Газовый
Форум

Аналитический доклад по проблемам освоения месторождений углеводородного сырья и его транспортировки в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока

  1. О проблемах освоения углеводородных ресурсов в восточной части России
  2. Потенциал углеводородного сырья Восточной Сибири и Дальнего Востока
  3. Рынки сбыта
  4. Инфраструктура
  5. Возможные выводы

I. О ПРОБЛЕМАХ ОСВОЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ РЕСУРСОВ В ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ РОССИИ

Регионы Восточной Сибири и Дальнего Востока располагают значительным объемом подтвержденных запасов углеводородного сырья, открытых в 70-80-е гг. ХХ столетия и сосредоточенных в ряде крупных нефтегазовых месторождений, часть которых являются уникальными по запасам нефти и газа. Суммарные начальные извлекаемые ресурсы свободного газа на территории Восточной Сибири и Дальнего Востока составляют более 45 трлн. куб. м, начальные извлекаемые ресурсы нефти - около 17,5 млрд. т. Подтвержденные запасы свободного газа в регионе составляют 4,3 трлн. куб. м, нефти - 1,9 млрд. т. В перспективе восточные регионы России способны стать новым крупным центром нефте- и газодобычи на территории страны, обеспечивающим потребности регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока в энергоресурсах и открывающим перспективу значительного расширения поставок углеводородов на топливно-энергетические рынки Азиатско-Тихоокеанского региона (где в ближайшие 20-30 лет прогнозируется устойчиво возрастающий дефицит собственных энергоресурсов). Такая перспектива открывает возможности для качественного ускорения промышленного и в целом социально-экономического развития Восточной Сибири и Дальнего Востока.
Вместе с тем, освоение восточных нефтегазовых ресурсов - непростая задача, решение которой не удалось приблизить в 90-е годы 20 века. Причин для этого несколько. Во-первых, подтвержденные запасы углеводородного сырья в регионе рассредоточены по ряду крупных и значительному числу более мелких месторождений, удаленных на значительное расстояние друг от друга, от мест потребления и переработки нефти и газа и расположены в регионах, где отсутствует какая-либо инфраструктура по транспорту углеводородного сырья. Только расстояние от крупнейших месторождений региона (Юрубчено-Тахомского, Верхнечонского, Среднеботуобинского, Талаканского) до действующих в регионе систем нефтепроводов по прямой составляет от 570 до 1200 км, а магистральная инфраструктура по транспорту газа в регионе вообще отсутствует. Затруднен доступ углеводородного сырья, добываемого из всех месторождений региона (за исключением месторождений о.Сахалин), к экспортным рынкам нефти и газа - для этого требуется реализация дорогостоящих проектов по строительству транспортной инфраструктуры, протяженность линейной части которой по различным вариантам строительства трубопроводов составит от 2400 до 3800 км. Значительная часть месторождений региона нуждается в дополнительных затратах на доразведку и обустройство. С учетом всех этих факторов реализация проектов по добыче углеводородного сырья на основе сырьевой базы какого-либо одного из месторождений региона экономически мало привлекательна - в каждом из месторождений в отдельности недостаточно подтвержденных запасов углеводородного сырья для обеспечения рентабельного функционирования сооружаемых трубопроводов. В этих условиях экономические параметры проектов по разработке нефтегазовых месторождений региона коренным образом зависят от скоординированных решений в области строительства транспортной инфраструктуры и режима освоения соответствующих месторождений (с целью обеспечить оптимальную загрузку трубопроводов).
Во-вторых, существуют неопределенности в отношении рынков сбыта углеводородного сырья, добываемого на месторождениях востока России. Прогнозы спроса на нефть и газ в восточных регионах страны, очевидно, свидетельствуют, что внутреннего потребления углеводородного сырья будет далеко недостаточно для обеспечения необходимой рентабельности проектов по добыче нефтегазовых ресурсов. Иными словами основным направлением сбыта добываемых ресурсов должны стать экспортные рынки. В условиях ограниченного доступа к участию в общемировой торговле нефтью и сжиженным природным газом (по причине дороговизны строительства соответствующей инфраструктуры) и монопсонического характера региональных рынков сбыта нефти и газа странах АТР (Китай, Корея, Япония) внешнеэкономические факторы (оценка внешнего спроса на углеводородное сырье в региональном разрезе, результаты переговоров с потенциальными покупателями в рамках Азиатско-Тихоокеанского региона) являются решающими для успешной реализации проектов по освоению углеводородных ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока.
В-третьих, разработка нефтегазовых месторождений региона осуществляется различными недропользователями, включая российские и иностранные нефтегазовые компании, имеющими различные экономические интересы. Учитывая это, действия государства, способствующие достижению скоординированных решений по строительству инфраструктуры по транспорту углеводородов в регионе, а также обеспечению наиболее выгодных условий реализации добываемых энергоресурсов на экспортных рынках, могли бы обеспечить оптимальный эффект разработки нефтегазовых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока и в конечном счете внести существенный вклад в ускорение темпов экономического роса в регионе.


II. ПОТЕНЦИАЛ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ И ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА

Данные об объемах подтвержденных запасов и прогнозных ресурсов нефти и газа являются оценкой

Минерально-сырьевая база Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия)

Восточная Сибирь по величине прогнозных ресурсов нефти и газа относится к числу наиболее перспективных регионов материковой части России. Начальные извлекаемые ресурсы свободного и попутного газа, по оценке, составляют 26,7-30,8 трлн. куб. м свободного газа, 8-10 млрд. т нефти, 1,5-2,0 млрд. т конденсата. Подтвержденные запасы нефти составляют 1,29 млрд. т, газа - 3,2 трлн. куб. м. В регионе открыты крупные нефтегазовые месторождения: Ковыктинское (газ), Верхнечонское, Ярактинское, Дулисьминское (нефть, газ) в Иркутской области, Юрубчено-Тахомское (нефть, газ) в Эвенкийском автономном округе, Собинское (газ) в Красноярском крае, Талаканское, Среднеботуобинское (нефть, газ), Средневилюйское, Среднетюнгское и Чаяндинское (газ) в Республике Саха (Якутия). Важно отметить, что еще неразведанные потенциальные ресурсы углеводородов вновь открываемых месторождений региона (в том числе ожидаемых открытий в мелких межгорных впадинах вдоль трассы БАМа и трасс будущих нефте- и газопроводов) составляют только вдоль трасс будущих трубопроводов почти 10 млрд. тонн условного топлива. В Дальневосточном федеральном округе сосредоточено 55 месторождений нефти (13 нефтяных, 13 нефтегазовых, 16 газонефтяных, 13 нефтегазоконденсатных) с извлекаемыми запасами 196,9 млн. т категорий АВС1 и 157,2 млн. т категории С2. В Сибирском федеральном округе сосредоточено 117 месторождений (90 нефтяных, 4 газонефтяных и 23 нефтегазоконденсатных) с извлекаемыми запасами нефти 580 млн. т категории АВС1 и 679,4 млн. т категории С2. Информация о ресурсах, запасах и возможных объемах добычи нефти и газа в указанных регионах представлена в таблицах 1 и 2.

Таблица 1 (оценка)
Минерально-сырьевая база нефти Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия)
Регион Запасы
млн. т
Ресурсы
млн. т
Текущая добыча
млн. т/год
Республика Саха (Якутия) 309,1 2653 0,358
Эвенкийский АО 494,6 4937 0,057
Иркутская область 232,2 1849 0,042
Томская область 453 1449 7,396
Красноярский край 223,5 856 ----
Итого 1712,44 11744 7,853

Таблица 2 (оценка)
Минерально-сырьевая база свободного газа Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия)
Регион Запасы
млрд. куб. м
Ресурсы
млрд. куб. м
Текущая добыча
млрд. куб.м/год
Республика Саха (Якутия) 2280,5 12098 1,57
Эвенкийский АО 1009,7 8328 ----
Иркутская область 2194,5 6401 0,028
Томская область 326 1034 3,552
Красноярский край 228,1 3156 ----
Итого 6038,8 31017 5,150

Разведанные запасы нефти и газа в пределах Сибирской платформы позволяют рассматривать Восточную Сибирь как один из перспективных регионов для создания нового центра добычи углеводородного сырья, позволяющего полностью удовлетворить потребности Восточной Сибири и Дальнего Востока в нефти и газе в целом, а также обеспечить возможность значительного экспорта нефти и газа на Азиатско-Тихоокеанский энергетический рынок (в первую очередь, Китай, Корею, Японию). Кроме того, из приведенных выше таблиц очевидно, что доразведка месторождений углеводородного сырья в регионе может обеспечить существенный прирост запасов нефти и газа и увеличить потенциал поставок углеводородов на соответствующие рынки.
Базовыми для формирования добычи газа в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) должны стать Ковыктинское, Чаяндинское, Собинское, Юрубчено-Тахомское месторождения. Суммарная годовая добыча газа в регионе может быть доведена до 120 млрд. куб. м газа в год к 2020-2025 гг., экспорт- до 60-65 млрд. куб. м газа в год. Приведенные выше возможные уровни добычи газа - оценка, гарантированная с точки зрения наличия сырьевой базы. Она опирается на запасы только открытых к настоящему времени месторождений и принимает в расчет осторожную оценку запасов Ковыктинского месторождения. При развитии геологоразведочных работ и ускорении сроков обустройства месторождений эти уровни могут быть существенно превзойдены.

Ковыктинское газоконденсатное месторождение - самое крупное месторождение газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Оно находится в наиболее благоприятных географических условиях - всего в 350 км к северо-востоку от Иркутска. Запасы газа по месторождению доведены до 1,6 трлн. куб. м., в т.ч. по категории С1 - до 1129 млрд. куб. м., что составляет 70% от объема запасов. Возможности ежегодной добычи - до 40 млрд. куб. м газа. Проект разработки месторождения предусматривает обеспечение потребности Иркутской и Читинской областей и Республики Бурятия в объеме 6-9 млрд. куб. м в год и экспорт газа в страны АТР в объеме 25-30 млрд. куб. м в год. Месторождение включено в перечень объектов недр, разработка которых может осуществляться на условиях СРП. Лицензией на право пользования Ковыктинским месторождением владеет ОАО "РУСИА Петролеум", наиболее крупные акционеры которого - компания BP, группа "Интеррос", ОАО "ТНК" и фонд имущества Иркутской области. После осуществления планируемой сделки по покупке компанией ВР активов ОАО "ТНК" доля ВР в проекте увеличится до почти 53%.
Юрубчено-Тахомское газоконденсатно-нефтяное месторождение расположено в Эвенкийском автономном округе. Извлекаемые запасы нефти составляют 58,4 млн. т, извлекаемые запасы газа - 0,9 трлн. куб. м. Лицензиями на разработку большей части месторождения владеет ОАО "НК "ЮКОС", другим владельцем лицензий является компания "Славнефть". Компания "ЮКОС" намерена в течение 5-6 лет вложить до 300 млн. долл. в доработку и доразведку Юрубчено-Тахомского месторождения, в результате чего подтвержденные запасы месторождения могут достигнуть до 500 млн. тонн нефти. Между ОАО "НК "ЮКОС" и компанией ВР ведутся переговоры о создании совместного предприятия для освоения Юрубчено-Тахомского месторождения. По данным независимого аудита, проведенного компанией Miller & Lents Ltd., разведанные запасы месторождения, составляют около 703 млн. т нефти и 375 млрд. куб. м природного газа.

