Ведущие экономики мира, потребители первичных энергоресурсов, сегодня расставляют новые приоритеты своей энергетической политики. Долгосрочные цели этих стратегий заключаются в снижении зависимости от внешних поставок и кардинальном повышении энергетической эффективности. В перспективе, как отмечается в недавно обнародованном прогнозе развития энергетики мира и России до 2040 г., подготовленном Институтом энергетических исследований РАН и Аналитическим центром при правительстве РФ, на развитии мировых энергетических рынков может серьезно сказаться целый ряд фундаментальных факторов. По прогнозам ООН, мировая экономика будет расти солидными темпами, увеличится и население Земли. В соответствии с этим ожидается и более высокий уровень мирового энергопотребления. В то же время определенный политический процесс вокруг Ирана может привести к его масштабному выходу на мировой нефтегазовый рынок. В сочетании с потенциалом роста добычи сланцевой нефти это формирует все больше ожиданий, связанных с избытком предложения и падением цен на нефть. Впрочем, сценарий "сланцевого прорыва" в такой сфере, как нефтедобыча, оценивается в российском экспертном сообществе неоднозначно. За минувший год не наблюдается заметных позитивных изменений в этом секторе. Пока не видны и явные признаки альтернативного сценария - сланцевого провала. На нефтяном рынке ожидаются серьезные трансформации, связанные, прежде всего, с таким игроком, как Иран и с более оптимистичным прогнозом добычи нефти в других странах, включая Россию. Ну и, конечно же, с той геополитической ситуацией, которая сложилась в последнее время в центре Европы". Нынешняя напряженность между ЕС и Россией, скорее всего, отразится и на их взаимоотношениях в энергетической сфере. В этом случае изменения приведут к существенным сдвигам в европейском энергобалансе, способном повлиять на изменение направлений поставок углеводородов. В то же время, исследования, проведенные российскими научными центрами, показывают, что даже в сценарии, наиболее оптимистичном с точки зрения расширения добычи, цены на нефть снижаются не более, чем на 9 долл. за баррель. Но при этом более дешевые поставщики выдавливают с рынка часть объемов, добываемых США и Россией.
Выход новых поставщиков газа может на 50-60 долл. ( за 1 тыс. куб. м) снизить цены на европейском и азиатском рынках, а также выдавить оттуда заметные объемы российского (70 млрд куб. м) и пока еще потенциального американского экспорта (45 млрд куб. м). Падение нефти ниже 85 долл. за баррель невыгодно не только России, но и другим производителям, прежде всего США, которым также приходится сокращать собственную добычу, поскольку эти объемы были вытеснены с рынка другими производителями. Анализ ключевых драйверов развития мировой энергетики позволил выявить еще один фактор, способный серьезно изменить конъюнктуру мировых рынков. Есть серьезные основания полагать, что в ближайшее десятилетие будет достигнут пик добычи угля в Китае и Индии. В этом случае двум наиболее динамично развивающимся экономикам потребуются значительные объемы дополнительных поставок энергоресурсов, в первую очередь природного газа и угля. Кроме того, предполагается постепенное повышение конкурентоспособности новых технологий, а также поддержание сложившихся трендов снижения энергоемкости ВВП стран мира, особенно со стороны стран-импортеров энергоресурсов. Так, по подсчетам экспертов, если энергоемкость мировой экономики за период с 1971 по 2012 г. снизилась на 32%, то с 2014 г. по 2040 г. прогнозируется ее сокращение еще на 44%.
Серьезные изменения будет претерпевать и межрегиональная торговля природным газом. Сохраняется тренд на превращение Северной Америки из импортера газа в экспортера, который сможет поставлять на глобальный рынок СПГ около 70 млрд куб. м. В целом прогноз потребления первичной энергии в мире показывает увеличение к 2040 г. на 46%, причем развитые страны в силу активного энергосбережения увеличат свое потребление лишь на 4,6%. При этом спрос будет расти на все энергоносители: на нефть - на 19%, уголь - 36% (в основном в период до 2020 г.), газ - 64%, атомную энергию - 72%, возобновляемые источники энергии - 92%. Основной объем абсолютного прироста потребления придется на газ, что позволит сбалансировать структуру мирового энергопотребления и выравнять доли ископаемых видов топлива: нефть - 26%, газ - 24%, уголь - 26%. Таким образом, в перспективе нефть может утратить свое доминирование. А снижение добычи традиционной нефти будет обусловлено постепенной выработкой запасов крупнейших месторождений. Для компенсации этой выработки уже к 2015 г. необходимо будет довести добычу на уже открытых, но не разрабатываемых месторождениях, до 295 млн т, а к 2020 г. потребуется вовлечь еще 200 млн т с месторождений, которые пока не открыты. Однако тут присутствует один важный нюанс, связанный с важной особенностью нефтяного рынка в том, что спрос на традиционную нефть в большинстве развитых стран уже достиг своего пика. Но это не значит, что наступает дефицит. Это падение добычи с лихвой компенсируется нетрадиционными источниками. Падающие объемы традиционных нефтяных месторождений будет компенсироваться прежде всего растущей добычей газового конденсата. К 2040 г. он предположительно составит почти 20% от всего суммарного объема мирового предложения нефти. Такой рост будет стимулироваться масштабным развитием газодобычи по всему миру, во всех регионах без исключения, причем важно отметить, что в ключевом нефтедобывающем регионе - на Ближнем Востоке - газовый конденсат обеспечит более 70% от прироста добычи.
В России добыча нефти также достигла своего пика и постепенно начинает снижаться. Это связано в первую очередь с выработкой уже действующих месторождений в ключевых нефтедобывающих регионах страны, прежде всего в Западной Сибири. При этом основные добывающие мощности отрасли будут по-прежнему сконцентрированы в Тюменской области, на долю которой к 2040 г. придется более половины всей добываемой нефти и газового конденсата (по сравнению с 61% в 2010 г.). Частично компенсируют падение добычи ввод в эксплуатацию месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока. Однако для того, чтобы осуществить эти проекты, потребуются масштабные инвестиции в геологоразведку и освоение новых технологий. Значительный прирост добычи может быть обеспечен за счет еще одной технологической инновации - начала добычи в России сланцевой нефти на Баженовской свите, запасы которой оцениваются в 500 млн т. Сегодня здесь уже введены существенные налоговые преференции, в частности, льготы по НДПИ при эксплуатации тех месторождений, где выработка составляет менее 3%. Однако, учитывая сложную нетрадиционную структуру залежей, большая часть месторождений еще остается нерентабельной. Ожидается, что при расширении налоговых льгот для месторождений Баженовской свиты добыча сланцевой нефти в России может превысить 20 млн т к 2025 г. Сегодня объективно созревший переход отечественного нефтегазового комплекса на инновационные рельсы должен быть поддержан не только государством, но и бизнесом. Нефтяники давно уже осознали, что заканчивается эпоха месторождений-гигантов. Запасы легкой нефти, находящиеся в удобных природных резервуарах, стремительно истощаются. И если раньше мы предлагали инновационные технологии нефтедобывающим компаниям и они от них отказывались, то сейчас руководство таких компаний начинает понимать, что эту политику нужно менять. Они готовы внедрять инновационные технологии. В отличие от рынка нефти, пик спроса на газ даже для крупнейших мировых экономик в обозримом будущем пока еще плохо различим. Это дает все основания называть нынешний век "веком газа". Пика спроса на этот вид сырья достигло относительно небольшое количество стран. В основном это старые члены ЕС, такие как Австрия, Бельгия, Франция, Германия, Италия, Великобритания, Нидерланды, и ряд стран СНГ: Украина, Белоруссия, Армения, Грузия.
