Перспективы развития нефтяной и газовой промышленности Сибири и Дальнего Востока и прогноз экспорта нефти и газа из России на Тихоокеанский рынок

Development prospectives of Siberian and Far-Eastern oil and gas industry and prediction of oil and gas export from Russia to Pacific market

A. KORZHUBAEV, RAS Siberian Division, I. SOKOLOVA, VNIPIneft JSC, L. EDER, RAS Siberian Division

Реализуемый в нефтегазовом комплексе России, и, в первую очередь в Сибири и на Дальнем Востоке, курс на диверсификацию внутрироссийских и экспортных поставок, организацию прямого выхода на крупнейших платежеспособных потребителей нефти и газа на Тихоокеанском рынке в основном соответствует долгосрочным глобальным экономическим процессам.

About diversification course (being realized in Siberia and Far East) on inside-Russia and export supplies, organizing direct outlet to the biggest solvent consumers of oil and gas at Pacific market

Именно сейчас в условиях трансформации мирового экономического порядка новые центры силы должны интенсифицировать усилия по экономическому взаимодейст­вию, особенно в таких секторах как энергетика, технологии, инвестиции.

Развитие сотрудничества России и АТР в НГК будет происходить в результате эффективного освоения ресурсов и запасов УВ в традиционных и новых районах Сибири и Дальнего Востока, шельфа арктических и дальневосточных морей, организации коммерчески эффективных поставок нефти, нефтепродуктов, газа, продукции нефтегазохимии, гелия в Китай, Корею, Японию, Индию и другие страны региона.

В настоящее время Восточные регионы страны – Сибирь и Дальний Восток, включая шельф, обеспечивают более 70% добычи неф­ти и около 95% – газа; здесь сосредоточено около 90% ресурсов УВ России (табл. 1, 2).
Табл.1. Распределение начальных суммарных ресурсов нефти, газа и конденсата на территории России, %
Табл. 2. Добыча нефти, конденсата и газа в России в 2008 г. по регионам, млн т

НГК Востока России

В настоящей статье Сибирь рассматривается в традиционных пространственных границах, включая: всю территорию Сибирского федерального округа; Тюменскую область, ХМАО и ЯНАО, входящие в Уральский федеральный округ; Республику Саха, административно относящуюся к Дальневосточному федеральному округу. В геологическом плане Сибирь включает Западносибирскую нефтегазоносную провинцию (НГП), Ленно-Тунгусскую НГП и Хатангско-Вилюйскую НГП. Географически и по условиям развития систем добычи, переработки и транспорта УВ выделяются НГК Западной Сибири – ЗСНГК, и НГК Восточной Сибири – ВСНГК.

Дальний Восток включает в себя российские восточные территории и акватории дальневосточных морей и арктических морей, а также континентальный шельф Тихого океана. В геологическом плане интерес представляют как территории, так и акватории: здесь открыта Охотоморская НГП, которая включает в себя девять нефтегазоносных областей, располагающихся на о-ве Сахалин, морской и шельфовой зоне Охотоморского сектора Тихого океана. В состав провинции входят Охотско-Западно-Камчатская НГО, Северо-Сахалинская НГО, Южно-Сахалинская НГО, Западно-Сахалинская НГО, Дерюгинская НГО, Тинровская ПНГО, Северо-Охотская ПНГО, Лисянская ПНГО, Центрально-Охотская ПНГО.

НГК Западной Сибири. Западная Сибирь – главный нефтегазодобывающий район страны; здесь (включая прилегающий шельф) сосредоточено свыше 60% начальных суммарных ресурсов (НСР) углеводородов (УВ) России, добывается около 70% нефти и свыше 90% газа; действуют развитые системы магистральных нефте- и газопроводов западного, южного и юго-восточного направлений, а также системы промысловых и подводящих нефтепроводов и газораспределительных сетей; функционируют нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ).

Крупнейшие нефтяные месторождения – Самотлорское (с начальными извлекаемыми запасами более 3,2 млрд тонн нефти), Приобское (2,1 млрд тонн), Красноленинское (1,2 млрд тонн), крупнейшие газовые месторождения – Уренгойское (свыше 10 трлн м3 газа), Ямбургское (5,2 трлн м3), Бованенковское (4,4 трлн м3), Заполярное (3,5 трлн м3).

