Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира

Подождите немного. Документ загружается.

421

10%, в т.ч. по Газпрому – 7%, что говорит скорее о большей трудности для газовиков

прекращать поставки неплательщикам (в силу социальной значимости газа), чем о реальном,

обусловленным объективными причинами состоянии отрасли. Тем не менее спад имелся и в

газовой отрасли, о чем свидетельствуют данные таблицы 6.23.

Таблица 6.23

Показатели развития газовой промышленности в 90-е годы и в 2000–2005 гг. [333, 338]

Показатели 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

Объем добычи газа, млрд м

640,5 617,6 606,8 595,7 601,5 571,1 591,1 591,6 593,8

В т.ч. ГАЗПРОМ 596,3 577,6 564,3 559,5 364,7 533,8 553,7 545,6 523,2

Доля ГАЗПРОМА в

общероссийской добыче газа, %

93,1 93,5 93,0 93,9 93,9 93,5 93,7 92,2 89,6

Эксплуатационный фонд газовых

скважин, тыс.шт.

6,6 6,4 6,3 6,6 6,4 6,2 6,3 6,4 6,4

Протяженность магистральных

газопроводов, тыс.км

139,3 140,0 145,2 146,7 148,2 148,7 153,0 152,0 152,0

Добыча газа другими компаниями,

млрд м

Норильскгазпром 5,0 4,8 4,8 4,5 4,6 4,3 4,0 3,8 3,7

Якутскгазпром 1,5 1,6 1,0 1,7 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6

Роснефть 37,3 21,4 11,0 4,9 5,2 5,2 4,1 4,9 5,6

ЛУКОЙЛ – 2,2 1,8 2,8 2,6 2,7 2,9 3,0 3,6

ЮКОС – 1,4 1,2 1,4 1,3 1,3 1,2 1,2 1,6

Сургутнефтегаз – 8,5 8,1 8,4 9,7 10,1 10,4 11,1 11,1

Экспорт газа, млрд м

, всего, 217,9 203,9 194,7 192,6 194,5 188,9 203,3 216,0 193,8

В т.ч.

СНГ 118,8 103,0 88,8 70,3 66,5 68,0 78,3 74,3 60,0

Балтия и дальнее зарубежье 99,1 100,9 105,9 122,3 128,0 120,9 125,0 131,7 133,8

Валютная выручка, млрд долл. н.д. н.д. н.д. 8,54 9,65 10,7 9,0 10,9 11,6

Продолжение таблицы 6.23

Показатели 2001 2002 2003 2004 2005

Объем добычи газа, млрд м

581,5 595,3 620,3 634,7 641,0

в т.ч. ГАЗПРОМ 512,0 523,8 540,2 545,1 547,0

Доля ГАЗПРОМА в общероссийской добыче газа, % 88,0 88,0 87,1 85,9 85,3

Эксплуатационный фонд газовых скважин, тыс.шт. 6,4 6,4 6,5 6,6 6,7

Протяженность магистральных газопроводов, тыс.км 153,0 153,0 154,0 155,0 156,0

Добыча газа другими компаниями,

млрд м

Норильскгазпром 3,6 3,6 3,6 3,6 3,6

Якутскгазпром 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6

Роснефть 6,1 6,5

}40,5* }44,9* }49,0*

ЛУКОЙЛ 5,2 4,3

ЮКОС 1,7 2,4

Сургутнефтегаз 11,1 13,3

Экспорт газа, всего, млрд м

204,2 202,0 189,0 200,0 232,7

в т.ч.

в т.ч. СНГ 77,2 73,8 47,0 55,0 71,6

дальнее зарубежье и Балтия 127,0 128,2 142,0 145,0 161,1

Валютная выручка, млрд долл. 14,5 15,1 20,6 21,9 26,9

* все ВИНК

Примерно 70% всего добытого в России газа используется внутри страны. Доля газа в

топливно-энергетическом балансе возросла с 42% в 1990 г. до 50% в 2004 г. и 52,5% в 2005 г.

Средневзвешенная оптовая цена газа на внутреннем рынке составляла 28,6 долл./тыс м

2004 г. и примерно 40 долл./тыс м

в 2005 г.. В 2004 г. внутри страны было использовано 390

млрд м

газа, в 2005 г. объем внутреннего потребления превысил 400 млрд м

. В структуре

потребления газа основное место занимают промышленные потребители (41,5%),

электроэнергетика (38,5%); население потребляет 11,5%, коммунально-бытовые потребители

– 8,5%. Отметим, что более 60 млрд м

газа расходуется ежегодно на перекачку газа по

422

магистральным газопроводам. На территории страны имеется 24 подземных хранилища газа

(ПХГ) с объемом хранения 62 млрд м

газа. Более 80% внутренних поставок газа

осуществляет Газпром, 20% – независимые газопроизводители [355].

