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

Проект Сахалин-1[70]70
  По материалам официального сайта проекта Сахалин-1 (www.sakhalin1.ru).


[Закрыть] передан в пользование на условиях СРП (1996 г.). Участниками консорциума проекта являются: Эксон Нефтегаз Лимитед (оператор СРП), ОНГК Видеш Лимитед (Индия), Роснефть-Астра, Сахалинморнефтегаз-Шельф (Россия). Контрактная зона включает три месторождения – Чайво, Одопту-море, Аркутун-Дагинское. По результатам оценки запасов, выполненной в рамках СРП и в более ранний период, установлено, что объем извлекаемых запасов нефти составляет 307 млн т, природного газа – 485 млрд м³. В октябре 2001 г. консорциум представил официальное уведомление о рентабельности проекта Сахалин-1. С момента вступления СРП в силу консорциум осуществил затраты в размере около 2,8 млрддол. На 2004 г. одобрена смета расходов на сумму почти 1,4 млрддол. Полный объем инвестиций консорциума в течение всего расчетного срока реализации проекта Сахалин-1 составит примерно 12 млрд дол.

Программа освоения проекта Сахалин-1 предусматривает четыре стадии.

I. В апреле 2004 г. Госэкспертиза РФ утвердила технико-экономическое обоснование строительства первой стадии проекта. Объекты первой стадии – разработка основных нефтяных пластов месторождений Чайво (с декабря 2005 г.), Одопту (с 2007 г.) и добыча ограниченных объемов газа (около 1,5–3,0 млрд м³ в год) для обеспечения потребностей Хабаровского края. Для освоения месторождения Чайво предусматривается установка в 2005 г. морской буровой платформы Орлан. В настоящее время Амурский судостроительный завод (Хабаровский край) завершает подряд на модернизацию платформы Орлан стоимостью 140 млн дол. Летом 2003 г. на месторождении Чайво начато наклоннонаправленное бурение с наземной установки «Ястреб», позволяющей выполнять с берега бурение скважин с большим отходом от вертикали протяженностью до 8-11 км. Месторождение Одопту будет осваиваться также с использованием технологии наклонно-направленного бурения. Первая стадия предусматривает строительство в заливе Чайво берегового комплекса подготовки нефти и газа. Береговой комплекс будет соединен нефтепроводом (220 км) с морским нефтеналивным терминалом в Де-Кастри с грузооборотом 10–12 млн т нефти в год. Общий объем инвестиций для реализации 1-й стадии проекта Сахалин-1 – около 5 млрд дол.

II. Возможно строительство подводного газопровода в Японию.

III. Разработка месторождения Аркутун-Даги.

IV. Дальнейшая разработка запасов газа.

Проект Сахалин-2[71]71
  По материалам официального сайта проекта Сахалин-2 (http://www.sakha-linenergy.com/).


[Закрыть] также реализуется на условиях СРП (1996 г.). Он предусматривает освоение Пильтун-Астохского и Лунского месторождений. Их суммарные запасы составляют: нефть – 140 млн т, природный газ – 408 млрд м³. Оператор проекта – компания Сахалинская Энергия. Консорциум проекта Сахалин-2 включает: Шелл Сахалин Холдингс Б. В. (Англия/Голландия), Мицуи Сахалин Холдингс (Япония), Даймонд Гэз Сахалин Б. В. (Мицубиси, Япония). К началу 2003 г. кумулятивные затраты консорциума в развитие проекта составили около 2 млрд дол.

Общая программа освоения проекта Сахалин-2 состоит из двух основных этапов.

Первый этап программы предусматривал посадку в 1999 г. на Пильтун-Астохском месторождении добывающей платформы Моликпак в составе производственного комплекса «Витязь» для организации сезонной добычи нефти со средней производительностью около 70 000 баррелей нефти в сутки. Динамика добычи нефти: 2000 г. – 1,7 млнт; 2001 г. – 2,2 млн т; 2002 г. – 1,5 млн т; 2003 г. – 1,4 млн т.[72]72
  Снижающаяся динамика добычи нефти обусловлена падением пластового давления. Работами 2003 г. была предусмотрена закачка морской воды в пласт для поддержания давления в коллекторах.