В Западной Сибири работают все основные вертикально-интегрированные нефтегазовые компании (ВИНК) страны – Газпром (включая «Газпром нефть»), «Роснефть», ЛУКОЙЛ, «ТНК-ВР», «Сургутнефтегаз», «Русс­­Нефть», на долю которых приходится 97% добычи нефти и газа в регионе (табл. 3).
Табл. 3.Добыча нефти и газа в Западной Сибири в 2008 г. по компаниям
На юге региона работает один из крупнейших в ЗСНГК и самый современный в стране Омский НПЗ, в районах нефтегазодобычи действуют ряд малых НПЗ (МНПЗ) – Нижневартовский, Стрежевской, Когалымский, Крас­ноленинский и др., функционируют предприятия газопереработки, нефте- и газохимии – Сургутский ЗСК, Губкинский ГПЗ, Уренгойский ГПЗ, Томский НХК, Тобольский НХК, «Азот» (Кемерово), «Химпром» (Кемерово), «Омский каучук» и др. Доля Западной Сибири в первичной переработке нефти и конденсата в стране составляет чуть более 10%; практически весь объем переработки приходится на вертикально-интегрированные компании.

Газовая промышленность Западной Сибири представляет собой крупнейший в мире производственно-технологический комплекс, включающий в себя системы добычи, переработки и сверхдальнего транспорта газа. В последние годы продолжается естественное падение добычи на крупнейших Медвежьем, Уренгойском и Ямбургском месторождениях. Ввод в разработку в конце 2001 г. Заполярного месторождения, в 2004 г. Песцового месторождения, а затем Южно-Русского, Еты-Пуровского, Вынга­яхинского, Ен-Яхинского месторождений, а также Анерьяхинской площади Ямбургского месторождения и Таб-Яхинского участка Уренгойского месторождения несколько улучшили ситуацию; это позволило на несколько лет преодолеть падение и обеспечить некоторый рост добычи газа. В ближайшие годы для поддержания и наращивания добычи планируется введение месторождений в Надым-Тазовском междуречье, Обской губе, утилизация запасов низконапорного газа; стратегическое направление развития – освоение запасов и ресурсов газа п-ва Ямал и акватории Карского моря.

НГК Восточной Сибири. Восточная Сибирь, включая Республику Саха, – крупный перспективный регион для формирования новых центров нефтяной и газовой промышленности национального и международного значения. НСР нефти в регионе составляют около 11% общероссийских ресурсов, свободного газа – почти 14%, попутного нефтяного газа – более 8%, конденсата – около 16%; в регионе добывается 0,3% российской нефти и почти 1% – газа (табл. 4).
Табл. 4. Добыча нефти и газа в Восточной Сибири в 2008 г. по компаниям
Крупнейшие месторождения УВ – Ковыктинское (с запасами газа 2 трлн м3, конденсата – 84 млн тонн), Чаяндинское (более 1,2 трлн м3 газа, и 70 млн тонн конденсата и нефти), Ванкорское (включая прилегающие участки, с извлекаемыми запасами нефти около 440 млн тонн), Верхнечонское (200 млн тонн нефти), Талаканское (более 120 млн тонн нефти и 60 млрд м3 газа), Юрубчено-Тохомское (свыше 70 млн тонн нефти и 180 млрд м3 газа).

В последние годы ведется опытно-промышленная эксплуатация ряда неф­тяных месторождений в Иркутской области, Красноярском крае, Республике Саха; в результате ввода в эксплуатацию участка нефтепровода ВСТО Талакан – Тайшет (в реверсном режиме) с конца 2008 г. происходит быстрое наращивание добычи на крупнейших месторождениях региона – Талаканском и Верхнечонском; созданы локальные системы газообеспечения в Норильском промышленном районе и в Центральной Якутии; ведутся работы по газификации Братского промышленного узла.

