В настоящее время добыча нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) практически достигла пика в связи с выходом на проектную мощность основных разрабатываемых месторождений региона – Ванкорского (Красноярский край), Верхнечонского (Иркутская область) и Талаканского (Республика Саха (Якутия). Возможно еще некоторое незначительное увеличение нефтедобычи за счет сателлитов и средних по размерам соседних месторождений. В то же время приросты добычи нефти в регионе являются единственным источником поддержания добычи нефти по стране в целом (рис. 1).
Дальнейшее крупномасштабное развитие нефтедобычи связано только с введением в разработку новых крупных объектов, прежде всего, на территории Красноярского центра. Это месторождения Ванкорского центра нефтедобычи – Лодочного, Сузунского и Тагульского, а также Юрубчено-Тохомского центра – Куюмбинского и Юрубчено-Тохомского месторождений.
В то же время кризис 2014 – 2015 гг. способен замедлить темпы развития региона, прежде всего в части поддержания запланированных уровней добычи, в условиях, когда компании сдвигают во времени реализацию новых крупных инвестиционных проектов, в том числе в области нефтегазодобычи. Сдерживающим фактором служат и введенные секторальные санкции со стороны ряда западных стран, как в плане доступа к финансовым ресурсам, так и технологиям добычи, поскольку большую часть запасов месторождений региона можно классифицировать как трудноизвлекаемые – имеющие сложное геологическое строение.
Одновременно с этим происходит снижение темпов воспроизводства минерально-сырьевой базы и финансирования геологоразведочных работ. Сырьевая база углеводородов Восточной Сибири и Дальнего Востока отличается низкой степенью изученности и разведанности. 
В связи с этим повышение надежности сырьевой базы углеводородов является основой устойчивого роста добычи нефти в долгосрочной перспективе и приоритетным направлением развития НГК региона. Повышение надежности сырьевой базы возможно только путем увеличения объема геологоразведочных работ (прежде всего глубокого бурения) и его финансирования не только в зоне активного недропользования вдоль трассы нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО), но и на перспективных слаборазведанных территориях.
Восточная Сибирь и Дальний Восток – регионы приоритетного присутствия государственных компаний ОАО «Роснефть» и ПАО «Газпром». В последние годы проходит активная консолидация активов государственных компаний в регионе (за счет активов ОАО «ТНК-ВР», ЗАО «Иреляхнефть», ООО «Таас-Юрях Нефтегаздобыча»), в результате чего доля ОАО «Роснефть» в структуре добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке выросла до 72% в 2014 г., а к 2030 г. может увеличиться до 80%. Газпром является официальным координатором программы освоения газовых запасов и ресурсов на востоке страны, включая строительство трубопроводной (газопровод «Сила Сибири») и нефтегазохимической (ГПЗ «Амурский») инфраструктур.
Сегодня в восточных регионах Сибири практически отсутствует газовая промышленность, не считая нескольких локальных систем газоснабжения в Республике Саха (Якутия) и на севере Красноярского края. В ближайшее время здесь предстоит создать крупнейший газовый комплекс, включая секторы добычи, переработки, транспорта газа и продуктов его переработки. Увеличение инвестиционной активности со стороны государства должно концентрироваться не только в секторе добычи и транспортировки углеводородного сырья, но и финансировании проектов инновационного развития Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, включая перерабатывающие и химические высокотехнологические производства.
с блоком нефтегазохимии
и гелиевыми заводами позволит России осуществить процесс импортозамещения и занять лидирующие позиции на мировом рынке конечной продукции высоких переделов.
Формирование производственно-технологических комплексов по глубокой переработке «жирного» газа восточносибирских месторождений с блоком нефтегазохимии и гелиевыми заводами позволит России осуществить процесс импортозамещения и занять лидирующие позиции на мировом рынке конечной продукции высоких переделов.
Развитие нефтепроводной системы на востоке страны происходит в направлении расширения уже существующих мощностей для возможности увеличения экспортных поставок, прежде всего в Китай. Приоритетным направлением развития газотранспортной инфраструктуры станет активное строительство магистрального газопровода «Сила Сибири».
Развитие нефтегазового комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока следует проводить в рамках единой долгосрочной государственной программы развития восточных территорий России, что позволит реализовать экономические и геополитические интересы страны, обеспечить ее территориальную целостность и национальную безопасность.
