Текст книги "Проблемные регионы ресурсного типа. Азиатская часть России"

9.3.5. Прогноз цен на энергоносители

Цены на энергоресурсы в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке с развитием внешних связей этих регионов будут во все большей степени формироваться под влиянием конъюнктуры на российских и международных энергетических рынках. В первую очередь это касается цен на нефть, моторное топливо и мазут. Под влиянием мировых тенденций цены на эти виды топлива в рассматриваемой перспективе заметно вырастут. Так, цена нефти в Восточной Сибири в 2020 г. может составить от 135 до 165 дол./т, мазута – 90-125 дол./т; для Дальнего Востока эти показатели могут достигнуть 150–190 и 110–140 дол./т соответственно.

Цена на газ не должна быть ниже затрат на его добычу и транспорт, включая налоги и выплаты за заемные средства (цена самофинансирования). Потолком цены является рыночная стоимость газа в странах СВА за вычетом транспортных расходов и платы за право прохода по территории транзитных стран (экспортная цена). Представляется, что реальная цена предложения на газ для крупных потребителей (без учета распределительного транспорта) для Восточной Сибири в 2020 г. может составить 70-120 дол./1000 м³, на Дальнем Востоке соответственно 90160 дол./1000 м³.

Цены на уголь в Восточной Сибири одни из самых низких в стране. Даже при нынешних высоких железнодорожных тарифах они успешно могут конкурировать с местными углями на Дальнем Востоке. Нижняя граница цен энергетических углей будет определяться их ценой самофинансирования добычи плюс стоимость перевозки по железной дороге, а верхняя – ценой угля, замыкающего энергетический баланс региона. При сохранении существующих транспортных тарифов средняя цена на угли, сжигаемые на электростанциях Восточной Сибири, в течение длительного времени будет оставаться весьма стабильной и низкой – на уровне 11–20 дол./тут.

Восточносибирские угли значительно дешевле дальневосточных. Однако целесообразность их завоза на Дальний Восток зависит от железнодорожных тарифов. Практически на всей территории Дальнего Востока вдоль Транссибирской магистрали восточносибирские угли будут дешевле или соизмеримы по цене с местными энергетическими углями, особенно при минимальных железнодорожных тарифах. Там же, где местные угли оказываются дешевле привозных (например, в Амурской области), их может не хватить, чтобы «замкнуть» топливноэнергетический баланс региона. Верхнюю границу цен на твердое топливо на Дальнем Востоке будут определять кузнецкий каменный или импортный уголь. К 2020 г. импортные энергетические угли в портах Дальнего Востока могут стоить 45–58 дол./тут, привозные кузнецкие 35–48 дол./тут, восточносибирские – 25–42 дол./тут, местные – 2535 дол./тут в Амурской области, 30–35 дол./тут в Хабаровском крае и 40–50 дол./тут в Приморском крае. В настоящее время цены на разные виды топлива (особенно на природный газ) не в полной мере отражают их потребительскую ценность и реальные затраты. Мерами ценовой политики будет осуществляться решение проблемы оптимизации ценовых соотношений на отдельные виды топлива, прежде всего на уголь и природный газ.

В Энергетической стратегии России на период до 2020 г. отмечено, что перспективные уровни добычи угля в стране будут определяться в основном спросом на него на внутреннем рынке, обусловленным уровнем технологической и ценовой конкурентоспособности угля по отношению к альтернативным энергоресурсам (природному газу).

Ожидается, что в результате опережающего роста цен на природный газ и стабилизации (с учетом инфляции) цен на уголь соотношение цен (в условном топливе) на газ и энергетический уголь в области его эффективного применения поднимется с 0,62 в 2002 г. до 1:1 в 2006 г. и 1,4: 1 в 2010 г., в последующие годы составит 2:1. Только при таком соотношении можно будет достичь намеченных в Энергетической стратегии объемов потребления угля, а цены на уголь обеспечат необходимое развитие отрасли, но недопустимо также и необоснованное завышение цен на уголь.