[Закрыть] Вся нефть поставлена потребителям Японии, Китая, Республики Корея. В сезон 2003 г. была также реализована пробная партия нефти в США.

Второй этап реализации проекта предполагает дальнейшее освоение Пильтун-Астохского нефтяного месторождения, имеющего также небольшие запасы газа, а также освоение Лунского газоконденсатного месторождения. Предполагается установка еще одной платформы по добыче нефти и газа на Пильтун-Астохском месторождении и одной газодобывающей платформы на Лунском месторождении. Будет построен береговой технологический комплекс, где газ с Лунского месторождения предполагается отделять от конденсата. По трубопроводам протяженностью более 800 км нефть и газ будут подаваться на нефтяной отгрузочный терминал и комплекс сжиженного природного газа (СПГ) в районе п. Пригородное. Сооружение трубопроводов на берег залива Пильтун с платформы Моликпак позволит перейти к ее круглогодичной эксплуатации. Комплекс по производству СПГ включает: две параллельные технологические линии по производству СПГ производительностью 4,8 млн т в год каждая; терминал отгрузки СПГ, способный круглогодично принимать суда. Общая стоимость инвестиций по второму этапу оценивается в 9,6 млрд дол. В течение 2004–2005 гг. консорциум проекта Сахалин-2 планирует заключить соглашение с международными кредитно-финансовыми учреждениями о выделении синдицированного долгосрочного кредита в размере около 5 млрд дол.

Несмотря на жесткую конкуренцию на рынке СПГ, в период 20032004 гг. компания Сахалинская Энергия объявила о заключении предварительных соглашений по продаже газа с компаниями Токио Гэс, Токио Электрик, Кюшу Электрик по поставкам СПГ объемом 3,1 млн т в год на срок свыше 20 лет.

В целом для обоих проектов характерны значительные трудности в поиске эффективных объемов потребления природного газа. Оба проекта приступят к фазе масштабной добычи углеводородов в 2006–2007 гг. Предполагаемая министерством энергетики РФ добыча нефти и газа в период до 2020 г. по проектам Сахалин-1, Сахалин-2 показана в табл. 14.1.

Таблица 14.1 Прогнозируемая динамика добычи углеводородов по проектам Сахалин-1 и Сахалин-2

Другие проекты Сахалинского шельфа. На различные типы пользования (в преобладающей мере с целью геологического изучения) на шельфе Сахалина оформлены участки Сахалин-3 (Киринский блок), Сахалин-3 (Аяшский и Восточно-Одоптинский участки), Сахалин-3 (Венинский блок), Сахалин-4, Сахалин-5, Сахалин-6. Эти участки охвачены преимущественно сейсмическим изучением, пока не имеют подтвержденных запасов. Вместе с тем прогнозы ресурсов углеводородов на участках значительны: по нефти – 1,3 млрд т, по газу – 1,9 трлн м³. Наиболее крупные структуры прогнозируются на Восточно-Шмидтовском блоке (Сахалин-5), Киринском блоке (Сахалин-3)[73]73
  В январе 2004 г. государственная Комиссия по реализации СРП при Минприроды РФ аннулировала итоги тендера 1993 г. на право освоения блоков Сахалин-3 (за исключением Венинского блока).


[Закрыть].

Проект нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихоокеанское побережье». Проект является мощным, влиятельным, трансконтинентальным решением, затрагивающим экономические интересы и приоритеты энергетической безопасности основных стран и регионов группировки СВА. Одновременно проект наглядно показывает «виртуальную» эффективность совместного, многостороннего планирования в сфере энергетического сектора СВА, точнее, является своеобразной негативной «теневой ценой» отсутствия на практике такового. Экономическая структура проекта нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихоокеанское побережье» пока не сформировалась. Однако очевидно, что проект потребует капиталовложений в размере около 20 млрд дол. и может быть реализован только на многосторонней основе.