Базовыми для формирования нефтедобычи в регионе должны стать Верхнечонское, Талаканское и Юрубчено-Тахомское месторождения. Возможная добыча нефти в регионе может к 2015-2020 гг. составить до 45 млн. т в год, к 2030 г. - до 55 млн. т. в год.

Верхнечонское газоконденсатно-нефтяное месторождение расположено в Катангском районе (Иркутская область) в 250 км севернее г.Киренска и является самым крупным нефтяным месторождением в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Извлекаемые запасы нефти составляют по категории С1 - 159,5 млн. т, С2 - 42,1 млн. т, извлекаемые запасы газа - 95,5 млрд. куб. м. Месторождение подготовлено к промышленному освоению. Его ресурсная база позволяет осуществлять ежегодную добычу нефти в объеме 7-8 млн. т. Отсутствие какой-либо инфраструктуры в районе расположения месторождения, удаленность от промышленных центров (900 км от Ангарска) сводит эффективность его освоения практически к нулю. Положительный эффект возможен только при его освоении совместно с Талаканским месторождением, расположенным в 100 км к северу - на территории Республики Саха (Якутия), и ежегодной суммарной добыче нефти на обоих месторождениях в объеме 10-11 млн. т. По предварительным оценкам геологов, за счет проведения геологоразведочных работ в зоне высокоперспективных площадей в радиусе 50-100 км от Верхнечонского месторождения запасы нефти могут быть увеличены до 450 млн. т (почти в 2 раза). Лицензией на разработку месторождения владеет ОАО "РУСИА Петролеум".
Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в юго-западной части Республики Саха (Якутия). Извлекаемые запасы углеводородного сырья на месторождении - 124 млн. т нефти и 47 млрд. куб. м газа, или 27,2% от всех извлекаемых запасов нефти Западной Якутии. Месторождение имеет существенные положительные технологические характеристики: нефть залегает на небольшой глубине (до 1200 м). Недостатки месторождения - его удаленность и отсутствие инфраструктуры по транспорту углеводородного сырья к местам его потребления и переработки. В данный момент нефть, добываемая в ходе опытно-промышленной эксплуатации (около 255 тыс. т в год), которая осуществляется с 1994 г., по временному полевому трубопроводу поступает в поселок Витим (Ленский улус), далее по Лене до Усть-Кута. В зимний период нефтепровод временно не работает в связи с крайне низкими температурами. Переработка осуществляется на мини-НПЗ мощностью до 50 тыс. т в год. Большая часть сырой нефти отправляется танкерами в улусы и служит в течение отопительного сезона топливом для котельных. 26 декабря 2002 г. должен был состояться повторный конкурс на право разработки Талаканского месторождения, по условиям которого победитель должен будет построить рядом с Талаканом нефтеперерабатывающий завод, для загрузки которого ежегодная добыча нефти на месторождении должна быть увеличена до 4,5 млн. т, а также инвестировать в месторождение 150 млн. долл. в течение первого года разработки и не менее 200 млн. долл. - в течение второго. В целом на реализацию проекта, срок окупаемости которого не должен превысить 8 лет, потребуется 4,277 млрд. долл. инвестиций.

Очевидно, что задача устойчивого обеспечения восточных районов России нефтью и газом и крупных поставок нефти и газа на экспорт не может быть решена на основе сырьевой базы только какого-либо одного из перечисленных выше месторождений. В каждом из регионов в отдельности для этого не хватает выявленных и разведанных запасов нефти и газа, каждый отдельный проект освоения месторождения является экономически проблематичным и рискованным из-за недостаточности запасов и отсутствия трубопроводного транспорта.
Кроме этого, окончательная оценка углеводородного потенциала региона может быть сделана только по результатам доразведки потенциальных ресурсов вновь открываемых продуктивных участков недр, которые значительно превышают подтвержденные запасы. Длительная "пауза" в проведении геологоразведочных работ (ГРР) на востоке страны была обусловлена архаичным и не оправдавшим себя механизмом финансирования ГРР за счет т.н. "отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы" (ВМСБ) от стоимости добытой продукции (отмененных начиная с 2002 г. в связи с введением налога на добычу полезных ископаемых), которые целевым образом направлялись на геологоразведочные работы в регионах добычи углеводородов. В связи с тем, что добыча углеводородов в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке находится на начальной стадии и осуществляется в крайне незначительных объемах, измеряясь в тысячах тонн нефти и миллионах кубометров газа, проводить какие-либо ГРР за счет отчислений на ВМСБ, а тем более финансировать их проведение в неосвоенных районах было практически невозможно. Реанимация полноценных ГРР на территории региона потребует специального финансирования за счет централизованных федеральных источников и должна обеспечить существенный прирост запасов нефти и газа в регионе, что коренным образом повлияет на принятие решений в отношении сбытовой политики и развития инфраструктуры.
Освоение ресурсов природного газа Восточной Сибири и Дальнего Востока связано также с решением проблемы сохранения и эффективного использование гелия (для газовых месторождений региона характерна высокая гелиеносность). Активным сторонником инвестирования значительных средств в строительство хранилищ гелия является ОАО "Газпром", однако для этого инертного газа характерна высокая подвижность (потери гелия в хранилищах составляют до 10% в год). Кроме того, емкость мирового рынка гелия крайне невелика: в настоящее время свыше 95% мирового потребления гелия обеспечивает добыча его в США, а сокращение экспортных возможностей США ожидается только за пределами 2010-2015 гг.


Минерально-сырьевая база о.Сахалин и континентального шельфа Дальнего Востока

Нефтегазовые месторождения на шельфе о.Сахалин особым образом выделяются в составе месторождений углеводородного сырья дальневосточного региона. Они расположены существенно ближе как к потенциальным рынкам сбыта углеводородов, так и к потенциальным местам их морской перевалки. Удаленность месторождений шельфа от берега не превышает 100 км. Стоимость проектов по строительству инфраструктуры по транспорту нефти и газа до мест перевалки и сбыта значительно ниже стоимости строительства трубопроводов для транспортировки углеводородов континентальных месторождений. В основном речь идет о строительстве трубопроводов от регионов северо-востока о.Сахалин к местам перевалки нефти (нефтеналивной терминал Де-Кастри, Хабаровский край, и пос.Пригородное на юге о.Сахалин), сжижения и перевалки газа на юге о.Сахалин, а также морского газопровода в Японию. Месторождения шельфа о.Сахалин находятся в наиболее продвинутой стадии освоения и разработки: в рамках проекта "Сахалин-2" с 1999 г. уже добыто около 4 млн. т нефти, начало добычи нефти в рамках проекта "Сахалин-1" намечено на декабрь 2005 г. Разработка месторождений осуществляется на условиях раздела продукции, причем заключенные соглашения о разделе продукции являются одними из первых в России (заключены в 90-е годы ХХ столетия).
Это обуславливает специфику экономических параметров реализации сахалинских проектов по сравнению с освоением континентальных месторождений Восточной Сибири. Учитывая, что основными инвесторами, осуществляющими разработку месторождений, и собственниками добываемых энергоресурсов являются компании США и Японии, добыча углеводородов заведомо ориентирована в основном на экспортные рынки. Затраты на сооружение инфраструктуры уже включены в состав затрат на реализацию проектов, и будут осуществляться за счет инвесторов и на их риск и не требуют специальных мер поддержки государства.
Информация о ресурсах, запасах и возможных объемах добычи нефти и газа в регионе представлена в таблицах 3 и 4.

Таблица 3 (оценка)
Минерально-сырьевая база нефти о.Сахалин и континентального шельфа Дальневосточного федерального округа
Регион Запасы
млн. т
Ресурсы
млн. т
Текущая добыча
млн. т/год
Сахалинская область (суша) 44 141 1,509
Шельф моря (Дальневосточный федеральный округ) 310,1 * 5582 ** 2,213
Итого 354,1 11744 7,853
* - Запасы нефти и газа шельфа моря - в пределах шельфа Охотского моря
** - Ресурсы нефти и газа шельфа моря - в пределах морей Лаптевых, Восточно-Сибирского, Чукотского, Берингова, Охотского и Японского, а также Восточно-Камчатского сектора Тихого океана.
Таблица 4 (оценка)
Минерально-сырьевая база свободного газа о.Сахалин и континентального шельфа Дальневосточного федерального округа
Регион Запасы
млрд. куб. м
Ресурсы
млрд. куб. м
Текущая добыча
млрд. куб. м/год
Сахалинская область (суша) 68,2 246 1,439
Шельф моря (Дальневосточный федеральный округ) 1003,2 * 14123 ** ----
Итого 1071,4 45386 6,589
* - Запасы нефти и газа шельфа моря - в пределах шельфа Охотского моря
** - Ресурсы нефти и газа шельфа моря - в пределах морей Лаптевых, Восточно-Сибирского, Чукотского, Берингова, Охотского и Японского, а также Восточно-Камчатского сектора Тихого океана.

Разработка месторождений шельфа о.Сахалин объединена в группы проектов, наиболее проработанными из которых являются "Сахалин-1", "Сахалин-2" и "Сахалин-3", первые 2 из которых находятся в стадии освоения месторождений. Остальные проекты ("Сахалин-4", "Сахалин-5" и "Сахалин-6") находятся в менее глубокой стадии проработки.

