levitra bitcoin

+7(495) 123-XXXX  Moscow RF

Magazines

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
There is no translation available.

А.Э. Конторович,  (Директор, доктор геолого-минералогических наук, профессор, академик РАН, ИНГГ СО РАН им. А.А.Трофимука)

А.Г. Коржубаев,  (Зав. отделом, доктор экономических наук, профессор, ИНГГ СО РАН им. А.А.Трофимука, ИНГГ СО РАН им. А.А.Трофимука)

Л.В. Эдер,  (Ст. научный сотрудник, кандидат экономических наук, ИНГГ СО РАН им. А.А.Трофимука)

Журнал «Минеральные ресурсы России. Экономика и управление» # 2008-1
 

 

Анализ состояния и развития российской и международной систем энергообеспечения указывает на дальнейшее увеличение в ближайшие десятилетия мирового потребления энергетических ресурсов, прежде всего – углеводородов (УВ). В региональном плане наиболее быстро спрос на нефть и газ будет возрастать в странах Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), главным образом в КНР, Индии, Индонезии, Малайзии, Вьетнаме, Таиланде, на Филиппинах. Для обеспечения возрастающих энергетических потребностей стран АТР внутрирегиональных источников ни сейчас, ни в будущем недостаточно; необходимо значительное наращивание поставок энергоносителей, прежде всего нефти и газа, из других регионов мира.

Из перспективных глобальных источников энергетического сырья к наиболее емким рынкам АТР, прежде всего к быстрорастущему, потенциально крупнейшему в мире потребителю нефти и газа – Китаю, к самому крупному в регионе импортеру энергоносителей – Японии, к технологически развитому (на котором поддержку спроса обеспечивают крупнейшие терминалы, НПЗ, развитые системы трубопроводов, ПХГ и др.) и надежному в мире рынку – Республике Корея, наиболее приближены месторождения УВ Западной Сибири, Восточной Сибири и Дальнего Востока.

Состояние и перспективы увеличения разведанных запасов газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке при наличии соответствующих инвестиций позволяют удовлетворить внутренние потребности восточных регионов России и организовать значительные экспортные поставки на рынки стран АТР. Согласно оценкам специалистов СО РАН добывные возможности месторождений и перспективных объектов газа Западной Сибири превышают 1,2 трлн м3 в год, Восточной Сибири и Дальнего Востока – 210 млрд м3 в год. Реальные объемы добычи будут определяться уровнем инвестиций в производственную и транспортную инфраструктуры, состоянием платежеспособного спроса и цен на внутреннем и международных рынках.

Природный газ приобретает ключевое положение на рынках Северо-Восточной Азии. Этот энергоноситель наиболее экологически безопасен, так как используется в качестве топлива для энергосберегающих технологий при выработке электроэнергии газотурбинными установками замкнутого цикла и использовании топливных элементов на АЭС.

Создание экспортной инфраструктуры газа из Сибири и Дальнего Востока на рынки АТР требует решения нескольких вопросов, касающихся:

  1. гарантии закупок определенных объемов газа со стороны стран-импортеров;
  2. определения эффективных цен поставок;
  3. создания в Восточной Сибири крупного нефтегазохимического комплекса для переработки жирных газов и выделения ценных газовых компонентов (гелия и др.);
  4. системного формирования условий поставок энергетического газа в соответствии с гарантиями закупок продуктов глубокой переработки.
Потребление и прогноз спроса на газ в АТР

Страны АТР представляют наиболее динамично развивающийся международный рынок природного газа. В последние десятилетия (конец ХХ – начало XXI вв.) рост спроса на газ в АТР и развитие систем газообеспечения происходили более быстрыми темпами, чем в мире в целом, что привело к увеличению доли региона в структуре глобального газопотребления. В 1970г. использование газа в АТР составляло 15,7 млрд м3, в 1980г. – 70,4 млрд м3, в 1990 г. – 158,6 млрд м3, а в 2006 г. достигло 438,5 млрд м3, что превысило 15 % глобального потребления (рис. 1).

 

Динамика потребления газа в странах АТР представлена в табл. 1.

Таблица 1.

Потребление газа в странах АТР в 1970-2006 гг.


Страна


Показатели потребления по годам, млрд м3

1970

1980

1990

2000

2006

КНР*

3,7

13,9

15,0

26,1

58,0

Япония

4,0

24,9

49,9

74,9

84,6

Республика Корея

3,4

21,0

34,2

Прочие

8,0

31,7

90,4

175,8

264,2

Всего

15,7

70,4

158,6

297,8

438,5

* Включая Сянган (Гонконг) – с 1997 г. и Аомэнь (Макао) – с 1999 г.