В 2002 г. в соответствии с распоряжением Президента РФ ОАО «Транснефть» выполнило разработку предварительного ТЭО нефтепровода «Ангарск – Находка». Внешне проект был откликом на инициативу Японии приобретать нефть сибирских и якутских месторождений в объеме до 50 млн т ежегодно. Вместе с тем проект вошел в острый конфликт с ранними договоренностями России и Китая о поставках последнему до 30 млн т нефти в год по вновь сооружаемому нефтепроводу «Ангарск – Дацин».

Из стратегических соображений, в соответствии с эффектами диверсификации нефтяного рынка СВА, трубопровод «Ангарск – Находка» явно предпочтительнее китайского варианта. В качестве компромисса ОАО «Транснефть» в 2003–2004 гг. выполняет новое ТЭО нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихоокеанское побережье» с ответвлением на Дацин по генеральному маршруту «Тайшет – Казачинское – Тында – Сковородино – Находка» протяженностью 4370 км, приблизительной стоимостью около 8-10 млрд дол., общей производительностью 80 млн т сырой нефти в год (из них 30 млн т в год – на Дацин).

Сырьевая база нефтепровода рассчитывается на группе месторождений Восточно-Сибирского региона (Иркутская область, Эвенкия, Красноярский край) и Республики Саха (Якутия). Среди структур Якутии основное значение имеет Талаканское нефтяное месторождение. Совместно с доразведкой Верхнечонского нефтегазового месторождения на севере Иркутской области эти площади могли бы обеспечить экономически приемлемую подпитку тихоокеанского нефтепровода в объеме 1011 млн т в год.

Узкое место проекта – недостаток разведанных запасов нефти, которые в районах сырьевой базы нефтепровода в настоящее время составляют около 1,7 млрд т [Аналитический доклад…, 2003]. Доказанные запасы питающих месторождений должны быть в объеме порядка 3,0 млрд т. По оценкам Минэнерго РФ, Института геологии нефти и газа СО РАН, вложения в доразведку необходимой сырьевой базы тихоокеанского нефтепровода в районах Восточной Сибири и Якутии оцениваются в 12–14,5 млрддол. [Конторович…, 2003].

Освоение газовых ресурсов Якутии. Разведанные запасы природного газа Республики Саха (Якутия) в настоящее время составляют 1,2 трлн м³ (с учетом категории С2 – 2,3 трлн м³). Основные масштабные перспективы освоения газовых ресурсов Якутии связываются с Чаяндинским месторождением (запасы по категории С1 379,9 млрд м³, С2 – 861,2 млрд м³). Месторождение до конца не разведано, по настоящее время находится в нераспределенном фонде недр. В 1990-е гг. выполнялись технико-экономические оценки освоения газовых ресурсов Якутии на базе Чаяндинского месторождения – проект «Саха-газ» совместно с Когаз (Республика Корея), предварительное ТЭО совместно с КННК (Китай). Однако экономические показатели выполненных ТЭО уступали характеристикам конкурирующего Ковыктинского газового проекта (Иркутская область). По новым предварительным предложениям, в случае успешного налаживания объединенной магистральной газотранспортной инфраструктуры на Востоке России с экспортными выходами на рынки Китая и Корейского полуострова, а также переориентации продукции Ковыктинского проекта с восточного на западное направление [Проект…, 2003], рациональные объемы добычи на Чаяндинском месторождении могут составлять: 2010 г. – 12,8 млрд м³, 2015 г. – 23,0 млрд м³, 2020 г. – 23 млрд м³.

14.1.3. Освоение Эльгинского месторождения каменных углей[74]74
  Данный раздел написан по материалам, представленным в кн.: [Определение.,2003].


[Закрыть]

Эльгинское месторождение каменного угля, расположенное в юго-восточной части Республики Саха (Якутия), представляет собой крупнейшую на Дальнем Востоке сырьевую базу качественных коксующихся и энергетических углей с запасами около 2 млрд т и является одним из наиболее перспективных в секторе угольной промышленности. По международной классификации эльгинский уголь относится к мягким коксующимся углям, пользующимся хорошим спросом на мировом рынке. По российской системе классификации уголь определяется как марка «Ж» (жирный коксующийся уголь). На российском рынке углей для металлургии эта марка является одной из дефицитных. К положительным качественным характеристикам эльгинских углей относятся выраженные коксующиеся свойства, низкое содержание серы (0,28 %), азота (1,05 %), высокое содержание витринита (90 %), высокая теплотворная способность (36,69 Мдж/кг).

