстанская Международная Шельфовая Операционная компания" (ОКIОС), созданный в 1997 г. для проведения разведочных работ в рамках соглашения о разделе продукции, подписанного им с правительством Казахстана в Вашингтоне в ноябре 1997 г. В состав OKIOC входят Agip, British Gas, Royal Dutch/Shell, Total, Mobil, "Казахстанкаспийшельф" ("ККШ"). Все компании имеют равные доли в консорциуме. После многостороннего анализа перспектив разработки дна, проведенного специалистами ОКIОС, в качестве приоритетного был выбран нефтеносный район, известный под названием Восточный Кашаган. По имеющимся данным, бурение первых разведочных скважин будет здесь начато в середине лета 1999 г. Только после этого можно будет говорить о подтверждении (или опровержении) оптимистических прогнозов относительно потенциала северо-восточной части каспийского дна.
Вероятность наличия значимых запасов нефти и газа на казахстанской части шельфа Каспия является принципиально важным моментом для будущего Казахстана. Специалисты компании Chevron, например, очень скептически оценивают перспективы разработки северо-восточной части каспийского дна, связывая возможные проблемы в равной степени с риском "сухого" бурения на Кашагане и с относительно низкой рентабельностью добычи сложной шельфовой нефти при существующем уровне мировых цен на нефть.
Что касается первого вопроса, то, как заверил руководитель буровых работ ОКIОС Джон Фоулкс, помимо Восточного Кашагана рассматриваются перспективы разработки структур Западный Кашаган, Актобе, Кайран, Каламкас, находящихся недалеко от Восточного Кашагана, хотя по-прежнему приоритет отдается, конечно, последнему. Не стоит забывать, что ряд крупных месторождений был открыт после бурения многочисленных "сухих" скважин, а "коэффициент удачи" колеблется в среднем от 1 до 0,1. Так, например, первое крупное месторождение в Саудовской Аравии - Даммам - было открыто после бурения восьми "сухих" скважин, а открытие самого значительного месторождения в Парижском бассейне потребовало бурения более чем 500 разведочных скважин. Так что, по большому счету, возможная неудача на Восточном Кашагане еще не будет означать провала всего долгосрочного проекта.
Падение мировых цен на сырье тоже пока никак не отразилось на планах консорциума. На фоне других компаний, которые активно сокращают свои затраты на геологическую и сейсмическую разведку, а также замораживают разработку новых месторождений, ОКIОС сохраняет свои позиции. По-прежнему консорциум намерен пробурить 5-6 разведочных скважин и только после этого принять окончательное решение относительно перспектив дальнейшей работы на этом участке. Как заявил менеджер компании по производству Джеффри Пол, на разведочно-подготовительные работы уже истрачено 150 млн долларов при общем уровне планируемых затрат в 400 млн долларов. В нынешней экономической ситуации такая позиция руководства компании не только заслуживает уважения, но и наталкивает на простой вывод: оптимистические оценки потенциала северо-восточного Каспия имеют под собой серьезную почву.
Интересно также и то, что стороны, заинтересованные в привлечении инвестиций в район Северного Каспия (прежде всего, правительство РК и нефтяные компании республики), в качестве "неопровержимого доказательства" наличия коммерческих запасов нефти выдвигают тезис о схожести геологической структуры северо-восточной части Каспия с месторождением Тенгиз, которое стало своеобразным символом нефтяного могущества Казахстана. А вот скептически настроенные эксперты (например, представители компании Chevron) указывают на то обстоятельство, что схожая геологическая структура была характерна и для месторождения Карабах в Азербайджане, где так и не были обнаружены промышленные запасы нефти.
По данным министерства геологии и охраны недр РК, безусловным лидером по запасам нефти в Казахстане является Атырауская область. На сегодня разведанные запасы промышленной категории в области составляют порядка 930 млн т нефти. Основу нефтяного сектора области составляют крупные месторождения: Тенгиз, извлекаемые запасы которого составляют порядка 781 млн т, Королевское (55,1 млн т) и Кенбайское (30,9 млн т). Значительными запасами обладают также относительно недавно открытые месторождения Крыкмылтык и Сазанкуйрык.
Первая разведочная скважина на Восточном Кашагане будет находиться в непосредственной близости от Атырау (около 75 км на юго-запад). Если эта попытка окажется успешной, Атырау сможет значительно укрепить свои позиции в регионе в качестве претендента на звание "нефтяной столицы". Естественно, шансы Атырау будут во многом определяться количеством обнаруженной нефти и рентабельностью ее добычи. Многие крупные компании Казахстана, узнав о результатах предварительного анализа каспийского дна, поторопились заявить о своем желании перенести свои головные офисы в Атырау, чтобы получить возможность находиться в эпицентре событий. На такой вариант намекнуло и руководство государственного нефтяного концерна "Казахойл", который уже начал довольно активную экспансию на рынок западных областей Казахстана.