Параметры роста регулируемых цен на продукцию естественных монополий будут устанавливаться исходя из того, что возможности некапиталоемкого развития топливно-энергетического сектора практически уже исчерпаны. Поэтому обеспечение потребности внутреннего рынка предполагает существенный рост капитальных затрат. Вместе с тем рост цен будет ограничен для сдерживания инфляции, создания условий для экономического роста и повышения конкурентоспособности отечественной продукции. Ограничения роста цен также будут призваны стимулировать снижение затрат и повышение эффективности деятельности в самих естественных монополиях.

9.4.1. Ресурсы и запасы углеводородов на Сибирской платформе

Среди регионов России бесспорное лидерство по размерам начальных потенциальных ресурсов (НПР) углеводородов (сумма категорий А+ В + С + Д) принадлежит Западной Сибири: здесь сосредоточено более 65 % НПР нефти и более 40 % природного газа. Нефтегазоносные территории Красноярского края, Иркутской области и Республики Саха (Якутия) общей площадью до 3,5 млн км² имеют высокий ресурсный потенциал: 12,7 млрд т нефти и 42,5 трлн м³ природного газа. Однако в целом разведанность НПР остается низкой – около 4 % по нефти и 6 % по газу. Реализация НПР в запасах (А + В + С₁ + С₂) составляет 11 % по нефти и 10 % – по газу.

Выявленные к настоящему времени запасы на рассматриваемой территории составляют по нефти более 1,3 млрд т, по природному газу – более 4,3 трлн м³. Более 90 % запасов нефти и газа заключено в двух уникальных месторождениях – Юрубчено-Тохомском нефтегазоконденсатном и Ковыктинском газоконденсатном и в 26 крупных месторождениях, бо́льшая часть которых расположена в пределах главного пояса нефтегазоносности.

Перспективные и прогнозные ресурсы (С₃ + Д) на Сибирской платформе оцениваются по нефти в 11,4 млн т, по природному газу – в 38,1 трлн м³, из них более 70 % прогнозируются в пределах главной зоны нефтегазообразования. Перспективные (на уровне 2015–2020 гг.) объемы добычи углеводородов, базирующиеся в основном на открытых крупнейших месторождениях, могут составить более 30 млн т по нефти и более 70 млрд м³ – по природному газу.

9.4.2. Ресурсы и запасы углеводородов на Сахалинском шельфе

На Сахалинском шельфе выявлены три зоны с очень высокой концентрацией ресурсов углеводородов: Одоптинская, Ныйская и Чайвинская (северо-восточный сектор Сахалинского шельфа). Занимая 11,5 % перспективной площади, они содержат 69 % ресурсов углеводородов Сахалинского шельфа.

В результате 20-летних поисковых работ значительная часть ресурсов углеводородов на Сахалинском шельфе разведана. При размерах начальных потенциальных ресурсов, оцениваемых в 640 млн т по нефти и в 3,3 трлн м³ – по природному газу, разведанность НПР на Сахалинском шельфе составляет 24 % по нефти и 18 % – по газу. Реализация НПР в запасах (А + В + Q + С₂) составляет 46 % по нефти и 26 % – по газу. Однако она существенно ниже, чем на суше севера о. Сахалин, где по нефти она уже превысила 60 %-й рубеж. Выявленные на Сахалинском шельфе извлекаемые запасы составляют по нефти 86 % (292,2 млн т) от запасов нефти Сахалинской области, включая сушу, по природному газу 92 % (837 млрд м³) от запасов газа Сахалинской области.

К настоящему времени на Сахалинском шельфе открыто восемь месторождений, в том числе семь – в северо-восточном секторе шельфа и одно мелкое газовое – в Татарском проливе; шесть из семи месторождений северо-восточного шельфа относится к крупным. В двух крупнейших месторождениях нефти – Аркутун-Дагинском НТК и Пильтун-Астохском НТК – сосредоточено три четверти выявленных запасов нефти Сахалинского шельфа. На крупнейшем месторождении газа – Лунском НТК – сконцентрирована почти половина всех выявленных запасов газа на Сахалинском шельфе. Суммарные извлекаемые запасы Пильтун-Астохского и Лунского месторождений, составляющих проект «Сахалин-2», оцениваются по нефти в 116,9 млн т, по природному газу – в 457,9 млрд м³. Оба месторождения подготовлены для промышленного освоения.