"Сахалин-1" - проект разработки нефтегазовых месторождений на шельфе Охотского моря. Район разработки (северо-восток острова Сахалин) включает месторождения Чайво, Одопту и Аркутун-Даги. Объем извлекаемых запасов оценивается в 307 млн. т нефти и 485 млрд. куб. м природного газа. Задача первой стадии проекта - в декабре 2005 г. начать добычу нефти с месторождения Чайво и в январе 2008 г. с Одопту. Начало наклонно-направленного бурения с берега на месторождении Чайво запланировано на IV квартал 2002 г. На втором этапе предусматривается строительство морского трубопровода для перекачки природного газа в Японию с возможным отводом до Южно-Сахалинска (в течение первого этапа добываемый газ будет использоваться для удовлетворения потребностей Сахалинской области и в основном закачиваться обратно в пласт в целях повышения нефтеотдачи). Разработка месторождения Аркутун-Даги, расположенного к востоку от Чайво, запланирована на третьей стадии проекта. Устойчивый уровень добычи нефти при выводе производственных объектов на проектную мощность составит около 12 млн. т в год, газа - до 20 млрд. куб. м в год. Месторождения разрабатываются на условиях раздела продукции консорциумом, в состав которого входят Exxon Neftegaz Ltd. (дочерняя компания корпорации ExxonMobil, США), ONGC Videsh Ltd. (дочерняя компания Indian National Oil Company ONGC, Индия), "РН-Астра" и "Сахалинморнефтегаз-Шельф" (дочерние компании российской ОАО "НК "Роснефть") и японская инвестиционная компания Sakhalin Oil & Gas Development Co., Ltd.
"Сахалин-2" - первый проект в России, осуществляемый на условиях раздела продукции. СРП подписано 22 июня 1994 г., 10 июня 1996 г. объявлено начальной датой реализации. Проект включает разработку двух месторождений на шельфе о.Сахалин - Пильтун-Астохского со значительными запасами нефти и некоторым количеством сопутствующего газа и Лунское месторождение с преобладающими запасами газа и некоторым количеством нефти. Месторождения расположены примерно в 15 км от северо-восточного побережья Сахалина. Общие учтенные извлекаемые запасы нефти и конденсата утверждены в объеме 140 млн. т, природного газа - 550 млрд. куб. м. С выводом производственных объектов на проектную мощность (2007-2008 гг.) ежегодная добыча нефти и конденсата по проекту "Сахалин-2" достигнет 8,5 млн. т, газа - 19 млрд. куб. м в год. В настоящее время работы по проекту перешли в стадию освоения Пильтун-Астохского месторождения. Начиная с 1999 г. за 3 добычных сезона добыто более 3,8 млн. т нефти. В сентябре 1999 г. была отгружена первая партия нефти на экспорт в Корею. В 2005-2006 гг. должны быть в основном построены промышленные объекты по добыче, транспортировке и перевалке углеводородов (платформа "А" на Лунском месторождении, платформа "В" на Пильтунском участке, магистральные нефтепроводы и газопроводы до пос.Пригородное на юге острова, первая очередь завода по сжижению природного газа максимальной производительностью 9,6 млн. т в год, экспортные терминалы по отгрузке нефти и сжиженного газа, крупный береговой комплекс для подготовки продукции до товарных кондиций и другие объекты инфраструктуры). Оператором проекта является компания Sakhalin Energy Investment Company Ltd., учрежденная Shell, Mitsui и Diamond Gas Sakhalin B.V. (дочерняя компания Mitsubishi Corp.).
"Сахалин-3", в отличие от проектов "Сахалин-1" и "Сахалин-2", находится в стадии доразведки открытых месторождений шельфа. Проект "Сахалин-3" включает в себя реализацию двух независимых проектов: "Сахалин-3" (Киринский и Венинский перспективные блоки) и "Сахалин-3" (Восточно-Одоптинский и Аяшский перспективные блоки).
Киринский и Венинский блоки. Открыто 2 крупных месторождения: Лунское и Киринское. Суммарные ресурсы всех прогнозируемых месторождений: нефти - 560 млн. т, газа - 1290 млрд. куб. м. Глубина моря - 22-200 м, удаленность от берега - 5-80 км. На первом этапе реализации проекта предстоит выполнить значительный объем геологоразведочных работ с целью открытия месторождений, получения информации об их геологическом строении и точных данных об объемах геологических и извлекаемых запасов углеводородов. Инвестором и оператором проекта по Киринскому блоку является компания "ПегаСтар". Учредители - американские компании "Мобил Россия Венчерс Инк." и Texaco Exploration Sakhalin Inc., победившие в 1993 г. в открытом международном конкурсе на право освоения Киринского блока. В 1998 г. в число инвесторов проекта, включены НК "Роснефть" и ОАО "Роснефть-Сахалинморнефтегаз" с совокупной долей 33,3%. Киринский перспективный блок отнесен к участкам недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции. В настоящее время продолжается работа по подготовке текста СРП по проекту.
Восточно-Одоптинский и Аяшский блоки. Открыто 4 крупных нефтегазоконденсатных месторождения. Суммарные ресурсы прогнозируемых месторождений: нефти - 960 млн. т, газа - 865 млрд. куб. м. Глубина моря - 25-120 м, отдаленность от берега - 11-65 км. Победителем международного конкурса на разработку месторождений обеих блоков, проведенного в 1993 г., признана компания Exxon Neftegaz Ltd. В дальнейшем в состав инвесторов проектов по обеим блокам включены НК "Роснефть" и ОАО "Роснефть-Сахалинморнефтегаз".

Таким образом, к 2008-2010 гг. суммарная добыча нефти на месторождениях, разрабатываемых в рамках проектов "Сахалин-1" и "Сахалин-2", может достичь 17-20 млн. т нефти и до 40 млрд. куб. м газа в год. Очевидно, что до 90% этих объемов будет экспортироваться на рынки стран Азиатско-Тихоокеанского региона, в первую очередь в Японию и Корею, при этом часть газа будет поставляться непосредственно через трубопровод, соединяющий о.Сахалин и японский о.Хоккайдо, а часть - в виде сжиженного природного газа (СПГ). Мощность планируемого к сооружению завода по сжижению природного газа на юге о.Сахалин (9,6 млн. т в год) позволит обеспечить ежегодный рынок сбыта в виде СПГ 13,5 млрд. куб. м добываемого газа, при этом холодные температурные условия юга Сахалина позволят снизить процент испарения в системе сжижения и повысить коэффициент полезного действия по сравнению с газом, доставляемым с Ближнего Востока и стран Юго-Восточной Азии.

Таблица 5 (оценка)
Возможные прогнозные уровни добычи нефти в районах Восточной Сибири и Дальнего Востока
Регион Добыча нефти с конденсатом, млн. т/год
2001 2005 2010 2015 2020 2025 2030
Республика Саха 0,4 0,4 2,5 4,6 7,0 8,0 9,0
Иркутская область 0,04 0,7 1,9 4,2 6,3 6,7 6,7
Эвенкийский АО 0,04 4,0 12,5 19,4 26,2 32,3 35,4
Красноярский край 0,0 0,5 5,0 5,9 5,9 5,0 3,3
Итого 0,48 5,6 21,9 29,5 45,4 52,0 54,4
Сахалинская область 3,8 9,0 17,0 23,9 23,1 22,3 20,0
Итого по Восточной Сибири и Дальнему Востоку 4,28 14,6 38,9 53,4 68,5 74,3 74,4
ВСЕГО Россия 348 448 450 455 460 470 480

III. РЫНКИ СБЫТА

Маркетинг углеводородного сырья в восточных регионах России

По оценкам ОАО "Газпром", потребление природного газа в регионе Восточной Сибири и на Дальнем Востоке в период до 2020 года прогнозируется в следующих объемах:

  • южные районы Красноярского края - около 5 млрд. куб. м в год;
  • Иркутская область - 5-7 млрд. куб. м;
  • Забайкалье - около 2 млрд. куб. м;
  • Республика Саха (Якутия) - около 3 млрд. куб. м;
  • Хабаровский край - 4,7 млрд. куб. м;
  • Приморский край - 1,9 млрд. куб. м

Общая потребность указанных регионов может составить в 2020 году 23,6 млрд. куб. м., при этом предполагается снабжение Хабаровского и Приморского краев осуществлять за счет ресурсов газа с месторождений острова Сахалин. Таким образом, потенциальный спрос на природный газ с месторождений Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) составляет около 17 млрд. куб. м. газа в год.
Однако в имеющихся оценках спроса на газ отсутствует четкая корреляция с возможной ценой газа, обеспечивающей платежеспособный спрос в указанных выше объемах. Существующие ценовые прогнозы носят в основном характер ценовых соотношений с другими видами топлива, и исходят из цены, рассчитанной по отношению мазут : газ (в пересчете на условное топливо), равному 1 : 0,8. Для составляет Иркутской области цена, рассчитанная таким образом, составит 67,4 долл. за 1000 куб. м., для Красноярского края, Кемеровской и Новосибирской областей - 42-52 долл. за 1000 куб. м. Очевидно, что реализация газа по таким ценам и исходя из фактора доходов населения, и с учетом реальных возможностей промышленных предприятий проблематична, в связи с чем применяемая ОАО "Газпром" методология дисконтирования цен на газ от цен мазута вызывает сомнения.
По другим оценкам, при увеличении цены реализации газа до 50 долл. США за 1000 куб. м совокупный спрос на газ в регионе может снизиться до не более чем 2-5 млрд. куб. м газа в год, что, безусловно, нельзя признать достаточным рынком сбыта для окупаемости проектов по развитию газодобычи в регионе без наличия доходов от реализации газа на экспорт.
Расчетная стоимость поставки потребителям региона 1000 куб. м. газа Ковыктинского месторождения, исходя из которой будут возмещены капитальные вложения и эксплуатационные расходы на освоение месторождения и транспортировку газа, составят, например, в Иркутске не менее 35,5 долл. США за 1000 куб. м. Стоимость газа Чаяндинского НГКМ в этом регионе составит не менее 67 долл. США за 1000 куб. м, что исключает возможность устойчивого сбыта чаяндинского газа в Иркутской области и Красноярском крае.
В предложениях компании "РУСИА Петролеум" оптимальным вариантом развития ТЭК Восточной Сибири и Дальнего Востока признается сохранение приоритета местных ресурсов и запасов углей в энергетике региона, с преимущественным направлением поставок газа на экспорт, и некоторой его части - на локальную газификацию платежеспособных потребителей. При этом делается вывод, что реальный спрос на газ в Иркутской области в течение ближайших лет может составить 2,3 млрд. куб. м., дальнейшее наращивание спроса возможно лишь с началом реализации экспортного проекта в Китай. Прогнозная оценка потребности в природном газе Республики Бурятия оценена в 0,5 млрд. куб. м. газа в год, Читинской области - 1,2 млрд. куб. м.
В настоящее время осуществляется ряд точечных проектов по газификации регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока: газификации Хабаровского края будет способствовать окончание строительства газопровода Сахалин-Комсомольск-Хабаровск (1 очередь), на территории Республики Саха-Якутия осуществляется строительство газопровода Средне-Вилюйское ГКМ-Мастах-Берге-Якутск (3 нитка), в Камчатской области осуществляется строительство газопровода от Соболевского района (основной газодобывающий район области) до г.Петропавловск-Камчатский.
Исходя из прогнозных оценок развития районов Восточной Сибири и Дальнего Востока их потребность в основных видах моторного топлива (автобензин и дизельное топливо) к 2020 году оценивается в размере порядка 12 млн. т. в год (162% к 2001 году). Для обеспечения прогнозной потребности региона в основных видах нефтепродуктов, сохранения сложившихся связей поставок в соседние регионы и поддержания экспортного потенциала суммарный объем переработки сырой нефти на существующих и реконструируемых НПЗ (Ачинск, Ангарск, Хабаровск, Комсомольск-на-Амуре) и проектируемых (Республика Саха (Якутия) к 2020 году оценивается в объеме 29-32 млн. тонн. Прогнозный объем переработки нефтяного сырья в разрезе регионов приведен ниже.

