Труба в мир
Россия с начала добычи нефти и газа активно развивала трубопроводную систему для транспортировки сырья как внутри страны, так и на экспорт. И если единственной проблемой для строительства внутренних транспортных коридоров является финансирование, то расширять трубопроводные поставки на мировой рынок все сложнее еще и из-за политических вопросов. Так что до сих пор остается неясным, какие из запланированных масштабных проектов российские компании смогут реализовать.
Большая перемена трубопроводов
В последние десятилетия существования СССР развил обширную систему нефте- и газопроводов для доставки сырья на европейские рынки. В постсоветскую эпоху роль экспорта углеводородов в развитии страны стала даже более важной. Но у страны обнаружились проблемы. Первая заключалась в том, что появился новый перспективный азиатский рынок, но инфраструктура для доставки туда сырья отсутствовала. Вторая, на европейском направлении, была связана с наличием своеобразного "кордона" из бывших советских республик и восточноевропейских стран.
В обоих случаях решать проблемы транспорта нефти оказывалось проще, чем доставки газа. Нефть можно на длительных участках маршрута перевозить и железнодорожным транспортом. В процессе доставки возможны и перевалки груза, что незначительно влияет на конечную себестоимость. А транспортировка газа жестко связана с маршрутом газопровода. Определенную гибкость газовому экспорту может придать строительство на берегу завода по сжижению, но это приводит к заметному удорожанию стоимости доставки.
Идем на Восток
На азиатском направлении проще всего было организовать экспорт с шельфовых проектов острова Сахалин, которые стали активно развиваться уже в постсоветский период. Необходимо было построить минимум трубопроводной инфраструктуры. После чего нефть можно было отгружать сразу на танкеры, а для экспорта газа был построен первый в России завод СПГ в рамках проекта "Сахалин-2" мощностью 10 млн тонн в год. Основные объемы СПГ с завода экспортируются в Японию, а также в Южную Корею. Гораздо сложнее оказалось вывести на азиатские рынки нефтегазовые запасы Восточной Сибири.
В рамках нефтяного экспорта был построен нефтепровод Восточная Сибирь--Тихий океан (ВСТО) от г. Тайшет (Иркутская область) до порта Козьмино (Приморский край), где нефть отгружалась на экспорт танкерами. Примерно на середине пути (Сковородино), в районе российско-китайской границы, у него есть ответвление на Китай. Соответственно, мощность трубы до ответвления (ВСТО-1) оказывается большей, чем на участке Сковородино--Козьмино (ВСТО-2).
Такая схема дала возможность решить сразу несколько задач. Прежде всего это упрощало экспорт российской нефти в Китай. Одновременно большая часть российской нефти транспортируется непосредственно до побережья. Это позволило избежать ценового диктата со стороны Китая и создать дополнительный индикатор цены, основанный на ценообразовании непосредственно в порту Козьмино, где могут конкурировать разнообразные покупатели.
Актуальной являлась и проблема вывода на азиатский рынок восточносибирских запасов газа. В идеале стратегия в области экспорта газа могла бы быть такой же, как при экспорте нефти: газопровод с ответвлением на Китай, который заканчивался бы на берегу заводом СПГ. На деле дорогой газопровод в сумме с дорогостоящим заводом по сжижению делают такой экспорт нерентабельным. Поэтому строящийся газопровод "Сила Сибири" мощностью 38 млрд кубометров будет транспортировать газ в Китай только по сухопутному маршруту. Вариант продления "Силы Сибири" и строительства на ее конце завода СПГ может быть поднят не раньше чем через 10-15 лет. Пока, если новые СПГ-производства на Дальнем Востоке будут построены, то будут основываться на сахалинских запасах, где расходы на "предварительную" трубопроводную транспортировку минимальны.
Суммируем цифры
Россия добыла в прошлом году 534 млн тонн нефти (с учетом газового конденсата). При этом экспортировала около 244 млн тонн нефти. Плюс значительные объемы топлива были экспортированы в форме нефтепродуктов -- 172 млн тонн. Существенного роста добычи нефти в России в ближайшие годы не ожидается, в лучшем случае мы увидим небольшой прирост в ближайшие год-два, а в дальнейшем -- стагнация. Но при этом объемы экспорта будут переориентироваться с запада на восток -- как за счет падения добычи на месторождениях Западной Сибири и ввода новых месторождений в Восточной Сибири, так и за счет непосредственной переориентации. В 2015 году на азиатском направлении объемы экспорта нефти были таковы. Морем: 15,4 млн тонн с проектов по добыче на Сахалине, 30,4 млн тонн через порт Козьмино (ВСТО). Сухопутными маршрутами (в Китай): 16 млн тонн по отводу от ВСТО (от Сковородино), еще 7 млн тонн через Казахстан. Итого: 68,8 млн тонн нефти. Отметим, что около половины нефти из Козьмино и часть нефти Сахалина тоже импортируется Китаем.
