CC BY
7УДК 622.3.001.18«20»
Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В.
СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПРОГНОЗ РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА РОССИИ НА БЛИЖАЙШИЕ ДЕСЯТИЛЕТИЯ XXI ВЕКА С УЧЕТОМ МЕЖДУНАРОДНЫХ ТЕНДЕНЦИЙ
Рассмотрено состояние сырьевой базы и добычи нефти и газа в России. Определены перспективы развития добычи нефти и газа и основные направления развития магистральных трубопроводных систем восточного направления.
Ключевые слова: нефть, газ, добыча, сырьевая база углеводородов, нефтепроводы, газопроводы, прогнозирование.
1. Сырьевая база нефтегазодобывающей промышленности
Анализ и прогноз развития российской и международной системы энергообеспечения указывают на дальнейшее увеличение в ближайшие десятилетия мирового потребления энергетических ресурсов, прежде всего - углеводородов. В региональном плане наиболее быстро спрос на нефть и газ будет возрастать в странах АТР, главным образом, в Китае, Индии, Индонезии, Филиппинах. Вместе с тем, в глобальном масштабе остается лишь несколько крупных сырьевых баз углеводородов, за счет которых возможно удовлетворение перспективных энергетических потребностей. Это - политически нестабильные Ближний Восток и Африка, экономически и технологически труднодоступные и геологически слабо изученные шельфы арктических морей, а также Север Западной Сибири (Ямало-Ненецкий и Ханты-Мансийский автономные округа) и территория Сибирской платформы (Иркутская область, объединенный Красноярский край, Республика Саха). Существуют также возможности значительного увеличения добычи нефти и газа на шельфе Дальневосточных морей (о-ва Сахалин и др.). Из перспективных источников энергетического сырья к емким рынкам АТР, включая крупнейшего в регионе импортера нефти и газа - Японии, быстро наращивающего импорт углеводородов - Китаю (второму после США потребителю энергии в мире), располагающей развитой инфраструктурой по переработке, транспортировке и хранению нефти, нефтепродуктов и газа Южной Корее, транспортировке нефтепродуктов наиболее приближены Западная Сибирь, Восточная Сибирь и Дальний Восток. После удовлетворения внутренних потребностей восточных районов России в нефти, нефтепродуктах и газе возможна организация крупномасштабных поставок на новые для России азиатско-тихоокеанские рынки.
Нефтяной комплекс России играет значительную роль в социально-экономическом развитии страны, является важным элементом мирового рынка нефти. Главный центр нефтяной промышленности - Западная Сибирь. В этом регионе сосредоточено более 53 % начальных суммарных ресурсов. Другие крупные нефтедобывающие регионы страны -Урало-Поволжский (14,2 % от начальных суммарных ресурсов), Дальневосточный (3,0 %), Северо-Кавказский (1,6 %), а в перспективе - Восточно-Сибирский (10,5 %) и шельф (12,4 %).
Газовая промышленность - один из наиболее стабильно работающих элементов топливно-энергетического комплекса и всей экономики России, крупнейший элемент мировой системы энергообеспечения. Доля газа в первичном топливно-энергетическом балансе страны составляет около 50 %. Россия занимает первое место в мире по добыче, разведанным запасам и прогнозным ресурсам газа и обеспечивает около 25 % его мирового производства. Россия - крупнейший в мире экспортер газа, обеспечивающий более 40 % международных поставок.
Начальные суммарные ресурсы свободного газа России составляют 236,15 трлн. м3, в том числе 160,3 трлн. м3 - на суше и 75,8 трлн. м3 - на шельфе. Разведанные запасы свободного газа (включая газ газовых шапок) превышают 47,8 трлн. м3. Около 78 % разведанных запасов газа сосредоточено в Западной Сибири, более 7 % - на шельфе северных морей, 6,7 % - в европейской части, около 8,5 % - в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, включая шельф Охотского моря.
2. Состояние добычи нефти и газа в России
2.1. Добыча нефти
Начиная с середины 1980-х гг., 67 - 72 % российской нефти добывается в Западной Сибири. Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО) - основной центр нефтяной промышленности Сибири, здесь добывается более 80 % нефти региона. Ведется крупномасштабная добыча нефти и конденсата в Ямало-Ненецком автономном округе и Томской области (табл. 1).
Пик добычи нефти в Советском Союзе был достигнут в 1986 - 1988 гг. Тогда в стране добывалось более 625 млн. т нефти и газового конденсата, что превышало 21 % от общемирового показателя, в том числе в Российской Федерации - почти 570 млн. т, или свыше 19 % от мира.
С 1989 г. происходило сначала постепенное, а с 1991 г. - обвальное снижение добычи. К концу 1990-х гг. добыча нефти в России стабилизировалась на уровне 300-307 млн. т, или
8-9 % от общемирового показателя. Основные причины падения добычи: разрыв хозяйственных связей, изменение организационной структуры в отрасли, естественное исчерпание ряда крупных месторождений (Самотлор и др.), снижение внутреннего спроса, снижение инвестиций.
Таблица 1
Добыча нефти в России и мире в 1970 - 2006 гг.