Сырьевая база
В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке сосредоточено более 16 млрд т начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти, или около 20% начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти, России. Разведанные и предварительно оцененные запасы нефти в регионе превышают 3,6 млрд т, степень разведанности – 11,8%, в то время как в целом по стране – 44%. Доля неоткрытых ресурсов составляет 76% – это потенциал прироста будущих запасов нефти при условии активной лицензионной политики государства и компаний, роста объема геологоразведочных работ.
В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке сосредоточено более 59 трлн м3, или около 23%, НСР газа в стране. Разведанные и предварительно оцененные запасы природного газа в регионе превышают 9,6 трлн м3, или 13,8% общих запасов России, степень разведанности – 9%, в то время как аналогичный показатель по России в целом составляет 25%.
Большинство месторождений углеводородов Восточной Сибири носят комплексный характер – содержат нефть, газ, конденсат, а в составе свободного газа, кроме метана, содержатся в значительных концентрациях его гомологи – этан, пропан, бутан, а также конденсат и гелий. Такой «жирный газ» требует переработки и выделения ценных компонентов – сырья для нефтегазохимических производств.
Современное состояние добычи углеводородов
Добыча нефти с дифференциацией по месторождениям и регионам. Мощным стимулом к освоению ресурсной базы и развитию добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке стало строительство транспортной инфраструктуры: нефтепровода ВСТО и спецморнефтепорта в Козьмино, подводящих и соединительных нефтепроводов – «Ванкорское – Пур-Пе», «Верхнечонское – Талаканское – ВСТО», а также нефтепроводов «Северный Сахалин – Де Кастри», «Северный Сахалин – Южный Сахалин». Это позволило нарастить добычу нефти в регионе с 4,7 млн т в 2005 г. до 58,4 млн т в 2014 г. (11,1% добычи нефти в России), в том числе в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) – 44,2 млн т, на Дальнем Востоке – 14,3 млн т (рис. 2).
Основу добычи нефти составляют три месторождения – Ванкорское (50%) и Верхнечонское (19%), разрабатываемые компанией «Роснефть»; Талаканское (18%), оператор разработки – «Сургутнефтегаз». Основной прирост приходится на Красноярский край, где «Роснефть» существенно нарастила объем добычи на Ванкорском месторождении с начала промышленной добычи с 3,6 млн т в 2009 г. до 22 млн т в 2014 г. (табл. 1). Проектный уровень добычи здесь первоначально был оценен в 25 млн т нефти в год, но позднее оценка была уточнена до уровня 21,5 млн т/год и достигнута в 2013 г. Ванкорское месторождение вместе с Сузунским, Тагульским и Лодочным месторождениями формирует «Ванкорский кластер» с проектным уровнем добычи в 25 млн т в год. Развитие кластера на первом этапе связано с освоением Сузунского месторождения, как наиболее разведанного, ввод в разработку планируется уже в 2016 г. На втором этапе (после 2018 г.) планируется ввести Тагульское и Лодочное месторождения.
Добыча нефти на крупнейшем в Иркутской области Верхнечонском месторождении в 2011 г. выросла в два раза, а в 2014 г. был достигнут проектный уровень в 8,2 млн т – более 62% совокупной добычи нефти в Иркутской области, который планируется поддерживать до 2020 г. Этот рост связан с завершением строительства и реконструкции ряда ключевых объектов, в результате которых пропускная способность установки по подготовке нефти на промысле увеличилась на 25%.
На Талаканском месторождении в Республике Саха (Якутия) в 2014 г. было добыто 7,7 млн т, или 88% добычи республики. В 2015 г. совокупный объем нефти, добытой компанией «Сургутнефтегаз» в Республике Саха (Якутия), может превысить 8 млн т – за счет разработки принадлежащих ей Талаканского, Алинского, Северо-Талаканского и Восточно-Алинского месторождений.
Рост нефтедобычи в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) был обусловлен также последовательным подключением ряда месторождений независимых нефтяных компаний к нефтепроводной системе ВСТО. Так, в 2010 г.
«Иркутская нефтяная компания» (ИНК) подключила к нефтепроводу Ярактинское месторождение. В 2014 г. добыча нефти «ИНК» составила 3,9 млн т, рост к предыдущему году – 40%, что связано с наращиванием фонда скважин и внедрением технологий гидроразрыва пласта. В 2015 г.
и гелий.
