Нефтегазовый бум

Нефтегазовые проекты долго будут главным двигателем экономического роста на Дальнем Востоке. Задача государства — вовлечь в оборот новые месторождения и организовать переработку сырья на месте

По различным оценкам, на Дальнем Востоке и в прилегающих районах Восточной Сибири сосредоточено 10% нефти и 14% природного газа России. По данным Государственного баланса запасов полезных ископаемых РФ — нефти, газа и конденсата, начальные суммарные ресурсы углеводородов Дальнего Востока (расположенные на суше и шельфе) оцениваются в 25 млрд тонн нефтяного эквивалента. Примерно 40% запасов приходится на шельф Охотского моря. Прогнозные ресурсы нефти Дальнего Востока и Забайкалья составляют 18 млрд тонн, газа — 25 трлн куб. метров (около 20% от российских ресурсов углеводородов). Они так же, как и разведанные запасы, принадлежат главным образом юго-западным и центральным районам Якутии и к шельфу Охотского моря.

По расчетам Института региональной политики, в будущем на суше и шельфе одного только Сахалина может быть создан нефтегазодобывающий комплекс с ежегодными уровнями добычи нефти 50–70 млн тонн и газа 100–125 млрд куб. метров. А в Институте геологии нефти и газа СО РАН считают, что учтенные на сегодняшний день запасы углеводородов в состоянии обеспечить длительную (более 20 лет) и стабильную добычу нефти на уровне 70–75 млн тонн в год, а природного газа — не менее 50 млрд куб. метров.

Регионам ДФО суждено стать новыми крупными центрами нефтегазодобычи, обеспечивающими как внутренние потребности России, так и внешние экспортные поставки на рынки стран АТР, которые будут расти с каждым годом. Такое будущее диктует логика. «В высокотехнологичных производствах можно добиваться увеличения объемов продаж за счет модификации изделий, меняя дизайн, например, и не наращивая производственные мощности, — говорил в интервью журналу “Дальневосточный капитал” академик РАН директор Института экономических исследований Дальнего Востока Павел Минакир. — При эксплуатации природных богатств для того, чтобы просто сохранять свою долю на рынке, надо прикладывать все больше усилий. То есть вводить в эксплуатацию все новые и новые месторождения. И страна вынуждена двигаться на восток, потому что здесь есть сырьевые запасы».

Пока до наступления нефтегазового бума на Дальнем Востоке далеко. В 2006 году в округе было добыто всего 6,5 млн тонн нефти и газового конденсата, что, правда, на 48% превысило показатели 2005 года. Добыча газа составила 3,9 млрд куб. метров (рост — 9%). Переработано 10,3 млн тонн сырой нефти, выпущено 840 тыс. тонн автомобильного бензина, 2,1 млн тонн дизельного топлива, 3,97 млн тонн топочного мазута, что превысило объемы производства нефтепродуктов прошлого года на 1,5–6,5%. С началом разработок месторождений на шельфе Сахалина общий объем добычи нефти в ДФО уже увеличился в два раза. Добыча газа в последние десять лет несколько уменьшилась, но в ближайшие годы она тоже значительно возрастет за счет начала разработки месторождений в Якутии и в Охотском море (проект «Сахалин-2»). Тем не менее отрасль нуждается в некоторой государственной поддержке для ускорения своего развития.

Трубопроводный катализатор

Главная задача — создание инфраструктуры, которая поможет компаниям организовать транспортировку добываемых ресурсов. Это в первую очередь трубопроводный транспорт.

Ключевое решение государством уже принято: в округе идет строительство трубопроводной системы Восточная Сибирь—Тихий океан (ВСТО). Оператором проекта выступает ОАО «Транснефть». В итоге ВСТО будет пролегать по маршруту Тайшет (Иркутская область) — район Усть-Кута (Иркутская область) —Ленск (Якутия) — Алдан (Якутия) — Тында (Амурская область) — Сковородино (Амурская область). Трассовые изменения в проекте позволят использовать перспективный потенциал якутских и сибирских месторождений: Талаканского, Среднеботуобинского, Юрубчено-Тохомского, Верхневеличанского, Чаяндинского, Ярактинского, Верхнечонского, Отраднинского и ряда других. Одним из преимуществ нового варианта трассировки является также возможность использования уже строящегося магистрального нефтепровода Талакан—Усть-Кут (этот проект реализует ОАО «Сургутнефтегаз», которое владеет лицензией на Талаканское месторождение).