Внедряемые меры энергосбережения также ускоряют этот процесс в США и Канаде. Ожидается, что в странах АТР к середине века спрос на газ снизят Южная Корея и Япония. Но здесь в значительной степени динамика спроса будет зависеть от дальнейшей судьбы атомной энергетики. Весь остальной мир будет только наращивать потребление газа. Основной прирост обеспечат развивающиеся страны Азии. Ориентировочно их доля в мировом газопотреблении вырастет с нынешних 7% до 25% к 2040 г. При этом Китай, с его шестикратным ростом спроса, имеет все шансы превратиться в главный драйвер мирового газового рынка, обеспечивая к 2040 году 14% мирового спроса и занимая второе место после США по емкости газового рынка. Согласно прогнозам, Индия и Бразилия также смогут увеличить свое газопотребление в 4 раза, Африка - в 3 раза, Ближний Восток - в 2 раза. Но пока что реализации подобных сценариев мешают не только отложенные системные проблемы современной мировой энергетики, но и возросшие политические риски. Они обусловили определенную неустойчивость мирового рынка и, как следствие, сдерживают долгосрочные инвестиции в нефтегазовые проекты. В целом их развитие характеризуется разнонаправленными тенденциями и противоречивостью рыночных процессов. Прогноз роста спроса на энергоносители к 2040 году в % (по данным ИНЭИ РАН) составляет: возобновляемые источники – 92%, атомная энергия – 72%, газ – 64%, уголь – 36%, нефть – 19%. Аргументы сторонников концепции «арктического века» сводятся к тому, что в Арктике сосредоточены огромные энергетические ресурсы, за которыми, как считают многие эксперты, будущее всего человечества. По некоторым оценкам, в Арктике сосредоточено 90 млрд баррелей нефти, 47,3 трлн куб. м газа, 44 млрд баррелей газового конденсата. По зарубежным оценкам, это составляет около 25% от неразведанных запасов углеводородов в мире. Более 60% нефтегазовых ресурсов всей Арктики приходится на территории, которыми уже владеет или на которые, согласно нормам международного права, претендует Россия. В абсолютном выражении это эквивалентно 375 млрд баррелей нефти. Для сравнения: запасы Саудовской Аравия составляют 261 млрд баррелей нефти. Пока разведана лишь небольшая часть арктических запасов, поэтому необходимо своевременно вкладывать средства в разведку новых месторождений. В 2012 г. и начале 2013 г. произошло немало событий, связанных с обсуждением, подготовкой и принятием Россией значительного числа решений по изучению и освоению нефтегазовых ресурсов в Арктической зоне – прежде всего, на шельфе арктических морей (Баренцева, Печорского, Карского, а также Лаптевых, Восточно-Сибирского и Охотского). При этом у человека, не знакомого с нюансами энергообеспечения современной экономики и наличия ресурсов углеводородного сырья в других регионах России (Западная Сибирь, республики Татарстан и Коми, акватория Каспийского моря, Восточная Сибирь и шельф о. Сахалин), может сложиться впечатление, что будущее добычи углеводородов связано только с шельфом Арктики, а другие альтернативы несущественны. Так ли это? Какую роль играют и могут играть ресурсы углеводородного сырья Арктики в энергетике России? Сформулируем свое понимание проблемы, исходя из анализа издержек и выгод. Особенность подхода с экономической точки зрения – аргументация не только с помощью количественных показателей, но и оценка (с учетом неполноты и неоднозначности имеющихся данных) различных направлений освоения нефтегазовых ресурсов Арктики. Немаловажен и учет происходящих в мировой энергетике глобальных процессов и тенденций.
Согласно оценкам российских и зарубежных экспертов, континентальный шельф Арктики содержит до 30% всех шельфовых запасов углеводородов в мире. По словам вице-премьера РФ Д. Рогозина, освоение арктического шельфа РФ может обеспечить прирост потенциальных углеводородных запасов до 9-10 млрд тонн условного топлива (т.у.т.). Причем "освоение Арктики - не только жизненно важный приоритет для нашего государства, но и серьезный технологический вызов". Основные разработчики шельфовых проектов в РФ - Фонд перспективных исследований, центральное конструкторское бюро морской техники "Рубин", "Газпром", "Роснефть" и Дальневосточное отделение РАН. Большинство проектов уже реализуется. Как отмечалось на недавней международной конференции Института Адама Смита "Шельфовые проекты Российской Арктики", "Газпром нефть" планирует в 2015-м пробурить две новые разведочные скважины на Долгинском нефтяном месторождении в Печорском море, нефтькоторого будет более высокого качества, чем с соседнего Приразломного. Долгинское месторождение, открытое в 1999 году, расположено на глубине 35-55 метров. Здесь уже пробурены три разведочные скважины - две Северо-Долгинские и одна Южно-Долгинская. В 2014 году планировалось пробурить еще одну разведочную скважину - Северо-Долгинскую N 3. По словам экспертов, бурение одной скважины на месторождении оценивается примерно в 230 млн долл. с учетом работы флота и сервисного обеспечения. Поисково-разведочное бурение проводится также на шельфе вблизи Ямала, Таймыра, Новосибирских островов. Основные российские СПГ-мощности планируется разместить в приарктическом регионе. "Сегодня анонсированы и находятся на разной стадии реализации 5 крупномасштабных проектов по СПГ, в числе которых "Балтийский СПГ", "Ямал СПГ", "Печора СПГ", газпромовский проект "Владивосток СПГ" и проект "Роснефти" на Сахалине. Последние два имеют наибольшие шансы ввиду наличия фактического газа, налаженной инфраструктуры и близости рынков сбыта". В то же время может потребоваться уточнение районов размещения ряда экспортных СПГ-терминалов: для удобства загрузки газовозов и обеспечения кратчайших расстояний перевозок сырья на переработку и для отгрузки готовой продукции. Для транспортного обеспечения разработок могут использоваться судостроительные мощности Крыма. Минпромторг с середины апреля разрабатывает программу их загрузки. Танкеры-газовозы для вывоза СПГ с арктических месторождений уже сегодня можно строить на Керченском судостроительном заводе "Залив" и других предприятиях полуострова. Пока же в России используются танкеры-газовозы, построенные на иностранных (в основном южнокорейских) верфях.