В условиях совершенствования технологических систем и повышения экономической эффективности транспорта сжиженного природного газа (СПГ) при ограниченности сырьевой базы природного газа в регионе в конце ХХ – начале XXI вв. в АТР происходит резкое увеличение внерегионального импорта (рис. 2).

 

Основными поставщиками СПГ на рынок АТР, помимо региональных производителей (Индонезия, Малайзия, Австралия, Мьянма, Бруней), в настоящее время выступают страны Ближнего Востока (Оман, Катар, ОАЭ), а также Северной и Западной Африки (Алжир, Египет, Нигерия). Небольшие объемы СПГ на рынок Японии и Республики Корея поставляются из США (Аляска) и Тринидада и Тобаго.

Развитие экономики большинства стран АТР происходит в основном по индустриальной модели Европы и Северной Америки с лагом в 25-35 лет (в зависимости от сегмента). Осуществляется массовое внедрение существующих промышленных, энергетических и транспортных технологий с эксплуатационным ресурсом не менее 20-30 лет. В части формирования инфраструктуры использования газа лидером является наиболее технологически развитая страна региона – Япония, где в 1980-1990-е гг. потребление газа возрастало наиболее быстро, а со второй половины 1990-х гг. схожие процессы имеют место в Республике Корея и с начала 2000-х гг. – в КНР (рис. 3).

 

Ввиду высокой инерционности технологических систем в ближайшие десятилетия в регионе будет происходить дальнейшее увеличение единичного расхода энергии и совокупного потребления энергетических ресурсов. В результате изменения технологического уровня энергообеспечения и трансформации структуры топливно-энергетического баланса (ТЭБ) наиболее быстро будет расти спрос на нефть и газ. Ужесточение экологических требований и усиление технологических ограничений воздействия на окружающую среду будут выступать дополнительными факторами увеличения потребления газа и повышения его доли в структуре ТЭБ.

По прогнозу ИНГГ СО РАН общий годовой спрос на газ в странах АТР возрастет к 2010 г. до 500-520 млрд м3, к 2020 г. – до 730-750 млрд м3, к 2030 г. – до 940-960 млрд м3 (табл. 2).

Таблица 2.

Прогноз спроса на газ в странах АТР до 2030 г.


Страна


Показатели спроса по годам, млрд м3 (средние значения)

2010

2020

2030

КНР

70

155

260

Япония

90

110

132

Республика Корея

40

55

90

Прочие

310

420

470

Всего

510

740

952

 

Открытие в последние годы в Китае (Ордосский, Таримский и Сычуаньский бассейны, 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 УВ является фактором, способствующим развитию в регионе инфраструктур по транспортировке, переработке и использованию нефти и газа. Однако удовлетворить рост потребностей КНР и других стран АТР в нефти и газе ни сейчас, ни в будущем эти открытия не смогут. Нетто-импорт (поставки из стран вне АТР) в этом регионе возрастет к 2010 г. до 170-190 млрд м3 в год, к 2020 г. – до 410-420 млрд м3, к 2030 г. – до 680-690 млрд м3.

Современное состояние и перспективы развития газового рынка КНР

В условиях отсутствия собственных значительных разведанных запасов газа (менее 2,5 трлн м3) и развитой инфраструктуры его импорта объем потребления газа в КНР пока не слишком значителен – 58 млрд м3 (2006 г.), включая Сянган (Гонконг) и Аомэнь (Макао). Энергетические потребности (за исключением сегмента моторного топлива, где доминируют нефтепродукты) пока в значительной мере покрываются более дешевым углем, добываемым на территории страны. Доля газа в структуре первичного ТЭБ составляет чуть более 3 %.

Для дальнейшего роста экономики КНР вынуждена использовать все имеющиеся возможности обеспечения энергией: в стране реализуется программа строительства атомных станций, развивается ветровая, солнечная и биоэнергетика. Однако в современных экономических и технологических условиях только традиционные источники – нефть, газ и уголь – в состоянии реально покрыть возрастающие энергетические потребности страны. Добыча угля за последние 5 лет возросла более чем в 2 раза и в 2006 г. превысила 2380 млн т, что составляет почти 40 % мировой добычи. Ожидается, что в 2007-2008 гг. добыча угля превысит 2500 млн т, что будет означать достижение ресурсного и технологического предела по этому виду топлива (обеспеченность текущей добычи разведанными запасами составит чуть более 45 лет при среднемировом показателе – около 150 лет). Кроме того, КНР все более сталкивается с серьезными ограничениями в части увеличения техногенной нагрузки на окружающую среду, что в значительной мере связано с расширением систем добычи и использования угля. Все эти факторы вынуждают руководство страны стимулировать развитие систем добычи газа и газообеспечения.