Около 63% нефти и свыше 69% газа в регионе добывается структурами, входящими в состав вертикально-интегрированных нефтегазовых и горно-металлургических компаний – «Сургутнефтегаза», «Роснефти», «ТНК-ВР», «Норильского никеля», «Алросы».

На базе западносибирского сырья в Восточной Сибири работают нефтеперерабатывающие, нефтехимические и химические предприятия – Ачинский НПЗ, Ангарская НХК, Красноярский завод синтетического каучука, «Саянскхимпласт», «Усольехимпром» и др.; на местном сырье функционируют ГПЗ «Норильскгазпрома» и Якутский ГПЗ. Доля Восточной Сибири в общероссийской переработке нефти составляет около 7%.

НГК Дальнего Востока. Дальний Восток – новый динамично развивающийся нефтегазодобывающий район России. НСР нефти в регионе составляют около 9% общероссийских ресурсов, газа – свыше 11%, в регионе добывается около 2,6% российской нефти и почти 1,4% – газа (табл. 5); ведется добыча нефти и газа на сухопутных месторождениях о-ва Сахалин и в рамках проектов Сахалин-1 и Сахалин-2; начаты поисковые работы по проекту Сахалин-3 и на Западно-Камчатском шельфе. Сформированы лицензионные блоки в рамках проектов Сахалин 49. Действуют локальные системы нефтегазообеспечения «Северный Сахалин – Комсомольский промышленный узел», введен в эксплуатацию газопровод «Комсомольск-на-Амуре – Хабаровск».
Табл. 5. Добыча нефти и газа на Дальнем Востоке РФ в 2008 г. по регионам и компаниям
Крупнейшие месторождения УВ Даль­него Востока – Пильтун-Астохское нефтяное и Лунское газовое (проект «Сахалин-2») – суммарные извлекаемые запасы двух месторождений 150 млн тонн нефти и 500 млрд м3 газа; Чайво, Одопту и Аркутун-Даги (проект «Сахалин-1») – суммарные извлекаемые запасы трех месторождений 307 млн тонн нефти и 485 млрд м3 газа.

В 2006 г. введен в строй нефтепровод Чайво – Де-Кастри, береговой комплекс подготовки нефти и экспортный нефтяной терминал в порту Де-Кастри, откуда в октябре 2006 г. начался экспорт нефти в Южную Корею и Японию, в дальнейшем поставки осуществлялись также в Индию, Китай, Тайвань, Филиппины, США. В I квартале 2007 г. добыча нефти в рамках Сахалина-1 вышла на проектную мощность. В 2007 г. было добыто 11,2 млн тонн, в 2008 – 9,6 млн тонн неф­ти. Часть газа, добываемого в рамках проекта, поставляется местным потребителям по газопроводу Сахалин – Комсомольск-на-Амуре – Хабаровск, при этом основной его объем закачивается обратно в пласт.

В настоящее время ведется строительство газопровода Хабаровск – Владивосток. Ввод в эксплуатацию объекта и подача газа в Приморский край намечены на 2011 г. до начала саммита АТЭС в 2012 г. во Владивостоке. Газопровод должен обеспечить газоснабжение коммунально-бытового сектора и промышленности Сахалинской и Амурской областей, Хабаровского и Приморского краев. Источником сырья на среднесрочную перспективу станет газ проекта «Сахалин-1», в дальнейшем проекты «Сахалин-3» – «Сахалин-9» .

В марте 2009 г. на юге Сахалина пущен в эксплуатацию первый в России завод по производству СПГ, состоящий из двух технологических линий производительностью 4,8 млн тонн СПГ в год каждая. Выход завода на проектную мощность (9,6 млн тонн в год) запланирован на 2010 г.

На базе западносибирского и частично сахалинского сырья (в основном поставляемого на экспорт) на Дальнем Востоке работают Хабаровский и Комсомольский НПЗ мощностью по сырью 9,5 млн тонн в год и 3,3 млн тонн в год, соответственно. Доля Дальнего Востока в общероссийской переработке нефти составляет 4,5%.

