«Мировая энергетика вступила в четвёртую волну своего развития», – констатировал директор Института энергетических исследований РАН Алексей Макаров. Её основной особенностью является значительная неопределённость развития, из-за которой весьма сложно делать точные прогнозы. Об этом говорят данные, которые представляет Международное энергетическое агентство (International Energy Agency, IEA. – «СЭ»), – они отличаются большими «вилками» в цифрах, характеризующих производство и потребление энергоресурсов. Впрочем, сложность касается только конкретных величин, тогда как общие тенденции предугадать специалисты могут. И заключаются они в следующем: даже при радикальной перестройке мировой энергосистемы возобновляемые источники энергии будут проигрывать традиционным ресурсам – углю, нефти и газу. А центр мировой энергетики окончательно сместится в Евразию. «Здесь, на наш взгляд, у России есть своё особое место и свои преимущества, которые важно использовать, а не растранжирить», – подчеркнул Алексей Макаров. В особенности это касается нефти и природного газа.

Извлекать больше – вот и вся перестройка

Объём добычи углеводородов, как прогнозируют эксперты, значительно увеличится к 2030 году. Например, в Энергетической стратегии России до 2030 года предусмотрен рост добычи газа с 548 млрд. куб. м в 2009 году до 790–800 млрд. куб. м либо 950–970 млрд. куб. м при существенной перестройке структуры производства. Увеличение объёмов нефтедобычи, как ожидается, будет более скромным – до 530–535 млн. тонн в год против примерно 494 млн. тонн в 2009 году. Эксперты при этом прогнозируют наращивание экспорта углеводородов к 2020 году на 10–12% и его стабилизацию на этом уровне или возможное снижение в последующее десятилетие. В свою очередь, изменится сама структура поставок за рубеж: доля стран СНГ и Европы в ней не изменится, но в 3-4 раза вырастет доля государств Азиатско-Тихоокеанского региона.

Особую роль в этом направлении сыграют Восточная Сибирь и Дальний Восток, что не замедлит сказаться на добыче нефти и газа в этих регионах. Заведующий отделом темпов и пропорций промышленного производства Института экономики и организации промышленного производства (ИЭОПП) СО РАН Андрей Коржубаев напомнил, что в настоящее время 70% российской нефти и 90% газа добывается в Западной Сибири. При этом восточнее сосредоточено свыше 15 млрд. тонн начальных суммарных ресурсов нефти (более 18% ресурсов всей России) и около 60 трлн. куб. м газа (25%). Разведанные ресурсы скромнее – 1,2 млрд. тонн и 4,9 трлн. куб. м, но Андрей Коржубаев заметил, что в регионе велика вероятность открытия новых месторождений при условии, что геологоразведочные работы будут проводиться в необходимых объёмах. Поэтому специалисты прогнозируют к 2020 году увеличение добычи до 100 млн. тонн нефти и 150 млрд. куб. м газа, а к 2030 году – до 120 млн. тонн и 235 млрд. куб. м соответственно.

Наиболее перспективными являются шесть центров добычи. Это остров Сахалин, Ванкоро-Сузунский и Юрубчено-Тохомский центры в Красноярском крае, Ангаро-Ленский район в Иркутской области и Талакано-Чонский на стыке региона с Республикой Саха (Якутия), а также Якутский центр газодобычи на базе Чаяндинского месторождения, принадлежащего ОАО «Газпром». Представитель ИЭОПП СО РАН добавил, что весьма перспективным с точки зрения добычи нефти является Западно-Камчатский шельф, прогнозные ресурсы которого превышают ресурсы Сахалинского шельфа.

Транспортный вопрос

Андрей Коржубаев отметил, что Восточная Сибирь и Дальний Восток будут играть ключевую роль в увеличении экспорта углеводородов в страны АТР. Но для роста объёма поставок необходима соответствующая инфраструктура. В настоящее время она подготовлена только для экспорта нефти. В первую очередь речь идёт о нефтепроводе «Восточная Сибирь – Тихий океан», ответвление от которого до Дацина будет сдано в промышленную эксплуатацию в декабре 2010 года (трубопровод до границы с КНР председатель правительства РФ Владимир Путин, напомним, запустил 30 августа). Вторая очередь ВСТО, от станции Сковородино в Амурской области до специализированного морского нефтеналивного порта Козьмино, будет готова к концу 2013 – началу 2014 года. Как полагает Андрей Коржубаев, по маршрут Сковородино – Дацин можно будет поставлять до 30 млн. тонн нефти в год, а через Козьмино – до 50 млн. тонн, однако для этого необходимо расширять как пропускную способность порта (сейчас она составляет 15 млн. тонн в год), так и возможности трубопровода. Кроме того, в посёлке Де-Кастри на Сахалине работает нефтеналивной терминал компании «Эксон Нефтегаз Лимитед», через который в 2010 году будет отгружено 8 млн. тонн нефти. К тому же необходимо учитывать возможности других дальневосточных портов и железной дороги.