Мощность ВСТО-1 планируется увеличить до 80 млн тонн к 2018 году, мощность ВСТО-2 -- до 50 млн тонн. С учетом экспорта через Казахстан и экспорта с Сахалина -- до 100 млн тонн в год нефти (и нефтепродуктов -- планируется строительство НПЗ) будет уходить на азиатский рынок к концу десятилетия. В газовой сфере "разворот на Восток" выглядит хуже. Пока весь трубопроводный газовый экспорт (до 160 млрд кубометров в год для стран дальнего зарубежья) идет на европейское направление. В Азию отгрузки идут только с уже упомянутого завода СПГ на Сахалине (10 млн тонн СПГ, или 14 млрд кубометров газа в год).
Газопровод "Сила Сибири" может быть запущен в начале следующего десятилетия. Ресурсная база находится в Восточной Сибири, поэтому этот газ в любом случае не будет доставлен европейским потребителям. Конкурировать за ресурсную базу с Европой Китай будет только в случае строительства газопровода "Сила-Сибири-2" (бывший проект "Алтай"). Но пока по нему не заключены обязывающие соглашения.
Трудности европейского транзита
Если на восточном направлении все приходилось делать с нуля, то на европейском направлении в наследство от СССР досталась обширная система магистральных нефте- и газопроводов. Система магистральных нефтепроводов "Дружба" (запущена в 1964 году) ежегодно транспортирует в страны дальнего зарубежья около 65 млн тонн нефти. Через Белоруссию и Польшу топливо поступает в Германию, через Белоруссию и Украину -- в Чехию и Словакию.
Впрочем, кое-что в "Дружбе" пришлось переделать. Фактически была закрыта северная ветка, которая транспортировала топливо в порты Латвии и Литвы. Ее заменили Балтийская трубопроводная система (БТС; 74 млн тонн) и БТС-2 (30 млн тонн). Они также доставляют российское топливо на побережье Балтийского моря, но в российские Приморск (БТС) и Усть-Лугу (БТС-2). Это позволило снизить транзитные риски. Кроме того, средства на транспорт и перевалку в портах, которые раньше шли на выплаты прибалтийским республикам, стали оставаться в России. Запуск БТС-2 помог снизить и объемы "сухопутной" транспортировки нефти европейским потребителям.
Кроме того, с ростом добычи нефти развивались и другие нефтепроводные проекты, в том числе мощности по доставке на черноморское побережье. Так или иначе, наличие у России выходов к Черному и Балтийскому морям обусловило отсутствие критических проблем с транзитом нефти. С газом же все оказалось сложнее. Как и на восточном направлении, связка "длинный газопровод плюс завод СПГ" резко увеличивает себестоимость топлива, поэтому к реализации такой схемы приходится подходить с осторожностью.
На северном направлении, на Балтийском море, в планах "Газпрома" сохраняется строительство завода "Балтийский СПГ". Но его экономическая рентабельность была под вопросом и в период высоких цен на газ. Сейчас проект разумно заморожен до улучшения ценовой конъюнктуры на внешних рынках. А на южном направлении, в Черном море, гипотетический транспорт СПГ за пределы черноморского бассейна невозможен из-за позиции Турции, не готовой пропускать опасный груз через свои проливы.
Пока единственным приемлемым способом решения проблемы газового транзита стали два подхода. Во-первых, диверсификация поставок по разным транзитным направлениям. Во-вторых, использование подводных газопроводов, напрямую связывающих экспортера и импортера. В результате если после распада Советского Союза практически весь экспортный поток газа шел через Украину, то в настоящий момент транзитной монополии уже нет: из 160 млрд кубометров газа на экспорт лишь около 60 млрд кубометров транспортируется через Украину. Для решения проблемы были построены: проходящий через Белоруссию и Польшу в Германию газопровод Ямал--Европа (33 млрд кубометров в год), "Голубой поток" по дну Черного моря в Турцию (16 млрд кубометров), "Северный поток" по дну Балтийского моря в Германию (55 млрд кубометров, пока загружен на 70% из-за Третьего энергопакета).