Эльгинское месторождение является удаленным и расположено в необжитом районе в 415 км восточнее г. Нерюнгри и в 320 севернее БАМа в центральной части Токинского угленосного района. Эффективность освоения месторождения непосредственно обусловлена строительством железнодорожной линии Улак – Эльга.

Последнее ТЭО проекта освоения Эльгинского месторождения разработано американской консалтинговой компанией «John T. Boyd», специализирующейся в области угольной промышленности. Основные выводы ТЭО сводятся к следующему.

– По запасам и качеству углей Эльгинское месторождение является месторождением мирового класса с потенциалом строительства на нем крупнейшего добывающего предприятия.

– Освоение месторождения экономически целесообразно, предприятие следует ориентировать на выпуск 20–25 млн т рядового угля в год.

– Срок окупаемости строительства предприятия при проектной мощности составит 8 лет (при расчетной норме прибыли 20 %).

– Проведенные по эльгинским углям маркетинговые исследования показали, что на рынках стран АТР можно разместить до 15 млн т в год энергетического угля и до 5 млн т в год коксующегося угля.

ТЭО проекта было предоставлено ведущим финансовым институтам и крупнейшим угледобывающим компаниям: BHP (Австралия), Anglo American (Южная Африка), RAG (Германия), Sumitomo, Mitsui (Япония), Международной финансовой корпорации (IFC), Европейскому банку реконструкции и развития, ONG банку. Были получены предложения по участию в финансировании проекта со стороны некоторых из перечисленных выше компаний и банков, однако готовность инвесторов продолжить переговоры по привлечению средств связана с рациональным решением вопросов по распределению финансового бремени на подъездной путь Улак – Эльга.

В настоящее время производится доработка бизнес-плана инвестиций Эльгинского проекта с учетом схем включения в него затрат на оставшуюся часть железной дороги, а также выполняется корректировка лицензионного соглашения в части начала срока отработки месторождения.

14.1.4. Кооперационные проекты в сфере электроэнергетики

Энергомост «Якутия – Сахалин – Япония». Во второй половине 90-х годов прошлого столетия РАО «ЕЭС России» совместно со специализированными институтами выполнило предпроектные исследования по организации мощной электроэнергетической связи «Дальний Восток – Япония» [Паспорт…, 1997; Предложения…, 1997]. Концептуально проект энергомоста «Дальний Восток – Япония» состоит из двух этапов, наиболее проработанным из которых является этап «Сахалин – Япония».

С технической точки зрения проект «Сахалин – Япония» предполагает сооружение на о. Сахалин (около п. Вахрушев) крупной тепловой электростанции на базе парогазовых установок суммарной мощностью 4 млн кВт с расчетной выработкой до 20–23 млрд кВт ч в год. В качестве топлива предусматривается природный газ, добываемый по проектам Сахалин-1, Сахалин-2. Таким образом, парогазовая станция могла бы выступить надежным контрагентом для операторов нефтегазовых проектов по сбыту до 5–6 млрд м³ природного газа в год.

Передача электроэнергии в Японию предлагается по воздушной линии постоянного тока до южной части о. Сахалин (мыс Крильон), далее подводным кабелем до Хоккайдо и Хонсю (Токийская энергосистема). В районах выхода кабеля на сушу будут сооружены преобразовательные подстанции с привязкой к основной электрической сети японских островов. Общая стоимость проекта оценивается в 9,6 млрд дол. Расчетные размеры экспорта могут составить – 23,5 млрд кВт ч в год.

