Текст приведен согласно публикации на сайте Правительства РФ

• Введение
• Ресурсная база углеводородов и добывные возможности
• Прогноз спроса на нефть, нефтепродукты и газ в восточных регионах России (Восточная Сибирь и Дальний Восток) и странах АТР
• Некоторые принципиальные вопросы развития системы транспорта нефти и газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке
• Развитие газовой промышленности
• О Программе создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР
• Условия формирования новых крупных центров нефтегазодобычи на востоке страны и выхода на энергетический рынок АТР
• Потребность в инвестициях. Эффективность проектов
• Выводы

Введение

Формирование и развитие нефтегазового комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока, реализация перспективных экспортных проектов выхода России на Азиатско-тихоокеанский энергетический рынок является одной из важнейших составных частей Энергетической стратегии России на весь период до 2020 г.

Анализ развития мировой экономики за последнюю четверть XX века и прогнозы на первую половину XXI века показывают, что в ближайшие десятилетия рост глобальных потребностей в энергетических ресурсах будет происходить, в первую очередь, за счет увеличения потребления энергии в Китае и других странах Азиатско-тихоокеанского региона (АТР), в восточных регионах России. В условиях стремительного промышленного развития стран АТР и продолжения экономического роста в России спрос на нефть и газ в восточной и юго-восточной части Азии будет увеличиваться под воздействием экономических, технологических, демографических и экологических факторов.

Основная часть энергетических ресурсов России сосредоточена в азиатской части страны — Сибири, Дальнем Востоке, шельфе арктических и дальневосточных морей. После удовлетворения внутренних потребностей страны из Западной и Восточной Сибири, Республики Саха и Сахалина можно будет экспортировать значительные объемы нефти и газа в страны АТР.

В 70-е — 80-е годы XX столетия в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) были созданы основы мощной сырьевой базы новых центров добычи нефти и газа, открыто большое число нефтяных и газовых месторождений, в том числе такие уникальные, как Юрубчено-Тохомское, Ковыктинское, Чаяндинское, крупные Талаканское, Верхнечонское, Собинское, Среднеботуобинское и др.

При определении концепции развития новых центров добычи нефти и газа на востоке России и обосновании конкретных маршрутов и способов поставки энергоносителей в районы Восточной Сибири, Дальнего Востока и в страны АТР требуется решение широкого круга прогнозных задач. Выделим важнейшие из них:

1. Прогноз уровней добычи нефти и газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке в средне- и долгосрочной перспективе с учетом воспроизводства минерально-сырьевой базы;
2. Прогноз внутреннего потребления нефти, нефтепродуктов и газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке с учетом намечаемых уровней добычи угля и роли угля в топливно-энергетических балансах регионов;
3. Прогноз возможных уровней экспорта нефти и газа в страны АТР с месторождений Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) и из Западной Сибири, транзитом через Восточную Сибирь и Дальний Восток;
4. Выбор транспортных коридоров для строительства нефтепроводов и газопроводов для доставки нефти и газа внутренним потребителям и на экспорт;
5. Оценка инвестиций, необходимых для строительства конкретных объектов транспортной инфраструктуры, оценка экономической привлекательности проектов;
6. Разработка программы недропользования и расширения минерально-сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия);
7. Оценка социально-экономического эффекта от развития нефтегазового комплекса в Восточной Сибири и Республика Саха (Якутия), их влияние на уровень и качество жизни населения регионов;
8. Оценка геополитических аспектов различных вариантов проектов, их роли в экономической и энергетической безопасности России.

В основу аналитических материалов положены федеральные целевые программы «Экономическое и социальное развития Дальнего Востока и Забайкалья на 1996-2005 годы и до 2010 года», утвержденная в новой редакции постановлением Правительства Российской Федерации №169 от 19 марта 2002 года, «Энергоэффективная экономика» на 2002 — 2005 годы и на перспективу до 2010 года, утвержденная постановлением Правительства Российской Федерации от 17.11.1001 № 796, Стратегия экономического развития Сибири (утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации № 765-р от 07.06.2002), научные прогнозы Сибирского отделения РАН, материалы, подготовленные специалистами Минэнерго России, Минэкономразвития России, МПР России, материалы проекта «Программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран Азиатско-тихоокеанского региона», подготовленного ОАО «Газпром», а также разработки ряда нефтяных и газовых компаний (ОАО «НК «Роснефть», ОАО «НК «ЛУКОЙЛ», ОАО «НК «ЮКОС», ОАО «АК «Транснефть», ОАО «Тюменская нефтяная компания», ОАО «РУСИА Петролеум», ННГК «Саханефтегаз» и др.).

Формирование нового нефтегазового комплекса в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) сдерживается рядом негативных факторов, которые делают предельно затруднительным определение конкретных сроков реализации проекта. Выделим наиболее существенные из этих факторов:

1. Низкий уровень развития транспортной инфраструктуры в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке и прежде всего инфраструктуры транспорта углеводородов. Принятые ранее программы развития восточных регионов России не содержат системного подхода для развития нефтегазового комплекса. В частности, в ФЦП «Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на 1996-2005 годы и до 2010 года» предусмотрена реализация только проектов, решающих отдельные вопросы локального развития. В ФЦП «Энергоэффективная экономика» также включена реализация только локальных вопросов, связанных с развитием энергосбережения. В проекте Энергетической стратегии России до 2020 года обозначены только общие направления развития нефтегазового комплекса и инфраструктуры транспорта энергоносителей. При этом акцента на развитие Восточной Сибири и Дальнего Востока нет, вопросы развития нефтегазового комплекса в этих регионах не конкретизированы. Таким образом, комплексной программы развития нефтегазовой отрасли Восточной Сибири и Дальнего Востока не существует. Отсутствует согласованная политика крупнейших компаний в отношении направлений транспорта нефти и газа. Затянувшаяся дискуссия относительно оптимального размещения трасс нефте- и газопроводов сдерживает разработку их ТЭО, проектирование и строительство, вынуждает потенциальных зарубежных партнеров (Китай, Япония, Южная Корея) затягивать принятие решений
2. Отсутствие ясности о сроках проведения аукциона или конкурса на право геологического изучения и разработки гигантского Чаяндинского месторождения, переносы сроков конкурсов и аукционов на такие крупные месторождения, как Талаканское и Собинское, без ввода в разработку которых многие проекты становятся нерентабельными;
3. Отсутствие программы лицензирования недр, которая бы стимулировала интенсивное проведение геологоразведочных работ;
4. Отсутствие согласованной политики администраций субъектов Федерации на территории Восточной Сибири и Республики Саха, попытки проводить независимую политику освоения месторождений одного региона без учета межрегиональных и общероссийских интересов;
5. Отсутствие ясной для недропользователей и потенциальных иностранных партнеров и потребителей нефти и газа политики государства, недостаточно активная энергетическая дипломатия России в Азиатско-тихоокеанском регионе;
6. Отсутствие четкой позиции относительно участия в освоении месторождений и развитии инфраструктуры Китая, Японии, Кореи, нефтяных и газовых компаний этих стран.

Все эти факторы в совокупности делают крайне неопределенными реальные сроки формирования новых крупных центров добычи нефти и газа в Восточной Сибири и Республике Саха, уже отодвинули и продолжают отодвигать сроки начала реализации проекта.