Таблица 6 (оценка)
Возможный прогнозный объем переработки нефтяного сырья в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока
Регион Объем переработки нефтяного сырья, млн. тонн.
2001 2005 2010 2015 2020
Регионы Восточной Сибири - всего, в т.ч. 12,2 13,5 15,5-18,5 17,7-19,7 19-21
Красноярский край 5 5,5 5,5 5,7 6
Иркутская область 7,2 8 10-13 12-14 13-15
Регионы Дальнего Востока - всего, в т.ч. 6,8 7,7 9,5 10 10-11
Республика Саха (Якутия) 0,1 1,4 1,4 1,4
Хабаровский край 6,6 7,5 8 8,5 8,5-9,5
Сахалинская область 0,06 0,1 0,1 0,1 0,1
Итого 19 21,2 25-28 27,7-29,7 29-32

Все вышеизложенное также не позволяет говорить о достаточности регионального рынка для формирования устойчивого сбыта нефти, добываемой на месторождениях Восточной Сибири и Дальнего Востока.
Очевидно, что основными рынками сбыта нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока будут внешние рынки. Именно конъюнктура экспортных рынков должна быть принята за основу при выборе оптимальных инфраструктурных маршрутов. Важна диверсификация направлений экспорта нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока.


Экспортные рынки

Безусловно, самым крупным и быстрорастущим региональным рынком сбыта нефти и газа в Северо-Восточной Азии является Китай. Наиболее очевидна тенденция резкого расширения внутреннего спроса на углеводороды в отношении природного газа. Спрос на газ в Китае в 2000-2001 гг. ежегодно рос на 11-13%, и в период до 2010 г., по прогнозам, ежегодно будет расти не менее чем на 9-10%. Эта тенденция обусловлена в первую очередь политикой увеличения потребления газа для нужд электростанций с замещением потребления на топливные цели угля (преобладающая тенденция в мировой экономике на сегодняшний день) Сейчас в Китае на газе вырабатывается менее 2% электроэнергии, однако к 2005 году намечено увеличить этот показатель вдвое: таким образом, потребление природного газа в 2005 г. должно возрасти с нынешних 30 млрд. куб. м в год до не менее 50 млрд. куб. м, а к 2010 году - и до 100 млрд. куб. м. Объемы добычи и потребления газа в КНР показаны в таблице 7.

Таблица 7
Добыча и потребление газа в КНР, млрд. куб. м/год
2000 * 2010 (оценка) 2020 (оценка)
Потребление 27,7 88-120 160-205
Собственная добыча 27,7 80-90 100-120
Импорт СПГ 0 8-15 10-25
Потребность в импорте природного газа 0 0-15 50-60
* - Источник: BP statistical review of world energy, June 2002

Потребление нефти в последние годы росло не столь быстрыми темпами (см. таблицу 8). Тем не менее, хотя потребление нефти не подвержено таким сильным факторам роста, как потребление газа, КНР практически не испытало последствий азиатского экономического кризиса 1997-1998 гг. в виде снижения объемов потребления нефти, которое имело место во всех основных странах региона, потребление стабильно и, по прогнозам, его рост будет составлять 4-5% в год в период до 2005-2010 гг. Рост собственной нефтедобычи будет менее существенным и, возможно, после 2010 г. сменится спадом в результате истощения основных месторождений, в результате чего прогнозируемый нетто-импорт нефти может составить к 2020 г. от 320-350 млн. т в год.

Таблица 8
Добыча и потребление нефти в КНР, млн. т/год *
Период Добыча Потребление Нетто-импорт
1997 160,1 185,6 25,5
1998 160,2 190,3 30,1
1999 160,2 207,2 47
2000 162,6 230,1 67,5
2001 164,9 231,9 67
2002 (прогноз) 166-168 242-243,5 75-76
2003 (прогноз) 167-170 255-260 88-90
2005 (прогноз) 173-177 270-275 97-98
2010 (прогноз) 175-1791 300-320 125-14
2020 (прогноз) 160-164 480-515 320-350
* - Источник: 1997-2001 гг. - BP statistical review of world energy, June 2002, 2002-2020 гг. - оценка

Однако, хотя рынок углеводородов КНР и перспективен с точки зрения прогнозов роста объемов потребления нефти и газа, тем не менее, он характеризуется достаточно жесткой внутренней конъюнктурой, формирующейся благодаря усилиям Правительства КНР, направленным, во-первых, на приоритетное обеспечение внутренних потребностей страны в энергии за счет собственных источников, а во-вторых, на диверсификацию направлений импорта энергоресурсов. Подтверждением первого тезиса является форсированная реализация (в противовес развитию импортных проектов) решения о строительстве газопровода Синьцзян-Шанхай - самого большого газопровода в стране, так называемого "западного газового коридора" протяженностью 4200 км, который пройдет от месторождения Луньнань из Тарима и Джунгарии через 8 провинций Китая: Ганьсу, Нинся-Хуэйский автономный округ, Шэньси, Шаньси, Хэнань, Аньхуэй и Цзянсу в Шанхай. План строительства одобрен в 2000 г., окончание строительства запланировано на 2007 г. Планируемая пропускная способность газопровода - 12-20 млрд. куб. м в год, ориентировочная стоимость всего проекта - 12-13 млрд. долл., в то время как маршрут обеспечен доказанными запасами газа в Таримском бассейне всего в 400 млрд. куб. м газа. Нужно отметить, что при проведении переговоров с российской стороной по вопросам закупок газа Ковыктинского месторождения торможение принятия китайской стороной обязательств по объемам закупок газа ковыктинского мотивировалось недостатком сырьевой базы проекта. По мнению китайской стороны, запасы категории С1 на Ковыктинском месторождении составляют не более 750 млрд. куб. м (по версии российской стороны - не менее 1 трлн. куб. м).
Однако, как видно, китайская сторона легко пошла на реализацию более дорогостоящего проекта строительства "западного газового коридора", ресурсная база которого почти в 2 раза меньше даже минимальных оценок ресурсной базы ковыктинского проекта, что является несомненным подтверждением приоритетности политики разработки собственных газовых месторождений и остаточного характера спроса на импортный газ. Нужно отметить, что сырьевая база газодобычи в КНР достаточно велика: согласно китайским официальным источникам, геологические ресурсы природного газа в стране оцениваются в 46,2 трлн. куб. м, в т.ч. на суше - 39 трлн. куб. м, а подтвержденные запасы составляют свыше 3 трлн. куб. м. Разведанные запасы газа на морском шельфе КНР оцениваются в 350 млрд. куб. м, из них 100 млрд. куб. м сосредоточены в месторождении Ячэн в Южно-Китайском море. В газовых месторождениях западной части КНР (месторождения Тарим, Джунгария, Ордос) сосредоточено 34% запасов газа КНР, в 2002 году добычу здесь планировалось довести до 20 млрд. куб. м против 3 млрд. в 2000 году.
Таким образом, в обозримой перспективе (период до 2010-2015 годов) китайский рынок газа не будет испытывать существенного дефицита собственной газодобычи. Кроме этого, КНР проводит активную политику диверсификации источников импорта газа, добиваясь создания сразу трех направлений импорта (Россия, страны Каспийского региона и шельф Южно-Китайского моря). В частности, руководство КНР рассматривает перспективы строительства нескольких газопроводов, которые соединятся с "западным газовым коридором" Синьцзян-Шанхай в районе Шаншан в Синьцзян-Уйгурском автономном районе. Первый вариант - трубопровод от Карачаганакского газоконденсатного месторождения в Казахстане, где запасы газа оцениваются в 1,3 млрд. куб. м, пропускной способностью до 25 млрд. куб. м в год. и протяженностью 3370 км через Астану. Второй вариант - прокладка газопровода протяженностью 2150 км из Туркменистана (мощность аналогична карачаганакскому варианту, а стоимость проекта может составить 4,7 млрд. долл.).
Объективное отсутствие недостатка в источниках поставок газа, скорее всего, следует считать причиной отсутствия интереса китайской стороны к покупке российского газа по ценам, обеспечивающим рентабельность Ковыктинского проекта и иных проектов по разработке газовых месторождений Восточной Сибири. В настоящий момент Китай готов покупать российский газ по цене 28,4-32,2 долл. за тыс. куб. м на границе Россия-Китай при минимальном интервале цен, обеспечивающем рентабельность Ковыктинского проекта, 75-125 долл. за тыс. куб. м. Каких-либо подвижек в переговорном процессе по данному вопросу не наблюдается уже длительное время.
Потребность в импортном газе Восточного и Центрального Китая составит к 2020 году 30-40 млрд. куб. м. (в качестве возможных источников поставки рассматриваются также страны Центральной Азии), наиболее перспективной представляется поставка сжиженного природного газа в Южный и Юго-Восточный Китай (поставка сетевого газа из России в указанные районы экономически невыгодна), при этом Китаем планируется строительство к 2020 году трех терминалов по приему СПГ совокупной мощностью 16 млн. тонн в год (22 млрд. куб. м).
В этой связи уместно говорить о невысокой привлекательности китайского рынка для сбыта российского газа, добываемого из восточносибирских месторождений, по вполне понятным экономическим причинам. При этом, учитывая более высокие темпы экономического роста и газификации Южного и Юго-Восточного Китая, следует рассматривать как более перспективные не поставки сетевого газа в северные районы КНР, а поставки СПГ в терминалы, сооружаемые на юге страны.
Что касается сбыта на китайском рынке восточносибирской нефти, то спрос и ценовая конъюнктура во многом будут зависеть от способности российских поставщиков диверсифицировать направления сбыта (создавая возможность экспортировать нефть в иных направлениях в результате ухудшения внутрикитайской конъюнктуры). Пока существующие проекты экспорта нефти через нефтепровод Ангарск-Дацин такой возможности не предоставляют, наоборот, полностью исключая возможность выхода российской нефти на альтернативные рынки. В результате и ценовая конъюнктура - не самая благоприятная: согласованная с китайской стороной цена поставок 20 млн. т нефти ежегодно в период 2005-2009 гг. и 30 млн. т в период 2010-2030 гг. значительно ниже мировой.
Таким образом, задача наиболее выгодного сбыта российских углеводородов, добываемых на месторождениях Восточной Сибири и Дальнего Востока, требует поиска решений в области диверсификации поставок. С точки зрения сбыта нефти, такая диверсификация может быть обеспечена при одном условии: формировании самостоятельного экспортного направления, обеспечивающего выход российской нефти к глубоководным морским портам, оборудованным терминалами по перевалке нефти - этого будет достаточно не только для выхода на региональные рынки Северо-Восточной Азии, но и на иные направления продаж, включая доставку нефти к западному побережью США. Потенциал регионального рынка сбыта также значителен и, помимо КНР, в первую очередь связан со сбытом нефти в Японию. Нетто-импорт сырой нефти в Японии составил в 2001 г. 212 млн. т., импорт нефтепродуктов - 45,2 млн. т, при этом основными источниками поставок являлись страны Ближнего Востока (209 млн. т., или 80%), а также Юго-Восточной Азии (34,2 млн. т, или 13%). Активное стремление японских властей диверсифицировать направления импорта нефти следует воспринимать как сигнал для возможного наращивания поставок российской нефти на японский рынок.
В декабре 2002 г. Правительство Японии уже проинформировало Правительство Российской Федерации о готовности в перспективе закупать до 50 млн. т российской нефти в год (20% нефтяного импорта Японии).
Перспективным продуктом в части возможного сбыта в странах АТР является сжиженный природный газ (СПГ). Потребление СПГ в 2001 г. составило в Японии 75 млрд. куб. м, в Республике Корея - 21,8 млрд. куб. м, на Тайване - 6,3 млрд. куб. м. Средняя цена импортируемого газа в Японии (на условиях СИФ) составила в 2001 г. 165,7 долл. за тыс. куб. м. Внутренние цены СПГ доходят до 250-270 долл. за тыс. куб. м.