Изменения баланса добычи и потребления газа за последние 10 лет представлены в

табл. 6.24.

Таблица 6.24

Динамика баланса газа внутри России в 1994 г. и 2004 г. [355] (млрд м

)

Показатели 1994 г. 2004 г.

Ресурсы, всего 639,8 687,6

Добыча 607,3 634,7

Поступления из подземных хранилищ 28,5 37,9

Поступления из центральноазиатских государств 4,0 15,0

Распределение, всего 639,8 687,0

Внутреннее потребление 454,9 493,1

Технологические нужды газопроводов, потери 64,0 63,0

Потребители 351,0 387,5

Закачка в ПХГ 39,9 42,6

Экспорт 184,9 194,5

Перспективы развития газовой отрасли связаны во-многом с вовлечением в разработку

северных месторождений. Прежде всего, речь идет о месторождениях Надым-Пур-

Тазовского региона, расположенных вблизи базовых месторождений (Ямбургское,

Уренгойское, Медвежье), эксплуатируемых в режиме падающей добычи. Далее речь идет о

введении в эксплуатацию месторождений Обской и Тазовской губ, освоение которых

начнется в 2010 г.; месторождений Ямала (Бованенковское, Харасавэйское), разработка

которых начнется в 2007–2008 гг.; Штокмановского месторождения (начало эксплуатации

2010–2012 гг.); месторождений Иркутской области, южной части Республики Саха-Якутии,

шельфа о. Сахалин.

При освоении этих месторождений придется решать множество технических задач. В

частности, для вывода газа Надым-Пур-Тазовского региона необходимо завершить

строительство магистрали СРТО (Северные районы Тюменской области) – Торжок, ввести

дополнительные компрессорные станции на магистралях Ямбург – Поволжье и СРТО –

Урал, достроить систему газопроводов Заполярное-Уренгой [351,358].

Вывод ямальского газа потребует сооружения мощной газотранспортной системы

производительностью порядка 250 млрд м

/год. Тяжелые природно-климатические условия

п-ва Ямал и прилегающих территорий, отдаленность районов добычи от районов

распределения и потребления предопределяют исключительно высокие затраты на транспорт

ямальского газа.

Специалистами ВНИИГАЗ'а предложена на участке Ямал (Бованенковское

месторождение) – Ухта протяженностью 1200 км новая технологическая схема,

предусматривающая сооружение 4-х газопроводов по 62,5 млрд м

/год диаметром 1420 мм с

внутренним гладкостным покрытием на рабочее давление 11,8 мПа, 8-и компрессорных

станций общей мощностью (с учетом 25%-го резерва) 4090 МВт. Предполагаемая стоимость

газотранспортной системы – около 21 млрд долл. [357]. Экспортная газотранспортная

система Ямал – Европа (российский участок) в 2002–2003 гг. уже частично введена в

эксплуатацию на участке от Торжка до границы Белоруссии. В 2004–2005 гг. построены

участки Заполярное – Уренгой, свыше 400 км трассы СРТО – Торжок, газопровод для

подключения месторождения Песцовое. В 2005 г. должны быть построены несколько

компрессорных станций и участок СРТО – Торжок длиной почти 700 км [358].

Большие надежны возлагаются на освоение крупнейшего Штокмановского

месторождения, о чем уже не раз говорилось в предыдущих разделах. По оценке

Севморнефтегаза – компании-оператора по разработке Штокмановского месторождения –

полное освоение месторождения обеспечит максимальный уровень добычи 67,5 млрд м

газа

и 0,35 млн т газового конденсата в год. Ввод месторождения намечен на 2010 г. Газ

423

предлагается подать на завод по сжижению в районе Мурманска, а также в район Волхова и,

далее, в Карелию, Мурманскую и Архангельскую области. Одним из партнеров российской

компании является норвежская компания Statoil, имеющая опыт разработки северных

месторождений Сновит и Орменн Ланге [359].

Что касается разработки Ковыктинского месторождения (Иркутская обл.),

Чаяндинского месторождения (Республика Саха-Якутия) и ряда других месторождений этого

региона, то их особенностью является наличие в газе высокого содержания гелия и

углеводородов С

. Имеется мнение представителей Газпрома о необходимости

воздержаться от спешки при разработке этих месторождений с тем, чтобы технологически

подготовиться к комплексной переработке газа этих месторождений [360]. Более подробно

этот вопрос будет рассмотрен далее в разделе «Проблемы использования ценных

компонентов природного газа».

Важное значение имеет также использование российской территории для транзита газа

центральноазиатских государств. В частности, заключено соглашение с Туркменистаном,

согласно которому эта газодобывающая страна поставит в Россию свой газ: 2005 г. – 4 млрд

; 2006 г. – 10 млрд м

; 2007–2008 гг. – 60 млрд м

; с 2009 г. – 70–80 млрд м

[355].