Развитие газовой промышленности в последние годы происходит по двум основным направлениям:

  1. увеличение объемов геолого-разведочных работ (ГРР) и добычи газа в стране;
  2. увеличение объемов импорта. Только за последние 6 лет добыча газа в КНР возросла более чем в 2 раза – с 27,2 до 57 млрд м3 (рис. 4).
 

В результате интенсификации ГРР открыт ряд средних и мелких месторождений в Таримском, Ордосском, Сычуаньском и других бассейнах. В 2007 г. крупнейшей нефтегазовой компанией КНР – CNPC – было открыто газовое месторождение Лунган в Северо-Восточной впадине Сычуаньского бассейна с запасами не менее 1 трлн м3 на глубине свыше 6,5 км. Перспективы открытия новых запасов будут связаны только со сверхбольшими глубинами (это очень дорогостоящий и тяжелоизвлекаемый газ, экономическая целесообразность добычи которого весьма сомнительна).

Ожидается, что исходя из состояния и перспектив развития сырьевой базы годовая добыча газа в КНР в 2010 г. может быть доведена до 66 млрд м3, в 2020 г. – 80 млрд м3, в 2030 г. – 86 млрд м3 (рис. 5). Вместе с тем, согласно планам развития инфраструктуры потребления газа, объем его использования в стране составит в 2010 г. более 73 млрд м3, в 2020 г. – 176 млрд м3, в 2030 г. – 260 млрд м3. Соответственно импорт газа должен составить в 2010 г. не менее 7 млрд м3, в 2020 г. – 78 млрд м3, в 2030 г. – 125 млрд м3.

 

По данным Asia Gas and Pipeline Research Center of China опережающим ростом будет увеличиваться потребление газа в энергетике, доля которого будет доведена до 30 % и более. Кроме того, интенсивно будет расти объем использования газа в коммунально-бытовом хозяйстве. Продолжится рост использования газа в химической и других отраслях промышленности, однако доля этих секторов в структуре газопотребления несколько снизится.

В региональном плане наиболее быстро будет расти потребление газа в северо-восточной части Китая, Бохайском кольце, а также в дельте Янцзы, где современный уровень использования пока весьма низок.

В условиях опережающего по сравнению с возможностями наращивания добычи роста спроса на газ Китай вынужден искать крупные источники поставок за рубежом, формировать инфраструктуру импорта газа. С 2005 г. из Австралии организован импорт СПГ через терминал в Гуандуне. В 2006 г. импорт СПГ составил 1 млрд м3 в пересчете на исходное вещество (добываемый природный газ), проектная мощность терминала – 5,1 млрд м3. Ведутся переговоры о строительстве ряда новых терминалов СПГ, магистральных газопроводов из России и Центральной Азии.

Развивается система внутрикитайских трубопроводов, протяженность которой в 2007 г. превысила 30 тыс. км: в 2001 г. введен в эксплуатацию газо- провод "Сэнинлань" (протяженностью 953 км), в 2004 г. – транскитайский газопровод "Запад – Восток" (3,9 тыс. км), в 2005 г. газопроводы "Шаньцзин-2" (860 км) и "Чжуну" (738 км). В ближайшее время начнется строительство магистральных газопроводов "Запад – Восток-2" и "Запад – Юг" (рис. 6).

 

Предполагается, что транскитайские магистральные газопроводы будут связаны с Туркменистаном и Казахстаном, что должно обеспечить их загрузку в условиях недостаточности сырьевой базы в Синьцзян-Уйгурском автономном районе. Проект строительства связывающих газопроводов получил одобрение в Национальной комиссии по развитию и реформе и включен в общегосударственный план; в качестве ответственной за реализацию проекта компания CNPC определила свою дочернюю компанию PetroChina и объявила о формировании рабочей группы по организации "Среднеазиатской газопроводной компании". Планы строительства магистральных газопроводов в КНР из Центральной Азии рассматриваются как аргумент в переговорной позиции с Россией относительно условий поставок газа из Западной и Восточной Сибири.