Очевидно, такой поворот событий будет означать переориентацию всей нефтяной отрасли Казахстана и реструктуризацию добычи, транспортировки и сбыта нефти и нефтепродуктов страны. Головные офисы в Атырау уже имеют международные консорциумы ОКIОС и "Казахстанкаспийшельф".
Таким образом, в будущем Атырау может действительно превратиться в "административный" центр нефтедобычи на Северном Каспии. Уже сегодня Атырауская область является одним из крупнейших доноров государственного бюджета (наряду с Мангистауской и Алматинской), а с началом промышленной разработки северокаспийских территорий эта ее роль может в значительной степени вырасти.
Нефтепереработка
Нефтепереработка является одним из главных ресурсов Атырауской области в ее борьбе за лавры "нефтяной столицы" Казахстана. Еще в 1945 г. здесь был построен нефтеперерабатывающий завод (АНПЗ). Изначально строительство завода было ориентировано на переработку местных нефтей - Мартышинского и Эмбинкского бассейнов, а также на переработку привозного бакинского дистиллята. На первой стадии производственная мощность составляла около 800 тыс. т нефти в год (для сравнения: сейчас она составляет 4,5-5 млн т в год).
Технологическая отсталость завода, которую отмечают все аналитики, связана как с долгим сроком эксплуатации основных мощностей предприятия (почти 55 лет), так и с изменением технических свойств перерабатываемой нефти. Так, например, если мангышлакские (Жетыбай, Узень) и мартышинская нефти отличались низким содержанием серы и парафинов, то поступившая на переработку нефть с месторождений Каражанбас, Каламкас, Бузачи и т.д., напро тив, содержит большой процент побочных фракций, главным образом, серы и тяжелых металлов. Завод, который строился для переработки малосернистых нефтей, соответственно, не имеет мощностей для удовлетворительной очистки нефти от серы. Это обстоятельство ставит качество производимой продукции в прямую зависимость от качества поставляемого сырья.
Освоение Тенгизского месторождения, нефть из которого отличается своими хорошими свойствами (легкость, малосернистость, низкая кислотная агрессивность и т.д.), позволило заводу принять ее без значительных работ по реконструкции основных мощностей.
Проблема переоборудования завода стоит сейчас крайне остро. В стадии разработки находится контракт с японской компанией Marubeni, которая собирается вкладывать инвестиции в проект реконструкции завода. Главной целью реконструкции является обеспечение качественного приема тенгизской и северокаспийской нефтей. Это направление представляется мне крайне перспективным. На настоящий же момент завод может перерабатывать их только при условии очень низкого выхода конечного светлого продукта. По нашим расчетам, необходимая сумма составляет порядка 600 млн долларов.
Талгат АБДРАИМОВ, руководитель департамента экономики АНПЗ
Собственно говоря, перспективы переработки нефти на АНПЗ связаны, главным образом, с Тенгизским месторождением, а не каспийским дном. Причины вполне очевидны: промышленная разработка шельфовой нефти - это скорее дело будущего, в то время как Тенгиз - это стабильные поставки качественной нефти уже сейчас. Конечно, географическое положение АНПЗ благоприятствует приему и северокаспийской нефти. Руководство завода, однако, склонно рассматривать эту перспективу как относительно отдаленную и довольно осторожно говорит о своих планах работы в этом направлении.
Наши планы связаны с Каспием не на все сто процентов. В частности, наиболее перспективным направлением представляется переработка нефти с Тенгизского месторождения, которая идет уже довольно долгое время. Наличие промышленно значимых запасов и, соответственно, стабильность поставок не вызывает сомнений, и поэтому мы с большими надеждами приступили к переработке тенгизской нефти.
Галымжан АМАНТУРЛИН, главный инженер АНПЗ
Если говорить о географическом положении завода, то оно обладает как преимуществами, так и недостатками. К последним можно в полной мере отнести следующие обстоятельства:
отдаленность от основных рынков сбыта. Традиционным потребителем нефтепродуктов считается промышленно развитый юг страны, где сосредоточены основные производства и существует развитая транспортная инфраструктура;
ограниченность продвижения на северные рынки (высокие таможенные пошлины на российской границе исключают возможность сбыта продукции завода в России);
относительная близость более крупных и промышленно развитых российских перерабатывающих производств (Орский, Самарский, Омский, Уфимский НПЗ и т.д.).
Кроме того, расположение технологической площадки на открытом месте увеличивает риск экологической катастрофы в регионе. Учитывая пристальное внимание к экологическим проблемам каспийского бассейна, эти риски могут оказаться важным фактором при рассмотрении вопроса о реконструкции и дальнейшей эксплуатации завода.