Прогноз развития НГК Востока России

Крупнейшие проекты. В НГК Сибири и Дальнего Востока будут реализованы крупнейшие мегапроекты, обеспечивающие долгосрочное технологическое развитие нефтяной, газовой, нефтегазоперерабатывающей и нефтегазохимической промышленности России: (1) развитие нефтяной промышленности Западной Сибири, включая стабилизацию и обоснованное наращивание добычи нефти, полную утилизацию попутного нефтяного газа, модернизацию систем транспорта и переработки нефти, расширение и повышение технологического уровня мощностей нефтехимии, воспроизводство минерально-сырьевой базы (МСБ) нефти; – объем инвестиций до 2030 г. 280 – 330 млрд долл.; (2) развитие газовой промышленности Западной Сибири, прежде всего освоение ресурсов газа и конденсата полуострова Ямал, в Обской и Тазовской губах, поддержание и развитие добычи газа и конденсата в традиционных районах (Надым-Пур-Тазовское междуречье), включая утилизацию низконапорного газа, модернизация существующих и строительство новых газотранспортных систем западного и южного направлений, дальнейшая газификация промышленности, расширение мощностей по газопереработке и газохимии, воспроизводство и расширение минерально-сырьевой базы газа – объем инвестиций до 2030 г. 550 – 590 млрд долл.; (3) формирование в Восточной Сибири нового центра НГК, включая развитие нефтяной, газовой, нефтегазоперерабатывающей, нефтехимической, газохимической, гелиевой промышленности, воспроизводство и расширение минерально-сырьевой базы УВ – объем инвестиций до 2030 г. 150 – 170 млрд долл.; (4) полномасштабное освоение УВ шельфа дальневосточных морей и Тихого океана – объем инвестиций до 2030 г. 70 – 80 млрд долл.

Наиболее крупные проекты в рамках мегапроектов – развитие НГК полуострова Ямал и прилегающих акваторий; формирование Ванкоро-Сузунского центра нефтегазодобычи; завершение строительства Новоуренгойского НГХК, стро­ительство Новоуренгойской ГРЭС; фор­мирование Эвенкийского центра неф­тегазодобычи, нефтегазопереработки и нефтегазохимии (включая гелиевую промышленность); формирование Ангаро-Вилюйского центра нефтегазодобычи, нефтегазопереработки и нефтегазохимии (включая мощности по производству и хранению гелиевого концентрата); запуск второй фазы разработки месторождений в рамках проектов «Сахалин-1» и «Сахалин 2»; проведение геологоразведочных работ и формирование новых добывающих центров неф­ти и газа в рамках проектов «Сахалин-3» – «Сахалин-9»; завершение строительства нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО); строительство газопровода «Алтай»; расширение ЕСГ на Восток, создание системы газопроводов Восточная Сибирь – Дальний Восток с выходом на Китай и Корею, создание заводов и терминалов СПГ; газификация существующих и новых промышленных центров Востока России, в том числе объектов горно-металлургического комплекса.

Инфраструктура транспорта. Стратегическими задачами развития транспортной инфраструктуры нефтегазового комплекса на территории Сибири и Дальнего Востока являются:
  • обеспечение условий для формирования новых нефтегазодобывающих районов в Западной и Восточной Сибири, Дальнего Востока;
  • повышение надежности существующих и формирование новых внутрироссийских и экспортных потоков нефти и газа;
  • расширение транзита нефти и неф­тепродуктов по российской территории,
  • обеспечение экспорта нефти, неф­тепродуктов и газа, минуя таможенную территорию транзитных государств;
  • обеспечение баланса между необходимыми объемами транспорта нефти, нефтепродуктов и газа и пропускной способностью транспортной системы, при котором для оперативного учета спроса на рынке транспортная система должна иметь резерв пропускной способности в каждый отрезок времени;
  • обеспечение сбалансированного развития нефтяной, нефтеперерабатывающей, нефтехимической и газовой промышленности, включая согласованное по объемам и синхронизированное во времени создание систем нефтепроводов, газопроводов, продуктопроводов, а также инфраструктуры комплексной переработки и химии углеводородов.
Крупной стратегической задачей в части повышения технологической и экономической эффективности нефтегазового комплекса в целом должно стать развитие системы трубопроводного транспорта попутного газа, его отдельных компонентов (в том числе этана, ШФЛУ и др.), а также продуктов глубокой переработки (этилена и др.) для поставки на нефте– и газоперерабатывающие, нефте- и газохимические предприятия.