Год Мир в целом, млн. т СССР Россия
млн. т доля в мире, % всего, млн. т доля в мире, % Западная Сибирь
млн. т доля в России, %
1970 2355 353 15 285 12,1 31 10,9
1980 3088 603 19,5 547 17,7 311 56,8
1985 2792 608 21,8 542 19,4 382 70,5
1990 3168 570 18 516 16,3 376 72,8
1995 3278 307 9,4 208 67,9
2000 3601 323 9 220 68
2001 3581 349 9,7 237 67,8
2002 3557 380 10,7 264 69,5
2003 3664 421 11,5 298 70,8
2004 3868 459 11,9 326 71
2005 4011 470 11,7 333 70,9
2006 4139 480 11,6 335 69,8
В последние годы в результате благоприятной международной конъюнктуры и в основном завершения организационных преобразований нефтяная промышленность России находилась на подъеме. В 2006 г. добыча нефти в стране составила 480 млн. т - самый высокий уровень после 1991 г., то есть за всю новейшую историю страны. В региональном разрезе основной прирост добычи за последние пять лет (около 60 % от общероссийского показателя) пришелся на Ханты-Мансийский автономный округ.
Быстрый рост добычи в значительной мере происходил за счет применения современный методов интенсификации нефтеотдачи пласта. Объем капитальных вложений в нефтедобывающей промышленности возрос в 2003 г. более чем в 4 раза (до 8,4 млрд. долл. США) по сравнению с уровнем 1999 г., в нефтепереработке - 5,6 раза (до почти 1 млрд. долл. США). В 2004 - 2006 гг. инвестиции в нефтяной промышленности составляли в нефтедобыче 8,0-8,5 млрд. долл. США в год. Основным источником инвестиций - более 90 % -выступают собственные средства компаний - амортизационные отчисления и прибыль.
В настоящее время с учетом аффилированных связей добычу нефти и конденсата в стране осуществляют семь вертикально-интегрированных нефтяных компаний, концерн «Газпром» (включая активы компании «Газпром нефть») и более 150 сравнительно небольших компаний, которые представлены организациями с российским, иностранным и смешанным капиталом.
Основной рост добычи в 2000 - 2005 гг. происходит за счет крупных компаний, обладающих финансовыми ресурсами и технологиями для ввода новых объектов в разработку, интенсификации добычи на разрабатываемых месторождениях. Наибольшие темпы роста добычи нефти обеспечили «ЮКОС» (до 2004 г.), «Сибнефть» (до 2005 г.), «ТНК-ВР», «Роснефть», «Сургутнефтегаз» (табл. 2).
Таблица 2
Добыча нефти в России в 1999 - 2006 гг. с детализацией по компаниям, тыс. т
Компания Добывающие подразделения 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
ЛУКОЙЛ ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь 44215 44740 45256 45396 46600 52162 53761 53559
ЛУКОЙЛ-Пермнефть (в составе ЛУКОЙЛ-Пермь с 2004 г.) 5383 5345 5365 5311 5249
ЛУКОЙЛ-Пермь 2505 2692 2802 3544 6629 9349 9571 10169
ЛУКОЙЛ-Коми (до 2001 г. КомиТЭК, в составе с 1999 г.) 3952 2201 3278 5885 6651 8095 9721
Прочие 1251 5449 18446 17724 14507 15906 16386 16968
Всего 53354 62178 74070 75253 78870 84068 87813 90417
Роснефть Юганскнефтегаз (с составе Роснефть с конца 2004 г.) - - - - - - 51210 55996
Роснефть- Пурнефтегаз 8209 8951 9641 9985 9855 9645 9455 9032
Роснефть- Сахалинмор- нефтегаз 1453 1473 1521 1590 1653 1836 1870 1901
Северная нефть (в составе Роснефти с 2004 г.) - - - - - 3403 4875 5610
Прочие 2892 3049 3796 4536 8060 6717 7007 9171
Всего 12554 13473 14958 16112 19569 21601 74417 81710
Продолжение табл. 2
Компания Добывающие подразделения 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
ЮКОС Юганскнефтегаз (с составе Роснефть с конца 2004 г.) 26211 30168 36183 42929 49735 51794 - -
Самаранефтегаз 7692 7939 9490 10992 12313 12399 9583 9308
Томскнефть (в составе с 2000 г.) - 11001 7118 9357 16085 17539 13150 11230
Прочие 285 439 903 1557 2614 3946 1783 994
Всего 34188 49547 53695 64835 80747 85678 24516 21532
ТНК-ВР Нижневартовск-нефтегаз (с 2000 г. преобразовано в Самотлорнеф-тегаз и Нижневартовское НГДП) 18206
Самотлорнефте-газ (до 2000 г. Нижневартовск-нефтегаз) 14952 15938 16462 18363 20984 23231 23676
Оренбургнефть (до 2001 г. в составе ОНАКО) 8006 9485 12075 13933 14767 15825
Нижневартовское НГДП (до 2000 г. Нижневартовск- нефтегаз) 4393 5215 5590 5847 6379 6248 5560
ТНК-Нягань 2279 3119 3130 3637 4365 5189 5662
ТНК-Нижневар-товск (в составе СИДАНКО с 2001 г.) 4831 6493 6800 7889 9013 8715 7949