«ИНК» планирует увеличить уровень добычи нефти до 6 млн т, что на 50% больше результатов 2014 г. Благодаря использованию инфраструктуры «ИНК» для подключения к ВСТО добыча нефти на Дулисьминском месторождении в 2012 г. возросла вдвое, а к 2014 г. составила 929 тыс. т.
Рост добычи нефти на Дальнем Востоке связан с вводом в промышленную эксплуатацию в 2004 – 2005 гг. проекта «Сахалин-1» на шельфе Охотского моря и в 2009 г. – выходом на круглогодичную добычу нефти по проекту «Сахалин-2». После некоторого спада в 2009 – 2010 гг. на шельфах дальневосточных морей в 2011 г. возобновился рост добычи на проекте «Сахалин-1», однако в 2012 г. падение составило 10% к предыдущему году (с 7,9 млн т до 7,1 млн т), а в 2013 г. добыча снизилась до 7,0 млн т. В начале 2015 г. на проекте «Сахалин-1» была начата добыча нефти с месторождения Аркутун-Даги, поэтому в 2014 г. она выросла на 0,6 млн т – до 7,6 млн т.
По проекту «Сахалин-2» и на континентальных месторождениях, разрабатываемых «Роснефть – Сахалинморнефтегазом», сохраняется отрицательная динамика добычи – в 2010 г. она составила 6 млн т, сократившись к 2014 г. до 5,3 млн т.
Добыча нефти с дифференциацией по компаниям. Крупнейшие производители нефти на востоке России: контролируемые «Роснефтью» – «Ванкорнефть» и «Верхнечонскнефтегаз», а также «Сургутнефтегаз».
В 2012 – 2013 гг. произошло значительное увеличение доли «Роснефти» в текущей добыче нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Компания консолидировала 100% «Таас-Юрях Нефтегазодобыча», владеющей лицензией на разработку Среднеботуобинского месторождения в Республике Саха (Якутия). С октября 2013 г. Среднеботуобинское месторождение введено в промышленную разработку и начаты поставки нефти по собственному нефтепроводу протяженностью 169 км в трубопроводную систему ВСТО. Планируется достигнуть проектный уровень добычи нефти к 2018 г. – 5 млн т в год.
Также в 2014 г. «Роснефть» приобрела активы «Иреляхнефть» и «АЛРОСА-Газ» в Республике Саха (Якутия), осуществляющих добычу нефти на Иреляхском и Среднеботуобинском месторождениях соответственно.
После завершения процедуры слияния активов «Роснефти» и ТНК-ВР в 2013 г. компании перешли доли в освоении Верхнечонского месторождения в Иркутской области и Ванкорской группы месторождений на севере Красноярского края – Сузунского, Тагульского и Русского, а после приобретения «Итеры» – Братского газоконденсатного месторождения в Иркутской области. 
Сегодня на долю «Роснефти» в Восточной Сибири приходится 72% добываемой нефти, на Дальнем Востоке – 20%, по региону в целом – около 58%. Поэтому основной прирост добычи нефти на востоке будет осуществляться, прежде всего, за счет государственного монополиста, доля которого в Восточной Сибири к 2030 г. возрастет до 80%.
Добыча газа. Отсутствие инфраструктуры по транспортировке, переработке и использованию газа – фактор, сдерживающий развитие газовой промышленности востока России. В 2014 г. добыча газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке составила 46,6 млрд м3, из которых 28,3 млрд м3 приходилось на Сахалинскую область, а 18,4 млрд м3– на Красноярский край, Республику Саха (Якутия) и Иркутскую область (рис. 3).
Основная часть всего добываемого газа на Дальнем Востоке (18,3 млрд м3) поступает потребителям на внутренний рынок и на экспорт, а более 22% добычи газа на Дальнем Востоке, было закачано обратно в пласт, либо сожжено в факелах.
Основная добыча коммерческого газа на Дальнем Востоке осуществляется на шельфе Охотского моря по проекту «Сахалин-2» – 17,6 млрд м3, в рамках которого действуют транссахалинский газопровод, завод и терминал СПГ (табл. 2). В 2014 г. около 14,5 млрд м3 природного газа (10,7 млн т СПГ) было поставлено на экспорт в страны АТР, прежде всего – Японию и Южную Корею, остальные 3 млрд м3 – направлены на внутренний рынок – Владивостокские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2, ТЦ «Северная» и Южно-Сахалинскую ТЭЦ-1 и др.