Перспективные и прогнозные ресурсы (С₃ + Д) Сахалинского шельфа оцениваются по нефти в 350 млн т, по природному газу – в 2,3 трлн м³, из них более 60 % (230 млн т нефти и 1570 млрд м³ природного газа) прогнозируются в пределах северо-восточного и северного секторов шельфа, т. е. в районах, расположенных вблизи уже открытых месторождений.

Перспективные объемы добычи углеводородов, основывающиеся на наиболее изученной части ресурсной базы, через 10–15 лет могут составить до 30 млн т/год по нефти с конденсатом и более 40 млрд м³/год – по природному газу.

9.4.3. Транспорт нефти Восточной Сибири и Дальнего Востока

В настоящее время промышленная добыча нефти в Восточной Сибири отсутствует. Добываемая из ранее пробуренных разведочных скважин нефть на месторождениях Ярактинское и Дулисьминское в Иркутской области, Юрубчено-Тохомское и Пайгинское в Красноярском крае в незначительных объемах (75–80 тыс. т/год) используется как котельное топливо и частично как давальческое сырье для переработки на местных НПЗ. В то же время, как говорилось выше, здесь открыты уникальные крупные месторождения нефти с извлекаемыми запасами более 800 млн т, которые могут стать базовыми для организации крупномасштабной добычи нефти.

Перспективные объемы добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке к 2020 г. достигнут 80 млн т, в том числе в Красноярском крае – 27 млн т, Иркутской области – 12 млн т, Республике Саха (Якутия) – 8 млн т, на шельфе о. Сахалин – 30 млн т. Суммарный объем переработки сырой нефти на существующих, строящихся и планируемых к строительству НПЗ на территории Восточной Сибири и Дальнего Востока к концу рассматриваемого периода оценивается в объеме 32 млн т.

Первым магистральным нефтепроводом в Восточной Сибири, введенном в эксплуатацию в 1964 г., был нефтепровод Туймазы – Омск – Новосибирск – Красноярск – Ангарск, построенный из труб диаметром 720 мм, общей протяженностью 3662 км с 20 нефтеперекачивающими станциями (НПС). Нефтепровод предназначался для транспортировки нефти из Урало-Поволжья в восточные районы страны. Мощность нефтепровода по перекачке сырой нефти составляла 18 млн т в год.

В 1973 г. был сдан в эксплуатацию магистральный нефтепровод Александровское – Анжеро-Судженск – Красноярск – Ангарск. По нему с Самотлорского нефтяного месторождения осуществлялся транспорт нефти на Ачинский и Ангарский НПЗ и далее (с перевалкой на железную дорогу в п. Мегет Иркутской области) до Хабаровского НПЗ. Начиная от Анжеро– Судженска (Кемеровская обл.) до Ангарска (Иркутская обл.), нефтепровод был сооружен из труб диаметром 1020 мм, что позволяло транспортировать до 50 млн т нефти в год. В настоящее время из-за спада в использовании нефтеперерабатывающих мощностей Восточной Сибири и Дальнего Востока нефтепровод работает в режиме неполной загрузки.

На территории Дальнего Востока трубопроводный транспорт нефти получил развитие в трех регионах – в Сахалинской области, в Хабаровском крае и в Республике Саха (Якутия). Самым протяженным в этом регионе является нефтепровод Оха – Комсомольск-на-Амуре (635 км). Одновременно с реконструкцией Комсомольского НПЗ планируется осуществить и реконструкцию нефтепровода с увеличением его пропускной способности. На территории Республики Саха (Якутия) нефтепроводный транспорт находится в начальной стадии своего развития: в настоящее время нефть подается лишь по временному трубопроводу Талакан-Витим (110 км), действующему в теплые периоды года. Для формирования локальной системы нефтепродуктоснабжения потребителей Республики Саха (Якутия) предполагается строительство нефтепровода от Талаканского нефтяного месторождения до г. Ленска (протяженностью около 360 км и пропускной способностью 2 млн т нефти в год).

