Непростой выбор способов поставки

В лучшем случае первый российский завод по производству СПГ вступит в строй в 2009 году.
Фото Алексея Калужских (НГ-фото)

Масштабы потребления и экспорта всех видов российских энергоресурсов прежде всего в отдаленных регионах зависят от состояния транспортной инфраструктуры топливно-энергетического комплекса (ТЭК). К объектам транспортной инфраструктуры относятся морской, речной и железнодорожный транспорт (все виды твердого топлива, нефть и сжиженный газ), трубопроводы (нефть и нефтепродукты). Перемещение природного газа осуществляется исключительно по газопроводам.

На территории России сложились две, по существу, различные модели организации инфраструктуры ТЭКа. В европейской части страны и Западной Сибири, где сосредоточены основная добыча и потребление нефти и природного газа, развернута мощная транспортная сеть. Основным ограничением является недостаток газопроводов и морских коммуникаций для экспорта энергоресурсов по объективным географическим и субъективным политическим условиям.

В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке страны главные параметры ТЭКа – рассредоточение центров энергопотребления и огромные расстояния между ними и центрами добычи. С позиции проектировщика это различные системы и подходы к их организации диаметрально противоположны. Остановимся на «нефтяной» транспортной инфраструктуре.

Объем рынка перевозочных услуг по морскому экспорту российской нефти и нефтепродуктов оценивается в 3,5 млрд. долл. Российские судоходные компании в 2006 году перевезли до 29 млн. тонн экспортных нефти и нефтепродуктов, танкерные компании успешно работают на мировом рынке, конкурируя с известными западными компаниями.

В Европе «узким местом» – в буквальном смысле термина являются проливы из Черного моря. Несмотря на то что система управления движением в проливах Босфор и Дарданеллы одна из самых совершенных в мире, различного рода аварии и даже гибель судов происходят регулярно – по несколько раз в год. В 2006 году через Босфор было перевезено 130 млн. тонн. При сохранении сложившихся темпов увеличения объемов добычи и экспорта российской и казахской нефти к 2020 году потребность в перевозке нефти через турецкие проливы увеличится еще на 50%.

Этому будет способствовать наращивание мощности Каспийского трубопроводного консорциума (КТК), которая к 2014 году может достичь 67 млн. тонн в год. Кроме того, предполагается увеличение мощностей нефтяных терминалов Новороссийска и Туапсе до 59 млн. тонн в год; дополнительный вклад в поток танкеров через турецкие проливы даст реверс трубопровода Одесса–Броды.

Снижения остроты проблемы можно ожидать в ближайшие годы, когда начнет работать нефтепровод Баку–Джейхан мощностью 50 млн. тонн в год. Однако это даст положительный эффект только на небольшое время, поскольку экспортный поток будет расти. Улучшат положение обходные трубопроводы из Новороссийска по Черному морю через Балканы и затем в Италию (25 млн. тонн первая нитка), но из-за особо сложных условий и соответственно дороговизны их прокладки сильно повысится цена перевозок.

В таблице приведены данные российских магистральных нефтепроводов и морских терминалов для экспорта и транзита нефти из России до 2020 года.

В перевозках нефти и нефтепродуктов по железным дорогам наиболее перспективны направления, на которых отсутствует трубопроводный транспорт, в частности, при поставках российской нефти к Тихому океану железная дорога может составить серьезную конкуренцию трубопроводу.

Стоимость строительства нефтепроводной системы Восточная Сибирь–Тихий океан вдоль трассы Байкало-Амурской магистрали (БАМ) превысит 10 млрд. долл. Однако здесь уже существует железнодорожная магистраль, мощности которой используются на 45–70%. Поэтому вполне возможно обеспечить перевозку к 2015 году до 20–40 млн. тонн нефти по направлению на Китай и порты российского Дальнего Востока при значительно более низких объемах инвестиций.

Ограничения возможностей сбыта нефти из-за недостаточного развития инфраструктуры по ее транспорту касаются в основном экспорта нефти из России, так как существенного прироста спроса на внутреннем российском рынке не ожидается: он практически не растет, колеблясь в пределах 122–126 млн. тонн в год.

Новым в развитии инфраструктуры транспорта газа, а по существу – в переоснащении газовой промышленности, является намерение ОАО «Газпром» создать мощности по производству сжиженного газа и инфраструктуры для его транспорта. Ранее в России сжиженный газ не производили и не транспортировали.

Проблемы СПГ

Компания «Газпром» собирается начать поставки сжиженного природного газа в США уже в 2009 году. Она провела переговоры с американскими «ЭксонМобил», «ШевронТексако», а также канадской «ПетроКанада» (Petro-Canada) о планах освоения Штокмановского месторождения. «Газпром» собирается инвестировать в этот проект 10 млрд. долл. и сейчас оценивает возможности доступа к приемным терминалам сжиженного природного газа, а также к его потребителям на территории США и Канады.