В складывающейся ситуации Россия, располагающая самыми крупными в мире запасами газа и являющаяся соседом и важным торгово-экономическим и политическим партнером КНР, должна предпринять ряд мер по экономически обоснованному вхождению на китайский рынок, недопущению ценовой конкуренции с другими экспортерами. Необходимо обеспечить увеличение газовых поставок из Туркменистана, Казахстана и Узбекистана на атлантическом направлении через территорию России, что предполагает развитие транспортной инфраструктуры (строительство Прикаспийского газопровода, реконструкция газопроводов "Средняя Азия – Центр" и "Бухара – Урал"), расширение участия российских компаний в добывающих проектах в Центральной Азии. Это позволит замкнуть поставки газа из этого региона в российскую Единую систему газоснабжения (ЕСГ), исключить возможность организации значительных экспортных поставок на китайском направлении, их конкуренции с возможными поставками из России.

Одновременно целесообразно формирование контролируемых российскими компаниями (прежде всего это ОАО "Газпром") поставок в КНР сетевого и сжиженного газа из России и других регионов мира. ОАО "Газпром" как глобальная энергетическая компания имеет возможность вхождения в проекты поставок СПГ в КНР, организуемых международными (МНК) и транснациональными (ТНК) компаниями (BP, RD/Shell, ExxonMobil, Chevron Texaco и др.) из различных регионов мира по схеме замещения (SWAP), а также в обмен на их ограниченный допуск к проектам на территории Западной и Восточной Сибири. Создание инфраструктуры и организация крупномасштабных поставок позволят России занять доминирующие позиции на китайском рынке газа, контролируя 70-85 % всех импортных поставок (рис. 7).

 
Современное состояние и перспективы развития газового рынка Республики Корея

В структуре ТЭБ республики доля газа составляет 17,3 % (27,7 млрд м3 в год). Относительно низкая доля газа связана с полным отсутствием собственной сырьевой базы и относительно слабо развитой инфраструктурой по приему крупных партий СПГ, более высокой ценой энергетической единицы газа по сравнению с другими энергоносителями, в первую очередь углем.

Первые поставки СПГ начались в 1986 г. и быстро возрастали вплоть до азиатского финансового кризиса 1997-1998 гг., когда объем закупок незначительно снизился. В 1986-1997 гг. импорт СПГ увеличился с 0,1 до 16,4 млрд м3. После оживления экономической и деловой активности с конца 1990-х гг. потребление газа постоянно увеличивалось и составило в 2006 г. 35 млрд м3, доля газа в структуре ТЭБ за этот период увеличилась с 6,4 до 17,3 %. В настоящее время весь потребляемый в стране газ импортируется в виде СПГ в основном из Катара, Индонезии, Омана и Малайзии, а также из Брунея, Египта, Алжира, Австралии, Нигерии, Тринидада и Тобаго.

Основная часть потребляемого газа используется в коммунально-бытовом секторе – 35,8 % (12,5 млрд м3) и электроэнергетике – 33 % (11,5 млрд м3).

Показатели прогноза потребления и соответственно нетто-импорта газа в Республику Корея до 2030 г., составленные корейской газовой корпорацией (Korea Gas Corporation – KOGAS), Администрацией энергетической информации США (US EIA) и специалистами ИНГГ СО РАН, представлены в табл. 3.

Таблица 3.

Прогноз потребления газа в Республике Корея до 2030 г.


Организация,
осуществляющая прогноз


Показатели потребления по годам, млрд м3

2006 (факт)

2010

2020

2030

KOGAS, 2007

35,0

37,0

55,0

64,0

US EIA, 2007

35,0

37,0

44,5

51,3

ИНГГ СО РАН, 2005

35,0

40,0

55,0

90,0

 

Ожидается, что в ближайшие годы в республике продолжится вытеснение мазута из тепло- и электроэнергетики, а после 2015-2020 гг. произойдет значительное увеличение использования газа в качестве моторного топлива. В условиях отсутствия собственной ресурсной базы и опережающего роста потребления газа в области электроэнергетики, транспорта и коммунально-бытовой сферы будет наращиваться объем импортных поставок газа, которой возрастет в 2030 г. до 90 млрд м3 (см. табл. 3, рис. 8).

 

Как видно из представленных данных, если не учитывать импорт из России, поставки из других регионов (альтернативных России) могут удовлетворить лишь часть импортного спроса Республики Корея. Ожидается, что объем поставок газа из России в 2010 г. составит 3 млрд м3, в 2020  г.  –  15 млрд  м3,  в  2030  г.  – 20 млрд м3, в том числе сетевого газа – не менее 10 млрд м3 в 2020 г. и 13 млрд м3 в 2030 г., сжиженного газа – 3 млрд м3 в 2010 г., 5 млрд м3 в 2020 г. и 7 млрд м3 в 2030 г.

Доля России в физических поставках газа на южно-корейский рынок будет находиться на уровне 20-30 %. Вместе с тем целесообразно усиление российского влияния на систему энергообеспечения этой страны через участие ОАО "Газпром" в контроле над поставками СПГ из различных регионов мира, прежде всего из Африки, Ближнего Востока, АТР, Южной Америки.