В рамках проекта «Сахалин-3» Газпром осваивает три лицензионных участка – Киринское, Аяшское и Восточно-Одоптинское. Киринский участок включает Киринское, Южно-Киринское и Мынгинское газоконденсатные месторождения. В конце 2013 г. введено в эксплуатацию Киринское газоконденсатное месторождение, проектная мощность может составить 8 – 9 млрд м3 в год. Ввод в эксплуатацию Южно-Киринского месторождения был намечен на 2019 г., а к 2023 – 2024 гг. планировалось выйти на проектный уровень добычи 16 млрд м3. Однако в августе 2015 г. США ввели санкции в отношении ряда российских месторождений, в том числе Южно-Киринского, о запрете экспорта, реэкспорта и трансфера любых товарных позиций без получения специальной лицензии Бюро промышленности и безопасности США. А данное месторождение должно было стать основной ресурсной базой для завода «Владивосток СПГ», запуск которого вследствие секторальных санкций перенесен на неопределенный срок.
Свыше 10,0 млрд м3 газа, добываемого по проекту «Сахалин-1», закачивается в пласт ввиду нерешенности вопроса со сбытом. «Роснефть», как оператор проекта, активно ведет переговоры с Газпромом о возможности поставки газа в трубопроводную систему проекта «Сахалин-2» для дальнейшей доставки его на проектируемый завод «Дальневосточный СПГ». Сырьевой базой для завода станут запасы газа месторождения Аркутун-Даги, нефтяная часть которого введена в разработку в начале 2015 г., а также месторождений Северное Чайво и Северно-Венинское. Решение о строительстве завода стало возможным в связи с принятием в 2013 г. закона о либерализации рынка сжиженного природного газа и возможности организации его поставок на экспорт не зависимыми от Газпрома компаниями. Вопрос финансирования до настоящего времени не решен, рассматривался вариант с выделением средств из Резервного фонда, но после отказа «Роснефть» в сентябре 2014 г. предложила Правительству РФ включить проект строительства завода в состав проекта «Сахалин-1», в результате чего государство должно будет компенсировать экономически обоснованные затраты на строительство завода и сопутствующей инфраструктуры.
(18,3 млрд м3) поступает потребителям на внутренний рынок и на экспорт, а около 10 млрд м3, или более 22% добычи газа на Дальнем Востоке, было закачано обратно в пласт, либо сожжено в факелах.
Природный газ, добываемый «Роснефть – Сахалинморнефтегаз» на сухопутных месторождениях о-ва Сахалин (порядка 0,4 – 0,5 млрд м3 в год), поступает по газопроводу потребителям в Комсомольске-на-Амуре и в Хабаровске.
В Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) основные объемы добываемого газа используются для местных промышленных, энергетических и коммунально-бытовых нужд, это позволило создать локальные системы энергообеспечения, а также поставлять часть сырья в соседние регионы страны.
Значительная часть газовых месторождений Республики Саха (Якутия) сосредоточена в Центральном районе, месторождения этой территории формируют локальную систему газоснабжения (Средневилюйское, Мастахское, Среднетюнгское и другие). Основные объемы добываемого в Якутии газа используются для местных промышленных, энергетических и коммунально-бытовых нужд, в том числе Якутской ГРЭС. Основные недропользователи республики – «Якутская топливно-энергетическая компания» и «Сахат
ранснефтегаз».
На крупнейшем в Восточной Сибири и Республике Саха газовом месторождении Чаяндинском добыча в настоящее время не ведется, осуществляется комплекс мер по доразведке, чтобы после окончания геологоразведочных работ в 2016 г. провести окончательный подсчет запасов. Чаяндинское месторождение является первоочередной ресурсной базой магистрального газопровода «Сила Сибири», подключение к которому намечено в 2019 – 2021 гг.
На втором этапе развития газопроводной инфраструктуры «Силы Сибири» в период 2020 – 2025 гг. планируется подключить крупнейшее в Иркутской области газоконденсатное Ковыктинское месторождение. В настоящее время месторождение подготовлено к промышленной добыче газа, в феврале 2014 г. здесь была запущена экспериментальная установка по выделению гелия из природного газа с использованием мембранных технологий, которая в дальнейшем будет использована на Чаяндинском месторождении.