Рис. 1. Общая схема региона, определяющая формирование нефтегазового кластера
Представленная на Рис.1 общая схема региона, определяющая формирование нефтегазового кластера в Мурманской области, несколько подробнее излагается в статье о транспортно-коммуникационных особенностях в российской Арктике. Здесь лишь можно указать, что мурманский кластер, как и Санкт-Петербургский арктический кластер, замедлили своё формирование и организационно не оформлены не по причине санкций, на которые часто ссылаются. В последнее время часто звучат опасения, что затраты на реализацию проекта не оправдают всеобщих ожиданий, и что материально и технологически Россия не готова к освоению арктических недр. Юридические понятия территориальной принадлежности шельфа сформулированы и зафиксированы в международном праве, в ООН, но ни одно арктическое государство, кроме США, не добывает природные ресурсы в Арктике в значительных объемах. Единственное гигантское нефтяное месторождение — Прадо-Бэй — находится в восточной Арктике, на шельфе Аляски. На российской территории месторождения открыты, но пока не эксплуатируются. Ссылки на наличие минеральных ресурсов в глубоководной части Арктики — чистой воды спекуляция. Никаких ресурсов там нет и быть не может. Хотя на шельфе и континентальном склоне в осадочной толще, конечно, могут обнаружиться нефть и газ. Но с уверенностью утверждать нельзя. Пока существуют лишь некоторые моменты, позволяющие это предполагать. Скорее всего, нефтегазоносным является только кусок континентального склона в Восточно-Сибирском и Чукотском морях. Кроме того, наличествуют рудные ресурсы, которые выносят реки. К сожалению до настоящего времени не определён юридический статус Арктики. Нет ни двусторонних, ни многосторонних соглашений, которые бы регулировали этот вопрос. Вторая проблема – энергоресурсы (споры за шельфовые участки). Но они могут быть урегулированы только в ходе переговоров. Это вопрос не ученых, а дипломатов, политиков. Для науки существуют очень актуальные проблемы. Самые животрепещущие: Арктика не закартографирована, кроме того, мы плохо знаем, что находится на ее дне. Ученые могут решить этот вопрос только совместно. Земля – понятие международное. Хотя ученые, всегда были заложниками политики. А политические ошибки и конфликты всегда отражались на науке.
Арктические регионы характеризуются сложными природно-климатическими условиями, которые приводят к тому, что геологическое строение акваторий Северного Ледовитого океана наименее изучено, а его природные ресурсы наименее освоены. В связи с этим проведение геолого-геофизических и других исследований, предваряющих стадию добычи минеральных ресурсов, в данном регионе представляется крайне важным не только для получения региональной информации, но и для научных обобщений в планетарном масштабе. Успешно занимаясь исследованиями в далеком космическом пространстве, человечество не в состоянии решить многие «земные» проблемы и не может найти ответы на вопросы, от которых зависят его существование и стратегия поведения на Земле, включая Мировой океан. Нет однозначного ответа на вопрос: продолжается ли потепление или уже началось похолодание? Ошибка в ответе на данный вопрос может принести колоссальные материальные и финансовые убытки и даже привести к непоправимым катастрофическим последствиям при освоении арктических ресурсов углеводородов (УВ). Поэтому при создании проектов разработки арктических месторождений нефти и газа необходимо учитывать все сценарии возможных изменений, происходящих на Земле.
Готовы ли страны Арктического
региона, и особенно Россия,
к широкомасштабному освоению морских
месторождений Арктики? Пример проведения
программы геологоразведочных работ
(ГРР) 2012 г. одного из мировых
технологических лидеров компании Shell
на арктическом шельфе Аляски показал,
что нет. Программа поисково-разведочного
бурения Shell провалилась и чуть было
не завершилась катастрофой с гибелью
буровой установки Kulluk, экстренно
оставленной экипажем и выброшенной
на мель одного из островов
на юге Аляски. Лицензионные
обязательства российских компаний
ОАО «Газпром» и ОАО «НК „Роснефть“
на шельфе российской Арктики и Дальнего
Востока предусматривают широкомасштабные
ГРР, аналогов которых по суммарной
площади работ и сложности
природно-климатических условий никогда
не было. Основные надежды на реализацию
этих планов связываются с международным
сотрудничеством, в ходе которого
российские компании освоят современные
технологии и технические средства
морской геологоразведки и нефтегазодобычи,
получившие широкое развитие и применение
за рубежом. Для этого подписан
ряд соглашений с компаниями
ExxonMobil, Total, ENI, Statoil, CNPC и др. В «Стратегии
развития Арктической зоны Российской
Федерации и обеспечения национальной
безопасности на период до 2020 года»
к основным рискам и угрозам страны
отнесено «отсутствие российских
современных технических средств
и технологий для поиска, разведки
и освоения морских месторождений
УВ в арктических условиях» (ст.
5, б). Отметим, что в России
в ограниченном объеме продолжает
производиться морское геофизическое
оборудование, объемы и назначение
которого могут быть расширены (см.
ниже).
Открытия, сделанные в последние
10 – 20 лет на акваториях России
и Мирового океана, показали недостаточную
изученность не только глубоких
отложений, но и строения
дна и процессов, происходящих
в верхней части донных отложений.
Буровой флот России, созданный в 1981
– 1993 гг., в большей степени
утерян (распродан), и восстановить
его в объемах, необходимых
для выполнения в ближайшие годы
значительных лицензионных обязательств
основных недропользователей
(ОАО «Газпром» и ОАО «НК
„Роснефть“), крайне сложно. Снижение
экологического риска бурения морских
скважин требует наличия опытного
персонала и многочисленных судов
сопровождения – транспортно-буксирных,
нефтесборных, пассажирских и другого
специального назначения.
Во времена СССР для обеспечения поисково-разведочных работ на шельфе Арктики такой флот был создан госпредприятии «Арктикморнефтегазразведка» (ныне ОАО «АМНГР»). В настоящее время флот из 46 судов и хорошо обученные кадры АМНГР (около 5 тыс. человек в 1990 г.) в большей степени утеряны, имеются всего 2 буровые установки ( «Валентин Шашин» и СПБУ«Мурманская»), работающие на шельфе Вьетнама, а АМНГР с многократно сокращенным персоналом находится в плачевном состоянии. Наблюдаемое ориентирование морской нефтегазовой отрасли на повсеместное привлечение зарубежных компаний приведет к еще большей зависимости России от конъюнктуры мирового нефтегазового рынка, свидетельством чему служит срыв в 2013 г. бурения разведочной скважины ОАО «Газпром нефть шельф» на Долгинском месторождении из-за румынской компании GSP. Бурение предполагалось проводить СПБУ GSP Jupiter, построенной в Румынии в 1987 г. По признанию руководства компании GSP, работа на Долгинском месторождении будет их первым опытом работы в Арктике, что вызывает серьезные опасения. Почему российский шельф Арктики должен быть полигоном для обучения и испытаний зарубежных компаний, в то время как российские буровые компании не имеют здесь достаточного объема работ?