Состояние и перспективы развития газового рынка Японии

В структуре ТЭБ Японии доля газа сегодня составляет около 15 % (84,6 млрд м3). С начала 1960-хх гг. в стране происходил быстрый рост потребления газа, прежде всего за счет развития инфраструктуры и наращивания экспорта СПГ. Наиболее быстро использование газа росло в 1970-1990-е гг.; с конца 1990-х гг. в условиях замедления экономического роста и стагнации увеличение спроса на газ несколько замедлилось.

В настоящее время в Японии ведется незначительная добыча газа на шельфе в объеме 1,5-3,0 млрд м3, тогда как основная часть спроса удовлетворяется за счет импорта СПГ. Япония – крупнейший импортер СПГ в мире. В 2006 г. импорт составил 82,9 млрд м3. Основная часть поставок осуществлялась из Индонезии, Малайзии, Австралии, Катара, ОАЭ, Брунея.

Показатели прогноза потребления, собственной добычи и нетто-импорта газа, осуществленного правительством Японии (компания Tokyo Gas), US EIA и ИНГГ СО РАН, приведены в табл. 4.

Таблица 4.

Прогноз добычи (Д), потребления (П) и нетто-импорта (И) газа* в Японию до 2030 г.


Организация,
осуществляющая
прогноз


Показатели* прогноза по годам, млрд м3

2006 (факт)

2010

2020

2030

Д

П

И

Д

П

И

Д

П

И

Д

П

И

Tokyo Gas**
(Правительство Японии)

1,7

84,6

82,9

2,0

90,0

88,0

2,0

96,0

94,0

2,0

102,0

100,0

US EIA

"

"

2,0

89,6

88,0

2,0

99,5

94,0

2,0

107,0

100,0

ИНГГ СО РАН

"

"

"

3,0

90,0

87,0

3,0

110,0

107,0

3,0

132,0

129,0

* Показатели нетто-импорта даются в пересчете объемов поставляемого СПГ в объем природного газа.
** В рамках новой Национальной энергетической стратегии Японии.

Достаточно осторожный прогноз спроса на газ в рамках Национальной энергетической стратегии Японии обусловлен тем, что в качестве важного направления энергообеспечения экономики и населения рассматривается развитие атомной энергетики. Предполагается, что доля атомной энергии в структуре первичного ТЭБ увеличится с 13 до 15 %; согласно новой национальной энергетической стратегии Японии производство электрической энергии на АЭС возрастет с 29 до 40 % в структуре выработки электроэнергии.

Вместе с тем с целью диверсификации использования энергоносителей в энергетическом секторе и защиты экономики страны от возможных срывов поставок нефти и нефтепродуктов из Персидского залива, улучшения экологической ситуации планируется перевод части электростанций с нефтяного на газовое топливо. Кроме того, продолжится увеличение объемов и доли использования газа в качестве моторного топлива. Все это будет стимулировать долгосрочное повышение спроса на газ.

По оценкам специалистов ИНГГ СО РАН объем нетто-импорта газа в 2030 г. составит 129 млрд м3. Предполагаемая емкость японского рынка для импорта российского природного газа: в 2010 г. – 5 млрд м3, в 2020 г. – 7 млрд м3, в 2030 г. – 10 млрд м3. Доля российского газа на японском рынке к 2030 г. может увеличиться до 8 % (рис. 9).

 

Источником поставок будут выступать сахалинские проекты, а также месторождения Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) при создании инфраструктуры СПГ в российских портах на Тихоокеанском побережье (Находка, Козьмино и др.). В условиях сложившейся структуры и организации поставок при высокой степени закрытости газового рынка Японии усиление российских позиций в системе энергообеспечения этой страны возможно через заключение долгосрочных соглашений с японскими импортерами (компании Tokyo Gas, Japan Gas, JOGMEC), предусматривающих возможность их доступа к добывающими проектам в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке в обмен на участие ОАО "Газпром" в дистрибуции газа на территории Японии.

Современное состояние и перспективы развития газового рынка Монголии

Монголия сегодня потребляет около 500 тыс. т сжиженного нефтяного газа. Основной объем пропан-бутановых смесей используется в коммунально-бытовом секторе. Небольшие объемы этого топлива потребляются на транспорте. Выработка электроэнергии ведется в основном на основе угольного топлива. Более 80 % всей производимой и потребляемой в стране энергии приходится на Улан-Батор.