Первый завод по переработке сжиженного природного газа заработает в России к началу 2009 года. Об этом, согласно сообщениям российских информационных агентств, сообщил президенту Дмитрию Медведеву губернатор Сахалинской области Александр Хорошавин. По его словам, в I квартале 2009 года завод СПГ будет готов к тому, чтобы отгрузить первую продукцию потребителям, это крупные японские, корейские и американские компании. Для завода уже строятся суда и газовозы, готовы три судна примерно на 150 куб. м сжиженного газа.

Хорошавин сообщил также, что совместно с японскими компаниями разработаны два документа по созданию совместных предприятий по газопереработке и по углехимии. Он отметил, что «существует план по углубленной переработке примерно 1,5 миллиарда кубометров – сначала это аммиак, метанол, а потом – полимеры, другая продукция».

Камчатский синдром

Специфика снабжения газом и нефтью малозаселенных районов Восточной Сибири и Дальнего Востока отчетливо проявляется на примере Камчатки. Для полуострова характерна рассредоточенность энергопотребления, что сильно ограничивает возможности традиционной модели трубопроводной инфраструктуры – с одной стороны, а с другой – наличие удобных бухт для сооружения морских энергетических терминалов.

Именно поэтому строительство магистрального газопровода Соболево–Петропавловск-Камчатский, столь необходимого, по мнению администрации области, для дальнейшего развития Камчатского региона, не могут закончить с 2002 года. Этот преимущественно социальный проект не заинтересовал частных инвесторов, поэтому к его реализации федеральные власти периодически пытаются привлечь государственные компании: по критериям народнохозяйственной эффективности и социальным параметрам этот проект вполне приемлем.

Энергетика Камчатки в силу географического положения полуострова является закрытой системой, изначально ориентированной на использование ввозимых энергоносителей: мазута, дизельного топлива, угля. Она стала на Камчатке неэффективной и потому начала давать сбои с середины 90-х годов, когда подскочили транспортные тарифы и цены на топливо, многократно возросла стоимость электроэнергии. Было решено использовать местные энергоресурсы, в том числе газовые: в 80-х годах на западном побережье полуострова были открыты относительно небольшие месторождения с суммарными запасами по категории С1 – 16 млрд. куб. м и по категории С2 – 6,64 млрд. куб. м, а также 521 тыс. тонн газового конденсата.

По мнению областной администрации, реализация проекта газоснабжения региона позволила бы обеспечить газом объекты, производящие 85% электрической и более 90% тепловой энергии, заменить 600 тыс. тонн мазута и дизельного топлива, 165 тыс. тонн угля, снизить стоимость тепловой и электрической энергии на 15%. Ожидалось более 1 млрд. руб. годовой экономии от замещения мазута природным газом.

Следует отметить, что альтернативная энергетика не составила серьезной конкуренции традиционной. Известно, что первая в нашей стране Паужетская геотермальная электростанция (ГеоЭС) была введена в строй еще в 1966 году. С середины 90-х годов по настоящее время построены еще четыре термальные ГЭС.

Однако эти станции, как утверждают энергетики, не могут обеспечить все потребности региона: альтернативные возобновляемые источники пока что вырабатывают лишь 37% электроэнергии, остальные 63% – это выработка на мазутных ТЭЦ. Именно поэтому электроэнергетическая компания региона сделала ставку на местный газ, продолжая при этом развивать геотермальную и нетрадиционную энергетику полуострова.

Сейчас цена электроэнергии на Камчатке самая высокая в Российской Федерации: за потребленный 1 кВт-ч электроэнергии население платит 2,7 руб. и более 4 руб. – промышленные предприятия, а в отдаленных изолированных энергоузлах себестоимость производства 1 кВт-ч электроэнергии превышает 10,5 руб.

Уровень электропотребления в целом по области – 1,6 млрд. кВт-ч в год. При том что почти половина установленных мощностей не загружены, а в структуре энергопотребления преобладают предприятия ЖКХ при незначительной (менее 10%) доли промышленного сектора.

Итак, пример Камчатки показывает, что традиционная модель централизованного энергоснабжения на северо-востоке страны не срабатывает. Большие расстояния и распределенное, «точечное» энергопотребление делают неэффективным строительство магистральных трубопроводов. Напротив, суровость климата повышает требования к надежности энергоснабжения.

На полуострове альтернативой является снабжение потребителя сжиженным газом через море, но в материковой части Сибири эта схема не работает. Сказанное возвращает нас к схеме территориально-производственных комплексов – ТПК, которые формируются как узлы энергопотребления и производства, вокруг которых складываются жилые поселения. Проблема, однако, в том, что потребители продукции таких ТПК, равно как и потребители российских энергоносителей, предполагаются на юге Азии, за пределами нашей страны. А это выводит нас на известную геополитическую задачу сохранения национальных интересов России во взаимодействии с Китаем, Японией и странами ЮВА.