Удмуртнефть (в составе ТНК-ВР с 2005 г. по 09.2006 г.) 5350 5210 5060 4988 5435 5735 5946 3967
Варьеганнефтегаз (в составе ТНК-ВР с 2005 г. по 09.2006 г.) 1463 2659 2543 2646 2944 3420 3643 3468
Прочие 14596 4919 4285 4596 5389 6430 7608 6313
ТНК-ВР, всего 39615 39243 50659 53697 61579 70259 75347 72420
Сургут- нефтегаз Ленанефтегаз 258 242
Сургутнефтегаз 37573 40621 44028 49175 54025 59619 63600 65309
Всего 37573 40621 44028 49175 54025 59619 63858 65551
Продолжение табл. 2
Компания Добывающие подразделения 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Газпром нефть (до 2006 г. Сибнефть) Ноябрьскнефте- газ 16322 17158 20264 25409 28709 25943 23466 21306
Заполярнефть (в составе с 2003 г.) - - - - 717 4862 4690 4497
Прочие 0 41 18 27 1967 3179 4884 6913
Всего 16322 17199 20282 25436 31394 33984 33040 32716
Татнефть Всего 24065 24337 24606 24605 24669 25099 25332 25405
Башнефть Всего 12261 11941 11864 12015 12046 12073 11934 11727
Г азпром Всего 9915 10010 10550 10796 11022 11963 12788 13401
Слав-нефть (с декабря 2002 г. контролируется Г азпром нефтью и ТНК-ВР) Славнефть- Мегион- нефтегаз 11900 12100 12517 13009 16371 20119 20495 18435
Прочие 30 167 1056 1629 1726 1890 3667 4865
Всего 11930 12267 13573 14638 18097 22009 24162 23300
Рус- снефть Всего - - - - 1984 6597 12181 14755
Прочие компании Всего 53281 42409 29936 33066 27345 25855 24598 27594
Россия в целом Итого 305057 323224 348220 379628 421347 458805 469986 480528
Переработку жидких углеводородов в России осуществляют 27 крупных нефтеперерабатывающих заводов, 46 мини-НПЗ и два конденсатоперерабатывающих завода. Их суммарная производственная мощность по сырью составляет около 296 млн. т/год. Все крупные НПЗ России (за исключением группы заводов в Башкирии) и большая часть мини-НПЗ входят в состав крупных нефтяных компаний. Кроме того, российским ВИНК принадлежат активы ряда зарубежных НПЗ, в основном, в СНГ и Восточной Европе (на Украине, в Белоруссии, Болгарии, Румынии, Литве и др.). В настоящее время российские нефтяные компании развивают собственные оптовые и розничные сбытовые сети нефтепродуктов в регионах России, странах СНГ, Восточной и Центральной Европы, а также в США. На ВИНК приходится более 75 % от общего объема переработки нефти в стране.
Основной прирост добычи сырья в 2000 - 2006 гг. (более 170 млн. т в годовом исчислении) был направлен на экспорт.
2.2. Добыча газа
Добыча газа в СССР превысила к началу 1990-х гг. 800 млрд. м3, что составляло более 40 % всей мировой добычи. В 1990 - 1992 гг. в России добывалось 641 - 643 млрд. м3 газа в год, в том числе в Западной Сибири более 580 млрд. м3 (табл. 3).
В 1992- 2000 гг. добыча газа в стране имела тенденцию к сокращению, снизившись в
2000 г. на 57 млрд. м3 по сравнению с 1991 г. - до 584 млрд. м3; при этом объем инвестиций в основной капитал в сопоставимых ценах составил в 2000 г. 41,5 % от уровня 1990 г. В
2001 г., несмотря на почти двукратное увеличение инвестиций в основной капитал до 4,8 млрд. долл., произошло дальнейшее снижение добычи газа в России - до 581 млрд. м3.
Таблица 3
Добыча газа в России и мире в 1970 - 2006 гг., млрд. м
Год / Страна, регион Мир в целом, млрд. м3 СССР Россия всего,
млрд. м3 доля в мире, % млрд. м3 доля в мире, % Западная Сибирь
млрд. м3 доля в России, %
1970 1021 198 19,4 83 8,2 3 3,2
1980 1456 435 29,9 254 17,4 140 55,3
1985 1676 643 38,4 462 27,6 389 84,2
1990 2000 815 40,8 641 32,1 574 89,6
1995 2141 595 27,8 545 91,5
2000 2436 584 24 533 91,3
2001 2493 581 23,3 532 91,6
2002 2531 595 23,5 545 91,5
2003 2617 620 23,7 574 92,6
2004 2692 634 23,5 590 93,1
2005 2768 641 23,2 599 93,4
2006 2851 656 23,0 608 92,7
Объем инвестиций в основной капитал возрос в 2002 - 2006 гг. до 6 - 8 млрд. долл. США в год. Однако в условиях высокого уровня инфляции в стране и при опережающем росте издержек газовой промышленности реальный уровень капитальных вложений не только не увеличился, но и несколько снизился. Ввод в разработку в конце 2001 г. Заполярного месторождения, а в 2004 г. Песцового месторождения несколько улучшили ситуацию, что позволило на несколько лет преодолеть падение и обеспечить некоторый рост добычи газа. Добыча газа в России составила в 2006 г. - 656 млрд. м3.