Хотя проект «Сахалин – Япония» не имеет принципиальных технических ограничений и может отвечать национальным обязательствам Японии по сокращению эмиссии диоксида углерода, тем не менее он серьезно конфликтует с интересами электроэнергетических компаний как конкурирующий импорт, а также затрагивает интересы японской стороны в части поддержания уровней энергетической безопасности страны, обеспокоенной высокой энергетической зависимостью от импорта первичных ТЭР и пока не имеющей каких-либо внешних поставок электроэнергии.

В июне 2003 г. было объявлено, что РАО «ЕЭС России» и японская компания Сумитомо в рамках российско-японской межправительственной комиссии по экономическим вопросам подписали Протокол о Сотрудничестве по проекту «Энергомост Сахалин – Япония». Протокол о Сотрудничестве предусматривает совместную проработку технико-экономического обоснования проекта. При положительном заключении ТЭО реализация энергомоста «Сахалин – Япония» возможна в период после 2010 г.

При позитивном развитии событий по проекту «Сахалин – Япония» в дальнейшем (после 2020 г.) он может быть расширен второй фазой за счет создания гидроэнергетических комплексов в Южной Якутии на притоках р. Алдан – Учур, Тимптон. В 1980-х гг. проводились предварительные оценки сооружения четырех ГЭС общей установленной мощностью 5 млн кВт, среднемноголетней выработкой – около 23,5 млрд кВт ч в год. Высоковольтными линиями постоянного и переменного тока каскады ГЭС на реках Учур и Тимптон могут быть подключены к энергомосту Сахалин – Япония, увеличив таким образом его производительность до 47–50 млрд кВт ч в год. Вместе с тем вторая фаза проекта также весьма капиталоемка – около 10 млрд дол.

Энергомост «Дальний Восток – Корейский полуостров». В 2001 г. Министерство электротехнической и угольной промышленности КНДР обратилось к российской стороне с предложением рассмотреть техникоэкономические возможности организации поставок электроэнергии в КНДР. В 2001–2003 гг. неоднократно обсуждались технические аспекты сооружения ВЛ 500 кВ переменного тока с транзитом до 500 мВт мощности (до 2,5 млрд кВт ч электроэнергии в год). По балансовым и технологическим условиям после завершения в 2007–2008 гг. строительства Бурейской ГЭС с комплексом электросетевых объектов по выдаче ее мощности в ОЭС Востока будут доступны к передаче в КНДР названные выше объемы энергии.

В процессе неоднократных рабочих встреч участники переговоров решили расширить формат проекта с целью обсуждения стратегических вопросов кооперации в сфере электроэнергетики в ареале «Дальний Восток – КНДР – Республика Корея». В настоящее время со стороны Республики Корея в переговорах участвуют эксперты Корейского электротехнологического института (KERI). В рамках расширенного формата предложено модернизировать технологические параметры проекта «Дальний Восток – Корейский полуостров». Он мог бы включать сооружение ЛЭП 500 кВ переменного тока «ПС Владивосток – Чхонджин» (380 км, капзатраты около 180 млн дол. США) транзитной мощностью до 500 мВт, ЛЭП постоянного тока ±500–600 кВ «Владивосток-Сеул» (900 км, капзатраты около 1 млрд дол. США) с передачей в район Сеула 20003000 мВт.

Для обеспечения необходимой производительности и рентабельности создания капиталоемких и мощных межгосударственных электрических связей «Дальний Восток – Корейский полустров» потребуются крупные поставки и обмены энергией. В этом случае в ОЭС Востока могут быть востребованы предварительно изученные проекты строительства гидростанций: Нижне-Бурейская ГЭС (установленная мощность 321 МВт), каскад нижнезейских ГЭС (349 МВт), Ургальская ГЭС-1 (600 МВт), Дальнереченский ГЭК (370 МВт), Тугурская приливная станция (680 МВт), а также каскад Учурских и Тимптонских ГЭС (5000 МВт).