К содержанию

Ресурсная база углеводородов и добывные возможности

Основными регионами формирования поставок нефти на экспорт из России в средне- и долгосрочной перспективе будут Западная Сибирь, Восточная Сибирь и Дальний Восток (Ханты-Мансийский автономный округ, Ямало-Ненецкий автономный округ, Томская область, Красноярский край. Иркутская область. Республика Саха, Сахалинская область). Наращивание и поддержание объемов добычи и экспорта за пределами 2020 г. возможно за счет ввода новых крупных месторождений, открытие которых с высокой вероятностью прогнозируется в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, что потребует уже в ближайшие годы значительного увеличения объемов геологоразведочных работ и расширения инфраструктуры транспорта углеводородов.

Согласно оценке, выполненной ИГНГ СО РАН и СНИИГГИМС, на территории и акватории Восточной Сибири и Дальнего Востока начальные извлекаемые ресурсы углеводородов равны 85-90 млрд. т условных углеводородов (УУВ), в том числе нефти 20-22 млрд. т, попутного газа -1,5-2 трлн. м3, свободного газа — 58-61 трлн. м3, конденсата — 3-5 млрд. т.

Разведанные запасы нефти (категории а+в+с1) согласно предварительной оценке по состоянию на 1.01.2003г. составили в Восточной Сибири 373,5 млн. т, на Дальнем Востоке — 415,2 млн. т, в том числе на шельфе Охотского моря — 165,3 млн. т; предварительно оцененные запасы нефти (категории С2) составляют в этих регионах 655,0 млн. т и 253,1 млн. т (в том числе на шельфе 144,8 млн. т), соответственно. Основная часть запасов нефти Восточно-Сибирского региона сосредоточена в Иркутской области и Красноярском крае. Дальневосточного — в Республике Саха и шельфе Охотского моря.

Нефти рассматриваемых регионов отличаются высоким качеством, превосходящим по основным параметрам российский экспортный стандарт Urals. В основном это легкие и низкосернистые сорта. Большая часть доказанных запасов нефти Восточной Сибири и Дальнего Востока (86,1 % и 68,2%, соответственно) имеет плотность менее 0,87 г/см3, при этом почти 50 % запасов, сосредоточенных в Восточной Сибири и около 78 % на Дальнем Востоке, имеют содержание серы менее 0,5 %.

Разведанные запасы свободного газа (включая газ газовых шапок) по состоянию на 01.01.2003 г. составили в Восточной Сибири 1970,7 млрд. м3, на Дальнем Востоке — 2002,5 млрд. м3, в том числе на шельфе Охотского моря — 735,9 млрд.м3, предварительно оцененные запасы, соответственно, равны 1730,0 млрд. м и 1349,4 млрд. м3, в том числе на шельфе Охотского моря 267,3 млрд. м3. Запасы газа Восточно-Сибирского и Дальневосточного регионов сконцентрированы, в основном, в Красноярском крае. Республике Саха, Иркутской и Сахалинской, включая шельф, областях.

Для завершения разведки и подготовки к разработке открытых к настоящему времени нефтяных и газовых месторождений требуются инвестиции в объеме около 2,5 млрд. долларов США.

В настоящее время в процессе доразведки уже открытых месторождений (Ковыктинское, Юрубчено-Тохомское и др. — компании «РУСИА Петролеум», «ЮКОС», «ТНК», «Славнефть») происходит значительное увеличение запасов. Согласно опубликованным в 2002 г. данным в результате доразведки запасы газа на Ковыктинском месторождении превысили 1,9трлн.м3. По оценке ИГНГ СО РАН суммарные запасы газа на Ковыктинском месторождении и прилегающих к нему лицензионных участках составляют не менее 3 трлн. м3, что сопоставимо с такими мировыми гигантами, как Заполярное (3,5 трлн. м3) или Медвежье (2,3 трлн. м3) в Ямало-Ненецком автономном округе. Извлекаемые запасы нефти Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления (Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское месторождения) равны около 1000 млн. т, газа — 1500-2000 млрд. м3, запасы газа Чаяндинского месторождения составляют не менее 1240 млрд. м3.

В случае резкого расширения в регионе геологических и геофизических работ на рассматриваемых территориях и акваториях ожидается открытие новых месторождений со значительными объемами нефти, конденсата, свободного и попутного газа.

Согласно первоначальным прогнозам, выполненных в 1999 — 2000 гг., добыча нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) могла быть доведена к 2010 г. до 55 — 60 млн. т. Однако, освоение открытых месторождений в этих регионах идет крайне медленно, на право геологического изучения и разработку ряда из них (Талаканское, Чаяндинское, Собинское и др.) до сих пор не выданы лицензии, геологоразведочные работы проводятся в исключительно малых объемах. Как следствие, такие месторождения, как Ковыктинское, Юрубчено- Тохомское, Куюмбинское недоразведаны. Проектирование нефте- л газопроводов еще не начато и это один из главных сдерживающих факторов ввода этих месторождений в промышленную эксплуатацию. Теперь, даже если положение будет быстро выправлено, к 2010 г. добыча нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) может достичь только 5 — 10 млн. т.

Тем не менее, еще не поздно принять меры и довести ее к 2020 г. до 55-60 млн. т.

При проведении активной государственной политики в области создания трубопроводной транспортной инфраструктуры нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, недропользовании и лицензировании недр, достаточном уровне инвестиций в разведку и разработку уже открытых месторождений добыча (с учетом добычи на острове Сахалин и его шельфе 20 — 25 млн. т) может быть к 2010г. доведена до 25 — 35 млн. т, а к 2020 г. — до 80-85 млн. т.

Необходимо к 2015 г. выявить и разведать новые месторождения с извлекаемыми запасами нефти 1,0 — 1,25 млрд. т. В силу специфики ресурсной базы Восточной Сибири и Республики Саха одновременно неизбежно будет выявлено и разведано не менее 1 трлн. м3 газа. Решение этих задач потребует дополнительных инвестиций в строительство нефтепроводов не менее 8 млрд. долларов США и геологоразведку не менее 12 млрд. долларов США. Общие инвестиции в геологоразведку должны составить в ближайшие 20 лет не менее 14,5 — 16,0 млрд. долларов США.

Оценки показывают, что при реализации таких инвестиций в поисковые и геологоразведочные работы к 2020 г. добыча нефти в Восточной Сибири и Республике Саха может быть доведена после этого срока до 100 — 110 млн. т нефти в год.

Расчеты, выполненные в ИГНГ СО РАН, показывают, что даже на основе только разведанных и предварительно оцененных запасов Красноярского края. Республики Саха, Иркутской и Сахалинской областей, при условии создания соответствующей транспортной инфраструктуры, с учетом внутреннего и внешнего платежеспособного спроса суммарная годовая добыча газа в регионе может быть доведена к 2010-2012 гг. — до 25-30 млрд. м3, к 2020 г. — до 120-140 млрд. м3. В случае введения за пределами 2015г. в хозяйственный оборот месторождений, открытие которых с большой вероятностью прогнозируется на рассматриваемой территории и акватории, добыча газа может быть увеличена до 140-155 млрд. м3.

Стратегия экономического развития Сибири, рассматривая кратко- и среднесрочную перспективу, оценивает ее более осторожно. В ней отмечено, что геологические условия позволяют довести добычу нефти и газового конденсата в Восточной Сибири до 40 — 50 млн. т, газа — до 70 — 80 млрд. м3. Ежегодная добыча гелия к 2020 г. может быть доведена до 135 млн. м3 в год.

Газ месторождений Восточной Сибири и Республики Саха содержит в значительных концентрациях этан, пропан, бутаны и конденсат. Это означает необходимость создания в Восточной Сибири системы транспорта этих продуктов и мощностей по переработке газа, с выделением этана, пропан-бутановой фракции, конденсата, развития существующих (Ангарский нефтехимический комбинат, Саянскхимпласт, Усольехимпром и др.) и формирования новых предприятий нефте- и газохимической промышленности. В свободных газах месторождений Лено-Тунгусской провинции содержатся в высоких концентрациях гелий (0,20 — 0,60 %). Начальные геологические ресурсы гелия здесь равны 55-70 млрд. м3 что превосходит современные ресурсы и запасы гелия в США — крупнейшем производителе и экспортере гелия. При освоении газовых месторождений Лено-Тунгусской провинции необходимо предусмотреть строительство заводов по выделению гелия и его хранилищ, а также вести интенсивные поиски путей выхода на мировой рынок гелия.