Вместе с тем, если в ближайшие годы не начать освоения месторождений п-ова Ямал, резкое падение добычи газа в стране начнется уже в 2008 - 2010 гг. Суммарный объем
капитальных вложений в проект освоения п-ова Ямал должен составить не менее 70 млрд. долл. США.
В современной организационной структуре газовой промышленности России главным производителем и поставщиком газа является ОАО «Газпром» (табл. 4).
Таблица 4
Динамика добычи природного газа и нефтяного (попутного) газа в России
в 1999-2006 гг., млн. м3
Компания 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
ОАО "ГАЗПРОМ" 545637 523151 515518 519890 540180 542809 547058 550345
Независимые производители природного газа 18619 29999 33163 40756 39473 45485 44443 46343
НОВАТЭК 0 0 0 0 26 28 25370 28757
Прочие производители 18619 29999 33163 40756 39448 45458 19073 17579
Нефтяные компании 27810 30978 32237 34023 40489 44917 49044 58459
ЛУКОЙЛ 3368 3602 4298 4090 4769 5021 5795 14110
Роснефть 4920 5628 6134 6449 7012 9377 13045 13561
ЮКОС 1521 1583 1705 2381 3448 3427 1970 1893
Г азпром нефть 1345 1428 1639 1403 1985 1955 1992 2055
Сургутнефтегаз 11118 11144 11104 13304 13883 14325 14361 14622
ТНК-ВР (включая активы ОНАКО, СИДАНКО) 3663 5737 5497 4761 6809 8023 8730 8655
Татнефть 742 749 753 718 728 736 737 738
Башнефть 421 391 367 358 369 361 363 331
Славнефть 713 716 739 559 823 918 994 924
Русснефть 0 0 0 0 665 773 1058 1570
Операторы СРП 0 58 262 196 184 292 469 1037
Россия в целом 592066 584186 581180 594864 620326 633502 641015 656184
На компанию приходится 85 % добычи и 100 % экспорта газа. Единая система газоснабжения России также контролируется ОАО «Газпром». Крупнейший независимый производитель газа - НОВАТЭК (около 4 % добычи в стране), а также нефтяные компании «Сургутнефтегаз» (2,21 %), «Роснефть» (1,99 %), «ТНК-ВР» (1,33 %), «ЛУКОЙЛ» (0,86 %).
В последние годы в структуре добычи газа в стране произошло некоторое сокращение доли ОАО «Газпром» (на 8 п.п. в период 1999 - 2006 гг.) при одновременном увеличении доли независимых производителей природного газа и нефтяных компаний (табл. 5).
Таблица 5
Структура добычи природного газа и нефтяного (попутного) газа в России
в 1999 - 2005 гг., %
Компания 1999 2000 2001 2002 200З 2004 200З 2006
ОАО «ГАЗПРОМ» 92 90 89 87 87 86 8З 84
Независимые производители природного газа З З 6 7 6 7 7 7
Нефтяные компании З З 6 6 7 7 8 9
Основной экспортный рынок Газпрома - Европа, куда газ поставляется уже 30 лет. Для успешной деятельности на этом рынке необходимо отвечать многим требованиям. Условия работы на европейских рынках меняются, нарастает конкуренция, в действиях большинства европейских государств и компаний прослеживается линия на диверсификацию поставщиков газа и каналов поступления. Для стран Северо-Восточной Азии, в особенности Китая, Республики Корея и Японии российский газ может представлять большой интерес в обозримом будущем. Страны АТР привлекательны для Газпрома не только как экспортные рынки, но и в плане совместного освоения имеющихся газовых ресурсов и реализации газотранспортных проектов. Приоритеты компании в финансовой сфере связаны с ростом ее капитализации, которая за последние годы выросла почти во много раз. Курсовая стоимость акций ОАО «Газпром» (капитализация) в 2006 г. превысила 300 млрд. долл. США.
3. Перспективы добычи нефти и природного газа в России
3.1. Перспективы добычи нефти Согласно Энергетической стратегии России, долгосрочное развитие нефтяной промышленности страны предполагает решение следующих основных задач: (1)
рациональное использование разведанных запасов нефти, обеспечение расширенного воспроизводства сырьевой базы нефтедобывающей промышленности; (2) ресурсо- и энергосбережение, сокращение потерь на всех стадиях технологического процесса при подготовке запасов, добыче, транспорте и переработке нефти; (3) углубление переработки нефти, комплексное извлечение и использование всех ценных попутных и растворенных компонентов; (4) формирование и развитие новых крупных центров добычи нефти, в первую очередь, в восточных районах России и на шельфе арктических и дальневосточных морей; (5) расширение присутствия российских нефтяных компаний на зарубежных рынках, приобретение перерабатывающей и сбытовой инфраструктуры в странах - реципиентах; (6) расширение участия российских нефтяных компаний в зарубежных добывающих и
транспортных активах, прежде всего, в странах СНГ, Европы и Азиатско-Тихоокеанского региона.