Целью создаваемой новой системы нефтепроводов является транспортировка нефти в восточном направлении в объеме, необходимом для загрузки действующих здесь российских НПЗ и выхода российской нефти на мировой рынок через порт Находка, а также через территорию Китая. Суммарный поток нефти сформируется из нефти, поступающей из Западной Сибири по нефтепроводу Самотлор – Александровское – Анжеро-Судженск, и дополнительных объемов нефти, которые поступят от месторождений Юрубчено-Тохомского, Верхнечонского, Талаканского по новым нефтепроводам.

Для перекачки необходимого объема нефти действующий нефтепровод Омск – Ангарск на участке Ачинск – Ангарск должен быть существенно реконструирован путем ввода в эксплуатацию всех ранее законсервированных НПС, строительства новых НПС на месте ранее ликвидированных (в соответствии с Программой оптимизации производственных мощностей АК «Транснефть») и достраивания новых НПС (в соответствии с существующим проектом реконструкции нефтепровода Омск – Ангарск). Выход нефти с Юрубчено-Тохомского месторождения предусматривается по новому нефтепроводу на НПС Ачинска. По каждому маршруту транспортировки рассмотрены варианты технических решений для двух уровней объемов перекачки нефти при соблюдении следующих условий.

Несмотря на то что после 2010 г. прогнозируемый уровень добычи нефти на месторождениях Восточной Сибири превысит предполагаемые здесь объемы переработки нефти, на Ачинском и Ангарском НПЗ в качестве сырья целесообразно оставить западно-сибирскую нефть, так как качество восточно-сибирских нефтей по фракционному и химическому составам значительно отличается от западно-сибирских. Поэтому переработка на этих заводах восточно-сибирских нефтей потребует серьезной реконструкции установок. Западно-сибирская нефть предусмотрена в качестве сырья и для Хабаровского НПЗ с доставкой ее по железной дороге до 2010 г. из наливного пункта пос. Мегет Иркутской области, а с 2010 г. по трубопроводу Ангарск – Чита – Хабаровск.

В районе Ангарска размещается конечный пункт системы магистральных нефтепроводов АК «Транснефть». Далее для выхода нефти в восточном направлении к порту Находка, а также в Китай необходимо создание новой системы магистральных нефтепроводов – как развитие системы нефтепроводов АК «Транснефть». Для выбора оптимального направления транспортировки нефти рассмотрены следующие маршруты нефтепроводов:

1) Ангарск – Чита – Хабаровск – Находка протяженностью 4045 км: проходит по территории Иркутской области, Республики Бурятия, Читинской, Амурской областей, Еврейской автономной области, Хабаровского и Приморского краев;

2) Ангарск – Чита – Хабаровск – Ванино протяженностью 3958 км: захватывает территорию Иркутской области, Республики Бурятия, Читинской, Амурской областей, Еврейской автономной области, Хабаровского края;

3) Ангарск – Улан-Батор – Эрен-Хото – Пекин протяженностью 2310 км: проходит 572 км по территории России, 1020 км – по территории Монголии, 718 км – по территории Китая;

4) Ангарск – Чита – Дацин протяженностью 2437 км: проходит 1642 км по территории России, 795 км – по территории Китая.

Исходя из перспективной емкости внешнего рынка, балансов добычи и потребления нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, предусматривающих загрузку нефтеперерабатывающих заводов западно-сибирской нефтью в течение всего рассматриваемого периода и поставки в Китай 20 млн т западно-сибирской нефти ежегодно, предлагается следующая этапность создания нефтепроводной сети на Востоке России (рис. 9.1).