Ряд экспертов высказывают более осторожные прогнозы относительно возможностей

увеличения добычи газа. В частности, специалисты Института систем энергетики СО РАН (г.

Иркутск) считают, что:

• добыча газа на Ямале начнется после 2010 г. и только в период 2015–2030 гг. достигнет

уровня 180–220 млрд м

;

• добыча на Штокмановском месторождении может начаться в 2011–2012 гг. с выходом на

максимум (60–80 млрд м

) в 2020–2025 гг.; освоение шельфовых месторождений

Карского моря (Русановское, Ленинградское месторождения), а также на п-ве Гыдан

начнется после 2025 г.;

• добыча на остальных новых месторождениях в 2010 г. не превысит 30 млрд м

, 2015–

2020 гг. – 40–60 млрд м

, 2030 г. – 50–80 млрд м

. Эксперты ИСЭ СО РАН считают

необходимым использовать в электро- и теплоэнергетике уголь, применяя при этом

«чистые» технологии [356].

6.6.4. Российский газовый концерн Газпром

В период 2000–2001 гг. имело место общее падение объемов добычи газа, однако

степень этого падения для различных производителей была различной: в 2000 г. по

сравнению с 1999 г. объем производства газа вырос на 0,4%, а объем добычи Газпрома

снизился на 4,1%. В 2001 г. объем добычи газа в России снизился на 2,1%, в т.ч. добыча

Газпрома – на 2,1%, а независимых производителей газа – на 1,6%. В 2002 г. объем добычи

газа вырос на 2,4%, в т.ч. в Газпроме – на 2,3%, у независимых производителей – на 2,9%. В

период 2003–2005 гг. добыча газа в России, в т.ч. добыча Газпрома росла (2003 г. – 540 млрд

, 2004 г. – 545,1 млрд м

, 2005 г. – 550 млрд м

Оценка современного состояния газовой промышленности во многом, если не целиком,

зависит от результатов деятельности крупнейшей российской промышленной компании –

ОАО Газпром. Ниже приводятся некоторые результаты деятельности концерна за 2000–2005

гг.

Газпром по данным аудитора запасов американской компании De Golyer and Mac-

Naughton располагал запасами в размере 28,1 трлн м

., которые на 85% сосредоточены в

Западной Сибири. Это составило 60% общероссийских запасов, что меньше, чем на

аналогичную дату 2000 г. (65%), и связано с приростом запасов у независимых газовых и

нефтяных компаний. Прирост запасов составил 166,2 млрд м

, конденсата – 35,2 млн т. За

2001 г. было пущено в эксплуатацию 195 скважин, в т.ч. 157 эксплуатационных. Газпром

владеет 122 лицензиями на недропользование, в т.ч. 95-ю с правом ведения добычи. В 2004 г.

Газпром прирастил запасы газа и нефти соответственно на 3,2% и 14%. На 1.1.2005 г. запасы

газа составили 28,3 трлн м

, нефти – 0,65 млрд т, конденсата – 1,22 млрд т [361].

424

Газпром осуществляет ежегодное бурение скважин в количестве 160 тыс. м, имеет

148,5 тыс. км газопроводов и 249 компрессорных станций общей мощностью 42 Мвт.

Добыча и переработка газа и выпуск отдельных видов продукции из газа в 2001–2005

гг. представлены в табл. 6.25.

Таблица 6.25

Производство продукции компанией Газпром в 2000–2005 гг.

Показатели 2000 г. 2001 г. 2002 г. 2003 г. 2004 г. 2005 г.

1. Добыча газа, млрд м

523,2 512,0 521,9 540,2 545,1 547,9

2. Переработка газа, млрд м

35,3 34,6 34,2 33,8 32,4 33,9

3. Производство:

сера, млн т 4,5 4,7 5,0 5,1 5,2 5,4

сжиженный газ, млн т 1,8 2,1 1.6 2,1 1,9 1,9

автобензин 1,1 1,2 1.4 1,8 2,0 2,2

дизельное топливо 1,5 1,6 1.6 1,5 1,7 1,6

Увеличение выпуска продукции переработки газа свидетельствует об улучшении

работы предприятий по переработке газа.

Как уже отмечалось, основная добыча ведется на месторождениях, вступивших в

стадию естественного падения (Медвежье, Ямбургское, Уренгойское). Компенсировать

падение добычи должно месторождение Заполярное, добыча на котором уже достигла

планового уровня порядка 100 млрд м

, что позволило компании выйти на уровень добычи в

550 млрд м

в 2005 г.

Данные о поставках газа компанией Газпром в 2000–2005 гг. представлены в табл. 6.26.

Таблица 6.26

Поставки природного газа компанией Газпром

Показатели 2000 г. 2001 г. 2002 г. 2003 г. 2004 г. 2005 г.