Перспективные уровни добычи нефти в России будут определяться в основном уровнем мировых цен, объемом внутреннего спроса, уровнем развития транспортной инфраструктуры, налоговыми условиями и научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы. Нижний уровень цен на нефть будет определяться уровнем издержек на месторождениях в крупных регионах добычи с замыкающими затратами, а верхний - издержками для возможного массового производства альтернативных нефти моторных топлив.
Мировая цена будет формироваться в зависимости от темпов развития мировой экономики, интенсивности внедрения нефтезамещающих энергоисточников, предложения нефти на мировых рынках и транспортных возможностей ее доставки к местам потребления. При прогнозировании цены на нефть учитывалось влияние различных политических, экономических и технологических факторов, оказывающих воздействие на формирование рыночной конъюнктуры на мировом рынке нефти.
Наиболее высокий уровень международных цен на нефть сохранится примерно до 2010 - 2012 гг., хотя тенденция к снижению цен уже обозначилась в 2006 - 2007 гг. Это связано с инерционностью технологических систем нефтепотребления, которые сейчас используются в развитых странах и продолжают массово внедряться в Китае и других странах АТР. К 2010 -2012 г. в развивающихся странах произойдет технологическое насыщение традиционным моторным транспортом, поэтому глобальный рост спроса на нефть замедлится. Это приведет к снижению цен на нее до уровня 40 - 45 долл. США/барр., что с учетом инфляции доллара соответствует современным 35 - 40 долл. США/барр.
В этих условиях в России в целом продолжится рост добычи нефти, хотя его темп в Западной Сибири замедлится, а в Европейской части страны снизятся и абсолютные показатели добычи. Годовая добыча нефти в России может быть доведена в 2010 г. до 500 млн. т, в 2020 г. - до 550 млн. т, в 2030 г. - до 600 млн. т, добыча в Западной Сибири составит в эти же годы 344,5, 350 и 355 млн. т, соответственно. Инвестиции в разведку и добычу нефти в России составят в 2010 г. - 10,9 млрд. долл. США, в 2020 г. -14,7 млрд. долл. США, в 2030 г. - 19,5 млрд. долл. США (табл. 6). В Западной Сибири при стабилизации и постепенном снижении добычи нефти в Ханты-Мансийском автономном округе будет происходить ее рост в Ямало-Ненецком автономном округе.
Таблица 6
Прогноз добычи нефти в России до 2030 г. по макрорегионам, млн. т
Регион / год 2010 2015 2020 2025 2030
Западная Сибирь 344,5 345,0 350,0 351,0 355,0
Европейская часть 120,0 115,0 110,0 106,4 100,0
Восточная Сибирь и Республика Саха 12,5 42,0 60,0 70,0 110,0
Дальний Восток (Сахалин) 23,0 25,0 30,0 32,6 35,0
Россия, всего 500,0 527,0 550,0 560,0 600,0
В последние годы в российском секторе Каспийского моря выявлено и подготовлено детальными работами к глубокому бурению ряд нефтегазоносных структур, выявлено и подлежит дальнейшему изучению большое количество неантиклинальных объектов, в том числе высокоперспективные ловушки рифового типа, открыто 5 месторождений. В соответствии с долгосрочной программой геологоразведочных работ к 2010 г. в районе планируется прирастить запасы нефти и конденсата в количестве 348 млн. т. Это позволит к 2015 г. добывать в российском секторе Каспийского моря не менее 8 млн. т, а к 2020 г. - до 20 млн. т нефти и конденсата. Освоение Северо-Каспийской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций позволит в перспективе стабилизировать увеличить добычу нефти в Европейской части страны до 140 - 150 млн. т в год.
Кроме того, произойдет увеличение добычи нефти российскими компаниями за рубежом, прежде всего, в странах Каспийского региона - Казахстане, Туркменистане, Узбекистане, Азербайджане. Из этих стран также возможны поставки нефти российскими операторами в АТР. Здесь лидерами будут выступать «ЛУКОЙЛ», «Газпром» (включая активы «Сибнефти»), «Роснефть».
В перспективе крупнейшим источником экспорта нефти из России в Китай, Японию, Корею и другие страны АТР станет Восточная Сибирь и Дальний Восток. Нефти рассматриваемых регионов отличаются высоким качеством, превосходящим по основным параметрам российский экспортный стандарт Urals. Это в основном легкие и низкосернистые сорта. Большая часть запасов нефти Восточной Сибири и Дальнего Востока имеет плотность менее 0,87 г/см3 и содержание серы менее 0,5 %.
К 2010 г. добыча нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) может достичь 12 - 13 млн. т. В этот период ожидается начало промышленной разработки Талаканского, Юрубчено-Тохомского, Куюмбинского месторождений, будут организованы поставки конденсата с Ковыктинского месторождения. На шельфе о. Сахалин будет
завершен ввод в эксплуатацию производственных объектов проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2», что позволит довести суммарную добычу в Сахалинской области до 23 млн. т. В дальнейшем при проведении активной государственной политики в области недропользования и лицензирования недр, резком расширении ГРР, развитии перерабатывающей и транспортной инфраструктуры добыча нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке (с учетом добычи на острове Сахалин и его шельфе) может быть к 2020 г. доведена до 90 млн. т, а к 2030 г. - до 145 млн. т.