Рис. 9.1 Этапы создания системы транспорта нефти и газа Восточной Сибири и Дальнего Востока

I этап (2002–2010 гг.). Реконструкция трубопроводов на трассе Анжеро-Судженск – Ангарск, расконсервация и восстановление нефтеналивающих станций и резервуарных парков. Строительство нефтепровода Ангарск – Чита – Дацин. Строительство нефтепровода Юрубчено-Тохомское месторождение – Ачинск. Строительство нефтепровода Талаканское месторождение – Верхняя Чона. Строительство нефтепровода Верхняя Чона – Ангарск.

II этап (2010–2015 гг.). Строительство экспортного нефтепровода Чита – Хабаровск – Находка.

III этап (2015–2020 гг.). Строительство второй нитки нефтепровода Ангарск – Чита.

Предлагаемая стратегия формирования на востоке России нефтепроводной системы учитывает условия подписанного соглашения между РФ и Китаем о ежегодной поставке в Китай российской нефти в объеме 20 млн т. С увеличением добычи нефти в Восточной Сибири может быть обеспечена подача нефти в страны СВА в объеме 75–80 млн т/год.

9.4.4. Формирование газопроводной сети в восточных регионах России и система экспортных газопроводов

Как уже говорилось, на Сибирской платформе открыты и с той или иной степенью достоверности разведаны крупные месторождения природного газа, которые могут стать базовыми при организации крупномасштабной газодобычи в регионе: в Иркутской области – Ковыктинское; в Республике Саха (Якутия) – Чаяндинское.

Ковыктинское газоконденсатное месторождение, крупнейшее на Сибирской платформе и занимающее сравнительно более выгодное географическое положение, является основой для организации крупномасштабных экспортных поставок природного газа в страны СевероВосточной Азии. Практические работы по организации добычи газа здесь уже начались. В 2001 г. Ковыктинское газоконденсатное месторождение законом включено в перечень месторождений, разрабатываемых на условиях СРП. Существуют два основных проекта освоения месторождений углеводородных ресурсов Сахалинского шельфа, которые предполагается реализовать на основе соглашений о разделе продукции – Сахалин-1 и Сахалин-2. Базовыми месторождениями на шельфе о. Сахалин при добыче газа являются Лунское (Сахалин-2) и Чайво (Сахалин-1). В настоящее время предусматривается тесная кооперация проектов Сахалин-1 и Сахалин-2 при комплексном развитии единой инфраструктуры.

Динамика добычи газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке определяется внутренней потребностью регионов в природном газе и необходимостью обеспечения нужд экспорта; к 2020 г. добыча газа здесь достигнет 100 млрд м³, примерно поровну разделенных между этими двумя регионами.

В настоящее время рассматриваются следующие принципиально разные варианты экспорта природного газа из восточных регионов России в страны Северо-Восточной Азии:

1. Экспортная газотранспортная система: Иркутская область (Ковыктинское ГКМ) – Монголия – Китай – Корея. Разработчик: АК «РУСИА Петролеум», Китайская национальная нефтяная компания.

2. Экспортная газотранспортная система: Республика Саха (Якутия) – Амурская область – Хабаровский край – Приморский край – Северная Корея – Южная Корея. Разработчик: Национальная нефтегазовая компания «Саханефтегаз» совместно с АО «ВНИПИгаздобыча».

3. Экспортная газотранспортная система: о. Сахалин – Хабаровский край – Приморский край – Северная Корея – Южная Корея – о. Сахалин – о. Хоккайдо – о. Хонсю. Разработчик: АО «Роснефть – Сахалинморнефтегаз» совместно с администрациями Приморского и Хабаровского краев.

4. Экспортная газотранспортная система: Восточная Сибирь – Дальний Восток – страны Северо-Восточной Азии. Разработчик: Институт энергетических исследований РАН, Институт систем энергетики СО РАН и Институт экономики энергетики Японии.

5. Экспортная газотранспортная система: Западная Сибирь – Восточная Сибирь – Дальний Восток – страны Северо-Восточной Азии. Разработчик: Институт систем энергетики СО РАН совместно с АО «ВНИИгаз».

6. Экспортная газотранспортная система: Западная Сибирь – Казахстан – Китай. Разработчик: ООО «НИИгазэкономика».