Поставки на внутренний рынок, млрд м

308,4 317,5 283,5 291,0 292,1 307,0

Поставки на внешний рынок, млрд м

172,4 166,4 170,9 175,5 194,5 232,7

в т.ч.

в Европу 129,0 126,9 128,6 132,9 140,5 156,1

в СНГ и страны Балтии 43,4 39,5 42,3 42,6 54,0 76,6

Закачка газа в ПХГ, млрд м

н.д. 44,9 45,7 39,9 42,6 42,8

Выручка от поставок газа на внутренний

рынок, млрд руб.

113,7 157,5 185,5 196,0 258,5 343,1

Валютная выручка, млрд долл. 11,6 14,5 15,1 16,5 19,2 26,9

Увеличение выручки от продаж газа на внутреннем рынке произошло за счет роста цен.

Несмотря на увеличение выручки от реализации газа, проблема продаж на внутреннем рынке

продолжает оставаться «головной болью» Газпрома, т. к. внутренние цены лишь покрывают

растущие издержки добычи, транспортировки и реализации. В Газпроме считают, что работа

на внутреннем рынке для компании не дает прибыли, но данных о себестоимости добычи не

раскрывают.

Ценовая конъюнктура на газовом рынке Европы позволила Газпрому увеличить объем

валютной выручки при некотором снижении поставок.

Объем капитальных вложений в 2001 г. составил 120 млрд руб. (в 2000 г. – 138,8 млрд

руб.), причем большая часть направлена на промышленное строительство. В 2004 г. Газпром

освоил 210 млрд руб., что было на 21% больше, чем в 2003 г. Структура расхода инвестиций

в 2004 г. была такова (%): транспортировка и подземные хранилища газа – 55,7; добыча –

31,2; эксплуатационное бурение – 8,0; геологоразведочные работы – 1,0; переработка – 0,9;

непромышленное строительство – 1,4; прочие – 1,8.

Капитализация компании Газпрома в 2002 г. составляла 11,35 млрд долл. (место в

рейтинге 500 крупнейших компаний мира в конце 3-й сотни). В 2003 г. капитализация

Газпрома составила почти 27 млрд долл., в 2004 г. – 54,2 млрд долл. В 2005 г. после

присоединения компании Сибнефть и ряда других компаний, а также после выхода акций

Газпрома на основные фондовые рынки компания по показателю капитализации вошла в

425

первую пятерку мировых компаний.

Финансовые результаты ОАО Газпром по данным сайта компании представлены в

табл. 6.27.

Таблица 6.27

Финансовые показатели ОАО «Газпром» в 2000–2005 гг. (млн руб.)

Показатели 2000 2001 2002 2004 2005

Выручка (без НДС, акцизов и других платежей) 375390 474471 602056 976776 1383545

Прибыль от продаж 176598 164919 101910 262611 453984

Прибыль до налогообложения 76181 117713 60185 211593 358144

Чистая прибыль 44439 71928 53511 161084 203439

Чистые активы 1491063 1553935 1602447 2789053 2964323

Дивиденды выплаченные 1666 5445 10416 16300 н.д.

Независимой экспертизой по международным стандартам проверено более 85% запасов

газа компании Газпром. Аудит подтвердил надежность оценок начальных запасов

углеводородов по месторождениям и достаточно высокий коэффициент перевода

промышленных запасов в категории «доказанных и вероятных». Текущая стоимость запасов

углеводородного сырья ОАО «Газпром» оценивалась в 2002 г. в 41,4 млрд долл., а в начале

2005 г. – 87 млрд долл.

Основные инвестиции направлялись на обустройство Заполярного месторождения,

строительство дожимных компрессорных станций, реализацию проектов «Ямал – Европа» и

«Северо-Европейский газопровод», «СРТО – Торжок», расширение подземных хранилищ и

реконструкцию газотранспортной системы.

Главный рынок Газпрома – Европа. В 1998 г. Европейское сообщество приняло

газовую директиву, направленную на либерализацию рынка Европы. Цель либерализации –

снижение цены на газ вследствие усиления конкуренции и полной ликвидации долгосрочных

контрактов. Представители Газпром'а ведут переговоры с Энергетической комиссией в

Брюсселе. В частности, снята с повестки дня первоначальная постановка вопроса о полной

ликвидации долгосрочных контрактов. Долгосрочные контракты, которые на сегодня уже

заключены, будут действовать. И что самое главное – будет сохранено существенное

условие этих контрактов: «take or pay» («бери или плати»). Альтернативы долгосрочным

контрактам поставок газа в Европу на сегодняшний день нет. «Спотовый рынок, без

сомнения, должен расти. Ведь речь идет о дополнительных объемах газа, которые

появляются на рынке. Но основу все-таки должны составлять долгосрочные контракты,

позволяющие нам привлекать инвестиции.