В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке целесообразно создание единого нефтегазового комплекса, включающего системы добычи, переработки, химии, транспорта и хранения нефти, нефтепродуктов, продуктов нефте- и газо­химии, включая гелий.

Для организации крупных поставок продукции НГК российским потребителям и экспорта на Тихоокеанский рынок – в Китай, Японию, Корею, Филиппины, Индию, другие страны АТР и на Тихоокеанское побережье США, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке необходимо формирование системы сверхдальнего трубопроводного транспорта – магистральных нефте– и газопроводов, строительство заводов по переработке и сжижению природного газа, создание инфраструктуры для отгрузки нефти, нефтепродуктов, СПГ, конденсата, гелия.

Целевые индикаторы. Перспективные уровни добычи нефти и газа в Сибири и на Дальнем Востоке в период до 2030 г. будут определяться в основном внутренним и внешним спросом, уровнем цен, развитием транспортной инфраструктуры, географией, запасами и качеством разведанной сырьевой базы и темпами ее воспроизводства, налоговыми и лицензионными условиями, научно–техническими достижениями в разведке и разработке месторождений.

Стратегические ориентиры добычи нефти и газа предполагают внедрение передовых технологий добычи, совершенствование институциональной среды в НГК, проведение эффективной политики в области воспроизводства минерально–сырьевой базы и увеличение объемов геологоразведочных работ (глубокое бурение, геофизические работы, НИОМР) на распределенном и нераспределенном фонде недр (табл. 8 – 14). Увеличение объемов геологоразведочных работ необходимо во всех регионах, но особенно в Западно–Сибирской и Ленно–Тунгусской и Охотоморской неф­тегазоносных провинциях, а также на шельфах арктических морей.

В долгосрочной перспективе произойдет увеличение доли Сибири и Дальнего Востока в добыче нефти в стране с 70 до 80%, доля макрорегиона в добыче газа будет находиться на уровне 93 – 94%.

Во всех сценариях предполагается повышение объемов и глубины переработки нефти. Уровень загрузки мощностей по первичной переработке нефти должен составить в 2020 г. – не менее 90% с последовательным увеличением до 95 – 97%. Глубина переработки в среднем по Сибири и Дальнему Востоку должна быть доведена к 2015 г. до 85 – 87%, к 2020 г. – до 89 – 92%, к 2025 г. – до 93 – 96%, к 2030 г. – до 97 – 98%.

Прогнозы и условия экспорта

Прогноз экспорта. Перспективы экспорта нефти и газа из России в АТР, также (в меньшей мере) на Западное побережье США, будут определяться уровнями добычи в Сибири и на Дальнем Востоке, внутренними потребностями, развитием транспортной инфраструктуры, спросом и ценами на международных рынках, условиями поставок.

Ожидается, что уже в ближайшей и среднесрочной перспективе будут расширены поставки нефти в Китай через территорию Казахстана по действующему нефтепроводу Омск – Атасу – Алашанькоу, в том числе с использованием схемы замещения (SWAP). Поставки западносибирской нефти по этому маршруту могут быть доведены до 10 млн тонн в год (табл. 6). После ввода в эксплуатацию первой (2009 г.) и второй (2014 г.) очереди нефтепровода ВСТО трубопроводные поставки нефти (с учетом отвода на Китай и фрахта в портах Дальнего Востока) из Западной и Восточной Сибири на Тихоокеанский рынок будут последовательно доведены до 80 млн тонн; после 2025 г. с учетом поставок на Хабаровкий НПЗ потребуется увеличение пропускной способности нефтепровода. Железнодорожные поставки нефти в Китай сохранятся на уровне 5 – 7 млн тонн в год.
Табл. 6. Источники, маршруты и направления поставок нефти из России на Тихоокеанские рынки в 2010 – 2030 гг., млн тонн в год (средние значения)
Экспорт нефти с месторождений о-ва Сахалин и шельфа Охотского моря, а в долгосрочной перспективе и Западно-Камчатского шельфа Тихого океана могут составить не менее 25 – 30 млн тонн при условии полной загрузки Комсомольского НПЗ. Основные поставки будут осуществляться через терминал Де Кастри в Хабаровской крае и терминал в Пригородном на юге Сахалинской области, а также с морских платформ (особенно на начальной стадии реализации проектов «Сахалин-3 – 9».