Таблица 9
Прогноз потребления газа в Японии и Республике Корея, млрд. куб. м в год
2000 * 2010 (оценка) 2020 (оценка)
Япония
Потребление 75 80-90 95-110
Собственная добыча 2,4 2-3 2-3
Импорт СПГ 72,6 78-87 93-97
Потребность в импорте природного газа 0 0 0-10
Корея
Потребление 20 28-40 50-73
Собственная добыча 0 0-5 6-8
Импорт СПГ 20 28-29 32-50
Потребность в импорте природного газа 0 0-6 12-15
* - Источник: BP statistical review of world energy, June 2002

До последнего времени считалось, что Республика Корея практически не располагает собственными ресурсами природного газа. Однако в самое последнее время появились сообщения об открытии на южном шельфе страны крупного месторождения газа с запасами примерно в 200 млрд. куб. м. Бурение продолжается, и в ближайшее время возможны новые открытия (не менее 150 млрд. куб. м. запасов газа). Это открытие, если оно подтверждено, может скорректировать конъюнктуру корейского рынка природного газа и уменьшить прогнозные значения объемов закупок по импорту.
Основные источники поставок в страны АТР - регион Юго-Восточной Азии (Япония, более 75%, Корея, около 40%, Тайвань, 100%), страны Персидского залива - Оман, Катар, ОАЭ (Корея, более 60%, Япония, около 20%). Китай в ближайшие годы также планирует развитие рынка СПГ в южных прибрежных провинциях страны (наиболее экономически развитых). По прогнозам, потребление СПГ в регионе вырастет в период до 2010 г. с нынешних 102,2 млрд. куб. м до 240-260 млрд. куб. м, а к 2020 г. - до 320-350 млрд. куб. м. Учитывая возможность диверсификации направлений поставок СПГ, сжижение природного газа представляется наиболее маневренным и перспективным с экономической точки зрения способом обеспечения его сбыта.


IV. ИНФРАСТРУКТУРА

Задача строительства в регионе необходимой инфраструктуры по транспортировке углеводородного сырья разбивается на 3 самостоятельных блока проблем. Во-первых, это вопросы транспортировки нефтегазовых ресурсов о.Сахалин. Здесь, в отличие от континентальных месторождений, в целом не требуется значительных вложений в строительство инфраструктурных систем: разрабатываемые нефтегазовые месторождения расположены вблизи потенциальных пунктов перевалки нефти в танкеры для ее последующей транспортировки в любых возможных направлениях, а масштабы строительства нефтепроводов, связывающих береговые пункты подготовки нефти с нефтеналивными терминалами, по масштабам Восточной Сибири и Дальнего Востока относительно невелики (по проекту "Сахалин-1" длина такого нефтепровода составит около 220 км). Строительство газопроводов предполагается в более значительных масштабах, однако эти масштабы, тем не менее, не сравнимы с задачами строительства крупных газопроводов высокого давления для транспортировки газа континентальных месторождений. Речь идет о строительстве газопровода, соединяющего о.Сахалин и японский остров Хоккайдо по дну моря (возможно, с отводом до г.Южно-Сахалинск) в рамках проекта "Сахалин-1", а также магистрального газопровода протяженностью 625 км от береговых сооружений на северо-восточном побережье о.Сахалин до пос.Пригородное на юге острова в рамках проекта "Сахалин-2" в комплексе с сооружением завода по сжижению газа и экспортного терминала СПГ. Затраты на реализацию этих проектов входят в общую стоимость проектов по разработке месторождений шельфа Охотского моря в рамках проектов "Сахалин-1" и "Сахалин-2" и первоначально планировались инвесторами. Экономические параметры этих проектов позволяют говорить об их достаточной рентабельности, реализация проектов уже началась (в частности в рамках проекта "Сахалин-2" решены вопросы землеотвода по трассе магистрального трубопровода, готовятся проектные работы и программы финансирования), либо является вопросом ближайшего будущего.
Вторая группа проблем связана со строительством магистральных нефтепроводов для транспортировки нефти, добываемой на крупных континентальных месторождениях (Юрубчено-Тахомском, Верхнечонском, Среднеботуобинском, Талаканском). В настоящее время существует 2 альтернативных предполагаемых маршрута транспортировки восточносибирской нефти: нефтепровод Ангарск-Дацин протяженностью более 2400 км, обеспечивающий поставки российской нефти в северо-восточные районы Китайской Народной Республики, а также нефтепровод Ангарск-Находка протяженностью более 3750 км, обеспечивающий транспортировку нефти исключительно по территории России вдоль трасс БАМа и Транссиба к морскому перевалочному терминалу, позволяющему обслуживать крупнотоннажные танкеры дедвейтом 300 тыс. т.
Оба проекта находятся в стадии разработки технико-экономического обоснования. ТЭО проекта "Ангарск-Дацин" разрабатывается в соответствие с российско-китайским межправительственном соглашением, при этом предполагаемая стоимость строительства оценивалась в 1,7 млрд. долл. (по оценкам ноября 2002 г. - 2,7 млрд. долл.), начало строительства предполагается в 2003 г., при этом в 2005 г. нефтепровод должен позволить экспортировать 20 млн. т нефти в год, к 2010 г. - 30 млн. т. ТЭО строительства нефтепровода Ангарск-Находка разрабатывается ОАО "АК "Транснефть" и должно быть подготовлено в 2004 году. Ориентировочная стоимость проекта (включая строительство морского перевалочного терминала) составляет, по разным оценкам, от 3,8 до 5,2 млрд. долл., пропускная способность составит до 50 млн. тонн нефти в год. Предполагаемый срок начала строительства - 2004 год, окончание - 2007 год.
Обсуждается и несколько возможных вариантов третьего, т.н. "комбинированного маршрута" (строительство в рамках одного проекта сначала ответвления в Китай через Забайкальск, а впоследствии нефтепровода до побережья Японского моря).
Третья группа проблем - строительство магистральных газопроводов высокого давления для транспортировки природного газа, добываемого из восточносибирских месторождений (в первую очередь, Ковыктинского месторождения, а также месторождений республики Саха (Якутия) - Чаяндинского, Среднеботуобинского, Средневилюйского, Среднетюнгского, - и Красноярского края - Собинского и Юрубчено-Тахомского). В отличие от нефтетранспортной инфраструктуры, маршруты строительства магистральных газопроводов в восточных регионах страны значительно менее проработаны. Отчасти это является следствием менее успешного маркетинга основного товара - природного газа, тем не менее только в отношении проекта Ковыктинского месторождения можно говорить о реальной проработке вопросов транспортировки добываемого газа.


Инфраструктура по транспорту континентальной нефти Восточной Сибири.
Нефтепровод Ангарск-Дацин

Разработка ТЭО проекта строительства нефтепровода Россия-Китай (Ангарск-Дацин) осуществляется в соответствие с генеральным соглашением между ОАО "НК "ЮКОС", ОАО "АК "Транснефть" и Китайской национальной нефтегазовой корпорацией (КННК), подписанном в сентябре 2001 года в развитие межправительственного соглашения между Российской Федерации и КНР по вопросу разработки ТЭО строительства нефтепровода. Собственно, инициатором строительства трубопровода является российская нефтяная компания ЮКОС, принявшая на себя обязательство обеспечивать не менее 50% поставок нефти по нефтепроводу (а в случае если другие российские нефтяные компании не проявят интереса к китайскому рынку, то и до 100%)* /*Для осуществления проекта строительства нефтепровода необходимы запасы нефти в размере 700 млн. тонн/, а также КННК, уже выразившая намерение инвестировать в проект 700 млн. долларов для обеспечения строительства участка трубопровода, проходящего по китайской территории (общая стоимость реализации проекта, как отмечалось выше, оценивалась ранее в 1,7 млрд. долл., однако в настоящее время эта цифра возросла до 2,9 млрд. долл.). Данный маршрут нефтепровода - единственный, располагающий четко зафиксированными обязательствами компании-производителя нефти (ЮКОС) в части обеспечения загрузки нефтепровода, а также покупателя нефти - КННК в части осуществления закупок транспортируемой нефти, при этом сторонами уже согласованы долгосрочная формула определения цены поставок (совокупные ежегодные платежи за поставляемую нефть составят около 4 млрд. долл.), а также объемы поставок (20 млн. т нефти ежегодно в период 2005-2009 гг. и 30 млн. т в период 2010-2030 гг.). Китайская сторона выразила также готовность выделить кредиты на финансирование строительства российского участка нефтепровода в объеме не менее 50% общего объема инвестиций по проекту (конкретные объемы кредита должны быть определены дополнительно), правда, на тот момент стоимость строительства нефтепровода оценивалась в 1,7 млрд. долл., а не в 2,9, как показывают более актуальные оценки.
Таким образом, проект строительства нефтепровода Ангарск-Дацин является относительно более проработанным с точки зрения определения маршрута, источников финансирования проекта и наличия конкретных обязательств поставщиков и покупателей нефти по загрузке нефтепровода. Окончательные выводы о рентабельности проекта могут быть сделаны после завершения разработки ТЭО, однако очевидно, что китайская сторона в значительной мере готова принять на себя ряд финансовых рисков проекта, что обусловлено стремлением обеспечить гарантированный источник долгосрочных поставок нефти по приемлемым ценам в условиях нарастающего дефицита внутренней нефтедобычи (см. "Рынки сбыта").
Безусловно, слабым звеном проекта является ориентация исключительно на замкнутый региональный рынок северо-востока Китая. Более того, замкнутость рынка сбыта нефти, транспортируемой по этому маршруту, усугубляется выбором конечного пункта нефтепровода, навязанного китайской стороной. Первоначально российские компании "Транснефть" и "ЮКОС" настаивали на том, чтобы его конечным пунктом в Китае стал Пекин, а не Дацин: в районе Пекина сконцентрированы нефтеперерабатывающие предприятия, и затраты на транспортировку нефти к НПЗ были бы сведены к минимуму. Кроме того, существующая в этом районе система нефтепроводов обеспечила бы доступ к морскому терминалу по перевалке нефти и открыла бы возможность экспорта нефти на другие рынки Азиатско-Тихоокеанского региона. Дацин же расположен в нефтедобывающем регионе Китая, в связи с чем доставка нефти до китайских НПЗ потребует дополнительных расходов. Более важным является то обстоятельство, что предполагаемая схема закупок нефти КННК исключает возможность выбора рынков для российских поставщиков, поскольку закупки нефти предполагается осуществлять на условиях франко-граница Россия-Китай.
В последнее время у проекта возникли и экологические проблемы. В декабре 2002 г. проект был возвращен на доработку по результатам государственной экологической экспертизы в связи с тем, что стройку предполагается вести на особо охраняемых территориях Сибири: из 3 маршрутов, предложенных компанией "ЮКОС", 2 пересекают Тункинский национальный парк в Бурятии (строительство потребует изъятия части земель национального парка из-под статуса особо охраняемых территорий с переводом их в категорию земель транспорта), а третий, т.н. "восточный", пролегает на расстоянии всего 20 км от о.Байкал, в пределах байкальской водосборной территории. В случае аварии на трубопроводе, сооруженном по этому маршруту, разлив нефти может достичь о.Байкал всего за 30 минут. Экологические организации требуют рассмотрения т.н. "нулевого" варианта трубопровода, огибающего о.Байкал с севера, что может привести к удорожанию стоимости проекта не менее чем на 50%.
Таким образом, выбор в пользу строительства нефтетранспортного маршрута Ангарск-Дацин только частично решает проблемы сбыта континентальной нефти восточносибирских месторождений Российской Федерации, оставляя без решения проблемы транспортировки возможных запасов нефти, подтвержденных по результатам доразведки месторождений со значительными прогнозными ресурсами (см. раздел "Потенциал углеводородного сырья Восточной Сибири и Дальнего Востока"), а также создавая дополнительные проектные риски в связи с непредсказуемым поведением китайской стороны в части соблюдения обязательств по ценам и объемам закупок нефти при отсутствии альтернативных направлений сбыта восточносибирской нефти. Возможность подобного поведения китайской стороны подтверждается последними событиями вокруг газопровода "Голубой поток", где после начала эксплуатации турецкая компания BOTAS инициирует переговоры о снижении цены закупок российского газа на 4-8% против первоначально согласованного "долгосрочного" уровня цен. Безальтернативность рынков сбыта российской нефти является следствием существующей логистики маршрута: поставка нефти в регион Дацина исключает возможность осуществления поставок континентальной восточносибирской нефти на иные рынки, кроме китайского. Возможно, это отвечает стратегическим интересам основного инициатора проекта среди производителей - компании "ЮКОС", которая намерена загружать нефтепровод не только нефтью восточносибирских месторождений, но и нефтью, добываемой компанией на месторождениях Томской области (Лугинецком, Советском, Первомайском и др.), однако операторы иных нефтяных месторождений Восточной Сибири, в частности Верхнечонского (компания "РУСИА Петролеум"), Талаканского (обладатель лицензии на разработку месторождения должен быть определен на конкурсе, дата проведения которого - 26 декабря 2002 г.) и др., могут быть в стратегическом плане заинтересованы в поиске иных рынков сбыта добываемой нефти. Иные стратегические интересы, не связанные с реализацией существующих договоренностей о поставках нефти с китайской стороной, потенциально могут возникнуть и у операторов месторождений, открываемых в ходе доразведки месторождений Восточной Сибири.