К содержанию

Прогноз спроса на нефть, нефтепродукты и газ в восточных регионах России (Восточная Сибирь и Дальний Восток) и странах АТР

Объем потребления нефти и нефтепродуктов, включая потери и использование сырой нефти на промыслах, с учетом строительства инфраструктуры транспорта углеводородов возрастет к 2030 г. в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке до 32-40 млн. т, в том числе в Восточной Сибири и Республике Саха — до 17- 22 млн. т, на Дальнем Востоке — 15-20 млн. т. Потребление бензина на рассматриваемой территории в целом возрастет к 2030 г. до 7-11 млн. т, дизельного топлива — 10-14 млн. т, потребление мазута снизится до 2-4 млн. т.

Объем потребления природного газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке составит в 2010 г. 20-25 млрд. м3, в 2020 г. — 30-40 млрд. м3 в 2030 г. — 40 — 55 млрд. м3. В том числе в 2010 г. потребление газа в Республике Саха и Восточной Сибири составит 12-15 млрд. м3, в 2020 г. — 17-23 млрд. м3. в 2030 г. — 20-30 млрд. м3, в районах Дальнего Востока-7-10 млрд. м3, 13-17 млрд. м3, 15-25 млрд. м3, соответственно.

Близкие прогнозы потребления нефти и газа в АТР дают ИГНГ СО РАН, EIA, IEA, IEE, CNPC, KOGAS. Согласно прогнозам ИГНГ СО РАН, спрос на нефть в АТР увеличится к 2010 г. до 1580-1650 млн. т в год, к 2020 г. — до 2070-2200 млн. т. к 2030 г. — до 2350-2480 млн. т. Наиболее интенсивно будет расширяться китайский рынок (более чем в 2,5 раза к 2030 г., или на 400 млн. т), где современный среднедушевой уровень потребление нефти и нефтепродуктов пока более чем в 10-12 раз ниже, чем в Южной Корее, Японии и Тайване. В стране продолжится быстрый экономический рост при дальнейшем возрастании численности населения и сближении технологического уровня промышленности и транспорта с передовыми странами региона. Спрос на нефть в Китае увеличится к 2010 г. до 390-410 млн. т в год, к 2020 г. — до 560-580 млн. т, к 2030 г. — до 620-650 млн. т, в Японии — к 2010 г. до 260-280 млн. т в год, к 2020 г. — до 280-310 млн. т, к 2030 г. — до 290-320 млн. т, в Южной Корее — к 2010 г. до 145-155 млн. т в год, к 2020 г. -до 150-170 млн. т, к 2030 г. -до 150-175 млн. т. Таким образом, рынок нефти и нефтепродуктов Северо-Восточной Азии -основного перспективного направления экспорта из России в АТР — в ближайшие десятилетия будет расти главным образом за счет Китая.

Спрос на газ в АТР возрастет к 2010 г. до 530-550 млрд. м3 в год, к 2020 г. — до 770-820 млрд. м3, к 2030 г. — до 1000-1100 млрд. м3. В том числе, в Китае — к 2010 г. до 80-100 млрд. м3 в год, к 2020 г. — до 190-220 млрд. м3, к 2030 г. — до 320-380 млрд. м3, в Японии — к 2010 г. до 90-95 млрд. м3 в год, к 2020г. — до 100-120 млрд. м3, к 2030г. — до 120-150 млрд. м3, в Южной Корее — к 2010 г. до 40-45 млрд. м3, к 2020 г. — до 50-60 млрд. м3, к 2030 г. — до 80-100 млрд. м3.

Открытие в последние годы в Китае (Ордосский бассейн, Таримский бассейн, Бохайваньский залив и др.), Австралии (Тиморское море), Папуа — Новой Гвинее (Папуасский бассейн), Индии (Бенгальский залив), Вьетнаме (Южно-Китайское море) и других странах АТР ряда крупных месторождений углеводородов является фактором, способствующим развитию в регионе инфраструктуры по транспортировке, переработке и использованию нефти и газа. Однако, удовлетворить рост потребностей Китая и других стран АТР в нефти и газе ни сейчас, ни в будущем эти открытия не смогут. Нетто-импорт (поставки из регионов вне АТР) нефти и нефтепродуктов в регион составит к 2010г. 1150-1200 млн. т в год, к 2020 г. — 1650-1730 млн. т, к 2030 г. — 1950-2000 млн. т. Нетто-импорт газа в АТР возрастет к 2010 г. до 200-220 млрд. м3 в год, к 2020 г. — до 450-500 млрд. м3, к 2030 г. — до 750-800 млрд. м3.

К содержанию

Некоторые принципиальные вопросы развития системы транспорта нефти и газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке

Фактором, структурно сдерживающим развитие нефтегазового комплекса в регионе, является отсутствие эффективной системы поставок нефти и газа из районов добычи к основным потребителям. Транспортировка углеводородов из экономически слабоосвоенных внутренних районов Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) требует создания сети нефте- и газопроводов, соединяющих месторождения УВ с внешними и внутренними центрами переработки, хранения и потребления.

Для организации добычи и поставок нефти и газа, в том числе в страны АТР, предполагается создание инфраструктуры сверхдальних трубопроводов и объектов переработки и хранения углеводородов. Так, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке необходимо будет построить до 2020г. не менее 7 тыс. км нефтепроводов и более 10 тыс. км магистральных газопроводов, а также объектов хранения нефти и газа.

Рассматривается несколько крупных программ экспорта нефти:

Первая. Строительство нефтепровода от Ангарска до Дацина (Китай) и экспорт нефти в Китай в 2010 г. 20 млн. т и в 2030 г. 30 млн. т.

Вторая. Строительство нефтепровода от Ангарска до тихоокеанского побережья России и экспорт нефти в Японию, Южную Корею, Китай, на тихоокеанское побережье США в количестве около 50 млн. т в год. Обычно имеют в виду, что это будет сибирская и якутская нефть и экспорт сахалинской нефти выделяют в отдельную программу (табл.1).

Третья. Экспорт нефти с месторождений на шельфе острова Сахалин. Как было отмечено выше, по оценкам СО РАН добыча нефти в этом регионе может быть доведена к 2010 г. до 20 — 25 млн. т и далее стабилизируется. Часть этой нефти (около 5 млн. т) может поступать на дальневосточные НПЗ (Комсомольск-на-Амуре) и 15-20 млн. т на экспорт, главным образом в Японию и США.

Таблица 1

Значительная часть сырой нефти, конденсата и СПГ из месторождений Охотоморской провинции будет поставляться на экспорт морским транспортом прежде всего в страны Восточной и Юго-Восточной Азии, в США, Индию. В 2001 г. на юге Сахалина начато строительство крупнейшего в мире завода по производству СПГ мощностью 9,6 млн. т в год, для обеспечения завода сырьем планируется прокладка сети газопроводов длиной 800 км от Лунского и Пильтун-Астохского месторождений на шельфе острова, где в настоящее время формируется береговой технологический комплекс. Капитальные вложения в сооружение трубопровода составят около 1,5 млрд. долларов США, в строительство завода — 1,15 млрд. долларов США (в ценах 2002г.). Поставки СПГ на мировой рынок планируется начать в 2006 г.