На шельфе о-ва. Сахалин будет сформирована новая крупная система нефтеобеспечения и расширены экспортные поставки в Японию, Китай, Южную Корею, Индию, Филиппины, другие страны АТР, а также на тихоокеанское побережье США. Кроме того, планируется увеличить загрузку сахалинской нефтью Комсомольского НПЗ. Поставки на Хабаровский НПЗ, вероятно, будут организованы с месторождений Республики Саха. В настоящее время уровень загрузки производственных мощностей Комсомольского НПЗ составляет чуть более 70 %, Хабаровского - менее 60 %. Доля сырья, поставляемого на эти заводы из Западной Сибири, - свыше 80 и 100 %, соответственно.
К 2010 г., с учетом прогноза добычи и переработки нефти в России с детализацией по макрорегионам, экспорта в западном направлении, поставок на НПЗ Восточной Сибири и Дальнего Востока, ежегодный экспорт сырой нефти из России в страны АТР может достичь 44 млн. т, в том числе из Западной Сибири - 20 млн. т, из Восточной Сибири и Республики Саха - 6 млн. т, с Сахалина - 18 млн. т (табл. 7). К 2020 г. экспорт нефти составит около 95 млн. т в год, к 2030 г. - 120 млн. т в год.
Таблица 7
Прогноз экспорта нефти и нефтепродуктов из России в АТР до 2030 г., млн. т
Регион / Год 2010 2015 2020 2025 2030
Сырая нефть
Западная Сибирь 20 30 35 35 30
Восточная Сибирь и Республика Саха 6 20 35 45 55
Сахалинская область 18 20 25 27 35
Всего 44 70 95 107 120
в том числе в Китай 32 50 61 65 70
Нефтепродукты
Всего 9 10,2 11,5 11,8 12
в том числе в Китай 8,5 9,7 11 11,3 11,5
Нефть и нефтепродукты
Итого нефть и нефтепродукты 53 80,2 106,5 118,8 132
в том числе в Китай 40,5 59,7 72 76,3 81,5
Экспорт сырой нефти из России в Китай составит 32 млн. т в 2010 г., 61 млн. т - в 2020 г., 70 млн. т - в 2030 г.
Экспорт нефтепродуктов в АТР будет эффективен с НПЗ, находящихся в приграничных районах либо недалеко от портов (Ангарск, Хабаровск, Комсомольск-на-Амуре). Объем экспорта, при условии значительного повышения качества продукции, может быть доведен до 12 млн. т в год, в том числе в Китай до 11,5 млн. т. Ежегодный экспорт сжиженных углеводородных газов (СУГ) в страны АТР может достигнуть уже к 2015 г. 1,0 млн. т.
3.2. Перспективы добычи природного газа
В рамках Энергетической стратегии России до 2020 г. стратегическими целями развития газовой промышленности являются: (1) стабильное, бесперебойное и экономически эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на газ; (2) развитие действующей Единой системы газоснабжения страны (ЕСГ) и ее расширение на Восток России; (3) совершенствование организационной структуры газовой отрасли с целью повышения экономических результатов ее деятельности и формирования либерализованного рынка газа; (4) обеспечение стабильных поступлений в доходную часть государственного бюджета и стимулирование спроса на продукцию сопряженных отраслей (металлургии, машиностроения и др.); (5) обеспечение экономических интересов России в Европе и сопредельных государствах, а также в Азиатско-Тихоокеанском регионе и Северной Америке.
Состояние и перспективы увеличения разведанных запасов газа при наличии соответствующих инвестиций и благоприятной ситуации на внутреннем и внешнем рынках газа позволяют довести добычу газа в 2010 г. до 681 млрд. м3, в 2020 г. - до 890 млрд. м3, в 2030 г. - до 910 млрд. м в год с последующим поддержанием на этом уровне за счет ввода месторождений, прогнозируемых к открытию (табл. 8).
Таблица 8
Прогноз добычи газа в России до 2030 г. по макрорегионам, млрд. м
Регион / Год 2010 2015 2020 2025 2030
Западная Сибирь б10 б30 б70 б70 б70
Европейская часть 40 52 80 88 90
Восточная Сибирь и Республика Саха 11 85 115 117 120
Дальний Восток (Сахалин) 20 23 25 30 30
Россия, всего б81 790 890 905 910
Это позволяет удовлетворить внутренние потребности страны, обеспечить увеличение поставок в Европу, сформировать новые крупные экспортные направления -Япония, Китай и другие страны АТР, а также США. Инвестиции в разведку и добычу газа в России составят в 2010 г. - 10,9 млрд. долл., в 2020 г. - 14,7 млрд. долл., в 2030 г. -19,5 млрд. долл.
Добыча газа в Западной Сибири может быть доведена до 670 млрд. м3 в год, в Восточной Сибири - до 120 млрд. м3 в год, на Дальнем Востоке - до 30 млрд. м3 в год. При развитии газовой промышленности Восточной Сибири и Республики Саха 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 может быть доведена к 2020 г. до 135 - 150 млн. м3 в год. При освоении газовых месторождений Лено-Тунгусской провинции необходимо предусмотреть строительство заводов по выделению гелия и его хранилищ.