Утилизация ПНГ
С ростом объемов добычи нефти и газа на новых месторождениях все более остро встает вопрос утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). При неразвитой газотранспортной инфраструктуре специализирующиеся на добыче нефти компании ПНГ закачивают обратно в пласт и сжигают в факелах. Такая ситуация складывается на протяжении последних семи лет – с начала массовой добычи нефти в регионе и организации поставок в нефтепроводную систему ВСТО. Условия для эффективной утилизации ПНГ компаниями-недропользователями восточносибирского региона начали формировать только с 2013 – 2014 гг.
Так, на Верхнечонском месторождении утилизация ПНГ производится путем обратной закачки в пласт, на Ванкорском нефтегазовом месторождении – газ поставляется в ЕСГ через инфраструктуру ЛУКОЙЛа – газопровод «Ванкор – Хальмерпаютинское месторождение», «Иркутская нефтяная компания» – планирует начать строительство газоперерабатывающего комплекса.
Нефтеперерабатывающая промышленность
Переработку нефти на территории Восточной Сибири и Дальнего Востока осуществляют четыре крупных нефтеперерабатывающих завода (НПЗ) – Ачинский, Ангарский и Комсомольский НПЗ (контролируемые «Роснефтью») и Хабаровский НПЗ (с 2014 г. контролируемый ОАО «Независимая нефтяная компания» (ННК)), а также мини-НПЗ компании «Петросах» на Сахалине. Общая мощность нефтеперерабатывающих заводов Восточной Сибири и Дальнего Востока по сырью в 2014 г. составила 28,9 млн т, первичная переработка – 27,1 млн т нефти (рис. 4, 5).
Основная часть сырья на НПЗ Восточной Сибири и Дальнего Востока поставляется из Западной Сибири. Кроме того, около 1,4 млн т нефти в год по нефтепроводу «Оха — Комсомольск-на-Амуре» на Комсомольский НПЗ – с месторождения о-ва Сахалин. Нефть, добываемая на шельфе Сахалина, в рамках соглашений о разделе продукции (СРП) в полном объеме поставляется на экспорт. В условиях высокого регионального и экспортного спроса на нефтепродукты в 2013 г. уровень загрузки мощностей Ачинского и Ангарского заводов «Роснефти» находился на предельном уровне (99%), тогда как уровень загрузки Хабаровского и Комсомольского заводов – менее 90%, что связано с большой удаленностью и недостаточным объемом собственной сырьевой базы, прежде всего для Хабаровского НПЗ. В 2014 г. уровень загрузки Ачинского НПЗ и Ангарской НХК несколько сократился, до 90% и 98% соответственно, загрузка Хабаровского НПЗ также сократилась на 3%, в то время как на Комсомольском заводе уровень загрузки близок к предельному уровню – 97%.
Незначительное сокращение суммарного уровня загрузки мощностей заводов обусловлено опережающим вводом новых мощностей на Хабаровском НПЗ относительно поставок сырья для переработки, а также крупной аварией на Ачинском НПЗ. В связи с аварией на Ачинском НПЗ в июне 2014 г. и последующими ремонтно-восстановительными работами перерабатывающие мощности завода сократились на 25% с 7,5 млн т в 2013 г. до 5,7 млн т в 2014 г. К 2015 г. основные восстановительные работы были выполнены.
Для повышения надежности обеспечения сырьем заводов на Дальнем Востоке и сокращения транспортных издержек в августе 2015 г. завершено строительство нефтепровода-отвода от ВСТО до Хабаровского НПЗ протяженностью 28 км. В связи с подключением к нефтепроводу мощности Хабаровского НПЗ планируется увеличить до 6 млн т к 2019 г.
В конце 2017 г. планируется завершить согласование технического проекта и строительство нефтепровода от ВСТО до Комсомольского НПЗ протяженностью 293 км, поскольку доставка нефти на завод осуществляется при помощи железнодорожного транспорта. Предполагается, что по данному отводу будет транспортироваться до 8 млн т нефти в год.
С 2000 по 2012 гг. объем ежегодной переработки нефти на НПЗ Восточной Сибири и Дальнего Востока увеличивался более чем на 10 млн т, прежде всего, за счет повышения уровня загрузки существующих мощностей с 47 до 96,7% (рис. 6). Начиная с 2012 г., объем производства не увеличивался, а в 2014 г. сократился на 2 млн т, а уровень загрузки мощностей упал до 90,9% прежде всего из-за восточносибирских заводов – Ачинского НПЗ и Ангарской НХК.