В качестве решения проблемы украинского транзита рассматривается строительство "Северного потока-2", по которому будет транспортироваться еще 55 млрд кубометров газа в Германию. C действующими газопроводами удвоение "Северного потока" позволит транспортировать в ЕС все экспортные объемы. Такой подход делает Германию хабом, распределяющим практически все российские газовые потоки в ЕС. В случае строительства "Северного потока-2" остаются нерешенными вопросы распределения газа по территории Европы. Нынешние транзитные объемы через Украину можно разделить на три группы: небольшие газовые рынки стран Юго-Восточной Европы (15 млрд кубометров в год), Турция (до 16 млрд кубометров) и Италия (до 30 млрд кубометров).
Поэтому не исключены и альтернативные "Северному потоку-2" варианты доставки газа. Так, 24 февраля "Газпром" сообщил о подписании меморандума по еще одному "обходному" газопроводу. Проект, если он будет осуществлен, предполагает прокладку трубы по дну Черного моря, а также использование наработок проекта компании Edison -- ITGI Poseidon (интерконнектор Турция--Греция--Италия). То есть газ будет выходить на итальянский рынок. А еще одна ветка подводного газопровода в Турцию (условно "Голубой поток-2") также выглядит простым решением проблемы транзита газа в Турцию по территории Украины.
Заглядывая в будущее
Если говорить о долгосрочной перспективе, то в русле изменений структуры потребления топлива в мировой энергетике и с учетом структуры российских нефтегазовых запасов газовый экспорт будет расти, а нефтяной -- снижаться. Это актуализирует обсуждение долгосрочной стратегии России о принципах газового экспорта. В какой степени будут задействованы трубы, а в какой -- СПГ. Вопрос этот далеко не праздный.
Общим местом считается, что заводы СПГ оптимально строить в том случае, когда и месторождение газа оказывается морским или расположено на суше недалеко от берега. Такой вариант реализуется сейчас в рамках проекта "Ямал СПГ". Завод будет использовать в качестве ресурсной базы газ Южно-Тамбейского месторождения на полуострове Ямал. С другой стороны, значительная часть запасов находится в глубине континента. Будет ли экономически оправданна в каких-либо случаях связка "труба плюс завод СПГ"?
Нужно отметить, у нашей страны нет собственной технологии крупнотоннажного сжижения. А завод СПГ -- очень капиталоемкий элемент, поэтому покупка оборудования за рубежом заметно снижает итоговую валютную выручку от газового экспорта. И в пограничных ситуациях выбора между СПГ и "трубой" последний вариант оказывается оправданнее и потому, что загружает заказами российскую промышленность.
Поэтому, если в долгосрочной перспективе в России предполагается массовое строительство производств по крупнотоннажному сжижению природного газа, уже сейчас нашей стране нужно активно инвестировать в соответствующие разработки и их реализацию. Напомним, в начале мая Минэнерго предложило создать в России единый инжиниринговый центр для разработки отечественных технологий сжижения природного газа.
Александр Собко
Большая перемена трубопроводов
В последние десятилетия существования СССР развил обширную систему нефте- и газопроводов для доставки сырья на европейские рынки. В постсоветскую эпоху роль экспорта углеводородов в развитии страны стала даже более важной. Но у страны обнаружились проблемы. Первая заключалась в том, что появился новый перспективный азиатский рынок, но инфраструктура для доставки туда сырья отсутствовала. Вторая, на европейском направлении, была связана с наличием своеобразного "кордона" из бывших советских республик и восточноевропейских стран.
В обоих случаях решать проблемы транспорта нефти оказывалось проще, чем доставки газа. Нефть можно на длительных участках маршрута перевозить и железнодорожным транспортом. В процессе доставки возможны и перевалки груза, что незначительно влияет на конечную себестоимость. А транспортировка газа жестко связана с маршрутом газопровода. Определенную гибкость газовому экспорту может придать строительство на берегу завода по сжижению, но это приводит к заметному удорожанию стоимости доставки.