Из приведенных оценок видно, что экспорт нефти из России в страны АТР в ближайшие 20-30 лет может достичь или несколько превысить 100 млн. т, тогда как потребление нефти в Китае, Японии и Южной Корее возрастет не менее, чем на 480 — 550 млн. т. В этой связи рассматривать три перечисленные российские программы как конкурирующие нельзя. Их реализацию надо рассматривать как путь оптимизации и диверсификации направлений экспорта нефти из России в страны АТР.

Сахалинская программа относительно автономна. По этой причине рассмотрим детальнее первые две. При этом будем считать, что на Ачинский НПЗ нефть на переработку будет поступать с месторождений Восточной Сибири, а на Комсомольский — с Сахалина.

Отметим сразу два обстоятельства:

• Первое. Противопоставлять эти проекты, как уже было отмечено выше, нельзя. Оба они чрезвычайно важны для социально-экономического развития Восточной Сибири и Дальнего Востока. Необходимо их объединение в единый проект.
• Второе. При проектировании систем трубопроводного транспорта нефти и газа целесообразно совместить коридоры для трасс проектируемых нефтепроводов и газопроводов, что существенно, не менее, чем на 15%, сократит потребности в капиталовложениях, сократит сроки окупаемости проектов, сделает их более инвестиционно привлекательными.

Значительные ограничения на сроки реализации этих проектов оказывает состояние сырьевой базы и ее воспроизводства.

Первоочередные задачи развития инфраструктуры трубопроводного транспорта нефти, которые необходимо решать вне зависимости от приоритетов в программах экспорта нефти — строительство нефтепровода, который соединит Юрубчено-Тохомскую зону нефтегазонакопления (ЮТЗ) с Транссибирским магистральным нефтепроводом и нефтепровода Талаканское месторождение — Верхнечонское месторождение — Ангарск.

Соединение ЮТЗ по кратчайшему маршруту (Карабула — Нижняя Пойма) с системой нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» может быть осуществлено уже в 2006 г., что потребует более 1,0 млрд. долларов США (в ценах 2002 г.) капитальных вложений. В случае значительного прироста доказанных запасов в Юрубчено-Тохомской зоне нефтегазонакопления и на прилегающих перспективных площадях и быстрого наращивания добычи нефти в 2008-2009 гг. в качестве дополнительного маршрута, возможно, в дальнейшем будет целесообразным строительство нефтепровода ЮТЗ — Ярактинское — Усть-Кут, что потребует дополнительных инвестиций в размере 1,2 млрд. долларов США (в ценах 2002 г.), но сократит операционные расходы на транспорт нефти.

Рассмотрим различные варианты экспортных программ с точки зрения сырьевой базы и возможных уровней добычи нефти.

Программа 1.1. Удовлетворение внутренних потребностей в нефти и экспорт нефти в Китай на Дацин, программа предусматривает завершение разведки только открытых месторождений. Согласно рассмотренным выше прогнозам, добыча нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) может быть доведена к 2010 г. только до 5 — 10 млн. т. Если экспорт нефти в Китай составит 20 млн. т в 2005 г. и 30 млн. т в 2010 г., то это означает, что в 2010 г. для удовлетворения потребностей в нефти Восточной Сибири и Дальнего Востока и экспорта в Китай нужно будет направить из Западной Сибири на восток 37-40 млн. т нефти против 15-16 млн. т в последние годы.

К 2017 г. добыча нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке на открытых к настоящему времени месторождениях может полностью обеспечить потребности этого региона и поставки нефти в Китай.

Согласно проекту ОАО «НК «ЮКОС» и ОАО «АК «Транснефть» предполагается строительство нефтепровода Ангарск — Дацин для поставки западносибирской (из месторождений Томской области и ХМАО), а в последующем восточносибирской и якутской нефти. Реализация проекта намечена на 2005 г. Планируется, что первоначальная пропускная способность однониточного нефтепровода составит 20 млн. т в год, а в последующем за счет введения дополнительного числа насосных станций поставки нефти по этому проекту могут быть увеличены до 30 млн. т. Инвестиционные затраты по российской территории составляют 2,2-2,4 млрд. долларов США, с учетом китайской части — около 3 млрд. долларов США (в ценах 2002 г.). После подключения к системе месторождений Восточной Сибири и Республики Саха потребуется строительство дополнительной нитки на участке Ангарск — граница КНР.

Программа 1.2. Удовлетворение внутренних потребностей в нефти и экспорт нефти в страны АТР через бухту Перевозная, программа предусматривает завершение разведки только открытых месторождений. При реализации этого проекта поставки нефти на восток из Западной Сибири будут необходимы в течение всего рассматриваемого периода; максимальной величины, до 50 млн. т в год, они достигнут в 2007 -2015 гг. Строительство нефтепровода от Читы до бухты Перевозная потребует инвестиции в объеме 3,0 -3,1 млрд. долларов США.

Программа 1.3. Удовлетворение внутренних потребностей в нефти и экспорт нефти в страны АТР. включая Китай через Дацин и бухту Перевозная, программа предусматривает завершение разведки только открытых месторождений. При реализации этого проекта поставки нефти на восток из Западной Сибири будут необходимы в течение всего рассматриваемого период; максимальной величины, до 75 -80 млн. т в год, они достигнут в 2013 — 2015 гг.

Как было показано выше, при активном проведении геологоразведочных работ к 2020 г. добыча нефти в Восточной Сибири и Республике Саха может быть доведена до 100 — 110 млн. т нефти в год, что обеспечит экспорт на Тихоокеанское побережье 50 млн. т нефти. Сырьевой потенциал восточных районов России позволяет обеспечить необходимый прирост запасов. Но для этого необходимы дополнительные инвестиции в геологоразведку в объеме свыше 12 млрд. долларов США. Рассмотрим аналогичные экспортные программы в этом случае.

Программа 2.1. Удовлетворение внутренних потребностей в нефти и экспорт нефти в Китай на Дацин, программа предусматривает завершение разведки открытых месторождений и активный прирост запасов на новых лицензионных участках. Согласно рассмотренным выше прогнозам вновь принято, что добыча нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) может быть доведена к 2010 г. только до 5 — 10 млн. т. В 2010 г. для удовлетворения потребностей в нефти Восточной Сибири и Дальнего Востока и экспорта в Китай нужно будет направить из Западной Сибири на восток 37 — 40 млн. т нефти.

После 2010 г. поставки нефти из Западной Сибири в Восточную начнут быстро сокращаться и к 2015 г. будут прекращены полностью. С 2017 г. появится избыточная нефть для увеличения экспорта в Китай либо для начала реализации тихоокеанского проекта.

Программа 2.2. Удовлетворение внутренних потребностей в нефти и экспорт нефти в страны АТР через бухту Перевозная, программа предусматривает завершение разведки открытых месторождений и активный прирост запасов на новых лицензионных участках. При реализации этого проекта поставки нефти на восток из Западной Сибири будут необходимы до 2017 — 2018 гг.

Программа 2.3. Удовлетворение внутренних потребностей в нефти и экспорт нефти в страны АТР, включая Китай через Дацин и бухту Перевозная, программа предусматривает завершение разведки открытых месторождений и активный прирост запасов на новых лицензионных участках. При реализации этого проекта поставки нефти на восток из Западной Сибири будут необходимы до 2020 г. В это же время возникнет избыток нефти для увеличения ее экспорта по любому из рассмотренных направлений.

Реализация этой программы в два этапа позволит ускорить начало реализации программы, сократит сроки ее окупаемости, повысит инвестиционную привлекательность.