Существуют и другие предложения по вариантам трасс экспортных газопроводов из восточных регионов России в страны Северо-Восточной Азии. Отметим, что перечисленные варианты не согласованы между собой ни по ценам, ни по объемам, ни по срокам освоения ресурсов природного газа и их поставок. Формирование энергетической стратегии России на длительную перспективу требует разработки согласованной государственной политики освоения ресурсов природного газа и его экспорта в страны СВА. Системная оценка различных вариантов экспорта природного газа из восточных регионов России в страны СевероВосточной Азии показывает, что рациональной является следующая этапность формирования газотранспортной сети на Востоке России и сети экспортных газопроводов.

I этап (2000–2010 гг.): формирование региональной газотранспортной системы в Восточной Сибири и сооружение экспортного магистрального газопровода Иркутская область – страны Северо-Восточной Азии (Китай, Корея). Строительство первой очереди завода СПГ на юге о. Сахалин. Ресурсная база: Ковыктинское газоконденсатное месторождение (Иркутская область), Чаяндинское газоконденсатное месторождение (Республика Саха (Якутия). Поставки природного газа на экспорт – 30 млрд м³/год.

II этап (2010–2015 гг.): формирование региональной газотранспортной системы в Западной Сибири и сооружение второго экспортного магистрального газопровода Западная Сибирь – Восточная Сибирь – Китай. Ресурсная база: месторождения природного газа Восточной и Западной Сибири. Поставки природного газа на экспорт – 30 млрд м³/год.

III этап (2015–2020 гг.): сооружение экспортного газопровода Западная Якутия – Амурская область – Китай. Ресурсная база: месторождения природного газа Западной и Центральной Якутии. Поставки природного газа на экспорт – 10 млрд м³/год. Формирование региональной газотранспортной системы на Дальнем Востоке. Ресурсная база: месторождения природного газа Сахалинского шельфа.

В итоге на востоке России и в Северо-Восточной Азии будет создана газотранспортная система, и к 2010 г. начнется широкомасштабное освоение углеводородов на Сибирской платформе и Сахалинском шельфе, будет сооружен экспортный газопровод из Иркутской области в северо-восточные провинции Китая и далее в Корею по маршруту Иркутск – Улан-Удэ – Чита – Шэньян – Пхеньян – Сеул. К этому времени будет завершено строительство первой очереди завода СПГ.

Для удовлетворения потребностей Восточной Сибири и Дальнего Востока в природном газе, а также требуемых уровней подачи природного газа на экспорт в страны СВА к 2015 г. необходимо обеспечить добычу следующих объемов природного газа: в Западной Сибири (для выдачи в восточном направлении) – 19–20 млрд м³; в Красноярском крае – 13 млрд м³; в Иркутской области – 32–33 млрд м³; в Западной и Центральной Якутии – 10–11 млрд м³. К этому моменту времени должна быть сооружена газотранспортная магистраль Сургут – Юрга – Красноярск – Иркутск – Улан-Батор – Пекин. Потребители Сахалинской области и Хабаровского края будут снабжаться природным газом сахалинского шельфа. Мощность завода СПГ на юге о. Сахалин доводится до проектной в 9,6 млн т.

В 2020 г. на месторождениях Красноярского края необходимо добыть более 15 млрд м³, в Иркутской области 32–35 млрд м³, а на месторождениях Республики Саха (Якутия) – 23–25 млрд м³. В результате реализации проектов Сахалин-1 и Сахалин -2, кроме обязательной поставки природного газа на экспорт (13,6 млрд м³ сжиженного газа), необходимо добывать 14 млрд м³ газа для нужд потребителей Дальнего Востока России. К этому времени должна быть сооружена газотранспортная система Вал – Комсомольск-на-Амуре – Хабаровск – Владивосток. Суммарная длина трубопроводов (в однониточном исчислении) создаваемой на востоке России газотранспортной системы составит:

– диаметром 1020 мм – 6870 км, из них 6020 км – на территории России;

– диаметром 1420 мм – 9300 км, из них 3840 км – за пределами территории России.