В 2005 г. объем экспорта в Европу ожидается на уровне 150–155 млрд м

, а на

внутренний рынок – 312–320 млрд м

. Ожидаемый объем чистой прибыли в 2005 г. 6 млрд

долл., заимствований в 2005 г. – 4 млрд долл., в т.ч. долгосрочных 70%. Планируется выпуск

векселей, облигаций, размещение евробондов с выходом на европейский и американский

фондовые рынки.

Газпром осуществляет ряд крупных инвестиционных проектов по поставкам газа в

зарубежные страны. Идет строительство газопроводов Ямал – Европа, завершено

сооружение газопровода «Голубой поток» для поставок газа из России в Турцию. Один из

экспортных проектов Газпрома – Североевропейский газопровод, пролегающий с

территории Ленинградской области по дну Балтийского моря до территории Германии, –

получил трансъевропейский статус. Этот статус позволяет привлекать для инвестирования

данного проекта средства Европейского инвестиционного банка. Для реализации проекта

суммарной мощностью 30 млрд м

и стоимостью 3 млрд долл., создан консорциум из

нескольких компаний (Газпром, BASF, Ruhrgas, Fortum, Gasunie).

Газпром более 30 лет поставляет газ в европейские страны. За эти годы никогда не

были сорваны его контрактные обязательства. Поэтому Газпром имеет в Европе репутацию

надежного поставщика и в дальнейшем планирует работать так же.

По оценке экспертов, запасов газа в РФ хватит на 80 лет. Однако следует заметить, что

426

запасов газа у нас гораздо больше, чем упомянутые выше запасы. Существуют запасы т.н.

низконапорного газа, которые только на Ямале сопоставимы с запасами такого

месторождения, как Заполярное. Кроме этого, существуют запасы нижних горизонтов такого

крупнейшего месторождения, как Уренгойское. Это т.н. ачимовские пласты. По оценкам

геологов, запасы природного газа опытного участка ачимовских отложений Уренгойского

месторождения составляет 350 млрд м

газа и 114 млн т. газового конденсата. Имея на

месторождении всю необходимую инженерную и социальную инфраструктуру, было бы

неразумно не попытаться взять, что осталось.

На Уренгойском месторождении имеются три слоя: сеноман, валанжин и ачим.

Условно можно считать, что сеноман – вчерашний день, валанжин – сегодняшний, ачим –

завтрашний. Характеристики ачимовского стратиграфического яруса (основу которого

составляет валанжин), таковы: глубина более 3700 м, пластовая температура – 110 градусов

, пластовое давление – 62 Мпа, содержание конденсата > 450 г/м

. Издержки добычи из

ачимовского слоя, по мнению академика А. Дмитриевского, в 15 раз выше, чем в среднем по

Уренгойскому месторождению. По оценкам специалистов Газпрома эта разница составит 4–

8 раз.

Перспективными месторождениями являются Штокмановское, Приразломное,

Харампурское, Етыпуровское, Вынгаяхинское. Наибольшее из них Штокмановское (запасы

3,2 трлн м

) Газпром намерен разрабатывать совместно с норвежской компанией Statoil. В

разработку проекта последовательно включались австралийская компания ВНР, российско-

немецкая компания Wintershall, американская Conoco, норвежская Norsk Hydro, французско-

бельгийская Total, финская Fortum и ряд других.

Выбор еще одной компании (как минимум) должен был завершен в 2006 г. Оператором

проекта назначена компания «Севморнефтегаз» – продукт альянса Газпрома и Роснефти.

Интерес Роснефти – наличие у нее лицензии на разработку Харампурского месторождения

(запасы 750 млрд. м

), но нет возможности доступа к системе газотранспорта. Интерес

Газпрома – получить от Роснефти допуск к сахалинским проектам. Работы по

Штокмановскому проекту начаты и можно предположить, что газ Штокмановского

месторождения может выйти на европейский рынок в 2011–2012 гг., т.е. тогда, когда

начнется падение добычи на месторождениях Северного моря.

Месторождения Ямала превышают запасы Штокмановского месторождения в 3 раза и

составляют около 9 трлн м

, из которых 2/3 приходится на три соседствующие

Бованенковское, Крузенштеновское и Харасавейское месторождения. Кроме этого, в 100–150

км от них на шельфе Карского моря находятся Русановское и Ленинградское месторождения

с запасами порядка 6 трлн м

. А если брать запасы всего арктического шельфа России –

наиболее протяженного на планете – то их оценивают в 15,5 млрд тут (или 11 млрд т. нефти

и 84,5 трлн м

. природного газа). Понятно, что издержки добычи на этих месторождениях

превысят ожидаемый в ближайшей перспективе уровень цен на нефть (22–26 долл./барр.) и

на газ (85–100 долл./тыс. м

). Проблема освоения богатств арктического шельфа – дело

будущего, но уже сейчас желательно уточнить запасы, выделить из них наиболее

перспективные для промышленного освоения, установить очередность разработок,

выполнить технико-экономическую оценку добычи газа на этих месторождениях.