С другой стороны, налицо и преимущества расположения АНПЗ. Главным из них является возможность оперативного доступа к сырью. Причем, как уже отмечалось, эти возможности не только не будут ограничены в ближайшем будущем, но, напротив, возрастут в связи с началом разработки казахстанской части морского дна. По мнению экспертов, нефть, которую планирует добывать Казахстан в северо-восточной части Каспия, по своим параметрам будет идентична тенгизской нефти (которая отличается высоким качеством по сравнению, например, с российским сырьем, добываемым в Западной Сибири). Если этот прогноз оправдается, заводу не нужно будет переоборудовать свои основные производства, так как тенгизская нефть является сырьем для завода уже в течение нескольких лет. В перспективе она будет составлять 50-60% от общего объема переработки.
Второе преимущество положения завода состоит в том, что он находится на пересечении транспортных путей. Через Атырау проходят основные магистральные нефтепроводы, объединенные в западный сектор нефтепроводного транспорта Казахстана. Это обстоятельство позволяет руководству завода проводить гибкую политику в отношении обеспечения производства сырьем. В частности, благодаря развитой инфраструктуре сохраняется потенциальная возможность диверсифицировать пути завоза нефти на завод и, соответственно, минимизировать зависимость от определенного источника (например, Тенгизского месторождения).
Этих двух составляющих оказывается вполне достаточно для того, чтобы оценить положение завода как выигрышное. Если планы реконструкции основных производств завода будут реализованы, Атырауский НПЗ станет центральной единицей в нефтеперерабатывающей промышленности Казахстана, а сам Атырау в очередной раз докажет правомерность своих претензий на роль "нефтяной столицы".
Транспортировка и сбыт нефти и нефтепродуктов
Как уже было отмечено выше, Атырау находится на пересечении экспортных нефтяных путей Казахстана. На сегодняшний день западное направление транспортировки нефти по двум маршрутам: предложенному КТК - с выходом на черно морский порт Новороссийск; и через Самару - по сети трубопроводов "Дружба" является приоритетным. Кроме указанных путей существуют также следующие проекты транспортировки Казахстанской нефти:
уже использующийся, но постепенно утрачивающий свое значение маршрут до грузинского порта Батуми транзитом через Азербайджан (с пересечением Каспийского моря на танкерах);
транскаспийский нефтепровод, подразумевающий прокладку трубы по дну Каспия от г. Актау, далее - по уже готовому нефтепроводу до грузинского порта Супса. Дальнейший путь нефти может быть диверсифицирован - от поставок в Европу (через Украину или Россию) до выхода на Средиземное море через территорию Турции к порту Джейхан. Последний вариант активнее всего лоббируется администрациями в Вашингтоне, Анкаре и Баку;
строительство трубопровода в северный Синьцзян-Уйгурский автономный район (СУАР) Китая, с помощью которого предполагается также связать нефтедобывающие западные районы Казахстана с крупными нефтеперерабатывающими предприятиями в Павлодаре (на северо-востоке республики) и Шымкенте (на юге);
трубопровод Казахстан-Туркменистан-Иран (КТИ). Проект предполагает экспорт нефти и газа в Иран по схеме замещения (сделки "своп") через территорию Туркменистана, нефтегазовые месторождения которого находятся на пути непосредственного следования маршрута;
Центрально-Азиатский трубопровод (ЦАТ), который пройдет по территориям Афганистана и Пакистана и свяжет Каспийские месторождения с пакистанским побережьем Индийского океана.
Несмотря на кажущуюся возможность диверсифицировать направления экспорта нефти и нефтепродуктов с северо-запада республики, экономические обоснования ряда из указанных маршрутов заставляют просто отбросить их как неосуществимые. Другие маршруты (как, например, ЦАТ) невозможны в силу политических причин, хотя их технико-финансовые характеристики могут быть вполне приемлемыми.
По расчетам специалистов российской компании "Транснефть", наиболее перспективным маршрутом экспорта казахстанской нефти на западные рынки с экономической и политической точек зрения представляется проект КТК. Причем эффективность эксплуатации трубопровода подтверждается при расчетах фактически с любой его пропускной способностью (от проектируемых 28 млн т в год до возможных в перспективе 50 млн т в год). Далее следует проект поставок казахстанской нефти через Самару, и только затем идут, соответственно, проекты экспорта по транскаспийскому трубопроводу Актау-Баку с дальнейшим выходом на черноморские порты Грузии и "турецкий" вариант с выходом на Джейхан.