Экспорт сжиженного природного газа (СНГ) с месторождений Сахалина в АТР может начаться уже в 2008 г., а к 2010 г. объем добычи и поставок СНГ 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). Ожидается, что после 2010 г. может быть реализован проект поставок сетевого газа из Ковыктинского месторождения в Китай и Корею, а после 2015 г. может начаться экспорт из других крупнейших месторождений Восточной Сибири и Республики Саха. В это же время возможно начало экспорта сетевого газа в рамках проекта «Сахалин-1».
Таблица 9
Прогноз экспорта газа из России в АТР до 2030 г., млрд. м
Регион / Год 2010 2015 2020 2025 2030
Западная Сибирь 0 15 30 40 60
Восточная Сибирь и Республика Саха 0 30 60 82 82
Сахалинская область 13,4 13,4 18 20 23
Всего 13,4 58,4 108 142 165
в том числе в Китай 5 40 78 102 125
К 2012 - 2015 гг. по мере роста спроса на газ, в том числе в качестве моторного будет организован экспорт газа в восточном направлении из Западной Сибири. После удовлетворения внутренних потребностей экспорт газа из Западной и Восточной Сибири, Республики Саха и шельфа острова Сахалин в АТР может быть доведен к 2020 г. до
3 3
78 млрд. м в год, к 2030 г. - до 145 млрд. м в год. Экспорт газа из России в Китай может
33
составить в 2020 г. 78 млрд. м , в 2030 г. - 125 млрд. м .
4. Развитие системы нефте- и газопроводов на востоке России
Фактором, сдерживающим расширение экспорта энергоносителей в АТР, является отсутствие эффективной системы транспорта нефти и газа, прежде всего, магистральных нефте- и газопроводов.
Россия располагает развитой сетью нефте- и газопроводов в Западной Сибири и Европейской части, однако на востоке страны в настоящее время система магистральных нефтепроводов АК «Транснефть» заканчивается в районе Ангарска (Иркутская область), Единая Система газоснабжения ОАО «Газпром» - в районе Проскоково (Кемеровская область).
Экспорт сырой нефти с о. Сахалин и его шельфа осуществляется в основном через порты Хабаровского и Приморского краев (Де Кастри, Находка), а также с производственнодобывающего комплекса «Витязь» в Охотском море. Поставки нефти из Западной Сибири в Китай ведутся по железной дороге через Наушки и Забайкальск, а также транзитом через Казахстан по действующему нефтепроводу Омск - Павлодар - Атасу и далее по железной дороге до Алашанькоу, Душаньцзе. С середины 2006 г. транзитные поставки через Казахстан осуществляются по новому нефтепроводу Атасу - Алашанькоу.
Экспорт нефтепродуктов в АТР осуществляется в основном с Ангарского, Хабаровского и Комсомольского НПЗ железнодорожным транспортом и через порты Приморского и Хабаровского краев (Владивосток, Находка, Славянка, Ванино, Большой камень и др.).
Для организации крупных поставок нефти и газа российским потребителям и на экспорт в Китай, Японию и другие страны АТР в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке необходимо формирование системы сверхдальнего трубопроводного транспорта, строительство заводов по переработке и сжижению природного газа, создание инфраструктуры для отгрузки нефти, нефтепродуктов, СПГ и конденсата.
Важнейший нефтетранспортный проект: строящийся в настоящее время магистральный нефтепровод Восточная Сибирь - Тихий океан с отводом на Китай. Проектная мощность нефтепровода - 80 млн. т в год, в том числе первой очереди, завершение строительства которой намечено на 2008 г. - 30 млн. т в год. Строительство первой очереди ведется со стороны Тайшета и со стороны Сковородино. Согласно поручению Президента России, трасса нефтепровода будет проходить за водосборной зоной озера Байкал, по территории с
низкой сейсмичностью и высоко перспективной на нефтегазоностнось. Маршрут нефтепровода проходит вдоль трассы БАМ по линии Тайшет - Усть-Кут, от Усть-Кута - в северо-восточном направлении по левому берегу Лены (за водоохранной зоной) до Талаканского месторождения, что позволит существенно сократить проектноизыскательские работы и строительство в целом. Далее маршрут обходит город Ленск с северной стороны, пересекает Лену в районе Олекминска и уходит на восток до города Алдан. От Алдана трасса идет в южном направлении, минуя Нерюнгри, до поселка Тында и далее на Сковородино. Строительство второй очереди нефтепровода предполагает выход к российским портам на Тихом океане; возможно также сооружение нефтепровода - отвода в Китай в районе Сковородино. Прокладка нефтепровода вдоль Лены даст возможность использовать реку в качестве транспортной магистрали для доставки грузов и техники. Кроме этого, грузы будут поступать по железной дороге, а также воздушным транспортом, рассматривается возможность устройства дополнительных проездов и дорог.
Трасса нефтепровода проходит по территории высокоперспективной для поисков нефти; находится в непосредственной близости от открытых месторождений, что делает регион в целом более привлекательным для инвестиций в геологоразведку и разработку месторождений нефти и газа, ускорит ввод в разработку отдельных открытых и прогнозируемых к открытию месторождений; резко снизит инвестиции, необходимые для создания транспортной инфраструктуры и уменьшит сроки окупаемости проектов; снизит затраты на транспорт восточно-сибирской и якутской нефти до Сковородино.