Несмотря на планы по развитию нефтеперерабатывающих мощностей в Республике Саха (Якутия), до настоящего времени потребности в нефтепродуктах удовлетворяются за счет привозного сырья и продукции промысловых установок. Функционируют две установки «ЯТЭК» по переработке газового конденсата на Средневилюйском и Мастахском ГКМ, а также Талаканская установка по производству битума («Сургутнефтегаз») для собственных нужд. В настоящее время в республике существует потенциал роста мощностей по переработке нефти, начато строительство ряда малых перерабатывающих установок, однако ввиду недостаточного финансирования все они законсервированы.
В условиях значительного увеличения добычи нефти на востоке России возникает необходимость восстановления и расширения мощностей действующих заводов, строительства новых НПЗ для региональных нужд и преимущественно экспортного назначения на Дальнем Востоке.
Состояние транспортной инфраструктуры
Нефтепроводы. Стимулом к интенсификации освоения ресурсного потенциала Восточной Сибири и Дальнего Востока стало строительство нефтепровода ВСТО и спецморнефтепорта «Козьмино», подводящих и соединительных нефтепроводов – «Ванкорское – Пурпе» и «Пурпе – Самотлор», «Верхнечонское – Талаканское – ВСТО», а также нефтепроводов «Северный Сахалин – Южный Сахалин», «Северный Сахалин – Де Кастри».
Нефтепровод «Восточная Сибирь – Тихий океан» связал нефтяные месторождения Западной и Восточной Сибири с портами на Дальнем Востоке, а также непосредственно потребителями в АТР.
Первая очередь строительства ВСТО (ВСТО-1), реализованная на участке «Тайшет – Сковородино» мощностью 30 млн т в год, введена в эксплуатацию в декабре 2009 г. Начиная с декабря 2010 г., организованы поставки нефти по нефтепроводу «Россия – Китай» по маршруту «Сковородино – Дацин» в объеме 15 млн т в год. В 2013 г. принято решение о расширении мощности этого участка нефтепровода до 30 млн т к 2018 г. для реализации соглашения между правительствами России и КНР о расширении сотрудничества в сфере торговли сырой нефтью и заключении нового контракта «Роснефть» с китайской CNPC. В 2015 г. компанией «Транснефть» реализованы все технические мероприятия для увеличения поставок нефти в Китай до 20 млн т нефти. Однако в связи с невозможностью со стороны Китая завершить в срок работы по расширению отвода на своей территории из-за ряда законодательных ограничений, стороны подписали техническое соглашение о временном изменении пункта поставки – возможность поставлять нефть не только через ВСТО-1, но и через порт СМНП «Козьмино» (конечная точка ВСТО-2).
В конце 2012 г. осуществлен ввод в эксплуатацию нефтепровода «Сковородино – СМНП «Козьмино»» (ВСТО-2), мощностью 30 млн т в год. В 2014 г. начато строительство нефтеперекачивающей станции (НПС) в Амурской области, ввод которой в 2017 г. позволит увеличить пропускную способность ВСТО-2 до 39 млн т в год. В перспективе к 2018 г. мощность ВСТО-2 может быть увеличена до 50 млн т нефти в год путем строительства дополнительных НПС.
Для поставок нефти в ВСТО с Ванкорско-Сузунской зоны и месторождений ЯНАО и Северо-Востока ХМАО в конце 2011 г. был введен в эксплуатацию нефтепровод «Пурпе–Самотлор», а в 2016 г. должен быть введен в эксплуатацию нефтепровод «Заполярное – Пурпе», рассчитанный на 32 млн т нефти. Это позволит начать полномасштабную добычу месторождений компаний «Роснефть» (Лодочное, Сузунское, Тагульское на севере Красноярского края и Русское, расположенное в Тазовском районе ЯНАО), ЛУКОЙЛ (Пякяхинское в ЯНАО), «Газпром нефть» (Новопортовское, Восточно-Мессояхское в ЯНАО), российско-итальянское совместное предприятие «Северэнергия» (Самбургского, Ево-Яхинского, Яро-Яхинского и Северо-Часельского в ЯНАО). 