Для обеспечения долгосрочной коммерческой эффективности поставок и геополитических интересов страны следует построить магистральный нефтепровод «Восточная Сибирь — Дальний Восток» от Ангарска к дальневосточному порту бухта Перевозная. Обсуждается два возможных варианта — северный и южный. Северный маршрут проходит вдоль трассы БАМ.

АК «Транснефть» подготовлено технико-экономического обоснование проекта нефтепровода восточного направления «Ангарск — Казачинское -Тында — Сковородино — Хабаровск — Перевозная» с пропускной способностью около 50 млн. т. нефти в год. Объем инвестиций в его реализацию по различным оценкам составит около 6,0 млрд. долларов США. Предполагается, что при реализации программы экспорта нефти в Китай отвод на Дацин будет сделан в районе Тынды.

Южный маршрут предполагает строительство нефтепровода вдоль транссибирской железнодорожной магистрали с отводом на Забайкальск -Дацин.

Достоинства северного проекта по сравнению с южным:

• при экспорте по нефтепроводу верхнечонской и талаканской нефти стоимость транспорта каждой тонны нефти снижается на 2 долларов США;
• сокращается длина нефтепровода от Усть-Кута до бухты Перевозная на 500 — 700 км.;
• при реализации южного маршрута возникает трудность, связанная с необходимостью его прокладки через Тункинский национальный парк в Бурятии, в рамках северного маршрута этой проблемы нет. Преодоление этой трудности возможно только путем законодательного разрешения на строительство применительно к этому конкретному случаю как исключительно важному для социально-экономического развития России, Забайкалья и Дальнего Востока.

Недостатки этого проекта по сравнению с южным:

• при экспорте по нефтепроводу западно-сибирской и юрубчено-тохомской нефти стоимость транспорта каждой тонны нефти возрастает на 5 долл. США, при значительном транспорте нефти из Западной Сибири и Юрубчено-Тохомской зоны затраты на прокачку нефти до границы с Китаем и Тихоокеанского побережья увеличатся по сравнению с южным вариантом за 25 лет на 2,9 млрд. долл., при увеличении добычи нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) до 120 -130 млн. т разница в стоимости транспорта нефти по северному и южному маршрутам меньше, но за 25 лет она и в этом случает составит 1,1 млрд. долл.;
• нет оценки возможности прокладки нефтепровода из-за высокой сейсмичности трассы;
• нет оценки технической возможности и стоимости прокладки нефтепровода в зоне Северо-Муйского и других тоннелей;
• нецелесообразно вести по этой трассе газопровод из-за его удаленности от потенциальных потребителей в Иркутской области и Забайкалье;
• невозможность совместить трассы газопровода и конденсатопровода (потребители конденсата на юге Иркутской области);
• при выборе южной трассы Китай по материалам Министерства иностранных дел готов активно участвовать в инвестировании российской части проекта.

Оба проекта предусматривают, что часть трасс будет проходить по водосборной территории озера Байкал.

Необходима тщательная экспертиза обоих проектов.

К содержанию

Развитие газовой промышленности

В рамках проекта формирования газопроводной системы «Восточная Сибирь — Дальний Восток», разработанного специалистами института геологии нефти и газа СО РАН под руководством академика А.Э. Конторовича, основанного на крупномасштабных экспортных поставках сетевого газа из России в АТР, предполагается в 2007-2015 гг. соединить трубопроводной сетью газодобывающие центры Эвенкии, Иркутской области, западных районов Республики Саха (Лено-Тунгусская нефтегазоносная область) и построить магистральный газопровод на восток до российских портов на Дальнем Востоке. Основная трасса должна будет пройти по маршруту Иркутск — Чита — Хабаровск — Владивосток -бухта Перевозная. На всем протяжении трассы необходимо сооружение газопроводов-отводов для поставок сетевого газа в промышленные и сельскохозяйственные центры Восточной Сибири и Дальнего Востока, северные районы Монголии и северо-восток Китая. Капитальные вложения в создание первой очереди газопроводной системы, соединяющей основные месторождения Лено-Тунгусской нефтегазоносной области с выходом к Иркутску, составят около 7,0 млрд. долларов США, в сооружение магистрального газопровода к дальневосточным портам от Иркутска с отводами на Китай — еще 8-9 млрд. долларов США (в ценах 2002 г.). На тихоокеанском побережье (Находка, Бухта Перевозная) необходимо создать инфраструктуру по сжижению газа и отгрузке СПГ. Инвестиции в строительство двух крупных заводов по сжижению природного газа составят около 2 млрд. долларов США (в ценах 2002 г.).

Сжиженный природный газ может поставляться, прежде всего, на рынки стран с развитой инфраструктурой газопотребления — Южная Корея, Япония, Тайвань, Тихоокеанское побережье США. По мере формирования системы газообеспечения в континентальном Китае будут возрастать поставки СПГ в прибрежные районы этой страны — Циндао, Далянь, Шанхай, Чжоушань, Чжаоинь, Сунюй.

Возможны также экспортные поставки сетевого природного газа в Японию, Корею и Китай. Это предполагает развитие системы «Северный Сахалин — Дальний Восток». Строящийся газопровод Комсомольск -Хабаровск — Владивосток может быть продлен в Северо-Западные районы КНР и на Корейский полуостров. В районе Хабаровска газопровод должен быть соединен с системой «Восточная Сибирь — Дальний Восток». Завершение строительства участка Хабаровск — Владивосток предполагается к 2008 г. Капитальные вложения составят около .460 млн. долларов США (в ценах 2002 г.).

Формирование системы «Южный Сахалин — Япония». Возможно продление проектируемого транссахалинского газопровода через пролив Лаперуза к острову Хоккайдо и далее вдоль тихоокеанского побережья острова Хонсю до префектуры Тиба в непосредственной близости от Токио, либо по дну Японского моря вдоль северо-западного побережья острова Хонсю до города Ниигата. Реализация проекта возможна не ранее 2006 г., инвестиции в зависимости от варианта прокладки трубопровода могут составить от 1,5 до 2,5 млрд. долларов США (в ценах 2002 г.).

К содержанию

О Программе создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР

Проект Программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР, разработанный в соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 16 июля 2002 № 975-р совместно Минэнерго России и ОАО «Газпром», базируется на следующих основных принципах:

• приоритетности удовлетворения спроса на газ российских потребителей и создании максимально благоприятных условий для социально-экономического развития Восточной Сибири и Дальнего Востока;
• формировании системы договорных цен на газ, складывающихся с учетом спроса — предложения и конкуренции с другими энергоносителями;
• необходимости поддержания устойчивого газоснабжения в России посредством расширения Единой системы газоснабжения (ЕСГ) на восток России;
• оптимизации структуры топливно-энергетического баланса (ТЭБ) региона и обеспечении рациональной доли природного газа в структуре ТЭБ;
• реализации единой экспортной политики на базе единого экспортного канала;
• координации и оптимизации развития газовой промышленности на востоке России с целью повышения экономической эффективности перспективных проектов освоения месторождений и транспортировки газа в соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 16 июля 2002 года №975-р.

Реализация Программы позволит достичь наибольшего мультипликативного экономического эффекта, так как предполагает создание условий комплексного освоения базовых месторождений региона, способствует развитию в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке новых производств и отраслей промышленности, обеспечивает газификацию регионов без ущерба для угольной промышленности.

Программа содержит оптимальную с точки зрения эффективности и энергетической безопасности государства этапность реализации газовых проектов по срокам, инвестициям и техническим решениям, четко формирует принципы экспортной политики.

Программой предусмотрено четыре этапа формирования газовой промышленности на востоке страны.

На первом этапе (2007 год) предлагается вовлечение в разработку Ковыктинского газоконденсатного месторождения (ГКМ) и организация газоснабжения промышленных центров Иркутской области.