Нефтепровод Ангарск-Находка

Появление предложений о строительстве нефтепровода по маршруту Ангарск-Находка, очевидно, было вызвано объективными недостатками маршрута Ангарск-Дацин, в первую очередь замкнутостью рынков сбыта нефти и сложной позицией китайской стороны на переговорах по проекту Ангарск-Дацин, вследствие которой не удалось договориться о конечном пункте нефтетранспортного маршрута, обеспечивающем возможность выхода на иные рынки. Нефтепровод Ангарск-Находка, безусловно, позволяет решающим образом расширить географию возможного сбыта нефти месторождений Восточной Сибири, избавляя проекты по их разработке от монопсонической зависимости. Маршрут предполагает доставку нефти к морскому перевалочному терминалу в бухте Перевозная вблизи г. Владивостока, способному обслуживать глубоководные танкеры, обеспечивающие доставку нефти как в основные страны - импортеры нефти в северо-восточной Азии (Китай, Япония, Корея, Тайвань), так и к Тихоокеанскому побережью США.
Подготовка ТЭО проекта находится в более поздней стадии, чем по маршруту Ангарск-Дацин - ТЭО должно быть разработано в 2004 г., а строительство может быть осуществлено в 2004-2007 гг. Ориентировочная стоимость строительства выше стоимости строительства нефтепровода Ангарск-Дацин и составляет, по разным оценкам, от 3,8 до 5,8 млрд. долл. Маршрут нефтепровода будет пролегать вдоль трассы БАМа до города Тында, далее - на юг вдоль трассы Транссиба через г.Хабаровск к побережью Японского моря. Прокладка нефтепровода вблизи существующих железнодорожных трасс позволит несколько уменьшить затраты инфраструктурного характера. Протяженность линейной части нефтепровода составит лее 3885 км, нефтепровод будут обслуживать 26 нефтеперекачивающих станций, вся трасса нефтепровода будет пролегать по российской территории. Треть нефтепровода будет проложена по территориям с сейсмической активностью 9 баллов и в вечной мерзлоте, хотя современные технологии позволяют обеспечивать достаточную степень защиты нефтепроводов от сейсмической активности (например, такие технологии использовались при строительстве Трансаляскинского нефтепровода).
К уже понятным на сегодняшний день технологическим сложностям реализации проекта следует отнести неясности с местоположением морского перевалочного терминала, связанные с тем, что горно-геологические условия прибрежного района Находки не позволяют разместить резервуарный парк объемом 4080 млн. куб. м. Разрабатываемое ТЭО проекта, в частности должно обеспечить необходимые изыскания в области размещения терминала по морской перевалке нефти.
Самым слабым звеном проекта Ангарск-Находка на сегодняшний день являются его экономические показатели. Рентабельное функционирование нефтепровода может быть обеспечено при его загрузке в объеме 50 млн. тонн нефти в год. Чтобы обеспечить стабильную загрузку нефтепровода в течение 20 лет, необходимо обеспечить транспортировку нефти из месторождений с суммарными запасами не менее 1 млрд. тонн нефти. Имеющиеся данные геологоразведки Восточной Сибири (Юрубчено-Тахомской зоны, Талаканского и Верхнечонского месторождений) обеспечивают около 500 млн. тонн. Минимальный возможный тариф* /*При общей стоимости строительства 5 млрд. долл/ за транспортировку тонны нефти по маршруту, рассчитанный с учетом доходности вложенного капитала 10%, составит 23,25 долл. за 1 т, при доходности вложенного капитала 15% -30,75 долл. за 1 т** /**По оценке ОАО "АК "Транснефть", стоимость транспортировки 1 т нефти по маршруту составит 17,4 долл/. Это не самый высокий уровень тарифа с точки зрения недавно законченных строительством и вновь сооружаемых нефтепроводов в мировом масштабе (проекты нефтепроводов Баку-Тбилиси-Джейхан, Каспийского трубопроводного консорциума, Атырау-Самара, Махачкала-Новороссийск), однако удорожание транспортируемой нефти по причине значительных транспортных издержек существенно снижает ее конкурентоспособность, в первую очередь по сравнению с нефтью, добываемой на месторождениях о.Сахалин, где запасы нефти оцениваются в 4 млрд. тонн, а годовая добыча к 2010 году составит 20-25 млн. тонн нефти (почти все эти объемы будут экспортироваться на те же рынки стран Азиатско-Тихоокеанского региона, что и нефть доставляемая по маршруту Ангарск-Находка).
С другой стороны существенные перспективы для проекта Ангарск-Находка может открыть доразведка нефтегазовых месторождений Восточной Сибири. Как уже отмечалось выше (см. раздел "Потенциал углеводородного сырья Восточной Сибири и Дальнего Востока"), прогнозные ресурсы нефти в Восточной Сибири весьма велики и позволяют рассматривать этот регион как один из наиболее перспективных нефтедобывающих регионов материковой части России. Совокупные прогнозные ресурсы нефти только в Эвенкийском автономном округе, республике Саха (Якутия) и Иркутской области составляют около 9,5 млрд. тонн нефти. По самым скромным прогнозам, только за счет проведения геологоразведочных работ в зоне высокоперспективных площадей в радиусе 50-100 км от Верхнечонского и Ковыктинского месторождений уже в ближайшие годы запасы нефти по промышленным категориям в этих регионах могут быть удвоены. Это свидетельствует о том, что с перспективной точки зрения оценка экономических параметров проекта строительства нефтепровода Ангарск-Находка на основе только подтвержденных в настоящее время нефтяных запасов не совсем корректна. Более того, поспешные решения в области выбора оптимального маршрута транспортировки восточносибирской нефти, основанные на недоразведанной ресурсной базе, могут заведомо ухудшить экономические условия разработки доразведанных участков недр (с точки зрения заведомой замкнутости рынка сбыта нефти, обусловленной задаваемой логистикой транспортной инфраструктуры).
Нужно отметить, что доразведка нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири может занять достаточно длительное время (не менее 5 лет, при этом еще 5-10 лет потребуется для подготовки месторождений и наращивания добычи до проектных уровней), в связи с чем сроки проектной загрузки нефтепровода Ангарск-Находка могут сдвинуться на период 2015-2020 годов. Однако, с другой стороны, это позволит минимизировать конкуренцию с нефтью, добываемой на сахалинских месторождениях, поскольку спрос на импортируемую нефть в странах АТР в это период существенно вырастет.

Таблица 10
Основные технико-экономические показатели проектов строительства экспортных нефтепроводов
Ангарск-Находка Ангарск-Дацин
с 2008 г.
(I очередь)
с 2010 г.
(II очередь)
с 2005 г. с 2010 г.
Объем грузооборота на экспорт, млн. т 30 50 20 30
Протяженность, км 3885 2213*
Срок строительства, лет 3 2
Объем инвестиций для полной реализации проекта, млн. долл. США 5817 2911
Дисконтированные поступления от реализации проекта в консолидированный бюджет, млн. долл. США 905 336
Срок окупаемости, лет 15,7 14,7
Срок выплат по кредиту, лет 11,1 12
Тариф на транспортировку, долл. США за 1 т нефти 17,4**
до бухты Перевозная
15
до г.Дацин, КНР
* - 1452 км - по территории России, 761 - по территории КНР
** - Оценка ОАО "АК "Транснефть"

"Комбинированный маршрут"