В настоящее время ведется строительство магистрального нефтепровода «Куюмба–Тайшет», протяженностью около 700 км, который позволит подключить к трубопроводной системе ВСТО месторождения на севере Красноярского края – Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское. Максимальная пропускная способность нефтепровода – 15 млн т нефти в год, ввод в эксплуатацию перенесен с 2016 г. на 2018 г. ввиду недостаточной подготовленности сырьевой базы.
В 2013 г. с компанией «Транснефть» согласован ряд принципиальных решений относительно подключения нефтеперерабатывающих заводов Дальнего Востока (Хабаровсакого НПЗ и Комсомольского НПЗ) к нефтепроводной системе «Восточная Сибирь – Тихий океан». Это позволит заместить железнодорожные поставки сырья на заводы, обеспечить поставки нефти в расширенном объеме и загрузку новых мощностей заводов, увеличившихся вследствие реализации программы модернизации, сократить транспортные издержки в структуре себестоимости выпуска нефтепродуктов. В августе 2015 г. Хабаровский НПЗ подключен к ВСТО, Комсомольский НПЗ планируется подключить к 2017 г.
Газопроводы. Основной газотранспортной системой России является Единая система газоснабжения с конечной точкой в с. Просково (Кемеровской области). Поэтому уровень газификации регионов Восточной Сибири и на Дальнем Востоке (около 7,0 %) почти в 10 раз ниже среднероссийского уровня (65,3%). Ввиду отсутствия на территории магистральной транспортной инфраструктуры сформировано несколько локальных систем газоснабжения на севере Красноярского края и в Республике Саха (Якутия).
До настоящего времени в регионе не сформировано единой магистральной газотранспортной системы, что сдерживает освоение уже подготовленных к эксплуатации газовых месторождений. В этих условиях недропользователи самостоятельно осуществляют строительство подводящих газопроводов, обеспечивающих газификацию отдельных населенных пунктов и промышленных предприятий. Такие подводящие газопроводы действуют на территории Иркутской области – «Братское газоконденсатное месторождение (ГКМ) — г. Братск», ГРС «Осиновка» — п. Зяба и «Осиновка» — п. Гидростроитель; в Республике Саха – «Кызыл-Сыр – Мастах – Берге – Якутск» и «Мирный – Айхал – Удачный», в Камчатском крае – «Соболево — Петропавловск-Камчатский» и на Чукотке – «Западно-Озерное газовое месторождение – г. Анадырь».
Поставки газа, добываемого на о. Сахалин, ведутся по магистральному газопроводу «Северный Сахалин – Комсомольск-на-Амуре» с газопроводами-отводами к промышленным и коммунальным потребителям Сахалинской области и Хабаровского края (Комсомольский промышленный узел).
Основой будущего развития газотранспортной системы на востоке страны станет завершение строительства газопровода «Сила Сибири». Газопровод пройдет по территории пяти субъектов Российской Федерации – Иркутской и Амурской областей, Еврейской автономной области, Республики Саха (Якутия) и Хабаровского края. Общая протяженность газопровода составит около 4000 км, а проектная мощность более 61 млрд м3 газа в год. В сентябре 2014 г. в присутствии Президента РФ прошла церемония соединения первого звена трубы, ранее в мае Газпром и китайская CNPC заключили контракт на поставку трубопроводного газа в КНР, а 13 октября 2015 г. подписано межправительственное соглашение о поставках газа на уровне премьер-министров двух стран.
Завершить первый этап строительства газопровода «Сила Сибири» и подключение Чаяндинского месторождения планируется к 2022 г., при этом первые поставки газа в Китай должны начаться уже в 2018 г., к 2020г. они могут возрасти до 10 млрд м3 в год. На втором этапе строительства газопровода, в 2024 – 2031гг., предполагается ввод в эксплуатацию компрессорной станции между Ковыктинским и Чаяндинским месторождениями и строительство лупинга протяженностью 719,3 км.
Для организации крупных поставок нефти и газа российским потребителям и на экспорт в страны АТР в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке необходимо формирование системы сверхдальнего трубопроводного транспорта, строительство заводов по переработке и сжижению природного газа, создание инфраструктуры для отгрузки нефти, нефтепродуктов, СПГ и конденсата.
Экспортные поставки нефти и газа
Основным направлением поставок нефти с месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока являются страны Азиатско-Тихоокеанского региона. В 2014 г. из Восточной Сибири Дальнего Востока поставлено на экспорт около 60 млн т нефти, что на 22% выше уровня предыдущего года. Прирост экспорта произошел за счет существенного увеличения объемов поставок нефти в Китай – более чем на 36% относительно предыдущего года.