В рамках проекта «Сахалин-2», начиная с марта 2009 г., ведутся экспортные поставки сжиженного природного газа, главным образом в Японию, с отгрузкой из терминала на юге Сахалина, выход на проектную мощность 13,7 млрд м3 (в пересчете на исходное вещество) намечен на 2010 г. (табл. 7). В долгосрочной перспективе целесообразно строительство дополнительных модулей завода СПГ и расширение терминала.
Табл. 7. Источники, маршруты и направления поставок газа из России на Тихоокеанские рынки в 2010 – 2030 гг., млн м3 в год (средние значения)
После 2012 г. будут организованы поставки сетевого газа в Китай и Корею (морской трубопровод) с месторождений проекта «Сахалин–1»; после 2014 г. будет введена система Западная Сибирь (ЕСГ) – Восточная Сибирь – Дальний Восток с отводами на Китай, которая будет соединена с газопроводной системой Сахалин – Дальнереченск (отвод на Китай) Владивосток – Находка – Сеул в районе Хабаровска; в период 2015 – 2020 гг. в районе Находки возможно строительство завода по сжижению газа и терминала СПГ.

Условия поставок. При формировании новых экспортных поставок нефти и газа из России, особенно на территории Ленно-Тунгусской НГП, целесообразна организация максимального технологически обоснованного и экономически эффективного извлечения на российской территории всех ценных и потенциально ценных компонентов, включая этановую и пропан-бутановую фракции, гелия и других элементов в соответствии с их концентрацией. Модернизация существующих и формирование новых центров нефтеперерабатывающей, газоперерабатывающей, нефтехимической и газохимической промышленности на территории Сибири и Дальнего Востока стимулирует социально-экономическое развитие российских регионов, позволит создавать продукцию с высокой добавленной стоимостью.

При поставках на экспорт сырой неф­ти и энергетического газа целесообразно заключение связанных договоров, предполагающих обеспечение доступа российских компаний к объектам транспортировки, переработки и сбыта на территории стран – реципиентов.

Цены экспортных поставок нефти и газа из Сибири и Дальнего Востока на Тихоокеанские рынки должны быть несколько выше европейских с учетом высокого качества сырья, повышенного спроса и наличия транспортных рисков (включая значительные расстояния и прохождение через Аденский и Оманский заливы, Баб–эль–Мандебский, Ормузский и Малаккский проливы) для альтернативных поставок из других регионов мира (Ближнего Востока, Африки).

Целесообразно формирование контролируемых российскими компаниями, прежде всего, Газпромом, «Роснефтью», «ЛУКОЙЛом», «ТНК–ВР» и «Зарубежнеф­тью», поставок нефти, нефтепродуктов, сетевого и сжиженного газа в АТР не только из России, но и из других регионов мира.

Создание и приобретение инфраструктуры, получение доступа к добывающим активам и организация крупномасштабных поставок из различных регионов мира позволит России занять доминирующие позиции на Тихоокеанском рынке нефти, нефтепродуктов и газа, контролируя не менее трети всех экспортно-импортных поставок углеводородов в этом регионе.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Соколова И.А.

    к.э.н., коммерческий директор

    ОАО ВНИПИнефть

    Коржубаев А.Г.

    Коржубаев А.Г.

    д.э.н., профессор, заведующий отделом Института экономики и организации промышленного производства, заведующий сектором Института геологии нефти и газа СО РАН

    Эдер Л.В.

    Эдер Л.В.

    д.э.н., профессор, заведующий лабораторией экономики недропользования и прогноза развития нефтегазового комплекса Институт нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН руководитель специализации «Экономика и управление в энергетическом секторе»

    Новосибирский государственный университет

    Просмотров статьи: 44511

    Rambler's Top100

    admin@burneft.ru