Газопровод Северный поток: реализация сложного проекта

       На  пересечениях крупных рек нефтепроводы иногда утяжеляют закрепленными  на трубах грузами или сплошными  бетонными покрытиями закрепляют специальными анкерами и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной, укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 100—200 мм больше диаметра трубопровода.

       С интервалом 10—30 км в зависимости  от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные задвижки для  перекрытия участков в случае аварии или ремонта.

       Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское назначение. Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода.

       Нефтеперекачивающие станции (НПС) располагаются на нефтепроводах  с интервалом 70—150 км. Перекачивающие (насосные) станции нефтепроводов  и нефтепродуктопроводов оборудуются, как правило, центробежными насосами с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12500 м³/ч. В начале нефтепровода находится головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один промысел, разбросанный на большой территории, ГНПС отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода. Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая подаваемое по линии электропередач (ЛЭП) напряжения от 110 или 35 до 6 кВ, котельная, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т.д. Если длина нефтепровода превышает 800 км, его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100—300 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования. Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3—1,5 суточной пропускной способности трубопровода. Как головная, так и промежуточные насосные станции с резервуарными парками оборудуются подпорными насосами. Аналогично устройство насосных станций магистральных нефтепродуктопроводов [10].

       Тепловые  станции устанавливают на трубопроводах, транспортирующих высокозастывающие  и высоковязкие нефти и нефтепродукты  иногда их совмещают с насосными  станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют паровые или огневые подогреватели (печи подогрева) для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены теплоизоляционным покрытием.

       По  трассе нефтепровода могут сооружаться  наливные пункты для перевалки и налива нефти в железнодорожные цистерны.

       Конечный  пункт нефтепровода — либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная нефтебаза, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится  к нефтеперерабатывающим заводам  или экспортируется за границу. 
 
 

1.3. Преимущества и недостатки трубопроводного  транспорта

     В настоящее время для транспортирования  энергоносителей используют железнодорожный, водный, автомобильный и трубопроводный транспорт. Различные виды транспорта энергоносителей применяются как в чистом виде, так и в комбинации друг с другом.

     Трубопроводный  транспорт по сравнению с другими  видами транспорта обладает ценнейшими преимуществами, основными из них  являются:

• наиболее низкая себестоимость перекачки;
• небольшие удельные капитальные вложения на единицу транспортируемого груза и быстрая окупаемость затрат при строительстве трубопроводов;
• возможность прокладки трубопровода в любом направлении и на любое расстояние – это кратчайший путь между начальным и конечным пунктами;
• бесперебойная поставка в течение года, практически не зависящая от климатических условий;
• наибольшая степень автоматизации;
• высокая надежность и простота эксплуатации;
• сравнительно короткие сроки строительства;
• разгрузка традиционных видов транспорта.

     Трубопроводный  транспорт имеет и ряд недостатков, в определенной мере снижающих экономическую эффективность и сдерживающих темпы роста трубопроводного строительства, к ним следует отнести:

• крупные единовременные капитальные вложения в строительство, поскольку для ввода в эксплуатацию необходимо проложить весь трубопровод;
• определенные ограничения на количество сортов (типов, марок) энергоносителей, транспортируемых по одному трубопроводу;«жесткость» трассы трубопровода, вследствие чего для организации снабжения энергоносителями новых потребителей нужны дополнительные [11].

    Глава 2. Основные сведения о проекте

    2.1.История  проекта 

    До  своего распада в 1991 году Советский  Союз был одним из основных поставщиков  природного газа в Европу: на его  долю приходилось около 110 миллиардов кубометров, или 75 процентов общего импорта этого вида топлива в страны Евросоюза. Основные линии магистральных газопроводов из СССР в ЕС проходили по территории Украины, из-за чего российское правительство было вынуждено мириться с проблемами с оплатой и незаконным отбором газа украинской стороной [2], [3]. В 1999 году был введен в эксплуатацию первый участок газопровода Ямал-Европа, который прошел через территорию Белоруссии [4], однако разногласия с правительством Александра Лукашенко потребовали от "Газпрома" искать пути обхода как Украины, так и Белоруссии, а также других восточноевропейских и прибалтийских государств [5].

    Первоначальный проект газопровода по дну Балтийского моря был предложен еще на этапе выбора трассировки газопровода Ямал-Европа, однако он был отвергнут из-за своей дороговизны. На конференции "Природный газ: торговые инвестиционные возможности в России и СНГ", прошедшей в Лондоне в 1996 году, Рэм Вяхирев, который тогда был главой "Газпрома", заявил журналистам: "Один раз надо было заплатить на 30 процентов дороже и протянуть нитку через Балтийское море, сказав всем странам: «До свидания» [6].

    Тем не менее, "Газпром" не отказался от этого амбициозного проекта, и уже в 1997 году российские газовики совместно с финской энергетической компанией Neste Oil (позже она была преобразована в компанию Fortum Oyj) создали на паритетных началах компанию North Transgas, которая начала морские изыскания в Балтийском море [5]. Существовало несколько проектов трассировки газопровода: предлагалось сделать его продолжением существующего газопровода Выборг-Хельсинки и далее через территорию Финляндии и по дну Ботнического залива довести до Швеции. Другой проект предусматривал, что газопровод должен был пройти по дну в прибрежных водах Финляндии и далее протянуться в Германию. Эта трассировка требовала больших капиталовложений, эксперты уже тогда отмечали сложность прокладки такого газопровода и возможные проблемы с экологией, однако бесспорно признавалось, что после его реализации Россия могла стать неуязвимым газовым лидером Европы [5]. Новый газопровод в конце 1990-х годов называли "северный путь", "Северо-Европейский газопровод" (СЕГ) или "балтийское газовое кольцо" [1].