Идея комбинированного маршрута транспортировки континентальной нефти Восточной Сибири родилась в результате стандартных попыток поиска компромисса между различными группами экономических интересов при подготовке к рассмотрению вопроса о выборе маршрута строительства на заседании Правительства Российской Федерации.
Строго говоря, идея комбинированного маршрута появилась в результате неверной постановки задачи для органов государственной власти в отношении того, какое решение на самом деле должно быть принято Правительством: вместо того, чтобы выбирать, какой из маршрутов государству следует поддерживать с использованием бюджетных и административных ресурсов (в т.ч. на межправительственных переговорах), ряд правительственных органов сочли, что их задача состоит именно в выборе маршрута нефтепровода (на деле очевидно, что задача выбора маршрута является прерогативой инвесторов). Тем не менее, в начале февраля 2003 г. на совещании в Минэнерго России было предложено объединить проекты нефтепроводов Ангарск-Дацин и Ангарск-Находка в "единый транспортный коридор" в направлении Находки с ответвлением на Дацин. На первом этапе (до 2005 г.) должен быть сооружен нефтепровод из Ангарска в Дацин через Читу и Забайкальск, а впоследствии - еще один нефтепровод от Читы до бухты Перевозная. Существуют и иные варианты "комбинированного нефтепровода", предполагающие его строительство в обход о.Байкал с севера и далее на Находку с отводом в Китай.
Нужно отметить, что предлагаемые комбинированные маршруты восточных нефтепроводов носят характер спонтанных и весьма предварительных предположений, не основаны на анализе топографических условий предполагаемых трасс и не имеют под собой каких-либо экономических расчетов. Более того, в целом поиск компромисса между вариантами строительства нефтепроводов в Дацин и к тихоокеанскому побережью представляется неверным направлением действий: очевидно, что выживаем с коммерческой и политической точки зрения только один маршрут. Во-первых, сегодня по сути единственным содержательным аргументом против строительства нефтепровода в Находку является отсутствие в регионе достаточных ресурсов нефти для обеспечения ежегодной загрузки нефтепровода в объеме 50 млн. т. Комбинированный маршрут, предельная загрузка которого должна составить 80 млн. т нефти в год, в этих условиях практически не имеет реальных перспектив ресурсного наполнения (даже при коэффициенте извлечения нефти 0,5 для этого необходимо 1,6 млрд. т подтвержденных запасов).
Во-вторых, изменение маршрута проекта и статуса нефтепровода в Китай (ответвление от главного маршрута вместо предполагаемой сегодня базовой ветки) может вызвать непредсказуемую реакцию китайской стороны, которая ранее достаточно жестко настаивала на строго определенном маршруте нефтепровода в КНР, исключающего возможность доставки нефти в регионы с концентрацией нефтеперерабатывающих мощностей (район Пекина) и прохождения маршрута по территории сопредельных государств (Монголии).
В этом отношении перспективы строительства нефтепровода по "комбинированному маршруту" представляются в достаточной степени эфемерными, если только логика "комбинирования" трасс нефтепроводов не используется для прикрытия латентного выбора в пользу маршрута Ангарск-Дацин.


Инфраструктура по транспорту газа месторождений Восточной Сибири

Существует 3 основных возможных маршрута строительства магистральной газопроводной инфраструктуры, при этом 2 из них полностью нацелены на снабжение природным газом северо-восточных регионов Китая и, возможно, республики Корея - т.н. "восточный" маршрут в обход территории Монголии (примерно совпадающий с маршрутом нефтепровода Ангарск-Дацин) и более короткий и дешевый "западный" маршрут, пересекающий Монголию. Третий, т.н. "широтный" маршрут предполагает строительство магистрального газопровода по территории России вдоль трасс БАМа и Транссиба с выходом к побережью Японского моря (по аналогии с маршрутом строительства нефтепровода Ангарск-Находка) и предполагающий строительство завода по сжижению природного газа и морского терминала по перевалке СПГ. Существуют и более "амбициозные" газотранспортные проекты, в частности, проект строительства газопровода Ямал-Китай, соединяющего месторождение п-ова Ямал в Западной Сибири с рынками сбыта газа на территории КНР, который при благоприятных обстоятельствах мог бы быть пущен в эксплуатацию уже в 2005 г. и обеспечил бы транспортировку 25-35 млрд. куб. м газа ежегодно в течение 30 лет. В настоящее время подписано генеральное соглашение о возможных поставках газа в КНР по этому газопроводу из ямальских Ново-Уренгойского и Восточно-Уренгойского месторождений. Ориентировочная протяженность газопровода - 5 тыс. км, точный маршрут пока не определен.
Однако экономические параметры данного проекта не позволяют говорить о реалистичности его реализации. Так, ориентировочная стоимость строительства оценивается в 16 млрд. долл., а обеспеченность проекта ресурсами неочевидна в связи с нарастающим спросом на газ ямальского происхождения в европейской части России и странах Европы (для снабжения газом которых в течение ряда лет сооружается целевой инфраструктурный проект "Ямал-Европа") и истощением базовых западносибирских месторождений газа.
Стоимость проекта строительства газопровода с Ковыктинского месторождения, включая добычной комплекс и транспортную инфраструктуру, оценивается приблизительно в 10 млрд. долл. США. Примерно определен первый участок газопровода - он пройдет от Ковыкты через Ангарск, обходя Байкал с юга. Далее возможны 3 варианта:

  • вдоль трассы Транссибирской магистрали через Улан-Удэ и Читу в северо-восточный Китай (Дацин и Харбин), далее в Далянь и в Корею. Протяженность маршрута до побережья Китая - около 3720 км (в т.ч. по китайской территории - 1770 км). Самый сложный участок газопровода - морская часть трассы (530 км) по дну Желтого моря;
  • через Монголию (вдоль железной дороги Улан-Удэ-Улан-Батор-Пекин) и далее к портовому городу Циндао. Протяженность трассы 3910 км (в том числе по территории Монголии - 845 км, по территории Китая - 1175 км) Морская часть трассы - 580 км. Против этого варианта возражает китайская сторона;
  • вариант газопровода из Китая через Северную Корею в Южную Корею. В этом случае длина маршрута составит 3810 км, из которых 2010 км проходит по Российской территории.

Наиболее "дешевым" из числа предполагаемых маршрутов транспортировки восточносибирского газа является т.н. "западный" маршрут, проходящий через территорию Монголии, протяженность линейной части которого составляет около 3,4 тыс. км, а ориентировочная стоимость строительства (с учетом подводной части, проходящей по дну Желтого моря к южнокорейскому порту Сампхо, где предполагается строительство терминала по сжижению газа) - около 3 млрд. долл. Все остальные маршруты, очевидно, являются более дорогостоящими, однако, ни в отношении одного из них ТЭО строительства еще не разработано.
Перспективы проектов строительства газопроводов для транспортировки газовых ресурсов месторождений Восточной Сибири во многом зависят от достижения определенности в отношении сбыта газа, добываемого в рамках основного месторождения региона - Ковыктинского. Проект его разработки находится в наиболее продвинутой стадии, и с учетом того, что это наиболее крупное месторождение региона, расположенное ближе других к перспективным рынкам сбыта газа, можно утверждать, что выбор маршрута строительства газопроводной инфраструктуры будет основан именно на экономических перспективах реализации ковыктинского газа, при этом строительство эксклюзивной инфраструктуры для обеспечения транспорта газа отдельно для любого другого из месторождений региона (Чаяндинского, Собинского, Юрубчено-Тахомского и др.) будет нерентабельным, и операторы этих месторождений будут вынуждены осуществлять поиск интегрированных решений в области инфраструктурного строительства с операторами ковыктинского проекта. В этом отношении перспективы реализации проектов по строительству газопроводов, не связанных с ковыктинским проектом (в частности, проект газопровода от Чаяндинского месторождения до Благовещенска, далее на Харбин и порт Далянь, ТЭО которого разрабатывает компания "Саханефтегаз"), представляются мало реалистичными. Проект первоочередного строительства автономного газопровода в КНР от Чаяндинского месторождения в последнее время активно лоббируется ОАО "Газпром", при этом в качестве аргумента приводятся ссылки на якобы имеющееся согласие китайской стороны закупать природный газ на границе России и КНР по ценам выше предлагаемых КНР цен закупки ковыктинского газа. Однако это скорее следует считать элементом политики, направленной на "понижение" стоимости активов Ковыктинского проекта, поскольку стоимость чаяндинского газа на границе с КНР исходя из реальных затрат на его добычу и транспортировку составит не менее 70-80 долл. за 1000 куб. м, тогда как до сих пор официальных подтверждений китайской стороны о готовности покупать газ по ценам выше 40 долл. за 1000 куб. м не существовало.
С учетом потенциальной оценки китайского рынка сбыта природного газа, добываемого в России (см. раздел "Рынки сбыта"), с точки зрения российских интересов представляется оптимальным, чтобы газопроводный маршрут позволял избежать рисков чрезмерной зависимости от неблагоприятной конъюнктуры китайского рынка, в первую очередь ценовой, и позволял в максимально возможной степени диверсифицировать направления сбыта газа. Из возможных на сегодня маршрутов транспортировки газа такому критерию отвечает только один - т.н. "широтный" газопровод, проходящий вдоль трасс БАМа и Транссиба с выходом к побережью Японского моря. Пропускная способность такого трубопровода могла бы составить до 50 млрд. куб. м газа, при этом часть объемов газа (до 30 млрд. куб. м) могла бы экспортироваться в виде СПГ* /*Требуемая мощность завода по сжижению газа составит в этом случае 22 млн. т в год./, остальная - поставляться российским потребителям или экспортироваться в Китай и Корею по отводам.
С одной стороны, строительство такого маршрута обойдется существенно дороже сооружения трасс газопроводов в Китай (оценка возможной стоимости строительства с учетом сооружения на тихоокеанском побережье завода по сжижению природного газа и морского терминала по перевалке СПГ - не менее 6-7 млрд. долл., окончательная цифра может быть названа после разработки ТЭО проекта). Неясны и экономические перспективы бизнеса по сжижению природного газа на тихоокеанском побережье: расстояние транспортировки газа до его сжижения слишком велико (себестоимость 1 тыс. куб. м сжиженного газа на условиях ФОБ оценивается в 126-130 долл.). Однако во всех прочих отношениях проект требует изучения, поскольку:

  • открывает перспективу доступа российского газа на рынок сжиженного природного газа во всех странах Азиатско-Тихоокеанского региона, включая Японию, Корею, Тайвань;
  • диверсифицирует рынки сбыта, не допуская замыкания конечного пункта газопровода на одного покупателя и позволяя избежать проблем, связанных с "рынком одного покупателя" и складывающихся в отношении проекта "Голубой поток";
  • может обеспечить в определенных объемах сбыт сетевого газа в российских регионах прокладки маршрута - Иркутская область, Забайкалье, Хабаровский край, Приморский край (общий объем требует уточнения после проведения более качественного маркетинга внутреннего рынка, чем проведен ОАО "Газпром"), а также в Корею в объеме до 10 млрд. куб. м к 2010-2015 гг.

Однако следует отдавать себе отчет в том, что реальная реализация такого проекта, во-первых, требует достаточно точной оценки рынка СПГ и стоимости транспортировки и сжижения газа на побережье Японского моря, а во-вторых, сдерживается динамикой спроса на газ в регионе, которая приводит к выводу о слабых перспективах сбыта газа в регионе до 2010-2015 гг. и о том, что синхронизации инфраструктурных решений в сфере транспортировки нефти и газа на Востоке России (строительства "единого энергетического коридора"), скорее всего, ожидать не следует ввиду слишком больших различий в потенциальных сроках реализации проектов и относительно небольшой экономии издержек на совмещении маршрутов (в пределах 10% сметной стоимости строительства, в основном на проектно-изыскательских работах и подводе инфраструктуры).