Углеводородные трубопроводные системы России
Логистические особенности транспортировки углеводородов включают использование танкерного флота и газовозов, традиционное применение железнодорожного и автомобильного транспорта. Применительно к формирующимся основным нефтегазовым кластерам Мурманской области, Ненецкого и Ямало-Ненецкого, а также Дальневосточного кластеров именно транспортная составляющая занимает большой удельный вес и требует соответствующих инвестиций.
Развитие топливно-энергетического комплекса России во многом определяется работой трубопроводного транспорта. В стране создана разветвлённая сеть магистральных нефтепроводов протяжённостью более 50 тыс. км. и нефтепродуктопроводов, общая длина которых превышает 18 тыс. км. Тем не менее потребность в новых трубопроводах растёт, поэтому процесс разработки и реализации новых проектов этом направлении не прекращается Одним из стратегических трубопроводов, фактически формирующим Азиатско-Тихоокеанского вектора энергетической политики России является трубопроводная система «Восточная Сибирь — Тихий океан», ВСТО, ВСТО-1, ВСТО-2 - нефтепровод, проходящий от г. Тайшет(Иркутская область) до нефтеналивного порта Козьмино в заливе Находка. Соединяет месторождения Западной и Восточной Сибири с рынками Азии и США. Протяженность - 4 740 км. Оператор нефтепровода — государственная компания «Транснефть». Сорт нефти, поставляемый на мировой рынок посредством ВСТО, получил название ESPO. 28 декабря 2009 года была запущена первая очередь проекта («ВСТО-1») — трубопровод от Тайшета до Сковородино (Амурская область) длиной 2694 км. Мощность первой очереди ВСТО — 30 млн т в год. В 2012 году сдана вторая очередь «Сковородино — Козьмино». Ещё 15 млн. т. в год поставляется в Китай по строящемуся ответвлению от Восточного нефтепровода в районе Сковородино.
Планы по строительству трубопроводной системы СССР с выходом на Тихий океан зародились не позднее 1970-х годов XX века. В своей книге «Загадка советской нефти» Маршалл Голдман (англ. — Marshall I. Goldman) «The Enigma of Soviet Petroleum» (Allen & Unwin: London, Boston, 1980) приводит карту нефтепроводов СССР, изданную ЦРУ в 1977 году. На ней Восточный нефтепровод обозначен пунктиром как проектируемый. Идея строительства Восточного нефтепровода вновь стала активно прорабатываться с конца XX века. Первоначально предложение о создании восточного трубопроводного маршрута для экспорта российской нефти исходило от руководства нефтяной компании «ЮКОС» - в то время, правда, речь шла о строительстве экспортного нефтепровода в Китай. В декабре 1999 глава НК ЮКОС Михаил Ходорковский провёл переговоры с Китайской национальной нефтегазовой корпорацией по поводу строительства нефтепровода из России в Китай. 17 июля 2001 премьер-министр России Михаил Касьянов и председатель КНР Цзян Цзэминь подписали соглашение «Об основных принципах разработки технико-экономического обоснования нефтепровода Россия-Китай» (Ангарск-Дацин). За этим последовала длительная борьба между Китаем и Японией как основными потенциальными потребителями российской нефти, каждый из которых пытался пролоббировать наиболее выгодный для себя маршрут. По проекту, разработанному государственной компанией «Транснефть», нефтепровод Восточная Сибирь — Тихий океан мощностью 80 млн т нефти в год должен был пройти из Тайшета (Иркутская область) севернее озера Байкал через Сковородино (Амурская область) в тихоокеанскую бухту Козьмина (Приморский край (ранее конечная точка планировалась в бухте Перевозная). В феврале 2007 в меморандуме перед размещением еврооблигаций «Транснефть» резко подняла ожидаемые затраты на реализацию проекта строительства трубопровода. Затраты на строительство первого этапа (Тайшет — Сковородино) мощностью 30 млн т и морского терминала в бухте Козьмина (Тихий океан) были оценены уже в $11 млрд (295 млрд руб.). Ответвление на Китай построено за счёт китайской нефтяной компании CNPC, строительство ответвления протяжённостью 1030 км планировалось завершить в 2008 году. Хроника реализации проекта наполнена многими экстравагантными событиями, включающими отрицательные заключения государственной экологической экспертизы, ряд коррупционных скандалов и общественных протестов. Однако после визита президента Путина в Китай в начале 2006 и в результате массированного давления на экспертные организации проект вскоре (1 марта 2006) был одобрен. В марте — апреле 2006 в Иркутске, Томске, Москве, Екатеринбурге и других городах прошли митинги протеста. Жители Хабаровского края и местные организации подали иск в Верховный суд об отмене распоряжения о строительстве ВСТО, но потерпели поражение. 28 декабря 2009 года председатель правительства РФ В. Путин запустил первую очередь ВСТО, дав старт отгрузке нефти в танкер, направляющийся в Гонконг. Совокупные расходы на строительство первой очереди трубопровода составили 378 млрд руб., и ещё 60 млрд руб. — на строительство порта Козьмино. 27 сентября 2010 года было сообщено о завершении строительства отвода от ВСТО на Китай. В декабре 2012 года сдан в эксплуатацию нефтепровод ВСТО-2. В конце 2009 года газета «Ведомости» писала, что в 2010 году поставки нефти по новому маршруту будут убыточны для «Транснефти»: сетевой тариф на транспорт нефти по ВСТО утверждён в размере 1598 рублей за 1 тонну, а себестоимость транспортировки нефти, по словам президента АК «Транснефть» Н. Токарева, - $130 за 1 т. Во втором полугодии 2010 года тариф на транспортировку увеличен до 1651—1815 рублей за 1 тонну. За 2010 год группа ТНК-ВР прокачала по ВСТО 2,4 млн тонн нефти. Порт Козьмино перевалил 15,3 млн тонн сырой нефти. Большинство танкеров, которые перевозили нефть, доставленную по ВСТО, относилось к типу Афрамакс. По мнению экспертов Ллойда полноценное введение в строй нефтепровода приведёт к росту рынка Афрамаксов, которые могут принимать все порты назначения. По данным на конец 2011 года, объем поставок нефти по ВСТО составляет около 300 тысяч баррелей в сутки.