Должны быть построены подводящие нефтепроводы от месторождений Талакан -Верхнечонской зоны нефтегазонакопления (ТВЧЗ) до ВСТО, а также подключения Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления (ЮТЗ) - Нойма. В результате будет сформирован новый канал для поставок в восточном направлении как западносибирской, так и восточносибирской нефти.
При формировании на востоке России новой системы газопроводов, в первую очередь, целесообразно провести газификацию юга Восточной Сибири, включая Забайкалье, соединение с восточносибирской системы с ЕСГ. Это предполагает строительство газопроводов: Ковыктинское месторождение - Саянск - Ангарск, Иркутск - Улан-Уде -Чита, Чаяндинское месторождение - Ковыктинское месторождение, Ковыктинское месторождение - Иркутск - Проскоково. Для экспорта в восточном направлении на первом этапе возможно использование БАМа и Транссиба, что предполагает строительство заводов по сжижению природного и углеводородных газов и ж. д. 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 и развития инфраструктуры газообеспечения в Восточной Азии, должно быть принято окончательное решение о строительстве экспортных газопроводов. Здесь экономически наиболее эффективными представляется маршруты: (1) Чита - Забайкальск - Харбин - Далянь - Пекин, Пьёнтек (РуеоШ;аек) - Сеул; (2) Чита -Хабаровск - Владивосток - Находка со строительством в Находке терминала СНГ.
В период до 2010 г. будет происходить интенсивное наращивание поставок нефти и газа с о-ва Сахалин. На первом этапе не интегрированные в восточносибирскую систему нефтегазообеспечения проекты поставок нефти и газа с месторождений шельфа о-ва Сахалин должны обеспечивать газификацию Сахалинской области и Хабаровского края, загрузку Комсомольского и Хабаровского НПЗ, экспортные поставки. Будет построен новый нефтепровод Северный Сахалин - порт Де Кастри, реализованы нефте- и газопроводные проекты: (1) Северный Сахалин - Южный Сахалин со строительством на юге острова завода по сжижению газа и терминалов по отгрузке СПГ и нефти, (2) Комсомольск-на-Амуре -Хабаровск. В дальнейшем эти проекты могут быть соединены с системами нефте- и газопроводов Восточная Сибирь - Дальний Восток (Владивосток - Находка) в районе Хабаровска.
В перспективе через территорию Восточной Сибири и Дальнего Востока в Японию, Корею, северо-восточные районы Китая, западные районы США могут быть организованы поставки газа из Западной Сибири с отгрузкой СПГ в портах Тихого океана. Экспорт СПГ из месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа будет проводиться с использованием Северного морского пути.
Еще один важный проект по выходу на энергетические рынки АТР, выдвинутый Президентом России - газопровод «Алтай», предполагающий крупно масштабные поставки западносибирского газа в западные районы Китая. 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. Это предполагает продолжение строящегося газопровода Барнаул - Бийск - Горно-Алтайск в направлении Урумчи параллельно проектируемой автомобильной дороге «Алтай - Китай». В дальнейшем, по мере наращивания поставок, необходимо строительство дополнительных ниток газопровода в транспортном коридоре «ЯНАО (КС Пурпейская) - Сургут - Кузбасс - Алтай - Китай». Протяженность трассы до границы с КНР составляет около 2670 км.
Литература
БелонинМ.Д., Буялов Н.И., Захаров Е.В., Конторович А.Э., Львов М.С. и др. Методы оценки перспектив нефтегазоносности / Под. ред. Н.И. Буялова, В.Д. Наливкина. М.: Недра. 1979. С. 302.
Белонин М.Д., Конторович А.Э., Львов М.С. и др. Методы оценки перспектив нефтегазоносности / Под. ред. Н.И. Буялова, В.Д. Наливкина. М.: Недра. 1979. С. 301.
Конторович А.Э., Добрецов Н.Л., Лаверов Н.П., Коржубаев А.Г., Лившиц В.Р. Энергетическая стратегия России в XXI веке // Вестник Российской Академии наук. Т. 69. 1999. N9. С. 771 - 784.
Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Курчиков А.Р. На переломе. Стратегия развития нефтяной промышленности России в первые десятилетия XXI в. // Нефть России, № 4, № 5,
2004, с. 3 - 21, 28 - 43.
Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Эдер Л.В. Мировая система обеспечения энергетическими ресурсами: региональные центры, устойчивые тенденции, политика России // Нефтяное хозяйство, №1, 2004. С. 24 - 28.
Конторович А.Э., Коржубаев А.Г. В чем ошибки российского ТЭК? // Нефть Росии,
2005. № 7 - 8. С. 11 - 17.
Халимов Э.М., Колесникова Н.В. Промышленные запасы и ресурсы природных битумов и сверхвысоковязких нефтей России, перспективные геотехнологии их освоения. Геология нефти и газа, № 3, 1997.
Энергетическая стратегия России на период до 2020 г. М.: ГУ ИЭС, 2003, 128 с.
Рецензент: Москвин Валерий Иванович, доктор геолого-минералогических наук, профессор.