Второй этап предусматривает расширение Единой системы газоснабжения на восток за счет продления газопровода Проскоково (Кемеровская область) — Ковыктинское ГКМ. Это позволит уже в 2009-2010 годах газифицировать промышленный пояс юга Красноярского края и с 2010 года начать поставку в ЕСГ восточносибирского газа. С 2012 года эти объёмы превысят 20 млрд. куб. м, а в перспективе могут достичь 30 млрд. куб. м.

Диверсификация источников подачи газа в ЕСГ за счет подключения восточносибирского газа будет иметь очень важное значение для поддержания устойчивого газоснабжения в целом по России. Это в первую очередь связано с тем. что газ Ковыктинского ГКМ при поставках в ЕСГ по ценовым характеристикам будет конкурентоспособен с газом полуострова Ямал и среднеазиатским газом.

С 2009 года предлагается начать разработку Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) в Республике Саха (Якутия), которое рассматривается в качестве базового для газоснабжения юга Якутии и Амурской области. Кроме того, Чаяндинское НГКМ должно стать базовым месторождением для решения по экспорту российского газа в страны АТР, так как газ этого месторождения является наиболее удаленным от границ России и дорогостоящим. Такой подход позволит недопустить ценовую конкуренцию между российскими поставщиками газа на внешнем рынке; необоснованного занижения цены для получения краткосрочной коммерческой выгоды при экспорте газа из районов, расположенных ближе к границам.

В 2010 году планируется завершение строительства газопровода Сахалин — Владивосток.

На третьем этапе (2012-2013 годы) начинается промышленная добыча газа на месторождениях Красноярского края, что позволит увеличить объемы его подачи потребителям края и в ЕСГ.

На четвертом этапе производится продолжение строительства газопроводов-отводов и газораспределительных сетей. В перспективе возможно строительство межсистемных перемычек в направлениях Ковыктинское ГКМ — Чаяндинское НГКМ и Благовещенск — Биробиджан, что позволит создать ЕСГ России от западных границ Российской Федерации до Тихого океана. Экспорт российского газа в страны АТР.

В Программе предполагается решать экспортные задачи за счет газа Чаяндинского НГКМ, как более удаленного и дорогостоящего, а также газа месторождений шельфа острова Сахалин, что позволит на долгосрочный период закрепить эффективные ценовые условия на экспортные поставки газа, которые обеспечат:

• дальнейшее развитие ресурсной базы в целях надежного газоснабжения российских и зарубежных потребителей;
• обустройство новых месторождений;
• расширение и реконструкцию газотранспортных мощностей;
• более значительные поступления в федеральный бюджет от экспорта газа.

Рассматриваются следующие экспортные маршруты поставки российского газа. Газ Чаяндинского НГКМ подается в КНДР и Республику Корея с отводом на Китай. Реализация этого проекта целесообразна с 2009-2010 годов, так как в соответствии с маркетинговыми исследованиями в указанных странах появляется устойчивый спрос на российский газ.

Что касается предложения ОАО «Транснефть» о прохождении в одном коридоре нефтепровода Ангарск — бухта Перевозная и газопровода Чаяндинское НГКМ- КНДР — Республика Корея, то анализ проектных данных показал:

• указанные трубопроводы имеют только один участок совместного прохождения протяженностью 603 км;
• протяженность единого коридора совместного прохождения трасс трубопроводов до г. Владивосток в случае значительной корректировки маршрута нефтепровода или газопровода может быть увеличена до 2750 км;
• сроки реализации проектов строительства нефтепровода и газопровода могут быть различны. Разница в сроках может составить 3-5 лет, что, в этом случае, не позволит синхронизировать строительство;
• направление трассы газопровода с Чаяндинского НГКМ на Находку со строительством терминала СПГ приводит к значительному удорожанию проекта и неконкурентоспособности газа как на российском, так и на зарубежных рынках;
• снижение стоимости строительства при увеличении протяженности совместного прохождения трасс газо- и нефтепровода до Находки не компенсирует экономических потерь, связанных с удорожанием проекта газопровода.

Возможны варианты поставки сахалинского газа по материку в КНДР и Республику Корея, что обеспечивает при этом газификацию российских потребителей и развитие газохимической промышленности в регионе.

Республика Корея поддерживает проект поставки российского газа на ее территорию через КНДР как важный вклад России в процесс объединения двух корейских государств.

Сахалинские проекты занимают важное место в развитии газовой отрасли региона. Однако реализуемые практически только иностранными компаниями на условиях СРП проекты Сахалин-1 и Сахалин-2 не ориентированы на обеспечение потребностей в газе российских потребителей, что определяет целесообразность внесения корректировок в условия СРП для удовлетворения потребности внутреннего рынка.

Была произведена сравнительная оценка Программы ОАО «Газпром» и предложений СО РАН, в результате которой были отмечены общие позиции и разногласия.

Общие позиции имеются по следующим вопросам:

1. Дается одинаковая оценка ресурсной базы и объемов добычи газа.
2. Предполагается формирование цен на газ в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке на рыночных принципах, что должно обеспечить рентабельность планируемых проектов освоения газовых месторождений при поставках газа российским потребителям и создании газотранспортной инфраструктуры.
3. Подчеркивается стратегическое значение гелия, предполагается обязательное его выделение, хранение и реализация под государственным контролем.
4. Схожим образом оценивается емкость рынка стран АТР -основных потенциальных потребителей российского газа: Китая, Японии, Республики Корея.
5. В рамках проекта «Сахалин-2» предусматривается экспорт сжиженного газа, а проекты «Сахалин-1, 3, 4, 5, 6» могут обеспечить газификацию Хабаровского и Приморского краев и Сахалинской области, а также экспорт газа.

Имеются существенные разногласия по следующим вопросам:

1. Программа ОАО «Газпром» базируется на приоритетности удовлетворения спроса на газ российских потребителей, в то время как предложения СО РАН предусматривают приоритетность экспорта газа с Ковыктинского ГКМ и других месторождений.
2. Программа ОАО «Газпром» предполагает решать экспортные задачи за счет газа Чаяндинского НГКМ, как более удаленного и дорогостоящего, что должно обеспечить рентабельность экспорта газа других месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока. Газ с Ковыктинского ГКМ предусматривается для газификации промышленного пояса юга Красноярского края и Иркутской области, а с 2009 года -поставки потребителям других регионов России через ЕСГ.
   Предложения СО РАН предполагают экспорт газа с Ковыктинского ГКМ и строительство завода по сжижению газа с Чаяндинского НГКМ в бухте Перевозная для последующего экспорта, что по мнению ОАО «Газпром» влечет за собой удорожание проекта и приводит к неконкурентоспособности газа на внутреннем и зарубежных рынках.
3. Программа ОАО «Газпром» предусматривает разработку специальных мер государственной поддержки и управления Программой при расширении ЕСГ России в Восточную Сибирь и Дальний Восток.

К содержанию

Условия формирования новых крупных центров нефтегазодобычи на востоке страны и выхода на энергетический рынок АТР

Отсутствие полномасштабного использования имеющейся ресурсной базы и на этой основе эффективного развития отраслей обрабатывающей промышленности, транспортной и коммунальной инфраструктуры приводит к серьезным социально-экономическим трудностям в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока (низкий уровень жизни большинства населения, перебои с энергообеспечением, высокая зависимость от привозного сырья), что сдерживает развитие экономики региона, усиливает негативные миграционные процессы и способствует ускорению депопуляции на значительной части этой территории.