Первая очередь осуществления проекта ВСТО предусматривает прокачку 30 млн тонн нефти в год. Для этого будет построено более 3 тыс. километров линейной части трубопровода, около десяти нефтеперекачивающих станций, 1360 тыс. куб. метров резервуарного парка (в том числе 646 тыс. куб. метров в портовом терминале). На втором этапе развития трубопроводной системы планируется строительство нефтепровода на участке Сковородино—Тихоокеанское побережье общей мощностью до 50 млн тонн нефти в год, а также расширение пропускной способности нефтепроводной системы на участке Тайшет—Сковородино до 80 млн тонн нефти в год.

Но это не ближайшая перспектива. Суммарные разведанные запасы нефти и конденсата месторождений, открытых в Восточной Сибири и Якутии, оцениваются в 1,5 млрд тонн. Тем не менее вопрос, чем заполнить трубу, — до сих пор головная боль. Пока в качестве сырьевой базы ВСТО рассматривается поставка 24 млн тонн нефти из Западной Сибири и 56 млн тонн из Восточной. Но если с месторождениями Западной Сибири все ясно, то ни одно из восточных месторождений — Ванкорское (Красноярский край, «Роснефть»), Верхнечонское (Иркутская область, «Верхнечонскнефтегаз»), Талаканское (Якутия, «Сургутнефтегаз») и Юрубчено-Тохомское (Эвенкия, «Роснефть») — пока еще не эксплуатируется на полную мощность или вообще только готовится к запуску.

Поэтому пока планируется, что после ввода в эксплуатацию первой очереди ВСТО в 2008 году нефть будет перекачиваться из Западной Сибири до Сковородина, где будет построена нефтеналивная эстакада, сгружаться в цистерны и далее транспортироваться по железной дороге до морского терминала (до 20 млн тонн в год) и в Китай (около 10 млн тонн в год). Помимо этого от Сковородина планируется также построить ветку до Китая мощностью 30 млн тонн в год (российский участок — около 70 километров). Нефтепровод — крупнейшая на Востоке страны стройка со времен БАМа — интенсифицирует разработку нефтегазоносных провинций в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

Изучение недр

Очевидно, что государству и недропользователям в ближайшие годы придется активизировать геологоразведку как на уже открытых месторождениях, так и на перспективных. При этом, по оценке специалистов, интенсификация геологоразведочных работ (ГРР) должна коснуться главным образом шельфов дальневосточных и восточно-арктических морей, с которыми связаны основные потенциальные ресурсы. В частности, на Сахалинском шельфе прогнозируется открытие не менее десяти крупных месторождений нефти и газа, а в Якутии — нескольких крупных и даже крупнейших (свыше 100 млн тонн условного топлива) нефтегазовых провинций. Но кроме Якутии и Сахалина месторождения углеводородного сырья есть в Хабаровском крае, Камчатской области и Чукотском автономном округе, определенными перспективами обладают Амурская и Еврейская автономная области.

По словам заместителя министра природных ресурсов России Алексея Варламова, именно арктический и дальневосточный континентальный шельфы России являются основными резервами нефтегазодобывающей промышленности страны. На их долю приходится треть газа, более 22% конденсата, 12% нефти. При этом моря арктического континентального шельфа содержат в своих недрах основную (более 80%) долю начальных суммарных ресурсов углеводородов всего российского шельфа. Варламов утверждает, что к настоящему времени раскрыта общая геологическая структура континентального шельфа, выявлены основные нефтегазоносные бассейны, очерчены их границы, оценены начальные извлекаемые ресурсы углеводородов.

Тем не менее шельф России остается слабо изученным. К примеру, на значительно уступающем ему по площади арктическом шельфе Норвегии количество пробуренных скважин превышает 1,5 тысячи. Невелика и доля подготовленных и разведанных месторождений, самые известные из которых — Штокмановское и Приразломное — открыты еще в конце 80?х годов прошлого века. Это вызвано тем, что до сих пор России хватало сухопутных залежей нефти и газа, добыча которых даже в условиях приполярной тундры обходится втрое дешевле, чем на шельфе. Поэтому отечественные компании не спешат пока вкладывать деньги в его разработку.

Данные Минприроды говорят о том, что финансирование геологоразведочных работ на одном только шельфе в последние годы значительно возросло. Так, если в 2004 году государство выделило на эти цели 316 млн рублей, то в 2005?м эта сумма выросла до 560 млн рублей. При этом объем инвестиций недропользователей увеличился с 2,6 млрд рублей в 2004 году до 17,7 млрд в 2006?м. А в нынешнем году для геологоразведки на шельфе было выделено уже 1,209 млрд рублей. По оценкам экспертов, объем вложения средств недропользователей только в текущем году составит около 33,3 млрд рублей. Но и это не предел: до 2020 года государство планирует инвестировать в поиски и разведку ресурсов шельфа более 30 млрд рублей, при этом объем вложения средств недропользователей прогнозируется в размере около 300 млрд рублей.