6.6.5. Основные проекты Газпром

Среди проектов развития сырьевой базы из ряда альтернативных вариантов можно

выделить:

а) выход на новые регионы (Ямал, Штокмановское месторождение). Однако эффект

масштаба добычи, который может быть достигнут в этих вновь разрабатываемых

районах, будет «сьеден» высокой стоимостью освоения и еще большими транспортными

расходами; в этой связи потребуются новые технологии и совместная деятельность с

компаниями, имеющими опыт работы в северных условиях;

б) более интенсивное использование имеющихся ресурсов Надым-Пур-Тазовского

427

нефтегазоносного региона, где уже имеется промышленная и социальная

инфраструктура, но со всеми последствиями, связанными с поздней стадией освоения (в

частности, удельные капвложения на освоение Заполярного месторождения в несколько

раз выше, чем в свое время Уренгоя и Ямбурга). При разработке месторождений следует

учитывать то, что в составе природного газа все более высокую долю будет составлять

газ с повышенным содержанием этана, пропана, бутанов.

в) развитие новых газоносных провинций в Восточной Сибири, Якутии, на о. Сахалин.

г) газификация сел, рабочих поселков и городов;

д) создание газохимических проектов на базе углеводородов С

, извлекаемых из т.н.

«жирного» газа и газового конденсата месторождений северных районов Тюменской

области (СРТО);

е) создание заводов по сжижению газа и выход на мировой рынок СПГ;

ж) строительство газотурбинных установок;

з) освоение технологии переработки газа в жидкие продукты (GTL) и производства

синтетических жидких топлив.

Перечень потенциальных проектов приведен на рис. 24.

Рис. 24. Реализуемые и потенциальные проекты Газпрома

Сокращения: СНГ – сжиженный нефтяной газ СНГ – сжиженный природный газ СЖТ – синтетическое жидкое

топливо

Ниже более подробно рассмотрены некоторые проекты Газпрома.

Проект Ямал-Европа предназначен для подключения к потоку газа, направляемому на

экспорт и для внутреннего потребления, ресурсов газовых месторождений полуострова Ямал

(Бованенского, Новопортовского, Харасавэйского и др.). Кроме того, реализация проекта

Ямал-Европа предполагает пролегание газотранспортной системы через территории России,

Белоруссии, Польши и Германии, которые пока не подключены к магистральным

трубопроводам, а также составить альтернативу подачи газа через Украину. Общая

428

протяженность газопровода около 6000 км, диаметр труб 1440 мм, давление в трубе 8,3 Мпа.

Суммарные капиталовложения в реализацию проекта – 45–50 млрд долл. Наиболее сложным

участком газопровода является участок Ямал-Ухта (1220 км), т.к. придется преодолевать

такие трудности, как вечная мерзлота, суровые условия, полное отсутствие какой-либо

инфраструктуры, переход через широкие водные преграды (Обская губа). Некоторые

характеристики участков газопроводов Ямал-Европа представлены в табл. 6.28.

Таблица 6.28

Характеристики проекта Ямал-Европа.

Маршрут

Протяженность,

км

Кол. Ниток Давление, Мпа

Диаметр трубы,

мм

Число компрес-

сорных станций

Ямал-Торжок 2530 3 7,4 1400 32

Торжок-Крупинская 402 2 8,3 1400 5

Белоруссия 575 2 8,3 1400 5

Польша 682 2 8,3 1400 5

Германия 1730 1 1000–1200 5

Второй по значимости газотранспортной системой, предназначенной для экспорта

природного газа, является проект «Голубой поток», который с октября 2002 г. уже вступил в

эксплуатацию, хотя при объявлении о его создании реализация такого проекта казалась

фантастической. Стоимость проекта оценивалась в 2,3 млрд долл. Производительность

газотранспортной системы рассчитана максимально на 16 млрд м

газа. Суммарная

протяженность газопровода – 1200 км, в т.ч. российский участок до Туапсе (373 км);

подводный участок до турецкого порта Самсун протяженностью 385 км (2 нитки диаметром

800 мм, проложенные по дну моря, причем максимальная глубина погружения трубы – 2150

м); турецкий участок газопровода Самсун-Анкара протяженностью 440 км.

Отметим, что строительство газопровода замышлялось в период, когда в Турции у

власти находилось правительство, объявившее о высоких темпах роста турецкой экономики

и, естественно, о большой потребности в энергоресурсах, прежде всего, в природном газе.