Развитие приграничной торговли электроэнергией. В начале 1990-х г. в Амурской области были реализованы первые проекты приграничной торговли с Северо-Восточным Китаем – были построены линии 220 кВ Благовещенск – Хайхэ, Сиваки – Кузнецово – Шипучжань. До настоящего времени эти проекты успешно работают с экспортом электроэнергии в размере до 200 млн кВт  ч в год. В развитие этих проектов в 2001 г. от китайских промышленных кругов поступили новые предложения о расширении к 2005–2006 гг. экспортных поставок энергии в районе Благовещенска до 1–1,5 млрд кВт ч в год. В 2003 г. было подписано рамочное соглашение о поставках в течение 10 лет (2004–2013 гг.) в район промышленной зоны Хайхэ 13 млрд кВт ч.

Проработками института ОАО «Дальэнергосетьпроект» показано, что электрические связи «ОЭС Востока – КНР» могут быть организованы на всем протяжении государственной границы на различных классах напряжения (35-500 кВ).

14.2.1. Современное состояние транспортной системы региона

Развитие транспортной системы Дальневосточного федерального округа (ДВФО) определяется тремя основными факторами: значительным и неравномерно освоенным внутренним пространством; удаленностью от европейских регионов страны; граничным положением. В соответствии с этими факторами сложившаяся к настоящему времени транспортная система Дальнего Востока выполняет три основных функции: обеспечение перевозок в пределах региона; обслуживание межрегионального обмена; обслуживание экспортно-импортных операций России и международных транзитных перевозок в направлении Восток – Запад.

Вклад транспорта в экономику региона существенно превышает аналогичный среднероссийский показатель. Если в среднем по России в 20002002 гг. доля транспортных услуг в ВВП оставалась стабильной и составляла около 7,4 %, то в ВРП ДВФО этот показатель был в 2000 г. – в 1,9 раза, в 2002 г. – в 2,5 раза выше среднероссийского. Для отдельных субъектов Федерации ДВФО транспортные услуги составляют 20 и более процентных пунктов ВРП. Так, по данным 2002 г. доля услуг транспорта составляет 5-10 % (Магаданская, Камчатская и Сахалинская области, Республика Саха (Якутия), Чукотский и Корякский АО) до 20–35 % (Хабаровский и Приморский края, Амурская область) и даже до 55 % (Еврейская ОА) [Основные показатели…, 2003]. На территории ДВФО функционируют автомобильный, железнодорожный, внутренний водный, морской, воздушный и трубопроводный виды транспорта (рис. 14.2). Развитие транспортной сети региона традиционно отстает от средних по федеральным округам показателей.

ДВФО имеет преимущество лишь по протяженности используемых внутренних водных путей, что связано с наличием крупных судоходных речных систем. Масштабы же развития наземных дорог значительно отстают от средних показателей: железнодорожной – в 1,8 и автомобильной – в 3 раза. Транспортная сеть расположена крайне неравномерно в пространстве региона, что вызвано исторически сложившимся расселением и развитием производительных сил. Наиболее освоенной всеми видами транспорта является южная часть территории, здесь сконцентрировано около трех четвертей железных и автомобильных дорог. Плотность транспортной инфраструктуры также невелика: густота железнодорожных путей в 2000–2002 гг. была в 3,8 раз, а автомобильных дорог в 5,8 раз ниже аналогичного показателя по стране.

В период 2000–2002 гг. транспортный комплекс ДВФО характеризуется достаточно ровной динамикой основных показателей (табл. 14.2).

Таблица 14.2 Динамика объемов транспортной работы в ДВФО[75]75
  См.: [Транспорт…, 2003; Основные показатели…, 2002; Основные показатели…, 2003].


[Закрыть]

Пройдя через шоковые изменения 1990-х годов, транспортная система региона постепенно стабилизировала свою работу. Объемы перевозок по видам транспорта в 2002 г. по сравнению с 1998 г. (точка минимума) составили: на железнодорожном – 124,4 %, на автомобильном 115,6 %, на внутреннем водном – 94,5 %. Тем не менее к настоящему времени ни один из видов транспорта не достиг докризисных показателей (рис. 14.3). Протяженность железнодорожной сети Дальнего Востока не увеличивается уже несколько десятилетий. Напротив, по сравнению с 1990 г. в последние годы происходит сокращение дорог.