Рис. 2. Схема трассы ВСТО
20 января 2010 в 30 км от города Ленска из-за прорыва трубы во время планового ремонта произошла утечка 450 м³ нефти, которые вылились на грунт. Площадь загрязнения составила 20 тысяч квадратных метров. Утечка нефти была обнаружена 20 января при патрулировании трубопровода, после чего на территории Ленского района был введён режим чрезвычайной ситуации. В ликвидации аварии принимало участие 196 человек и 40 единиц техники, к утру 21 января работы были закончены. К 25 января было собрано около 150 м³ нефтепродуктов, очищено более двух тысяч квадратных метров загрязненной территории. Стоимость транспортировки нефти по ВСТО в 3,5 раза превысила стоимость прокачки по Балтийской трубопроводной системе. Значимым событием конца 2012 года стал запуск в эксплуатацию второй очереди трубопроводной системы Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО 2). Создание маршрута ВСТО 2 пропускной способностью 30 млн твг завершено на год раньше срока и обошлось без громких скандалов, сопровождавших строительство первой очереди системы. Об этом передает ДВ-РОСС. Тем не менее, о конкурентоспособности нового маршрута пока говорить не приходится. Стоимость транспортировки по нему в среднем в 3,5 раза превышает стоимость прокачки по БТС (Балтийская трубопроводная система) и БТС-2. При этом часть объемов «Транснефть» по-прежнему будет возить к Тихому океану по железной дороге. Таким образом, одна из главных задач ВСТО 2 – снижение расходов нефтяников за счет отказа от железнодорожной составляющей – остается нерешенной, пишет «Золотой рог». Перспективы новой трубы осложняются и проблемами с загрузкой. Поставки в нее с новых месторождений ЯНАО, севера Красноярского края и Эвенкии начнутся в лучшем случае через три-четыре года. До тех пор ВСТО 2 в значительной степени будет заполняться нефтью традиционных промыслов Западной Сибири, что вряд ли выгодно здешним недропользователям. Весьма показательно, что в 2013 году трубопровод Сковородино – Козьмино был заполнен лишь на 60%. Строительство ВСТО 2 началось 14 января 2010 года, когда в районе станции Ин Еврейской АО были сварены первые 180 м линейной части. Это произошло спустя две недели после ввода в эксплуатацию нефтепровода ВСТО-1 и отгрузки в порту Козьмино под Находкой первого танкера с российской нефтью. Для реализации проекта «Транснефтью» были учреждены дочерние компании «Дальневосточная строительная дирекция» (заказчик-застройщик) и «Дальневосточные магистральные нефтепроводы» (инвестор строительства, в дальнейшем – эксплуатирующая организация). Наряду с еще одной «дочкой» «Транснефти», «Транснефтьстроем», строительством трубы занимались «Стройтрансгаз», «Стройновация», «Межрегионтрубопроводстрой» и «Стройгазконсалтинг», выбранные по итогам тендера. По данным «Транснефти», благодаря тому, что подрядные организации предоставили дополнительные скидки, компания в результате тендеров смогла сэкономить более 1 млрд рублей. Ранее глава трубопроводной монополии Николай Токарев обещал, что генподрядчиков будет немного и они полностью, «под ключ», выполнят все работы. Подчеркнутое внимание к отбору строительных организаций не случайно: напомним, проблемы с генподрядчиками были названы главной причиной, по которой ввод первой очереди ВСТО был отложен на год. Инвестиции в ВСТО 2 «Транснефть» оценивала в 323 млрд рублей (стоимость первой очереди составила 381 млрд). Строительство было решено вести за счет кредита на $10 млрд, выданного «Транснефти» Банком развития Китая под долгосрочные поставки нефти по трубе Сковородино – Дацин.
Теоретически запуск ВСТО 2 позволит уже на первом этапе вдвое нарастить объем экспортных поставок к Тихоокеанскому побережью. Тем не менее, в 2013 году через Козьмино планировалось отгрузить лишь 21 млн тонн нефти, из которых три млн тонн привезти в этот порт по железной дороге. Таким образом, в этом году новый трубопровод мощностью 30 млн твг будет заполнен лишь на 60%, общий же объем поставок в Козьмино по сравнению с уровнем 2012-го возрастет менее чем на шесть млн тонн. Перспективы полной загрузки нового маршрута пока не слишком определенны. Надежды возлагаются на Ванкор, который в будущем году должен выйти на проектную мощность в 25 млн твг (в 2012-м на месторождении планируется добыть 18 млн тонн). Ранее Николай Токарев говорил, что только с Ванкора в ВСТО в 2014 году будет поставлено 20-21 млн тонн, а в 2017-м – до 25 млн. Впрочем, эти расчеты могут не вполне соответствовать планам «Роснефти», которая вряд ли заинтересована в экспорте через Козьмино всех ванкорских объемов (отметим, что в 2010 году в западном направлении с Ванкора было поставлено 5,4 млн тонн, по ВСТО – 6,9 млн тонн). По планам правительства, ключевую роль в загрузке второй очереди Восточной трубы должны играть новые месторождения ЯНАО и севера Красноярского края (прежде всего, Мессояхские, где к 2024 году планируется добывать до 18,4 млн твг), а также Юрубчено-Тохомской зоны. Однако трубопроводная инфраструктура для поставок из этих регионов будет полностью построена не ранее 2016-2017 годов. В ближайшие же годы заполнять ВСТО 2 придется в значительной степени нефтью месторождений ХМАО и Томской области. Думается, однако, что такая перспектива не слишком выгодна здешним недропользователям, поскольку на такие поставки не будут распространяться льготы по экспортным пошлинам. Одна из главных задач создания ВСТО 2 – улучшение экономики восточного направления нефтеэкспорта за счет отказа от затратной железнодорожной транспортировки – также остается нерешенной. Дело в том, что после запуска новой трубы перевозки колесной нефти в Козьмино продолжатся и, по сообщению «Транснефти», составив в 2013 году три млн тонн. Перевозками, как и раньше, будет заниматься «Востокнефтетранс». Эта компания сохранит собственный парк, насчитывающий 999 цистерн, отказавшись от аренды еще 2193 цистерн. Управлять парком будет «Транснефть-Логистика». «Востокнефтетранс» был создан «Транснефтью» и «Уралвагонзаводом» (УВЗ) для перевозок нефти по маршруту Сковородино – Козьмино в рамках проекта ВСТО-1. Предполагалось, что с созданием ВСТО 2 «Востокнефтетранс» прекратит свое существование. В прошлом году «Транснефть» намеревалась консолидировать 100% компании для ее дальнейшей продажи, однако условия сделки поначалу вызвали возражения УВЗ. Весной прошлого года ФАС разрешила «Транснефти» приобрести 49% «Востокнефтетранса», что позволяет сделать вывод, что бывшие партнеры по СП в итоге пришли к консенсусу. Но сделка так и не была совершена. Думается, решение сохранить жизнь железнодорожному перевозчику было вынужденным. Можно предположить, что «Транснефть» столкнулась с трудностями при попытке продать этот актив из-за профицита на рынке цистерн, вызванного уходом нефтегрузов с железной дороги в трубу. Кроме того, продолжить железнодорожные перевозки, видимо, было решено не без влияния РЖД, не желающих полностью лишаться предназначенных для Козьмино нефтегрузов.