В настоящее время активизирована программа "Развитие потребления сжиженного газа в Монголии". В рамках программы на СПГ и сжиженные углеводородные газы (СУГ) в первую очередь будут переведены общественный транспорт и таксопарк страны. Планируется строительство сетей газозаправочных станций в Дархане и Эрдэнэте. В настоящее время сжиженный газ поставляется в основном из России.

Потенциальный объем газа, который ежегодно может потреблять Монголия, составляет около 2 млрд м3. Этот прогноз может быть реализован в случае, если будут переведены с угля на газ ТЭЦ в Улан-Баторе, газифицированы промышленные предприятия, коммунально-бытовой сектор, жилой фонд. Реализация намеченной программы перевода части моторного парка с нефтепродуктов на сжиженный газ повысит спрос на 110 млн м3 (в пересчете на добываемый природный газ).

Перспективы добычи природного газа в России, организации поставок на внутренний рынок и экспорта в АТР

Состояние и перспективы увеличения разведанных запасов газа при наличии соответствующих инвестиций и благоприятной ситуации на внутреннем и внешнем рынках газа позволяют довести годовую добычу газа в 2010 г. – до 681 млрд м3, в 2020 г. – до 890 млрд м3, в 2030 г. – до 910 млрд м3 с последующим поддержанием на этом уровне за счет ввода месторождений, прогнозируемых к открытию (табл. 5). Это позволяет удовлетворить внутренние потребности страны, обеспечить увеличение поставок в Европу, сформировать новые крупные экспортные направления – КНР и другие страны АТР, а также США.

Таблица 5.

Прогноз добычи газа в России до 2030 г. по макрорегионам


Регион


Показатели добычи по годам, млрд м3

2010

2015

2020

2025

2030

Западная Сибирь

610

630

670

670

670

Европейская часть

40

52

80

88

90

Восточная Сибирь*
и Республика Саха (Якутия)

11

85

115

117

120

Дальний Восток (Сахалин)

20

23

25

30

30

Россия, всего

681

790

890

905

910

* Включая Норильский промышленный район.

Главные источники поставок газа из России в АТР, прежде всего в КНР, – месторождения Западной и Восточной Сибири и Дальнего Востока. Годовая добыча газа в Западной Сибири в ближайшие десятилетия может быть доведена до 670 млрд м3, в Восточной Сибири – до 120 млрд м3, на Дальнем Востоке – до 30 млрд м3. При развитии газовой промышленности Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) следует учитывать высокое содержание в природных газах этого региона таких элементов, как этан, пропан, бутаны и конденсат.

Ежегодная добыча гелия в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) может быть доведена к 2020 г. до 135-150 млн м3. При освоении газовых месторождений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции необходимо предусмотреть строительство заводов по выделению гелия и его хранилищ.

Экспорт в АТР СПГ, производимого из добываемого природного газа месторождений Сахалина, может начаться уже в 2008 г., а в 2010 г. объем добычи поставок СПГ в рамках проекта "Сахалин-2" может быть доведен до 9,6 млн т (или 13,4 млрд м3 в пересчете на исходное вещество) (табл. 6).

Таблица 6.

Прогноз экспорта газа из России в АТР до 2030 г. по макрорегионам.


Регион


Показатели экспорта по годам, млрд м3

2010

2015

2020

2025

2030

Западная Сибирь

15,0

30

40

60

Восточная Сибирь
и Республика Саха (Якутия)

30,0

60

82

82

Сахалинская область

13,4

13,4

18

20

23

Всего

13,4

58,4

108

142

165

В том числе:

в КНР

3,5

40

78

102

125

в Японию

5,0

5,0

7

10

10

в Республику Корея

3,0

10,0

15

20

20

другие страны АТР
и на Тихоокеанское побережье США

1,9

3,4

8

10

10

 

Ожидается, что после 2010 г. может быть реализован проект поставок сетевого газа из Ковыктинского месторождения в КНР и Республику Корея, а после 2015 г. может начаться экспорт из других крупнейших месторождений Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия). В это же время возможно начало экспорта сетевого газа в рамках проекта "Сахалин-1" в северо-восточные провинции КНР (Ляонин, Хэйлунцзян, Цзилинь).

К 2012-2015 гг. по мере роста спроса на газ, в том числе в качестве моторного топлива в КНР, будет организован экспорт газа в восточном направлении из Западной Сибири. Ежегодный объем поставок газа из Западной Сибири в КНР может быть доведен к 2020 г. до 40 млрд м3, а к 2030 г. – до 60 млрд м3. После удовлетворения внутренних потребностей и обязательств по поставкам на атлантическом направлении (Европейский союз, СНГ, Турция) ежегодный экспорт газа из Западной и Восточной Сибири, Республики Саха (Якутия) и шельфа о-ва Сахалин в страны АТР и на Тихоокеанское побережье США может быть доведен к 2020 г. до 108 млрд м3 и до 165 млрд м3 к 2030 г.