Источники инвестиций в строительство инфраструктуры

Настоящий доклад не ставит целью рассмотрение всего комплекса вопросов привлечения инвестиций для финансирования проектов по строительству инфраструктуры для транспорта углеводородов, добываемых на месторождениях Восточной Сибири и Дальнего Востока. Предполагается, что поиском и вложением этих средств, оценкой доходности проектов и проектных рисков должны заниматься инвесторы, занятые разработкой соответствующих месторождений, а также стороны, заинтересованные в осуществлении долгосрочных закупок добываемого углеводородного сырья.
Вместе с тем, государству следует сконцентрироваться на оценке мер возможной поддержки инфраструктурных проектов, реализация которых отвечает национальным интересам. Практика свидетельствует, что учитывая в целом низкую доходность, высокие издержки и риски реализации инфраструктурных проектов во всем мире, потенциальный инвестиционный рейтинг таких проектов невысок. Например, с серьезными проблемами привлечения недостающего финансирования на международных финансовых рынках в настоящее время сталкивается поддерживаемый правительствами западных стран проект строительства нефтепровода Баку-Тбилиси-Джейхан. Деятельность трубопровода, построенного в рамках деятельности Каспийского трубопроводного консорциума, в настоящее время убыточна. Пока перспективы реального инвестиционного финансирования просматриваются только в отношении тех восточносибирских проектов, которые полностью замыкают рынок сбыта российских углеводородов на одном покупателе (Ангарск-Дацин).
В этой связи различные прямые и косвенные формы поддержки государства могли бы способствовать более активному вовлечению российских и международных инвесторов в финансирование инфраструктурных проектов на территории Восточной Сибири и Дальнего Востока. При этом объектами поддержки должны являться только проекты, отвечающие следующим необходимым условиям:

  1. нормальному уровню рентабельности (с учетом мер господдержки);
  2. диверсификации направлений сбыта энергоресурсов;
  3. максимального охвата инфраструктурой российской территории;
  4. обеспечения выхода трубопроводов, транспортирующих континентальные нефть и газ, к морскому побережью, в целях обеспечения более широкой географии возможного экспорта углеводородов.

В принципе, таким условиям в комплексе соответствуют только 2 трубопроводных проекта: проект строительства нефтепровода Ангарск-Находка и морского нефтеналивного терминала на побережье Японского моря и проект строительства "широтного" газопровода от Ковыктинского месторождения к побережью Японского моря. Точные параметры реализации и перспективы этих проектов не до конца ясны, однако с точки зрения перечисленных выше критериев и при условии доразведки нефтегазовых месторождений региона в течение ближайших 5 лет они в наибольшей степени отвечают российским интересам в регионе. К числу мер возможной господдержки могут быть отнесены:

  • участие государства в софинансировании проектов за счет бюджетных средств, субсидирование процентных ставок по привлеченным кредитам;
  • предоставление проектам инвестиционных налоговых кредитов;
  • применение нулевой ставки НДС в отношении товаров/услуг, закупаемых для сооружения трубопроводов;
  • содействие в поиске инвесторов на межгосударственном уровне (в первую очередь, среди государств - потенциальных покупателей российского углеводородного сырья: Японии, Кореи, Китая) и среди международных финансовых организаций;
  • государственные гарантии некоммерческих рисков проектов.

Конкретный объем возможных мер государственной поддержки инфраструктурных проектов можно будет оценить только после окончательной разработки ТЭО проектов Ангарск-Находка и "широтного" газопровода, когда будут ясны их общие экономические перспективы, а также масштаб мер господдержки, способный повысить привлекательность реализации этих проектов. Кроме того, на экономические параметры этих проектов в состоянии существенно повлиять доразведка восточносибирских нефтегазовых месторождений.
Что касается государственной поддержки иных инфраструктурных проектов, то такая поддержка представляется, как минимум, рискованной и преждевременной, а в целом - не отвечающей целям экономической политики, направленной на максимальное удовлетворение национальных интересов в регионе. Вместе с тем, проекты, имеющие перспективы финансирования за счет привлеченных средств и обязательства российских поставщиков и иностранных покупателей в отношении объемов и цен поставок и закупки углеводородов (в т.ч. Ангарск-Дацин), вполне могут быть реализованы на основе частной предпринимательской инициативы.


V. ВОЗМОЖНЫЕ ВЫВОДЫ

По итогам проведенного выше анализа можно сделать несколько основополагающих выводов, которые могли бы стать основой для последующего принятия решений о тех или иных направлениях государственной политики в отношении проектов разработки месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Дальнего Востока.
1. Нефтегазовые ресурсы региона серьезным образом недоразведаны. Колоссальная разница между объемом прогнозных ресурсов и подтвержденных извлекаемых запасов - следствие почти полного прекращения финансирования ГРР на территории региона в 90-х годах и абсолютной недостаточности для этих целей средств, привлекавшихся за счет отчислений на ВМСБ.
2. Рассредоточенность нефтегазовых ресурсов по значительной территории, недостаточная освоенность регионов нефте- и газодобычи, их удаленность от традиционных мест морской перевалки, переработки и сбыта сырья и необходимость строительства протяженной и дорогостоящей инфраструктуры существенно снижают эффект реализации каждого из проектов разработки месторождений в одиночку и требуют начала организованного процесса взаимодействия всех операторов разработки соответствующих месторождений в целях поиска оптимальных инфраструктурных решений. Роль государства в этом процессе может быть значительной.
3. Оптимальные решения в области развития региональной инфраструктуры могут быть сформулированы только после проведения доразведки нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока. Преждевременные инфраструктурные решения, основанные только на подтвержденных на сегодняшний день запасах, способны привести к ошибкам в планировании рынков сбыта и транспортных маршрутов. Необходимо разработать и форсированно осуществить программу доразведки месторождений региона (в т.ч. за счет бюджетных средств) с целью существенного наращивания подтвержденных запасов нефти и газа.
4. Наиболее эффективная реализация комплекса проектов по разработке месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Дальнего Востока может дать существенный импульс для ускоренного экономического роста в регионе, при этом темпы экономического роста в субъектах Российской Федерации, на территории которых сосредоточены основные запасы нефти и газа (Иркутская, Сахалинская области, Эвенкийский автономный округ, Республика Саха (Якутия), уже к 2010 году могут превысить 9-11% в год. В регионах, где возможно строительство инфраструктуры по транспорту углеводородного сырья (Республика Бурятия, Амурская и Читинская области, Приморский и Хабаровский края) будут созданы дополнительные рабочие места и стабильные налоговые поступления в региональные бюджеты в ежегодном объеме от 20 до 100 млн. долл.
5. Основной рынок сбыта нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока - экспорт. Внутреннее потребление даже при оптимистичных прогнозах спроса не в состоянии обеспечить экономическую привлекательность проектов по разработке месторождений углеводородного сырья востока страны. Именно конъюнктура экспортных рынков должна быть принята за основу при выборе оптимальных инфраструктурных маршрутов. Важна диверсификация направлений экспорта нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока.
6. Экономические параметры проектов разработки нефтегазовых месторождений шельфа о.Сахалин существенным образом отличаются от параметров разработки континентальных месторождений и имеют лучшие показатели по сравнению с последними ввиду меньших потребностей в затратах на сооружение инфраструктуры и изначальной диверсифицированности рынков сбыта. Более быстрые сроки развития нефтегазодобычи на шельфе о.Сахалин и риск дополнительной конкуренции сахалинских нефти и газа с углеводородами континентальных месторождений являются дополнительным аргументом против форсированной разработки нефтегазовых месторождений Восточной Сибири. Поскольку пик спроса на нефть в странах АТР начинается после 2010 года, наиболее неконфликтной с точки зрения такой конкуренции представляется отложенная разработка континентальных месторождений, которая могла бы сопровождаться продлением сроков выданных лицензий на их разработку.
7. Китайский рынок сбыта углеводородов нестабилен. Операторам Ковыктинского месторождения пока не удалось получить от КНР приемлемых гарантий по ценам и объемам покупок российского газа. Предложения китайской стороны настолько далеки от экономически разумных, что следует всерьез пересмотреть стратегию сбыта газа в сторону диверсификации направлений его экспорта с выходом на рынок сжиженного газа и строительством "широтного" газопровода на Находку. Такой вариант не исключает строительства газопроводов-отводов в Китай, если все же удастся договориться с китайской стороной по ценам и объемам закупок, однако пока российско-китайские переговоры по этому поводу можно характеризовать как зашедшие в тупик. При этом, учитывая более высокие темпы экономического роста и газификации Южного и Юго-Восточного Китая, следует рассматривать как более перспективные не поставки сетевого газа в северные районы КНР, а поставки СПГ в терминалы, сооружаемые на юге страны.
Условия сбыта российской нефти в Китай в рамках проекта Ангарск-Дацин так же хуже мировой конъюнктуры реализации нефти, хотя и устраивают российских поставщиков нефти.
8. Перспективными для сбыта российских углеводородов представляются рынки Японии, Кореи и Тайваня с совокупным годовым импортом нефти и нефтепродуктов более 450 млн. т, сжиженного газа - 102 млрд. куб. м. Зависимость этих рынков от ближневосточных и южноазиатских поставщиков и стремление правительств этих государств диверсифицировать направления импорта нефти и газа открывают существенные перспективы для сбыта в эти страны российских углеводородов.
9. С точки зрения краткосрочных перспектив проект строительства нефтепровода Ангарск-Дацин выглядит достаточно эффективным, однако его рынок сбыта замкнут, а маневренность проекта крайне ограничена. Представляется нецелесообразным форсировать государственную поддержку строительства этого проекта, а также в любой форме вкладывать государственные ресурсы и давать государственные гарантии под проект Ангарск-Дацин, до разработки ТЭО проекта Ангарск-Находка. С точки зрения диверсификации направлений экспорта проект Ангарск-Находка предпочтительней. Улучшению экономических параметров его реализации может способствовать доразведка нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока. Вместе с тем, реализация проекта Ангарск-Дацин за счет собственных средств инвесторов без государственного участия возможна.
10. Так называемый "комбинированный маршрут" нефтепровода представляется мало реалистичным по коммерческим (отсутствие в регионе запасов нефти, обеспечивающих достаточную загрузку нефтепровода для его рентабельного функционирования) и политическим (возможная негативная реакция КНР) причинам.

Изложенные выше основные выводы требуют принципиального обсуждения и принятия решений до осуществления последующих мер государственной политики в отношении освоения месторождений углеводородного сырья и его транспортировки в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока. Примерная последовательность действий могла бы быть следующей:

Меры Срок реализации
1. Разработка программы комплексной доразведки нефтегазовых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, определение источников ее финансирования
2003 г.
2. Разработка ТЭО проекта строительства нефтепровода Ангарск-Находка
2004 г.
3. Разработка ТЭО проекта строительства "широтного" газопровода от Ковыктинского месторождения к побережью с отводами в Китай, Корею, маркетинговых исследований в области сбыта газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке
2004 г.
4. Реализация программы комплексной доразведки нефтегазовых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока
2003-2007 гг.
5. Проведение широких межправительственных консультаций по вопросам различных вариантов перспективных поставок российских углеводородов на рынки Японии, Республики Корея
2003-2005 гг.
6. Принятие решений о выборе оптимальных вариантов строительства нефте- и газотранспортной инфраструктуры в регионе и мер их государственной поддержки
2005 г.


Rambler's Top100

Газовый Форум открыт для различных точек зрения относительно проблем газовой отрасли.
Мы предлагаем высказаться ВСЕМ...
©  ЗАО "ЭРТА-консалт"