Между тем очевидно, что содержать непрофильный бизнес для транспортировки незначительных объемов сырья «Транснефти» обременительно. Ее расчеты на то, что в дальнейшем «Востокнефтетранс» сможет зарабатывать, в частности, на поставках сырья (прямогонного бензина) для «Восточной нефтехимической компании» «Роснефти», вызывают сомнения. Хотя бы тем, что новое производство по текущим планам должно заработать только в 2017 году. Главными же пострадавшими, как обычно, окажутся нефтяные компании. В конце сентября ФСТ приняла решение проиндексировать транспортные тарифы «Транснефти» в среднем на 5,5%. При этом «тариф на услуги по комплексной транспортировке нефти в Козьмино, сетевой тариф на услуги по транспортировке нефти трубопроводным транспортом в КНР и до Козьмино (новый, после пуска ВСТО-2)» установлен в размере 2081 рубль за тонну (рост 10,2%). В направлении портов Приморск и Усть-Луга тариф составит соответственно 553,5 рубля и 642,36 рубля за тонну. Ранее сообщалось, что тарифы должны повыситься уже с 1 октября. Обращают на себя внимание два момента. Во-первых, тарифы на ВСТО 2 будут в среднем в 3,5 раза выше тарифов на БТС и БТС-2. Во-вторых, стоимость прокачки от Тайшета до Козьмино и комбинированной транспортировки (труба Тайшет – Сковородино плюс железная дорога) будет одинаковой. Очевидно, что последнее решение принято для того, чтобы цистерны «Востокнефтетранса» могли на равных конкурировать с трубопроводным маршрутом. С точки же зрения здравого смысла это решение выглядит просто абсурдным, поскольку, вопреки ожиданиям, ввод ВСТО 2 не приведет к снижению транспортных расходов грузоотправителей. Напротив – их расходы возрастут, причем этот рост почти вдвое превысит средний по системе «Транснефти». Понятно, что трубопроводной монополии надо компенсировать затраты на создание нового маршрута (хотя, как отмечалось выше, это строительство велось в значительной степени за счет китайского кредита). Интересы тех, для кого, собственно, строилась труба, оказались в этой ситуации на втором плане. Еще одна малоприятная новость для грузоотправителей, связанная с запуском ВСТО-2, – повышение общей стоимости железнодорожной транспортировки. Как сообщил на II Балтийской нефтегазовой торгово-транспортной конференции руководитель отдела исследований грузовых перевозок ИПЕМ Игорь Куротченко, снижение нефтеперевозок к Тихому океану и «потеря (железнодорожниками) чистой прибыли приведут к необходимости большей индексации тарифов ОАО «РЖД», чем это предусмотрено инвестпрограммой компании». Резюмируя вышесказанное, отметим, что, несмотря на более высокую по сравнению с Urals цену поставляемой в Козьмино нефти ESPO, пока о ВСТО-2 вряд ли можно говорить как о конкурентном маршруте, способном стать реальной альтернативой традиционным направлениям экспорта. Показательно, что труба Сковородино – Козьмино в будущем году останется на 40% незаполненной. Можно предположить, что при дефиците экономических стимулов для привлечения нефтяников на новый маршрут государство задействует административные рычаги. Впрочем, главную геополитическую задачу – продемонстрировать, в том числе Европе, укрепление восточного вектора экспорта углеводородов – можно считать выполненной. Предполагается, что запуск ВСТО 2 позволит увеличить долю российской нефти на рынке АТР с 3,8% до 5,5%, а в перспективе довести ее до 8%.
Газопроводная система «Сила Сибири»
Газопровод «Газпром», проектируемый в Восточной Сибири для поставок природного газа из Якутии в Приморский край и страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Расположение трубопровода планируется параллельно нефтепроводу ВСТО. Рабочим названием газопровода было «Якутия — Хабаровск — Владивосток». 27 декабря 2012 года на заседании Госсовета Владимир Путин, основываясь на итогах конкурса названий, проведённого Газпромом, предложил новое название газопровода — «Сила Сибири». В то время стоимость газопровода от Чаяндинского месторождения в Якутии до Владивостока оценивалась в более чем 1 трлн рублей, а закончить его планировалось к 2017 году. Частично трубопровод будет проходить внутри интегрированного коридора вместе со второй частью нефтепровода «Восточная Сибирь — Тихий океан». Вместе эти трубопроводы будут наполнять проектируемую станцию по производству сжиженного природного газа, которая будет производить СПГ для экспорта в Японию и поставлять сырьё для проектируемого нефтехимического комплекса в Приморском крае. В мае 2014 года проекту был дан новый импульс в связи с подписанием 30-летнего контракта на поставку газа в Китай между Газпромом и CNPC. Согласно контракту, в год должно поставляться 38 мрлд кубометров газа. Также газопровод планируется соединить с Ковыктинским месторождением. Общая сумма контракта составляет 400 млрд долларов. При этом, как сообщалось, «Газпром» планировал получить от CNPC предоплату на строительство газопровода «Сила Сибири» в объеме 25 млрд долларов, что оказалось впоследствии мнимым. Планируется, что разработка Чаяндинского месторождения начнется в 2015 году, а добыча газа — в 2018 году, поэтому к концу 2017 года планируется открыть первый участок ГТС «Сила Сибири» до Благовещенска. Комиссия по развитию топливно-энергетического комплекса при президенте России рассмотрит вопрос о создании консорциума компаний нефтегазового сектора для строительства трубопроводов Восточной газовой программы. В связи с этим в строительстве трубопровода «Сила Сибири» возможно участие компании «Роснефть». 15 февраля 2011 года появились сообщения о том, что эвенки Тянского наслега Якутии направили письмо Президенту России с просьбой пересмотреть планируемый маршрут трубопровода. В письме говорится о том, что строительство трубопровода может оказать отрицательное влияние на традиционный уклад жизни местных эвенков. В этом случае больше всего пострадаем мы — эвенки, одни из коренных малочисленных народов Севера, испокон веков проживающие на данных территориях, по которым может пройти газопровод. Конечно, мы не против прогресса, развития экономики, но при этом мы оказываемся пострадавшей стороной: у нас изымаются оленьи пастбища, охотничьи угодья, загрязняются реки и уходит рыба, то есть наш традиционный уклад жизни — оленеводство, охотпромысел, рыболовство оказываются под ударом. Пока Европа старательно делала вид, что запросто проживет без российских нефти и газа, Россия и Китай заключили крупный контракт на строительство газопровода и поставку газа в КНР в течение 30 лет. Объемы поставок составят 38 млрд куб. м в год. Газ пойдет в Китай по Восточно-Сибирскому маршруту, через газопровод "Сила Сибири". Общая сумма контракта составляет около 400 млрд долл. По имеющимся данным, цена этих поставок почти на 40% ниже, чем на ввозимый в КНР из ряда стран сжиженный природный газ. Российское газовое сырье будет поставляться с Чаяндинского (на юге Якутии) и, возможно, с Ковыктинского (Иркутская область) месторождений. Общий объем инвестиций в освоение первого месторождения и строительство ответвления в КНР от трубопровода "Сила Сибири" составит 77 млрддолл., из которых 20 млрд должно было быть предоставлено китайской стороной. Поставки из России покроют минимум 60% среднегодового спроса КНР на природный газ.