Только в текущем году планируется пробурить на континентальном шельфе 12 глубоких скважин: шесть поисковых и шесть разведочных на Обской и Тазовской губах, на шельфах Охотского и Каспийского морей. Суммарная глубина бурения составит более 35 тыс. метров. Кроме того, должны быть подготовлены для последующего предоставления в пользование участки недр на шельфе, на которых прогнозируется открытие месторождений углеводородов, общей площадью 370 кв. километров. Планируется прирастить на шельфе 3 млн тонн запасов нефти, 426 млрд куб. метров запасов газа, 1350 млн тонн условного топлива.

Однако проблемы есть у ВСТО не только с геологоразведкой. Чем загружать железную дорогу от Сковородина до Козьмина, когда будет запущена вторая очередь нефтепровода? Президент РЖД Владимир Якунин уже заявлял, что, если железная дорога потеряет объемы перевозок после запуска трубы на полную мощность, «планы по возврату инвестиций могут оказаться эфемерными». Между тем обойдется она в 27 млрд рублей!

Газовые проблемы

За счет нефтепровода добыча нефти в ДФО будет увеличиваться с каждым годом. «Трубу» просто придется заполнять, чтобы обеспечить как внутренние потребности региона, так и экспортные поставки (прежде всего экспорт в Китай).

Гораздо более сложным, но не менее перспективным остается вопрос газодобычи. Дело в том, что в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке до сих пор не создана единая система добычи и транспортировки газа. Существующая система газопроводов обрывается в районе Новосибирска и Кемерова. Поэтому газодобыча на Дальнем Востоке развивается стихийно и несогласованно. Обычно газ добывается тут для решения локальных региональных проблем.

К примеру, власти Хабаровского края рассчитывают перевести на газ местные ТЭЦ и внутриквартальные котельные, сегодня работающие на угле. Пока планируется, что газ в регион будет поступать по трубе Оха— Комсомольск-на-Амуре—Хабаровск. Но трубопровод на участке от Охи до Комсомольска-на-Амуре сильно изношен и требует реконструкции. Тут повышается риск аварий и утечек. В южной части Сахалина ООО «Анивагаз» создает локальную газораспределительную систему для обеспечения газом местных потребителей. На Чукотке введена в эксплуатацию газомоторная станция мощностью 36 МВт, использующая газ местного месторождения Заозерное. Для транспортировки газа построен газопровод длиной 158 километров. Уже много лет строится газопровод Соболевский район—Петропавловск-Камчатский, который позволит задействовать газовые месторождения западного побережья Камчатки для обеспечения энергетических объектов и коммунально-бытового сектора административного центра. Для полуострова этот проект жизненно необходим, потому что с его помощью можно будет снизить зависимость местной энергетики от привозного мазута.

Но, конечно, главной заинтересованной стороной в вопросе газодобычи выступает Якутия. На ее долю уже приходится 38% добычи газа (около 1,6 млрд куб. метров) в округе, 32% общего объема газа уже сейчас уходит на выработку электроэнергии, а 65% — на теплоснабжение. По программе газификации населенных пунктов, принятой еще в 2002 году, в республике проложено около 1,2 тыс. километров магистральных и распределительных газовых сетей, за счет чего удалось газифицировать 67 населенных пунктов. Общая же протяженность региональной газопроводной системы составляет 3,7 тыс. километров. Но дальнейшая газификация Западно-Якутского района сдерживается дефицитом добывающих мощностей на Среднеботуобинском нефтегазовом месторождении. Поэтому Якутия заинтересована в скорейшем проведении конкурса на разработку Чаяндинского месторождения. За счет введения в эксплуатацию Чаяндинского, Верхневилючанского и ряда других месторождений Якутия планирует к 2020 году довести добычу до 37 млрд куб. метров газа.

В этом году стало ясно, что время стихийного развития газодобычи на Дальнем Востоке прошло. В сентябре Минпромэнерго России утвердило Программу создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи и транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта на рынки Китая и других стран АТР (так называемую Восточную газовую программу). Координатором реализации программы газификации на Сахалине, в Приморском и Хабаровском краях, а также в Якутии назначен «Газпром». По оценке компании, до 2030 года на Восточную газовую программу будет потрачено более 2,7 трлн рублей, из которых почти 300 млрд рублей — в геологоразведку.