Чтобы выиграть время и опередить конкурентов, было принято решение о реализации

проекта «Голубой поток», что носило скорее геостратегический, а не экономический

характер. Впоследствии в Турции к власти пришло новое правительство, посчитавшее

концепцию развития экономики страны, предложенную прежним руководством, излишне

амбициозной и непосильной для страны. Следовательно, снизились планируемые объемы

потребления газа и начались трения с российской стороной о величине поставок газа,

которые, по мнению турецкой стороны, были сильно завышены. Однако уменьшение

поставок, обозначенных в проекте, означает для российской стороны (Газпрома) уменьшение

поступлений валютной выручки и увеличение сроков окупаемости вложенных средств. Не

исключен вариант решения спорных вопросов через международный суд.

Для надежного снабжения природным газом стран Европы еще в 1997 г. возникла идея

Североевропейского газопровода, поддержанная Европейским Союзом.

Маршрут Североевропейского газопровода (СЕГ) состоит из четырех участков, двух

сухопутных и двух морских.

Первый сухопутный участок, который соединит планируемую магистраль с Единой

системой газоснабжения России, пройдет от г. Грязовец Вологодской области до г. Выборг

Ленинградской. Это новый газопровод, хотя большая его часть будет проложена по старому

транспортному коридору. На протяжении 897 км ляжет труба диаметром 1200 мм и будут

построены 7 сухопутных и одна береговая компрессорные станции (КС). Стоимость этой

части газопровода оценена в 1,8 млрд долл.

Точкой отсчета второго, морского участка, явится компрессорная станция, которая

будет построена в бухте Портовая рядом с г. Выборг. Труба диаметром 1067 мм пройдет по

дну Балтийского моря и «вынырнет» у германского г. Грейфсвальд. Протяженность участка

1189 км, стоимость – 2,4 млрд долл.

Далее на расстояние в общей сложности 651 км трубопровод протянется по

429

территориям Германии и Нидерландов. Стоимость третьего участка оценивается в 1,5 млрд

долл. Последний участок – тоже морской, до г. Бэктен в Великобритании, обойдется в 0,5

млрд долл. Суммарные протяженность и стоимость новой магистрали составят

соответственно 3000 км и 6,2 млрд долл. Возможно использование газопровода

«Интерконнектор» в реверсивном режиме.

Сырьевой базой для СЕГ на первом этапе будут служить разрабатываемые

месторождения Надым-Пур-Тазовского региона. В дальнейшем предполагается подключить

месторождения Ямала и Обско-Тазовской губы. Штокмановское месторождение

рассматривается в этой роли в самую последнюю очередь.

Приступить к строительным работам предполагается в 2005 г., первые поставки

планируются на 2007 г., выход на проектную мощность – в 2009 г. Правда, каким будет

проектный уровень газопровода, пока не решено. Предварительно предполагается, что в

однониточном варианте на первом этапе он составит 19,7 млрд м

в год. В дальнейшем, в

зависимости от потребностей рынка, мощность системы может быть доведена до 30 млрд м

В реализации проекта согласны принять участие Ruhrgas (Германия), Wintershall

(Германия), Total AS (Франция), Fortum (Финляндия), Gazunie (Нидерланды). Проект может

быть организован по схеме классического проектного финансирования. Иначе говоря,

классическое проектное финансирование предполагает, что проект должен быть выделен на

отдельный баланс, должна быть создана специальная компания, которая будет заниматься

управлением этим проектом. Иностранный инвестор, который может участвовать в проекте,

всегда входит, с одной стороны, в уставной капитал и одновременно с этим приносит

долговое финансирование в виде коммерческих кредитов или финансирования на базе своих

взаимоотношений с иностранными банками. Одной из особенностей классического

проектного финансирования является то, что, принося инвестиции, иностранный инвестор

претендует на контроль над его реализацией.

Развивая перспективное восточное направление, Газпром имел намерение принять

участие в реализации экспортных проектов подачи газа в Китай, Южную Корею, Японию,

образовав для этого дочернюю компанию «Востокгазпром». Рассматривались несколько

проектов поставок природного газа в Китай: от Ковыктинского месторождения в Китай

непосредственно или через территорию Монголии, а также от месторождений Западной

Сибири через Сибирь, Монголию в Пекин. Некоторые характеристики восточных проектов

приведены в таблице 6.29.

Таблица 6.29

Некоторые характеристики восточных газотранспортных систем.

Показатели

Ковыктинское месторождение

Ямбургское

месторождение (в

Пекин)

Иркутск-Монголия-

Пекин

Иркутск-Улан-Удэ-

Чита-Пекин

Протяженность, км 2645 4485 5665

Число компрессорных станций, шт.