Перспективность проекта КТК подтверждается также тем, что, согласно решению российского правительства, с 1 марта 1999 г. были повышены квоты на транзит казахстанской нефти через территорию России, которые составляют теперь около 5,5-6 млн т нефти в год. Причем подавляющую часть из всего объема нефти составит северокаспийское и тенгизское сырье. Таким образом, на сегодняшний день фаво ритом остается проект КТК. То же самое подтверждают и расчеты специалистов компании "Тенгизшевройл" (оператора проекта на Тенгизе), планирующей в перспективе практически полностью переориентироваться на экспорт добываемой нефти по трубопроводу КТК (см. табл. 2).
|
Таблица2.Прогноз объемов добычи и экспорта нефти СП"Тенгизшевройл" в 1999-2002 гг.,млн т |
||||
|
Показатели |
1999 |
2000 |
2001 |
2002 |
|
Добыча |
9,32 |
10,64 |
10,75 |
12,04 |
|
Поставки по ж/д |
6,08 |
7,40 |
4,41 |
3,30 |
|
КТК |
- |
- |
3,10 |
8,00 |
|
Другие нефтепроводы |
3,24 |
3,24 |
3,24 |
0,74 |
|
И с т о ч н и к: "Нефть и капитал". |
Что касается восточного направления, то его перспективность связана в основном с потенциальной емкостью азиатских рынков. Однако в обозримом будущем масштабного строительства "восточных" нефтепроводов (как в направлении Пакистана, так и в направлении Китая и Ирана) не предвидится. Это в равной степени связано как с финансовыми проблемами потенциальных потребителей сырья (спровоцированными масштабным кризисом в Юго-Восточной Азии конца 1998 г.), так и неустойчивым экономическим положением самого Казахстана. Последнее связано также с введением "плавающего курса" тенге, решение о котором было принято 5 апреля 1999 г.
Как видно, практически все варианты транспортировки нефти в западном направлении (кроме транскаспийских) связаны с перевалкой сырья в Атырау. Это в очередной раз подтверждает то, что претензии города на главенствующую роль в западном нефтяном регионе более чем оправданы. Если учесть, что Казахстан является внутриконтинентальным государством, и проблема транспортировки нефти стоит здесь крайне остро, выгодное положение на пересечении транспортных путей предоставляет громадное преимущество, и многие недостатки, которые существуют в самом Атырау (слабая технологическая база, отдаленность от морского побережья на три десятка километров и т.д.), на практике нивелируются и не играют определяющей роли.
Та же самая ситуация сложилась и в секторе продажи нефтепродуктов в регионе. Как уже отмечалось, основные рынки сбыта нефтепродуктов (юг и юго-восток) находятся на значительном отдалении от предполагаемых и реальных мест добычи (запад и северо-запад). В то же время спрос на нефтепродукты в регионе постоянно растет. Основным звеном сети продаж нефтепродуктов в регионе является дочернее предприятие нефтяной компании "ЛУКОЙЛ" и Атырауского нефтеперерабатывающего завода "ЛУКОЙЛ-АНПЗ".
Компания была создана в 1995 г., но основная деятельность развернулась только с 1996 г. Главной задачей руководство ЗАО видит открытие на базе Атырауского НПЗ собственного цеха по смешиванию масел по рецептуре и с применением присадок компании "ЛУКОЙЛ". По словам генерального директора "ЛУКОЙЛ-АНПЗ" Анарбека Баязова, потребность в маслах и присадках, изготовленных по рецептуре "ЛУКОЙЛа", может быть оценена как очень большая. В связи с тем, что интерес к Атырау стали проявлять не только небольшие компании, но и "монстры" казахстанского нефтяного бизнеса, перспективы сервисного и технологического обслуживания нефтяного сектора в Атырау и во всем западном регионе являются наиболее перспективными. Именно это обстоятельство видит руководитель "ЛУКОЙЛ-АНПЗ" в качестве основного движущего фактора.
Мы пытаемся наладить сотрудничество с государственной нефтяной компанией "Казахойл". Ее представители уже высказали заинтересованность в том, чтобы покупать большие объемы масел "ЛУКОЙЛ". Если эта заинтересованность будет воплощена в жизнь, то наша компания получит колоссальный импульс к развитию. Учитывая то, что "Казахойл" является фактически монополистом на нефтяном рынке страны, в перспективе "ЛУКОЙЛ-АНПЗ" может стать крупнейшим поставщиком масел на рынок Казахстана.
Анарбек БАЯЗОВ, генеральный директор ЗАО "ЛУКОЙЛ-АНПЗ"
Проведенный анализ позволяет, таким образом, сделать вывод о том, что в новом тысячелетии Казахстан сможет выйти на новые рубежи развития и претендовать на одно из ведущих мест среди нефтяных держав мира. При этом геополитические и экономические условия развития нефтяной отрасли в Казахстане говорят в пользу дальнейшего усиления западного региона страны в качестве основного поставщика нефти и нефтепродуктов как на развивающийся внутренний рынок Казахстана, так и в другие страны. И новой "нефтяной столицей" республики в третьем тысячелетии по праву будет являться каспийский город Атырау на северо-западе республики.