Формирование на востоке страны — в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке — новых крупных центров добычи нефти и газа международного значения следует проводить в рамках долгосрочной государственной стратегии, позволяющей реализовать экономические и геополитические интересы России, обеспечить ее территориальную целостность и национальную безопасность. В рамках стратегии государство, особенно на начальной стадии, должно проводить активную инвестиционную политику в секторах, структурно сдерживающих развитие восточных регионов страны:

• государство, нефтегазовые и энергетические компании, инвесторы из стран — потенциальных потребителей нефти и газа, должны осуществлять крупные капитальные вложения в создание объектов транспортной и энергетической инфраструктуры;
• необходимы значительные капитальные вложения за счет средств федерального и региональных бюджетов в развитие социальной сферы;
• следует резко увеличить финансирование региональных геологоразведочных работ в районах предполагаемого прохождения нефте- и газопроводов, что повысит инвестиционную привлекательность освоения уже открытых месторождений, позволит расширить количество объектов лицензирования;
• важно разработать и последовательно осуществлять программу лицензирования недр с целью увеличения инвестиций в геологоразведочные работы и быстрого наращивания запасов нефти и газа; особое внимание следует обратить на научное обоснование лицензионных соглашений в части уровней прироста запасов, необходимых объемов геологоразведочных работ, сроков ввода месторождений в разработку и уровней добычи нефти и газа. Ассигнования на геологоразведочные работы должны составить 18,4 млрд. долларов США, в том числе для проведения региональных и поисково-оценочных работ за счет средств федерального бюджета около 1,0 млрд. долларов США
• необходимо резко активизировать хозяйственную деятельность в регионе компаний с государственным участием (ОАО «Газпром», ОАО «НК «Роснефть», ОАО «АК «Транснефть» и др.), что уже в среднесрочной перспективе несомненно окажет влияние на рост их капитализации, увеличит доходы бюджета в случае продажи государственных пакетов акций;
• для обеспечения комплексного использования углеводородного сырья необходимы дополнительные инвестиции для создания газоперерабатывающей и гелиевой промышленности, которые могут быть выделены из государственного бюджета, либо привлечены под гарантии Правительства РФ; необходима специальная программа в области развития переработки газа, выделения этана и пропан-бутановой фракции, развития промышленности по выделению, хранению, сжижению и транспорту гелия; развитие газоперерабатывающей и газохимической промышленности в Восточной Сибири увеличит долю добавленной стоимости в цене продукции, оставляемую в регионе и стране, повысит качество энергетического газа, позволит обеспечить возрастающие потребности России в полимерной продукции, выйти с крупными поставками на емкий рынок полиэтилена Тихоокеанского побережья США и быстрорастущие рынки стран Восточной и Юго-Восточной Азии; развитие гелиевой промышленности стимулирует рост многих высокотехнологичных гражданских и военных секторов экономики, включая энергетику» космос, медицину, НИОКР, сделает Россию крупнейшим производителем и экспортером гелия, а после 2015 г. — его самым крупным поставщиком на мировой рынок.

Важнейшим инструментом формирования источников для капитальных вложений в восточные нефтегазовые проекты должно стать изменение структуры относительных цен в энергетическом секторе при совершенствовании расчетно-финансовых отношений. Необходимо последовательное сокращении разрыва между внутрироссийскими и международными ценами на нефть, нефтепродукты и газ за вычетом транспортной составляющей и таможенного тарифа.

В рамках стратегии освоения нефтегазового потенциала Восточной Сибири и Дальнего Востока и выхода на энергетический рынок АТР и Тихоокеанского побережья США необходима активная координация государством деятельности частных компаний, участвующих в ее реализации:

• необходима координация государством деятельности компаний для проведения согласованной политики с другими поставщиками энергии и энергоносителей на конкурентные международные рынки;
• учитывая особенности формирования и эксплуатации систем сверхдальнего транспорта газа, чрезвычайно важным для обеспечения экономической безопасности России является недопущение ценовой конкуренции между российскими поставщиками газа на внешнем рынке, необоснованное занижение цены для получения краткосрочной коммерческой выгоды при экспорте газа из отдельных районов; необходимо на федеральном уровне выработать принципы единой экспортной ценовой политики на природный газ и осуществлять контроль за ее реализацией;
• должна существовать возможность оказания дипломатической поддержки участию российских компаний в создании либо приобретении энергетических объектов в странах — потенциальных потребителях российской энергии и энергоносителей, что позволит изнутри контролировать сферу энергообеспечения в этом важном регионе мира, обеспечить востребованность энергетических поставок.

К содержанию

Потребность в инвестициях. Эффективность проектов

Оценки показывают, что при интенсивном варианте реализации программы формирования новых крупных центров добычи нефти и газа в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) потребуются инвестиции в объеме 86,8 млрд. долл., в том числе, в геологоразведочные работы — 14,5 млрд. долл., в обустройство месторождений — 42,3 млрд. долл. США, в нефте- и газопроводы внутри Лено-Тунгусской провинции н системы переработки и хранения газа, в том числе гелия — 10,4 млрд. долл. США, в систему магистральных нефте- и газопроводов, терминалы и заводы по производству СПГ 19.6 млрд. долл. США.

При организации поставок нефти из Восточной Сибири и Республики Саха на экспорт через Дацин либо через порты на тихоокеанском побережье России чистая прибыль от реализации каждой тонны нефти составит при цене нефти 13,5 долл./барр. — от 7 до 25 долл., при цене 22 долл./барр. — от 32 до 50 долл., при цене 28 долл./барр. — от 45 до 65 долл. в зависимости от месторождений и регионов поставки нефти.

В структуре цены доля прибыли составит: при цене нефти 13,5 долл./барр. — от 6,5% до 29%, при цене 22 долл./барр. — от 22% до 32%, при цене 28 долл./барр. — от 22% до 34% в зависимости от месторождений и регионов поставки нефти.

При реализации проекта с выходом в Восточной Сибири и Республике Саха добычи нефти на уровень 55-60 млн. т чистая прибыль компаний составит до 2030 г. свыше 55 млрд. долл., в бюджеты всех уровней поступит свыше 30 млрд. долл. При выходе добычи на уровень 110 — 120 млн. т чистая прибыль компаний составит за это же время свыше 120 млрд. долл., в бюджеты всех уровней поступит свыше 45 млрд. долл.

Освоение энергетического, прежде всего, нефтегазового, потенциала Восточной Сибири и Дальнего Востока обеспечит долгосрочное устойчивое развитие экономики и энергетики этого ключевого макрорегиона России, повысит территориальную сбалансированность энергопроизводства и энергопотребления в стране, позволит России занять достойное место среди поставщиков нефти, газа и продуктов их переработки на рынке АТР и Тихоокеанского побережья Северной Америки.