    В ноябре 1999 года North Transgas, "Газпром" и Fortum определились, что новый газопровод пройдет по дну Балтийского моря [7], а к концу 2000 года был утвержден предварительный вариант трассировки [8], который в декабре того же года был одобрен Еврокомиссией: тогда же ему был присвоен статус "Трансъевропейской энергетической сети" (TEN-E) [1].

    В дальнейшем переговоры о строительстве  газопровода вел новый председатель правления "Газпрома" Алексей Миллер. Осенью 2002 года Еврокомиссия определила проект СЕГ как приоритетный и отправила его на рассмотрение в Европейский банк реконструкции и развития. Тогда же прошли консультации "Газпрома" с европейскими газовыми компаниями, была начата разработка проектной документации, а 3 декабря 2002 года "Газпром" провел официальную презентацию проекта. До 2005 года продолжались переговоры по реализации проекта: рассматривалось даже предложение строительства этого газопровода по дну до Великобритании. В апреле 2005 года состоялась встреча президента России Владимира Путина с немецким канцлером Герхардом Шредером. На ней стороны договорились о создании русско-немецкой компании, в которой доли получат "Газпром", немецкий химический концерн BASF и газовая компания E.ON Ruhrgas AG - дочернее предприятие E.ON и крупнейший иностранный акционер "Газпрома" [1]. Новая компания не была основана на базе North Transgas: в мае 2005 года 50 процентов акций, ранее принадлежавших финской стороне, были выкуплены "Газпромом" . Окончательное соглашение о прокладке газопровода было заключено Шредером и Путиным в сентябре 2005 года [1]. 30 ноября для работы над СЕГ в швейцарском кантоне Цуг была зарегистрирована компания North European Gas Pipeline Company (NEGP). "Газпром" получил в ней 51 процент, а E.ON Ruhrgas и стопроцентное дочернее предприятие BASF - Wintershall Holding AG - по 24,5 процента. В декабре 2005 года начались работы по строительству подводящего газопровода на территории России (Грязовец-Выборг) [1].

    В апреле 2006 года начался процесс получения  разрешений на строительство проекта  у стран Евросоюза. В октябре 2006 года NEGP была переименована в Nord Stream AG (Северный поток) (рис.1). В июне 2008 года в состав акционеров проекта вошла нидерландская газовая компания N.V. Nederlandse Gasunie: она получила 9 процентов акций за счет доли немецких акционеров, чьи пакеты сократились до 20 процентов [9]. В 2009 году стало известно, что миноритарным акционером проекта может стать французская компания GDF Suez [10]. В марте 2010 года GDF Suez подписала меморандум о приобретении 9 процентов акций Nord Stream AG за счет долей E.On и Wintershall Holding AG , договор об участии GDF Suez в проекте газопровода был подписан в июне 2010 года . В июле GDF Suez завершила эту сделку, общая сумма которой составила 800 миллионов евро [11].

    С 2005 года пост управляющего директора Nord Stream занимал Маттиас Варниг (Matthias Warnig): бывший сотрудник восточногерманской разведки, давний знакомый Путина и бывший председатель совета директоров российского отделения банка Dresdner Kleinwort Wasserstein [1], [12].

    После своей отставки с поста канцлера Германии пост председателя комитета акционеров компании с 2006 года занимал Герхард Шредер [13]. Инициатива приглашения Шредера в руководство компании принадлежала Путину, причем в Германии многие политические силы восприняли это назначение отрицательно.  

    2.2. Акционеры 

    "Wintershall Holding AG" (Германия) - стопроцентное дочернее предприятие концерна BASF, работающее в области энергетики. BASF (The Chemical Company) – лидер мировой химической отрасли, имеющий более ста пятидесяти производственных площадок на различных континентах и поставляющий свою продукцию заказчикам из 200 стран мира.

    В январе 2008 года в Берлине представители "Газпрома" и "Wintershall Holding AG" подписали  программу научно-технического сотрудничества компаний на период с 2008 по 2010 г.г. Приоритетные направления программы: исследование перспектив внешних и внутренних рынков газа, эффективное освоение газовых и газоконденсатных месторождений, современные методы и средства диспетчерского управления, повышение эффективности эксплуатации и технического обслуживания магистральных газопроводов и компрессорных станций, охрана окружающей среды и экологическая безопасность, эффективное управление интеллектуальной собственностью и крупными инвестиционными проектами. В рамках сотрудничества освоение ачимовских залежей Уренгойского месторождения, совместная реализация проекта "Северный поток" и разработка Южно-Русского нефтегазового месторождения.

    "E.ON Ruhrgas AG" (до 1 июля 2004 года "Ruhrgas AG", Германия) является крупнейшим в Европе частным электроэнергетическим и газовым концерном. С февраля 2003 года является частью концерна E.ON AG и отвечает за газовый бизнес группы в Европе, включая добычу, сбыт, транспортировку и хранение природного газа. "E.ON Ruhrgas AG" является крупнейшим иностранным акционером "Газпрома" (владеет около 6,5% акций). Она стала одним из первых крупных покупателей российского газа в Западной Европе (1970). В 2000 году в Берлине и в 2002 году в Москве были подписаны Меморандумы о взаимопонимании между ОАО "Газпром" и "Ruhrgas AG". В июле 2004 года был подписан меморандум о взаимопонимании между ОАО "Газпром" и "Е.ON AG", в котором были зафиксированы договоренности о дальнейшем углублении сотрудничества в сфере стратегических проектов компаний. К традиционным сферам взаимодействия в области поставок газа добавились совместные проекты в добыче, транспорте и маркетинге газа, а также в электроэнергетике.