Суммарные инвестиции, млрд долл. 8,0–8,4 10,2–10,6 12,0–12,4

Имелись также проекты подачи российского природного газа в Синьган-Уйгурский

автономный район и далее в Шанхай (протяженность свыше 4200 км), причем интерес к

этому проекту высказали Royal Dutch/ Shell Group и ExxonMobil Corp. Имелся также проект

подачи газа Республики Саха-Якутия в Южную Корею (протяженность газопровода 5265 км,

в т.ч. по территории России 4383 км). Этот газопровод производительностью 34–44

млрд м

/год с 40 компрессорными станциями оценен в 12,5 млрд долл. Его сырьевой базой

предполагались находящиеся на юге Республики Саха-Якутия месторождения Ботуобинской

газоносной провинции и Чаяндинское месторождение. Однако позиция Газпрома

относительно этих проектов изменилась и находится в стадии более детальной проработки в

рамках проекта комплексного освоения месторождений Восточной Сибири и Дальнего

Востока, включая разработку месторождений, газификацию регионов, комплексное

извлечение всех ценных компонентов природного газа.

430

В процессе реализации находятся проекты Сахалин 1 и Сахалин 2, осуществляемые по

схеме соглашения о разделе продукции (без участия Газпрома). Проект Сахалин 1,

реализуемый консорциумом ExxonMobil, India Oil & Natural Gas Corp., Роснефтью и

Сахалинморнефтегазом оценен в 12,3 млрд долл., причем его первая фаза, рассчитанная на

добычу 8 млрд м

газа, стоит 4,3 млрд долл. Сырьевой базой проекта являются шельфовые

месторождения Одопту, Чаево, Аркутун-Дати с запасами 0,5 трлн м

Проект Сахалин 2 является совместным предприятием Шелл и японских компаний

Мицуи и Мицубиси. Сырьевой базой проекта являются месторождения Лунское и Пильтун-

Астохское, находящиеся на шельфе и имеющие суммарные запасы 0,42 трлн м

Предполагается строительство транссахалинского газопровода и завода по сжижению

природного газа мощностью 9,6 млн т. СПГ в год. Суммарные инвестиции в проект

оцениваются в 8,5 млрд долл.

Кроме этого имеется проект освоения Штокмановского месторождения,

расположенного в Баренцевом море в 500 км от Мурманска. Учитывая гигантские запасы

этого месторождения (3,3 трлн м

), а также тот факт, что добыча газа на месторождениях

Северного моря снижается, интерес к этому месторождению проявляют иностранные

компании Conoco-Phillips (США), Total AS (Франция), Norsk Hydro (Норвегия), Fortum

(Финляндия). С российской стороны выступают Роснефть и Газпром. Первая фаза проекта

оценивается в 15–20 млрд долл., а весь проект в 40 млрд долл.

В более отдаленной перспективе настанет пора разработки месторождений,

расположенных на шельфе в арктической зоне.

Отметим, что освоение газовых месторождений Ямала может быть эффективно только

в том случае, если внутренняя цена газа составит не менее 40 долл./ тыс. м

Прогнозируемый уровень добычи российского природного газа в 700–720 млрд м

2020 г. означает, что доля России в мировой добыче сократится с 23% до 20%, что по

мнению отдельных экспертов приведет к утрате значения российской газодобыче на мировой

арене. Предполагается, что при решении тормозящих развитие отрасли проблем реален

уровень добычи в 850–900 млрд м

, из которых 200–250 млрд м

могут обеспечивать

независимые газодобывающие компании [362]. По мнению эксперта столь внушительный

объем добычи газа в 2020 г. сможет быть обеспечен за счет следующих источников: Газпром

– 530 млрд м

, независимые производители на месторождениях Западной Сибири – 180

млрд м

, месторождениях Восточной Сибири и Дальнего Востока – 110 млрд м

. Новые

газодобывающие компании, включая нефтяные, могут обеспечить добычу к 2020 г. 250

млрд м

газа (не считая объема газа, добываемого в составе сахалинских проектов). Вопрос

приведения в соответствие объемов и структуры добычи газа со структурой запасов,

сбалансированная во времени отработка сеноманских горизонтов с низкокондиционными

запасами «жирного» газа и с учетом импортируемого газа входит в круг вопросов

обеспечения энергетической безопасности страны.

Имеются и гораздо более скромные прогнозы добычи газа в перспективе, о которых

упоминалось выше – это прогнозы специалистов Института систем энергетики СО РАН,

которые считают, что добыча газа в России стабилизируется на уровне 620–650 млрд м

[356].

6.6.6. Цены на газ

Цены на газ – предмет государственного регулирования. Государственное

регулирование оптовых цен на природный газ было сохранено ввиду его значимости для

стабильной работы энергетики страны и других крупных потребителей, создания

необходимых условий для дальнейшего реформирования экономики. Длительное

замораживание цен на газ в условиях постоянного роста издержек в добыче и

транспортировке привело в 1999 г. к убыточности его поставок на внутреннем рынке. Газ –

наиболее экологически чистый и эффективный вид топлива – дешевле в 6–8 раз мазута и 1,5–

2 раза угля. Это привело к искажению структуры топливно-энергетического баланса, где