Развитие системы газопроводов на востоке России

Фактором, сдерживающим расширение экспорта энергоносителей в КНР и другие страны АТР, является отсутствие эффективной системы транспорта, прежде всего магистральных трубопроводов.

Россия располагает развитой сетью газопроводов в Западной Сибири и европейской части, однако на востоке страны в настоящее время ЕСГ (ОАО "Газпром") заканчивается в районе Проскоково (Кемеровская область).

Для организации крупных поставок газа российским потребителям и на экспорт в КНР и другие страны АТР в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке необходимы формирование системы сверхдальнего трубопроводного транспорта, строительство заводов по производству СПГ, создание инфраструктуры для отгрузки СПГ и конденсата.

При формировании на востоке России новой системы газопроводов в первую очередь целесообразно провести газификацию юга Восточной Сибири, включая Забайкалье, соединение восточно-сибирской системы с ЕСГ. Это предполагает строительство газопроводов: "Ковыктинское месторождение – Саянск – Ангарск", "Иркутск – Улан-Удэ – Чита", "Чаяндинское месторождение – Ковыктинское месторождение", "Ковыктинское месторождение – Иркутск – Проскоков".

На первом этапе при организации экспорта газа в восточном направлении возможно использование БАМа и Транссиба, что предполагает строительство заводов по сжижению природного и углеводородных газов и железнодорожных терминалов по отгрузке СПГ и СУГ в Усть-Куте и Ангарске.

После 2010 г., по мере наращивания объемов добычи газа в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) и развития инфраструктуры газообеспечения в Восточной Азии, должно быть принято окончательное решение о строительстве экспортных газопроводов. Здесь экономически наиболее эффективными представляются маршруты: Иркутск – Чита – Забайкальск – Харбин – Далянь – Пекин, Пьентек (Pyeontaek) – Сеул.

В период после 2010 г. будет происходить интенсивное наращивание поставок газа, добываемого на шельфе Сахалина (проекты "Сахалин-1" и "Сахалин-2"). На первом этапе не интегрированные в восточно-сибирскую систему газообеспечения проекты поставок газа с месторождений шельфа о-ва Сахалин должны обеспечивать газификацию Сахалинской области и Хабаровского края, экспортные поставки в АТР. Будут реализованы газопроводные проекты: "Северный Сахалин – Южный Сахалин" (со строительством на юге острова завода по сжижению газа и терминалов по отгрузке СПГ) и "Комсомольск-на-Амуре – Хабаровск – Владивосток" (в настоящее время введен в эксплуатацию участок Комсомольск-на-Амуре – Хабаровск) со строительством отвода на Китай в районе Дальнереченска и терминала СПГ в Находке. В районе Хабаровска этот газопровод будет соединен с системой газопроводов "Восточная Сибирь – Дальний Восток".

В перспективе через территорию Восточной Сибири и Дальнего Востока в Японию, Республику Корея, северо-восточные районы КНР, западные районы США могут быть организованы поставки газа из Западной Сибири с отгрузкой СПГ в портах Тихого океана. Экспорт СПГ из месторождений Ямало-Ненецкого АО может проводиться с использованием Северного морского пути.

Еще один важный проект по выходу на энергетические рынки АТР, выдвинутый Президентом России В.В.Путиным, – строительство газопровода "Алтай", по которому предполагается осуществлять крупномастшабные поставки западно-сибирского газа в западные районы КНР. Поставки трубопроводного газа в Синьцзян-Уйгурский автономный район могут осуществляться уже с 2012-2015 гг. через территорию Алтайского края и Республики Алтай с подключением к транскитайскому газопроводу "Запад – Восток" (см. рис. 6). Это предполагает строительство магистрального газопровода в транспортном коридоре "КС Пурпейская (Ямало-Ненецкий АО) – Сургут – Кузбасс – Алтай – КНР". Протяженность трассы до границы с КНР составляет около 2670 км, диаметр трубы – 1420 мм. Впервые этот вариант трассы магистрального газопровода для поставок западно-сибирского газа в южные районы Сибири и на экспорт в КНР был предложен СО РАН в 1998 г. (акад. А.Э.Конторович) в исследовании, проведенном по заказу ОАО "Газпром", как альтернатива предлагавшемуся тогдашним руководством концерна труднореализуемому северному маршруту "СРТО – Подкаменная Тунгуска – Дальний Восток – Китай".