Но если инфраструктура для экспорта нефти уже создана, то для транспортировки газа построить её ещё предстоит. В конце 2011 года будет сдан газопровод «Хабаровск – Владивосток», к которому в перспективе будет присоединён трубопровод от Чаяндинского месторождения в Якутии. Начать строительство последнего «Газпром» планирует в начале 2012 года. Андрей Коржубаев полагает, что к нему необходимо подключить и Ковыктинское месторождение. Его также необходимо соединить с Единой системой газоснабжения России, построив газопровод по маршруту Ковыктинское ГКМ – Ангаро-Ленское месторождение – Проскоково (последний пункт находится в Кемеровской области. – «СЭ»), к которому необходимо подключить Чиканское месторождение, а в перспективе – месторождения Эвенкийского района Красноярского края. «Это позволит диверсифицировать экспорт и обеспечивать любые объёмы поставок газа на запад и восток с учётом состояния платёжеспособного спроса и переговоров по условиям и гарантиям поставок», – подчеркнул учёный. Он добавил, что газопровод от Чиканского месторождения до Иркутска через Жигалово, Саянск и Ангарск необходимо запустить не в 2014–2015 годах, как это предусмотрено в Генеральной схеме газификации и газоснабжения Иркутской области, а в 2011–2012 годах.

«Ещё один элемент реализации Восточно-Сибирского газового проекта – это строительство системы подземных хранилищ газа, которые дадут возможность регулировать поставки с учётом сезонных и рыночных перепадов спроса», – продолжил эксперт. С точки зрения учёных, они должны располагаться в соляных кавернах под Ангарском, к северу от Ачинска в Красноярском крае и недалеко от Хабаровска. Это продиктовано не только соображениями геологии, но и близостью предполагаемых центров газопереработки и газохимии.

Синхронная переработка

Создание последних должно быть синхронизировано с реализацией проектов по добыче и транспортировке газа. Дело в том, что сырьё месторождений Сибирской платформы отличается значительным содержанием гелия и гомологов метана. Заместитель директора Института систем энергетики СО РАН Борис Санеев в своём докладе пояснил, что в нём содержится 0,3–0,5% гелия и 4,6–7,2% этана. Эти компоненты необходимо выделять и использовать в промышленности, а экспортировать только энергетический газ. Центры газопереработки предлагают разместить вблизи центров добычи: в Саянске, посёлке Нижняя Пойма (Красноярский край) и Хабаровске. Кроме того, существует проект строительства нефтеперерабатывающего завода с газохимическим блоком в 20 км от Козьмино, а в районе Владивостока возможно создание предприятия по сжижению газа. «Нужно также обеспечить доступ российских компаний к перерабатывающей и сбытовой инфраструктуре на территории стран-реципиентов, как это реализуется в нефтяной промышленности, когда Роснефть поставляет нефть и хочет участвовать в её переработке в Китае, – заявил Андрей Коржубаев. – Мы надеемся, что подобные схемы могут быть реализованы и в газовой промышленности».

Но при развитии газопереработки существует одна проблема, на которую обратил внимание Борис Санеев: выделение гелия и других компонентов удорожает проекты освоения газовых месторождений и, как следствие, приводит к повышению цен на сырьё. Поэтому существуют опасения касательно конкурентоспособности российского газа, который будет поставляться в АТР. «Мы, CNPC (Китайская национальная нефтегазовая корпорация. – «СЭ») и Exxon Mobil, делали расчёты и выяснили, что при цене 220 долларов за тысячу кубометров газ будет конкурентоспособен, – развеял страхи некоторых экспертов Андрей Коржубаев. – А с учётом переработки его стоимость во Владивостоке будет равна 180 долларам».

Азия нам поможет

Стоимость развития нефтегазовой отрасли в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, в свою очередь, оценивается в 160 млрд. долларов. Таков объём инвестиций, которые, как полагает сотрудник ИЭОПП СО РАН, необходимо вложить в отрасль в течение 20 лет. Кто-то из китайских учёных задал вполне резонный вопрос относительно источника средств. «Мы только в прошлом году взяли у КНР единовременный кредит (его предоставил Банк развития Китая ОАО «НК Роснефть» и ОАО «АК Транснефть» в счёт поставок нефти по ВСТО. – «СЭ») в 25 млрд. долларов, – отметил Андрей Коржубаев. – А здесь речь идёт о 160 млрд. за 20 лет». Возможности финансирования, по его словам, есть у Российской Федерации, затраты которой на строительство обеих очередей ВСТО оцениваются в 747 млрд. рублей или 24,9 млрд. долларов. «Если посмотреть доходы от экспорта нефти и газа, то они ежегодно составляют 300–320 млрд. долларов, – продолжил эксперт. – Финансовые ресурсы есть и у российских компаний». Он не исключил, что финансировать проекты по добыче и переработке углеводородов могут китайские, корейские или японские компании.