Технико-экономическое обоснование разработки месторождений в нефтегазовой компании

Доказанные  запасы углеводородов, млн барр. н.э.

171

Доказанные запасы нефти, млн барр.

139

Доказанные запасы газа, млрд куб. м

5,5

Вероятные запасы углеводородов, млн барр. н.э.

104

Вероятные запасы нефти, млн барр.

79

Вероятные запасы газа, млрд куб. м

4,2

Возможные запасы углеводородов, млн барр. н.э.

53

Возможные запасы нефти, млн барр.

41

Возможные запасы газа, млрд куб. м

2,1

2008

2009

2010

Нефть, тыс. т

1 764

1 637

1 665

Нефть, млн барр.

12,9

12,0

12,2

Газ, млн куб. м

627

554

515

2008

2009

2010

Поисково-разведочное бурение, тыс. м

0

0

0

2D сейсморазведка, пог. км

0

0

0

3D сейсморазведка, кв. км

8

22

18

Эксплуатационное бурение, тыс. м

16,6

21,0

20,3

Количество действующих  нефтяных и газоконденсатных скважин, шт.

1 331

1 200

1 214

Количество вводимых новых добывающих скважин, шт.

3

3

6

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  междуна-родный рынок природного газа. В последние десятилетия (конец ХХ – начало XXI вв.) рост спроса на газ в АТР и развитие систем газообеспече-ния происходили более быстрыми темпами, чем в мире в целом, что привело к увеличению доли региона в структуре глобального газопотребле-ния. 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 пре-высило 15 % глобального потребления (рис. 1).

Динамика потребления  газа в странах АТР представлена в табл. 4

Таблица 4 - Потребление газа в странах АТР в 1970-2006 гг.

* 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 ры-нок АТР, помимо региональных произ-водителей (Индонезия, Малайзия, Австралия, Мьянма, Бруней), в насто-ящее время выступают страны Ближ-него 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). Осущест-вляется массовое внедрение сущест-вующих промышленных, энергети-ческих 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 м^3, к 2020 г. – до 730-750 млрд м³, к 2030 г. – до 940-960 млрд м³ (табл. 5).

Таблица 5 - Прогноз спроса на газ в странах АТР до 2030 г.

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 место-рождений в Таримском, Ордосском, Сычуаньском и других бассейнах. В 2007 г. крупнейшей нефтегазовой ком-панией КНР – CNPC – было открыто газовое месторождение Лунган в Северо-Восточной впадине Сычу-аньского 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 опере-жающим 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. Про-должится рост использования газа в химической и других отраслях про-мышленности, однако доля этих секто-ров в структуре газопотребления несколько снизится.

В региональном плане  наиболее быстро будет расти потребление  газа в северо-восточной части  Китая, Бо-хайском 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 свя-зана с полным отсутствием собствен-ной сырьевой базы и относительно слабо развитой инфраструктурой по приему крупных партий СПГ, более высокой ценой энергетической едини-цы газа по сравнению с другими энергоносителями, в первую очередь углем.

Первые поставки СПГ  начались в 1986г. и быстро возрастали вплоть до азиатского финансового кризиса 1997-1998 гг., когда объем закупок незна-чительно 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. 6.

Таблица 6 - Прогноз потребления газа в Республике Корея до 2030 г.

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 (аль-тернативных России) могут удовлетво-рить лишь часть импортного спроса Республики Корея. Ожидается, что объем поставок газа из России в 2010г. составит 3 млрд м³, в 2020 г. –15 млрд м³, в 2030г. – 20 млрд м³, в том числе сетевого газа – не менее 10 млрд м³ в 2020г.и 13 млрд м³ в 2030г., сжиженного газа – 3 млрд м³ в 2010 г., 5 млрд м³ в 2020г. и 7 млрд м³ в 2030г.

Доля России в физических поставках газа на южно-корейский  рынок будет находиться на уровне 20-30 %. Вместе с тем целесообразно  усиление рос-сийского 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. 7.

Таблица 7 - Прогноз добычи (Д), потребления (П) и нетто-импорта (И) газа* в Японию до 2030 г.

* 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 место-рождения Восточной Сибири и Рес-публики  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 закры-тости газового рынка Японии усиление российских позиций в системе энерго-обеспечения этой страны возможно через заключение долгосрочных соглашений с японскими импортерами (компании Tokyo Gas, Japan Gas, JOG-MEC), предусматривающих возмож-ность 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.8). 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 8 - Прогноз добычи газа в России до 2030 г. по макрорегионам

* 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 м^{3, 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. 9).

Таблица 9 - Прогноз экспорта газа из России в АТР до 2030 г. по макрорегионам

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.