Рис. 3 Схема маршрута МГП «Сила Сибири»
По мнению директора консалтингового агентства Energy Comment (Германия) Ш. Букольда, "благодаря этому контракту, в долгосрочной перспективе цены на СПГ будут расти медленнее, чем это прогнозировалось ранее. И Китай будет меньше нуждаться в газе". Но российско-китайское сотрудничество в сфере энергетики не ограничивается поставками нефти и природного газа в Китай. Стороны подготовили и реализуют ряд совместных энергопроектов на территориях обеих стран, причем эти проекты нацелены на рост энергоэффективности и, соответственно, сокращение потерь как энергосырья, так и готовой энергетической продукции. В Китае, ввиду дефицита многих видов энергосырья уделяется особое внимание энергоэффективности и развитию ресурсосберегающих технологий. И с 1990-х годов КНР увеличивает экспорт природо- и ресурсосберегающих технологий, как и инвестиций в эту сферу, во многие страны, в том числе в Россию. Яркий пример тому - строительство Хуадянь-Тенинской ПГУ-ТЭЦ 450 МВт в Ярославле, которое ведут ТГК-2 совместно с китайской корпорацией "Хуадянь" при активной поддержке МИДа и Минэкономразвития РФ. Этот проект является первым опытом развития электрогенерации в России на основе современных газоэнергетических технологий с привлечением прямых инвестиций из Китая. Ориентировочная стоимость проекта составляет около 570 млн долл. По некоторым оценкам, инвестиции КНР в тепло- и электроэнергетику РФ вскоре могут превысить 1,1 млрд долларов. Так сложилось, что в РФ и КНР основную часть электро- и теплоэнергии производят теплоэлектростанции, но большинство их них имеют высокую ресурсозатратность, и, вдобавок, они вовсе не "благоприятны" к окружающей среде. Потому в числе приоритетов в развитии национальных энергосистем - разработка и применение высокопродуктивных, ресурсоэкономичных и экологически менее ущербных технологий, включая парогазовые (ПГУ) и технически смежные установки. Как сообщили "РГ" в ТГК-2, "уже на стадии строительства Хуадянь-Тенинская ТЭЦ послужила мощным импульсом для развития энергосистемы всего Ярославского региона. Если точнее, - для того, чтобы мощности новой ТЭЦ "выдать" в единую электросеть, будут модернизированы электроподстанции, реконструированы действующие линии электропередачи". Еще один положительный аспект, по даннымТГК-2, "это - обеспечение местных компаний заказами. На разных этапах строительства станции многие ярославские предприятия получают крупные контракты. Так, металлоконструкции для корпусов станции поставляет Ярославский завод металлоконструкций. В целом, основное оснащение станции - российского производства". В частности, газотурбинные установки ГТЭ-160 МВт производят "Силовые машины" (Питер); паровые котлы-утилизаторы - "ИК ЗИОМАР" (Подольск). Расходы на уже закупленное российское оборудование и материалы превысили 5 млрд рублей." Ввод же в эксплуатацию Хуадянь-Тенинской ПГУ-ТЭЦ позволит решить проблему энергодефицита в Ярославле и повысить надежность энергоснабжения местных потребителей.
Именно совпадение стратегических интересов двух стран по многим проблемам мировой экономики в значительной степени стало определяющим фактором развития отношений России и Китая. Обе страны заинтересованы в формировании прочного энергетического фундамента для долгосрочного стратегического партнерства, и наглядный тому пример - строительство в Ярославле современной ТЭЦ совместно с китайской корпорацией "Хуадянь". Причем, впервые для строительства новых генерирующих и электросетевых объектов привлечены прямые инвестиции китайских финансовых и энергетических компаний. Это "выводит на качественно новый уровень взаимовыгодное сотрудничество между нашими странами в энергетике".
Планируемые транспортные коридоры через Якутию и Магаданскую область позволят создать новый выход в Тихоокеанский бассейн для российского экспорта. По словам главы Якутии Егора Борисова, комплексное освоение энергетических и других ресурсов включено в несколько федеральных и региональных целевых программ. Их реализация укрепит позиции РФ в энергетике и в 2021 гг. Освоение этих ресурсов запла-нировано также и в Магаданской области в 2015—2021 годах. В ближайшее время региональным властям придется всерьез взяться за транспортное обеспечение этих про-сегодня этот проект актуален в плане индустриализации экономики Дальнего Востока РФ». В ближайшие 4-6 лет также запланировано окончание строительства таких объектов, как бамовская ветка на Якутск (около 300 км), мост через Лену (вблизи Якутска) и расширение речного порта в Якутске требуются для освоения Чаянды, развития металлургии в Нерюнгри и для большинства других промышленных проектов в Якутии. Эти коридоры, как считает глава республики, «сформируют мощный логистический кластер для всего региона».
Кроме того, планируется реализовать проект железной дороги Якутск-порт Магадан (более 500 км). По поводу перспектив этого проекта замминистра дорожного хозяйства, транспорта и связи Магаданской области Максим Марков заявил, что с 2016 года должны быть начаты работы по строительству железной дороги Якутск— Мома—Магадан. Как и прежде, новые транспортные артерии в буквальном смысле ведут за собой другие отрасли в осваиваемых регионах. Впрочем, Якутско-Магаданский коридор повысит также транзитную конкурентоспособность транспортной системы РФ. «Проекты по раз-витию транспортной инфраструктуры перестают быть сугубо национальными.
После того, как стало известно, о том, что «Газпром» не получит от CNPC аванс по газовому контракту руководство «Газпрома» заявило: «У нас нет больше необходимости согласовывать получение аванса (на строительство “Силы Сибири”) для снижения цены контракта, поэтому вопрос о получении аванса сейчас больше не стоит», - рассказал председатель «Газпрома». «Аванс и авансовый платеж у нас был как элемент переговоров о цене, но с учетом того, что мы достигли окончательной договоренности о цене, мы не рассматриваем больше аванс как инструмент для дальнейшего снижения цены».Что касается участия китайской стороны в финансировании проектов, то на этапе строительства возможно привлечение кредитных ресурсов от Китая, речь идет именно о кредитах, подчеркнул Миллер. Но пока конкретные переговоры по кредитам не ведутся, об условиях говорить рано, продолжал он. При этом, отвечая на вопрос «Ведомостей», сможет ли «Газпром» справиться без китайского финансирования для строительства «Силы Сибири», Миллер заверил, что компания обладает всеми возможностями профинансировать проект самостоятельно. Газовый контракт с CNPC «Газпром» подписал в мае на Международном экономическом форуме в Санкт-Петербурге. Срок договора - 30 лет, ежегодные поставки - 38 млрд куб. м, общая цена контракта — $400 млрд. Все это время обсуждалась возможность предоставления «Газпрому» аванса на строительство трубопровода «Сила Сибири». Строительство оценивается в 770 млрд руб., весь проект вместе с разработкой Чаяндинского месторождения, сырьевой базы поставок, стоит $55 млрд. Также «Газпром» подписал меморандум с CNPC по западному маршруту через Алтай. В документе определены основные условия поставок газа в Китай. В первую очередь это объемы — 30 млрд куб. м в год — и срок будущего контракта - 30 лет. Определены сроки строительства газопровода, они такие же, как по Восточному маршруту, т. е. 4 + 2 года, и определены рамки наращивания поставок до 30 млрд куб. м - до шести лет. Документ может быть подписан до конца 2015 г., надеется Миллер. Отвечая на вопрос, какие потребуются инвестиции, он сказал: «Давайте подпишем контракт, мы двигаемся от рынка - сначала газ надо продать, а потом непосредственно создать необходимые мощности».