Своей главной целью «Газпром» называет развитие единой системы газоснабжения регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока. То есть компания делает приоритетом удовлетворение потребностей российского потребителя. По прогнозам «Газпрома», к 2010 году потребность четырех регионов ДФО (Хабаровского и Приморского краев, ЕАО и Сахалина) в газе вырастет до 11,5 млрд куб. метров, а к 2020 году она поднимется до 18,9 млрд куб. метров. При этом в компании понимают, что округ не нуждается в тотальной газификации из-за высокой доли угля в энергообеспечении. Но здесь считают, что газ будет востребован на новых промышленных проектах и в коммунально-бытовом секторе.

В качестве ресурсной базы для развития системы газодобычи на востоке России «Газпром» определил для себя четыре центра — в Иркутской области, Красноярском крае, Якутии и на Сахалине. При этом базовым центром пока назван Сахалин. «Газпром» планирует построить газопровод с острова через Хабаровск во Владивосток, по которому можно будет снабжать газом местных потребителей и экспортировать объемы. Но компания столкнулась с ресурсными ограничениями. В этом году «Газпром» стал контрольным акционером проекта «Сахалин-2». А почти весь объем газа, который планируется добывать в этом проекте, на много лет вперед законтрактован (например, на газ претендует «Сахалин -1»). Другими словами, для решения газовой проблемы ДФО государству придется пойти на частичный пересмотр условий соглашений о разделе продукции, по которым на шельфе Охотского моря уже много лет работают иностранные компании.

Перспективы переработки

Наконец, еще одна задача, которую придется решать государству, — развитие переработки сырья на Дальнем Востоке. Если здесь не будут строиться нефтеперерабатывающие заводы, предприятия нефте— и газохимии, сырьевая направленность экономики ДФО не изменится и округ останется в структуре России и макрорегиона АТР лишь местом добычи необработанных и дешевых природных ресурсов. К тому же в России растет автопарк. Через несколько лет существующие НПЗ будут не в состоянии обеспечить необходимые объемы производства бензина. А из-за устаревшего оборудования не смогут производить и высококачественный бензин стандарта Евро-3.

Сегодня из объектов нефтегазопереработки на Дальнем Востоке действуют только два НПЗ — в Хабаровске (принадлежит НК «Альянс») и Комсомольске-на-Амуре (принадлежит «Роснефти»). Оба они выпускают примерно 10 млн тонн в год моторного топлива. Есть, правда, еще небольшие нефтеперерабатывающие мощности на Сахалине и в Якутии, но они работают для местных нужд.

И «Альянс», и «Роснефть» модернизируют собственные заводы. Так, после завершения модернизации Комсомольского-на-Амуре НПЗ его мощность должна увеличиться с 6,4 млн до 7,4 млн тонн ежегодно, а глубина переработки — с 60 до 90%. Но, конечно, необходимо создание новых перерабатывающих мощностей в нефтегазовом комплексе.

Намерения у крупного бизнеса есть. К примеру, «Роснефть» рассматривает возможность строительства НПЗ мощностью 20 млн тонн в конечной точке ВСТО. Как вариант — в Находке. По оценке Института региональной политики, в Сковородине, ключевой точке нефтепровода ВСТО, также логично будет построить НПЗ. Это позволило бы покрыть спрос Амурской области на нефтепродукты (ближайшие отсюда заводы расположены более чем за 1 тыс. километров — в Ангарске и Хабаровске) и экспортировать излишки в Китай. Потребность в нефтепродуктах в этих регионах будет расти в связи с намечаемой здесь реализацией крупных инвестиционных проектов. По расчетам ИРП, для строительства НПЗ мощностью 7–8 млн тонн нефти в год необходимо вложить около 1,5 млрд рублей в течение трех-четырех лет.

На основе газодобычи логично развивать в округе и газохимию. В особенности на основе газа месторождений Якутии, богатых этаном, пропаном и бутанами. Проекты газохимических производств разработаны на сегодня в Якутии и Приморском крае. Но пока большинство из них только в планах. Очевидно, что строительство сети нефтегазоперерабатывающих мощностей должно стать еще одним приоритетом государственной политики на Дальнем Востоке. Пока каждый регион ДФО имеет или только разрабатывает социально-экономическую стратегию, которая учитывает географические и хозяйственные особенности территории. Кроме того, каждая энергетическая компания осуществляет собственную стратегию, где превалирует корпоративный подход. Сложившееся положение выступает главным сдерживающим фактором для эффективного развития Дальнего Востока, обеспечения энергетической и экономической безопасности округа. Федор Асмолов