Через территорию ДВФО проходят две крупнейших железнодорожных магистрали России: Транссибирская и Байкало-Амурская. Помимо магистральных материковых дорог действует практически автономная железнодорожная сеть на о. Сахалин. Важным элементом железнодорожной сети являются подъездные пути к крупным морским тихоокеанским портам: Ванино, Находка, Находка-Восточная, Владивосток, Посьет, Зарубино. В регионе имеется три пограничных железнодорожных пункта пропуска: Гродеково – Суйфэньхэ; Махалино – Хуньчунь; Хасан Туманган. Железные дороги региона характеризуются достаточно высокой технической оснащенностью. Около 45 % протяженности дорог электрифицировано.

К числу основных проблем функционирования железнодорожного транспорта ДВФО можно отнести недостаточные мощности пограничных переходов и подъездных путей к морским портам. В настоящее время многие пограничные железнодорожные переходы работают на пределе своих возможностей и могут в перспективе стать ограничивающим фактором развития внешних связей Дальневосточного региона. Например, станция Гродеково (Приморский край) выполняет прием и отправление грузов и пассажиров между Россией и Китаем. Здесь происходит перегрузка из вагонов различной колеи, производится смена колесных пар и вагонных тележек. Станция оборудована тремя специализированными кранами, предназначенными для перегрузки 20– и 40-тонных контейнеров. Складская площадка может перерабатывать до 2,5 млн т груза и 70 тыс. т контейнеров в год [Кондратюк, 2003]. С китайской стороны мощность приграничной станции в два раза больше 5 млн т и 150 тыс. ДФЭ[76]76
  ДФЭ – контейнер в двадцатифутовом эквиваленте.


[Закрыть] в год. Уже в 2000 г. станция работала на 100 % своих возможностей.

Аналогичная ситуация возникает на железнодорожных станциях, обслуживающих подъезды к морским портам. Например, станция Находка-Восточная имеет угольный, лесной и контейнерный перегрузочные комплексы. Мощность станции – 9 млн т и 120 тыс. ДФЭ в год. Фактическая загрузка в 2000 г. составляла 100 % по общему объему грузов и 58 % – по контейнерным грузам. Переработка грузов сдерживается техническими возможностями перерабатывающих комплексов. Потребности порта (общая мощность трех портов – торгового, нефтеналивного и рыбного составляет порядка 17,8 млн т) превышают пропускную способность станции, для бесперебойной работы требуется введение еще восьми дополнительных подъездных путей.

Рис. 14.2. Транспортная система Дальнего Востока.

Автомобильная сеть региона в основном сформирована как связующее звено для сравнительно коротких перевозок между отправителями/ потребителями в пределах ДВФО, железнодорожными станциями, а также морскими портами. В состав автомобильной сети входят федеральные, территориальные и ведомственные дороги. Федеральное значение в пределах региона имеют трассы: Якутск – Магадан («Колыма»), Большой Невер – Якутск («Лена»), Чита – Хабаровск («Амур»), Хабаровск – Находка («Восток»), Хабаровск – Владивосток («Уссури»). Федеральные дороги отражают генеральные направления автомобильных грузопотоков и лидируют по объемам перевозок. Сеть автодорог местного значения недостаточно развита, многие северные территории не имеют наземной связи с административными центрами, что, в частности, не позволяет сократить объемы дорогого северного завоза морским путем на эти территории. По основным характеристикам развития автомобильных дорог – доле дорог с твердым покрытием в общей протяженности, доле дорог с усовершенствованным покрытием в протяженности дорог с твердым покрытием, густоте дорог с твердым покрытием – в настоящее время ДВФО занимает последнее место среди федеральных округов.

Рис. 14.3. Объемы грузовых отправок ДВФО, млн т (железнодорожный и внутренний водный виды транспорта определены по левой шкале, автомобильный – по правой).

В относительно короткое время на южном полигоне ДВФО сформировалась система автомобильных маршрутов по обслуживанию международных перевозок в Китай. С окончанием работ в 2008 г. на автомагистрали Чита – Хабаровск произойдет подключение автомобильного транспорта к системе международных транспортных коридоров в качестве самостоятельного элемента, создающего на коротких и средних расстояниях конкуренцию железнодорожным перевозкам.