Принципиальные условия создания новых крупных центров нефтегазового комплекса на востоке России и организации экспорта в страны АТР

Поскольку подавляющее большинство месторождений УВ Восточной Сибири – нефтегазовые, осваивать ресурсы нефти и газа нужно в рамках единой национальной программы, предусматривающей развитие глубокой переработки УВ-сырья, формирование нефте- и газохимических производств, создание гелиевой промышленности.

Целесообразность комплексного освоения нефтяных и газовых запасов и ресурсов обусловлена:

  • территориальным распределением и качеством (включая особый состав газов) сырьевой базы;
  • высокой капиталоемкостью, социальной и геополитической значимостью проектов;
  • размещением центров переработки и потребления, включая внешние рынки;
  • необходимостью создания единой транспортной инфраструктуры.

Необходим единый, системно организованный национальный проект формирования Восточно-Сибирского нефтегазового комплекса (НГК) на основе взаимодействия государства, регионов и бизнеса. Для сбалансированного развития НГК Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) необходимо:

  • одновременное и согласованное развитие систем транспорта нефти и газа;
  • развитие транспортной, энергетической и социальной инфраструктур;
  • развитие газоперерабатывающей и гелиевой промышленности;
  • строительство хранилищ гелиевого концентрата, продуктопроводов;
  • развитие газохимических производств, обеспечивающих в крупных масштабах выпуск продукции с высокой добавленной стоимостью.

Поскольку крупнейшие российские ВИНК позиционируются как транснациональные структурно и территориально диверсифицированные компании, важно сформулировать общие принципы внешнеэкономического сотрудничества в газовой сфере. Эти принципы должны быть едины для всех российских компаний, ведущих внешнеэкономическую деятельность в сегменте газового бизнеса.

Анализ международных процессов в сфере энергетики, ситуации в газовой промышленности России и стран АТР позволяет определить следующие основные принципы переговорной позиции России по экспорту газа в страны в АТР, и прежде всего в КНР:

  • при формировании экспортных поставок сетевого газа целесообразна организация максимального технологически обоснованного и экономически эффективного извлечения из него на российской территории всех ценных и потенциально ценных компонентов, включая этановую и пропан-бутановую фракции, гелия и других элементов в соответствии с их концентрацией;
  • цены поставок сетевого природного газа в КНР и другие страны АТР должны соответствовать ценам европейского рынка либо несколько превышать их с учетом более высокой стоимости альтернативных поставок СПГ. При наличии единого экспортного канала для поставок газа, добываемого на российской территории, необходима координация сбытовой политики с поставщиками газа из других регионов мира, особенно с компаниями, имеющими производственные активы и экономические интересы в России;
  • при обосновании маршрутов транспорта газа необходимо соблюдать приоритет социально-экономического развития российских ресурсных и транзитных территорий, а также учитывать проведение газификации восточных регионов России;
  • целесообразно прямое участие российских компаний – ОАО "Газпром", ОАО "НК "Роснефть" – в развитии инфраструктуры транспортировки, хранения, распределения и использования газа на территории стран АТР, в первую очередь – КНР, Монголии, КНДР, Республики Корея, Индии, Японии;
  • необходимо обеспечение политической и дипломатической поддержки участия российских компаний в создании либо приобретении объектов добычи газа и газообеспечения в странах – потенциальных потребителях российского сырья, продуктов газопереработки и нефтехимии.

* * *

Газовая промышленность России – важнейшая составляющая экономики страны, значимый элемент международной системы энергообеспечения. Россия располагает крупнейшими в мире ресурсами и запасами газа, является его самым крупным производителем и экспортером; в этих условиях направления и приоритеты государственного регулирования развития газового комплекса выступают в качестве механизмов экономической политики и "энергетической" дипломатии.

При принятии крупных хозяйственных решений по организации экспорта газа в АТР, обеспечения деятельности российских компаний в энергетической сфере стран этого региона необходима единая для всех хозяйственных субъектов научно обоснованная, в том числе для проведения переговоров, позиция. Выполнение российскими компаниями (прежде всего ОАО "Газпром") набора принципиальных и количественных условий в части добычи, переработки и поставок газа, включая объемы, сроки и цены, на традиционные и новые рынки с учетом возможностей развития газовой промышленности России и результатов анализа и прогноза ситуации в странах-реципиентах позволит обеспечить энергетическую безопасность страны, реализацию коммерческих и геополитических интересов России в АТР.

©  А.Э. Конторович, А.Г. Коржубаев, Л.В. Эдер, Журнал "Минеральные ресурсы России. Экономика и управление" - 2008-01.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� �������@Mail.ru