Доля восточносибирской нефти в структуре экспорта региона составляет 68,1%, доля нефти, добываемой в рамках сахалинских проектов СРП, – 21,2%.
Экспорт восточносибирской нефти осуществляется по трубопроводной системе «Восточная Сибирь – Тихий океан» и далее в двух основных направлениях – по нефтепроводу-отводу «Сковородино – Дацин» и до порта Козьмино. Развитие нефтепроводной системы ВСТО, строительство подводящих трубопроводов и экспортной портовой инфраструктуры позволило в 2014 г. нарастить объем отгруженной нефти из порта Козьмино до уровня 24,9 млн т, или на 17% относительно предыдущего года (табл. 3).
Кроме того, с января 2014 г. возобновился транзит российской нефти в Китай через территорию Казахстана. В результате получения права на техническое замещение сырья, российские экспортеры получают казахстанскую нефть на границе Казахстана с Китаем в объеме, аналогичном объему российской нефти, поставляемой на Павлодарский НХЗ. В результате экспорт российской нефти в Китай по нефтепроводу «Атасу – Алашанькоу» в 2014 г. составил 6,5 млн т.
Основные маршруты морских поставок нефти из Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) – Япония (8,5 млн т), Китай (7,4 млн т) и Южная Корея (3 млн т). Кроме того, поставки нефти осуществляются в Филиппины, Малайзию, Сингапур, США, Таиланд, Тайвань, Индонезию, Новую Зеландию и Австралию.
В результате строительства нефтепровода «Сковородино – Дацин» и возобновления экспорта российской нефти по трубопроводу «Атасу – Алашанькоу» Китай стал крупнейшим импортером российской нефти в Азиатско-Тихоокеанском регионе. Доля Китая в структуре экспорта нефти из России на Тихоокеанском направлении с учетом морских поставок составляет 53%.
Отгрузка нефти на экспорт с шельфовых месторождений острова Сахалин осуществляется из порта Де-Кастри, находящегося в Хабаровском крае, а также из порта Пригородное, располагающегося на юге острова Сахалин. В нефтеналивной терминал в порту Де-Кастри нефть поступает посредством системы подводных нефтепроводов с месторождений проекта «Сахалин-1». В порт Пригородное нефть поступает с шельфовых месторождений проекта «Сахалин-2» на севере острова через Транссахалинский нефтепровод.
В 2014 г. с проектов СРП на экспорт поступило 12,8 млн т нефти, что на 3% выше уровня предыдущего года. Основными покупателями нефти шельфовых месторождений острова Сахалин являются Южная Корея (6,6 млн т), Япония (3,6 млн т) и Китай (2,1 млн т).
В настоящее время единственным источником экспортных поставок газа на востоке России является газ с месторождений проекта «Сахалин-2». Экспорт природного газа осуществляется в сжиженном виде (СПГ), который производится на первом в России заводе по сжижению газа, введенном в эксплуатацию в 2009г. В 2014 г. было экспортировано 10,7 млн т СПГ, основными импортерами российского сжиженного газа являются Япония (8,6 млн т) и Южная Корея (2,0 млн т) (табл. 4).
Выводы
Восточная Сибирь и Дальний Восток – один из наиболее динамично развивающихся элементов нефтегазового комплекса России. Для его устойчивого долгосрочного развития необходимо осуществить переход от сырьевой и транзитной стратегии развития к экономике инновационного типа на базе организации региональных территориально-производственных комплексов (кластеров) углубленной переработки углеводородного сырья, производства нефтегазохимической продукции с высокой добавленной стоимостью.
Преимуществом подобного развития служат наличие значительного ресурсного потенциала территории Восточной Сибири и Дальнего Востока и близость к динамично развивающимся емким рынкам Азиатско-Тихоокеанского региона. Сырьевой базой для таких производств, в первую очередь, должен стать природный газ месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, содержащий в высоких концентрациях этан, пропан, бутан, конденсат и гелий. Вовлечение такого многокомпонентного газа в промышленное освоение придаст импульс развитию нефтехимической, газохимической, гелиевой промышленности, будет способствовать созданию дополнительных рабочих мест и ускорению социально-экономического развития районов на востоке страны.