В ДВФО имеется 332 морских порта и портпункта, в том числе 23 морских торговых порта, 11 из которых с круглогодичной навигацией и имеют выход на железнодорожные магистрали. Большая часть (80 %) общего грузооборота морских портов и морских внешнеторговых перевозок осуществляется через четыре крупных порта: Владивосток, Находка, Восточный и Ванино. Эти порты имеют прямой выход на Транссибирскую и Байкало-Амурскую железнодорожные магистрали и относятся к транзитным портам федерального значения. Важное значение также имеют: Посьет, Зарубино (Приморский край), Корсаков, Холмск (Сахалинская обл.), Петропавловск-Камчатский (Камчатская обл.), Магадан (Магаданская обл.), Тикси (Республика Саха (Якутия)). Через порты, расположенные в северных районах региона, происходит доставка большей части грузов на территории соответствующих субъектов, в том числе в рамках северного завоза. Срок навигации части Дальневосточных портов ограничен и составляет: 75-120 суток для арктических и 145–245 суток для портов Анадырского залива. Объемы перевалки грузов тихоокеанскими портами в 2000–2002 гг. возрастали.

Общая годовая пропускная способность портов и портопунктов ДВФО составляет порядка 80 млн т, загрузка в настоящее время – 60–70 %. Одновременно порты испытывают дефицит грузовой базы. Для его устранения в настоящее время проводятся работы по реконструкции перегрузочных комплексов. Результатом стало, например, открытие в начале 2002 г. терминала по перегрузке минеральных удобрений в порту Восточный. Новый терминал включает глубоководный незамерзающий причал, позволяющий принимать суда грузоподъемностью 40 тыс. т, комплекс для разгрузки вагонов, вибраторы для выгрузки слежавшихся грузов, судопогрузочные машины для различных видов удобрений, крытый склад. Мощность нового терминала, созданного на базе комплекса по переработке технологической щепы, составляет до 2,5 млн т удобрений в год. Предусмотрено дальнейшее наращивание мощности портов.

Речной транспорт ДВФО многофункционален, он обеспечивает: международные перевозки грузов и пассажиров между Россией и Китаем (Благовещенск – Хэйхэ, Хабаровск – Фуюань); перевозки внешнеторговых грузов судами типа «река – море» между портами Дальнего Востока и портами Японии, Южной Кореи, КНР, КНДР, Малайзии, Филиппин, Сингапура и Таиланда; перевозки грузов и пассажиров в пределах региона (например, Хабаровск – Николаевск-на-Амуре); перевозки грузов и пассажиров в качестве промежуточного звена для автомобильных, железнодорожных и морских транспортировок (Республика Саха (Якутия), Хабаровский край); обслуживает пригородные пассажирские и прогулочные маршруты.

Значимость воздушного транспорта обусловлена большими внутренними расстояниями региона и его удаленностью от центральных районов страны. В северной части ДВФО применение воздушного транспорта часто не имеет альтернативы. Обслуживание производится крупными общероссийскими компаниями, а также местными дальневосточными авиапредприятиями. Воздушный транспорт обеспечивает постоянную связь с более чем 60 российскими городами и с шестью зарубежными странами, а также чартерные рейсы во все аэропорты мира. Существует ряд постоянных рейсов в города и труднодоступные поселки Дальневосточного региона. Заказные полеты осуществляются также с использованием вертолетов. Большое значение имеет транзитное использование воздушного пространства Дальнего Востока, где проходят международные транзитные потоки Европа – Япония (Транссибирский), Америка – Азия (Транстихоокеанский) и около десяти международных авиатрасс, соединяющих Европу, Канаду и США со странами Азиатско-Тихоокеанского региона. В 2000 г. интенсивность полетов на Транссибирском маршруте составила до 120 самолетов в сутки, на Транстихоокеанском до 70 самолетов в сутки [Левинталь, 2004].