На шестом саммите БРИКС индийская делегация предложила продлить газопровод из России в Китай до границы с Индией. С одной стороны, этот амбициозный проект слишком дорого обойдется всем: России придется изыскать серьезные ресурсы на его строительство, а Индия вынуждена будет покупать газ совсем не по той цене, на которую сегодня рассчитывает: 380 долларов за тысячу кубометров. Такую цену заплатит России за газ Китай, договор о котором был подписан между «Газпромом» и китайской компанией CNPC в мае этого года. А цена топлива из газопровода, который протянется за пределы китайской границы, будет возрастать. С другой стороны, партнерство с Индией для России не менее перспективно, чем с Китаем: она - ачетвертый в мире поставщик газа, но импортируемого «голубого топлива» стране все равно не хватает. Аналитики считают, что в ближайшие 20 лет потребление газа в Индии вырастет вдвое, а значит, у России будет надежный покупатель природного сырья. Однако вопрос, стоит ли сибирский газопровод тянуть до границы Индии, пока открыт.
Этот газопровод может стать самым длинным в мире. А пока запланированная длина строящегося газопровода «Сила Сибири» от Чаяндинского месторождения через Хабаровск до Владивостока и границы с Китаем составляет 3200 км. Это первая очередь газопровода. Вторая (еще 800 км) протянется с запада-от Иркутского (Ковыктинского) месторождения и состыкуется с трубой у Чаяндинского месторождения. Его запасы составляют 79,1 млн тонн нефти и конденсата. Сейчас на Чаяндинском месторождении продолжаются геологоразведочные работы. Более половины запасов газа уже разведано, а полностью изучение месторождения планируют завершить в 2015 году. Планируемый уровень добычи газа на Чаяндинском месторождении составит 25 млрд кубометров в год.
Многие сейчас задаются вопросом: во сколько России обойдется этот проект? По версии «Газпрома», предварительная оценка предполагаемых инвестиций в обустройство Чаяндинского месторождения и создание газопровода составляет 430 и 770 млрд рублей, соответственно. Увеличивают затраты и суровые условия работы: якутские морозы иногда достигают -60 градусов, а летом нередко бывает жара до +40. Кроме того, газовая трасса будет пролегать через заболоченные, горные и сейсмоактивные участки. Разработка месторождения и строительство газопровода повлияет и на социально-экономическое развитие «хозяйки» Чаяндинского месторождения- Якутии. «Строительство трубопровода «Сила Сибири» позволит наконец-то газифицировать населенные пункты на юге Якутии, утверждает спикер Госсобрания (Ил Тумэн) Якутии, -газ Чаяндинского месторождения содержит значительные объемы гелия. А это значит, что появятся заводы по производству гелия и газохимии. Сейчас много говорят, что Азиатско-Тихоокеанский регион-зона естественных национальных интересов нашей страны. России нужно включаться в интеграционные связи не только с Китаем, но и Японией, с Южной Кореей, Австралией, Южноамериканскими государствами.
Сейчас обсуждается несколько вариантов поставок газа в Индию. Один из них-продлить трубу из Китая до Индии, второй -построить трубопровод через Туркмению, Афганистан и Пакистан, но он наименее вероятен из-за постоянной войны в Афганистане и очень непростых отношений между Индией и Пакистаном. Самый безопасный, а поэтому и наиболее вероятный вариант- поставки сжиженного газа морским путем. Газ будет сжижаться во Владивостоке, а затем перевозиться в Индию и в другие страны АТР.
Выводы:
Для континентального шельфа РФ риски освоения нефтегазовых месторождений и транспортировки углеводородного сырья существенно выше, чем в других регионах. Это определяется:
• сложными природно-климатическими условиями;
• необходимостью применения уникальных технологий и оборудования;
• недостаточным уровнем развития инфраструктуры;
• несовершенством нормативной базы;
• особенной схемой перевозок нефти (большое число грузовых операций).
Процесс разработки месторождений сопровождается большим количеством выбросов в атмосферу и сбросов в морскую среду, что значительно повышает экологические риски в условиях Арктики.
Нефтегазовая деятельность является одним из основных источников «парниковых» газов, образующихся при сжигании ископаемого топлива и определяющих процесс изменения климата.
При длительной эксплуатации месторождения и интенсивном исчерпании пород повышается сейсмоопасность прилегающих территорий и возможно обрушение верхнего слоя.
Чем старее месторождение, тем большее количество сопутствующей (нефтесодержащей) воды и образующихся остатков породы с высоким содержанием нефтепродуктов и химикатов в них образуется. В настоящее время не существует совершенной системы очистки воды и масс породы.
Интенсивная нагрузка магистральных трубопроводов привела к тому, что их основная часть сильно изношена и требует значительной реконструкции. Динамика аварийности на трубопроводах с каждым годом увеличивается, что повышает возможность экологической катастрофы.
Транспортировка нефти танкерами, как показывает статистика, имеет тот же уровень опасности, что и перекачка ее по подводным трубопроводам. Основные проблемы с нарушением безопасности и разливы происходят при выполнении погрузочно-разгрузочных и бункеровочных операций у терминалов.
Аварии, возникающие при транспортировке углеводородного сырья в железнодорожных цистернах, могут привести к крупнейшим пожарам, нарушениям экосистем, вымиранию живых организмов и заражению питьевой воды, а также возможным человеческим жертвам.
Анализ состояния геологической среды Печорского, Баренцева и Белого морей показывает превышение допустимых норм содержания нефтепродуктов в придонной воде и донных осадках.
Углеводородные ресурсы АЗРФ имеют важное значение для внутреннего и внешнего рынка и фактически являются стратегическим инструментом реализации внутренней и внешней политики России.
Углеводородные ресурсы шельфовой зоны арктической России на данный момент не являются приемлемыми к разработке, это дело времени после 2030 года.
Рентабельность разработки арктических ресурсов на настоящее время невысока, стоимость существенно превышает среднемировые цены и является в связи с этим проблематичным.
Основным направлением освоения углеводородных ресурсов является континентальная часть шельфа или, в крайнем случае, шельфовые разработки с наклонным бурением, например, Сахалинские или Юрхаровские.
Важнейшим направлением является повышение эффективности использования существующих скважин, предполагающие инновационные разработки и инвестиции.
В нефтегазовых кластерах важным направлением является транспортно-коммуникационная составляющая, например, в Мурманском кластере развитие железнодорожного обеспечения, Ненецком – строительство глубоководного порта в Индиге (Амдерме) и его транспортного обеспечения на основе реализации инвестиционных проектов «Белкомур», Ямало-Ненецком – «Северного широтного хода»
Важными коммуникационными системами являются нефтепроводы ВСТО-1, 2, газопроводы «Сила Сибири» с обеспечением их безаварийной эксплуатации в регионах с повышенной сейсмической активностью.