К содержанию

Выводы

1. Согласно оценке, выполненной ИГНГ СО РАН, на территории и акватории Восточной Сибири и Дальнего Востока начальные извлекаемые ресурсы нафтидов равны 85-90 млрд. т условных углеводородов (УУВ), в том числе нефти 20-22 млрд. т, попутного газа — 1,5-2 трлн.м3, свободного газа — 58-61 трлн. м3 , конденсата — 3-5 млрд.т.
2. Разведанные запасы нефти (категории A+B+C1) согласно предварительной оценке по состоянию на 1.01.2003г. составили в Восточной Сибири 373,5 млн. т, на Дальнем Востоке — 415,2 млн. т, в том числе на шельфе Охотского моря — 165,3 млн. т; предварительно оцененные запасы нефти (категории С1) составляют в этих регионах 655,0 млн. т и 253,1 млн. т (в том числе на шельфе 144,8 млн. т), соответственно.
3. Разведанные запасы свободного газа (включая газ газовых шапок) по состоянию на 01.01.2003г. составили в Восточной Сибири 1970,7 млрд. м», на Дальнем Востоке — 2002,5 млрд. м3, в том числе на шельфе Охотского моря — 735,9 млрд. м3, предварительно оцененные запасы, соответственно, равны 1730,0 млрд. м3 и 1349,4 млрд. м3 , в том числе на шельфе Охотского моря 267,3 млрд. м3.
4. В случае обеспечения достаточного уровня инвестиций в региональные геолого-геофизические работы, поиски, разведку и разработку месторождений, создание перерабатывающей и транспортной инфраструктуры объем добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке может быть доведен к 2020г. до 100-110 млн. т с последующим поддержанием на этом уровне или незначительным ростом.
5. На основе только доказанных и, частично, вероятных запасов Красноярского края. Республики Саха, Иркутской и Сахалинской областей, при условии создания соответствующей транспортной инфраструктуры, с учетом внутреннего и внешнего платежеспособного спроса суммарная годовая добыча газа в регионе может быть доведена к 2020 г. до 120-140 млрд. м3 . В случае введения за пределами 2020 г. в хозяйственный оборот месторождений, открытие которых с большой вероятностью прогнозируется на рассматриваемой территории и акватории добыча газа может быть увеличена до 140-155 млрд. м3. Ежегодная добыча гелия уже к 2020 г. может быть доведена до 135 млн. м3 в год.
6. Приоритетной задачей при формировании новых центров добычи нефти и газа в Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции является завершение разведки выявленных уникальных месторождений (Юрубченр-Тохомское, Ковыктинское), региональное изучение территории, ускоренное выявление и разведка новых месторождений нефти и газа, в первую очередь вблизи трасс проектируемых нефте- и газопроводов. Ассигнования на геологоразведочные работы должны составить не менее 14,5 млрд. долларов США
7. Газ месторождений Восточной Сибири и Республики Саха содержит в значительных концентрациях этан, пропан, бутаны, конденсат и гелий. Это предполагает создание в Восточной Сибири системы транспорта этих продуктов и мощностей по переработке газа, с выделением этана, пропан-бутановой фракции, конденсата, развития существующих (Ангарский нефтехимический комбинат, Саянскхимпласт, Усольехимпром и др.) и формирования новых предприятий нефте- и газохимической промышленности, строительство заводов по выделению гелия и его хранилищ.
8. Спрос на нефть в АТР увеличится к 2010 г. до 1580-1650 млн. т в год, к 2020 г. — до 2070-2200 млн. т, к 2030 г. — до 2350-2480 млн. т.. Спрос на нефть в Китае увеличится к 2010 г. до 390-410 млн. т в год. к- 2020 г. -до 560-580 млн. т. к 2030 г. — до 620-650 млн. т, в Японии — к- 2010 г. до 260-280 млн. т в год, к 2020 г. — до 280-310 млн. т, к 2030 г. — до 290-320 млн. т, в Южной Корее — к 2010 г. до 145-155 млн. т в год. к 2020 г. — до 150-170 млн. т. к- 2030г. — до 150-175 млн. т. Таким образом, рынок нефти и нефтепродуктов Северо-Восточной Азии — основного перспективного направления экспорта из России в АТР — в ближайшие десятилетия будет расти главным образом за счет Китая.
9. Спрос на газ в АТР возрастет к 2010г. до 530-550 млрд. м3 в год, к 2020 г. — до 770-820 млрд. м3, к 2030 г. — до 1000-1100 млрд. м3. В том числе, в Китае — к 2010 г. до 80-100 млрд. м3 в год, к 2020 г. — до 190-220 млрд. м3, к 2030 г. — до 320-380 млрд. м3, в Японии — к 2010 г. до 90-95 млрд. м3 в год, к 2020 г. — до 100-120 млрд. м3, к 2030 г. — до 120-150 млрд. м3, в Южной Корее — к 2010 г. до 40-45 млрд. м3, к 2020 г. -до 50-60 млрд. м3, к 2030 г. — до 80-100 млрд. м3.
10. После удовлетворения внутренних потребностей страны из Западной и Восточной Сибири, Республики Саха и Сахалина после 2020 гг. можно будет экспортировать в страны АТР 100 — 110 млн. тонн нефти. Совокупный экспорт газа из России на рынок АТР, включая возможные поставки из Западной Сибири через территорию Алтайского края и Республики Горный Алтай в северо-западные районы КНР, может быть доведен к 2020-2025 гг. до 100-140 млрд. м3 в год, а к 2030 г. — до 130-165 млрд. м3 в год.
11. При интенсивном варианте реализация программы формирования новых крупных центров добычи нефти и газа в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) потребует инвестиции в объеме 86,8 млрд. долл., в том числе, в геологоразведочные работы — 14,5 млрд. долл., в обустройство месторождений — 42,3 млрд. долл., в нефте- и газопроводы внутри Лено-Тунгусской провинции и системы переработки и хранения газа, в том числе гелия — 10,4 млрд. долл., в систему магистральных нефте- и газопроводов, терминалы и заводы по производству СПГ 19,6 млрд. долл.
12. При реализации проекта с выходом в Восточной Сибири и Республике Саха добычи нефти на уровень 55 — 60 млн. т чистая прибыль компаний составит до 2030 г. свыше 55 млрд. долл., в бюджеты всех уровней поступит свыше 30 млрд. долл. При выходе добычи на уровень 110-120 млн. т чистая прибыль компаний составит за это же время свыше 120 млрд. долл., в бюджеты всех уровней поступит свыше 45 млрд. долл.
13. Формирование на востоке страны — в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке — новых крупных центров добычи нефти и газа международного значения следует проводить в рамках долгосрочной государственной стратегии, позволяющей реализовать экономические и геополитические интересы России, обеспечить ее территориальную целостность и национальную безопасность. В рамках стратегии государство, особенно на начальной стадии, должно проводить активную инвестиционную политику в секторах, структурно сдерживающих развитие восточных регионов страны.
14. Важнейшим инструментом государственного регулирования рационального топливно-энергетического баланса Восточной Сибири и Забайкалья с тем, чтобы не нанести серьезного ущерба угольной промышленности региона, должно стать изменение структуры относительных цен в энергетическом секторе, в первую очередь установление цен на газ, при которых уголь мог бы конкурировать с ним. Предполагается формирование цен на газ в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке на рыночных принципах, что должно обеспечить рентабельность планируемых проектов освоения газовых месторождений при поставках газа российским потребителям и создании газотранспортной инфраструктуры.
15. В рамках стратегии освоения нефтегазового потенциала Восточной Сибири и Дальнего Востока и выхода на энергетический и нефтехимический рынок АТР и Тихоокеанского побережья США необходима активная координация государством деятельности частных компаний, участвующих в ее реализации.
16. Должна существовать возможность оказания дипломатической поддержки участию российских компаний в создании либо приобретении объектов нефтегазообеспечения в странах -потенциальных потребителях российского сырья, продуктов нефтегазопереработки и нефтегазохимии, что позволит регулировать уровень и структуру спроса, обеспечить востребованность экспортных поставок.

* * *

Освоение энергетического, прежде всего — нефтегазового, потенциала Восточной Сибири и Дальнего Востока обеспечит долгосрочное устойчивое развитие экономики и энергетики этого ключевого макрорегиона России, повысит территориальную сбалансированность энергопроизводства и энергопотребления в стране, позволит России занять достойное место среди поставщиков нефти, газа и продуктов их переработки на рынке АТР и Тихоокеанского побережья Северной Америки.

Реализация программы развития нефтегазового комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока является одним из важнейших элементов «Энергетической стратегии России на период до 2020 г.»