Идем на Восток
На азиатском направлении проще всего было организовать экспорт с шельфовых проектов острова Сахалин, которые стали активно развиваться уже в постсоветский период. Необходимо было построить минимум трубопроводной инфраструктуры. После чего нефть можно было отгружать сразу на танкеры, а для экспорта газа был построен первый в России завод СПГ в рамках проекта "Сахалин-2" мощностью 10 млн тонн в год. Основные объемы СПГ с завода экспортируются в Японию, а также в Южную Корею. Гораздо сложнее оказалось вывести на азиатские рынки нефтегазовые запасы Восточной Сибири.
В рамках нефтяного экспорта был построен нефтепровод Восточная Сибирь--Тихий океан (ВСТО) от г. Тайшет (Иркутская область) до порта Козьмино (Приморский край), где нефть отгружалась на экспорт танкерами. Примерно на середине пути (Сковородино), в районе российско-китайской границы, у него есть ответвление на Китай. Соответственно, мощность трубы до ответвления (ВСТО-1) оказывается большей, чем на участке Сковородино--Козьмино (ВСТО-2).
Такая схема дала возможность решить сразу несколько задач. Прежде всего это упрощало экспорт российской нефти в Китай. Одновременно большая часть российской нефти транспортируется непосредственно до побережья. Это позволило избежать ценового диктата со стороны Китая и создать дополнительный индикатор цены, основанный на ценообразовании непосредственно в порту Козьмино, где могут конкурировать разнообразные покупатели.
Актуальной являлась и проблема вывода на азиатский рынок восточносибирских запасов газа. В идеале стратегия в области экспорта газа могла бы быть такой же, как при экспорте нефти: газопровод с ответвлением на Китай, который заканчивался бы на берегу заводом СПГ. На деле дорогой газопровод в сумме с дорогостоящим заводом по сжижению делают такой экспорт нерентабельным. Поэтому строящийся газопровод "Сила Сибири" мощностью 38 млрд кубометров будет транспортировать газ в Китай только по сухопутному маршруту. Вариант продления "Силы Сибири" и строительства на ее конце завода СПГ может быть поднят не раньше чем через 10-15 лет. Пока, если новые СПГ-производства на Дальнем Востоке будут построены, то будут основываться на сахалинских запасах, где расходы на "предварительную" трубопроводную транспортировку минимальны.
Суммируем цифры
Россия добыла в прошлом году 534 млн тонн нефти (с учетом газового конденсата). При этом экспортировала около 244 млн тонн нефти. Плюс значительные объемы топлива были экспортированы в форме нефтепродуктов -- 172 млн тонн. Существенного роста добычи нефти в России в ближайшие годы не ожидается, в лучшем случае мы увидим небольшой прирост в ближайшие год-два, а в дальнейшем -- стагнация. Но при этом объемы экспорта будут переориентироваться с запада на восток -- как за счет падения добычи на месторождениях Западной Сибири и ввода новых месторождений в Восточной Сибири, так и за счет непосредственной переориентации. В 2015 году на азиатском направлении объемы экспорта нефти были таковы. Морем: 15,4 млн тонн с проектов по добыче на Сахалине, 30,4 млн тонн через порт Козьмино (ВСТО). Сухопутными маршрутами (в Китай): 16 млн тонн по отводу от ВСТО (от Сковородино), еще 7 млн тонн через Казахстан. Итого: 68,8 млн тонн нефти. Отметим, что около половины нефти из Козьмино и часть нефти Сахалина тоже импортируется Китаем.
Мощность ВСТО-1 планируется увеличить до 80 млн тонн к 2018 году, мощность ВСТО-2 -- до 50 млн тонн. С учетом экспорта через Казахстан и экспорта с Сахалина -- до 100 млн тонн в год нефти (и нефтепродуктов -- планируется строительство НПЗ) будет уходить на азиатский рынок к концу десятилетия. В газовой сфере "разворот на Восток" выглядит хуже. Пока весь трубопроводный газовый экспорт (до 160 млрд кубометров в год для стран дальнего зарубежья) идет на европейское направление. В Азию отгрузки идут только с уже упомянутого завода СПГ на Сахалине (10 млн тонн СПГ, или 14 млрд кубометров газа в год).
Газопровод "Сила Сибири" может быть запущен в начале следующего десятилетия. Ресурсная база находится в Восточной Сибири, поэтому этот газ в любом случае не будет доставлен европейским потребителям. Конкурировать за ресурсную базу с Европой Китай будет только в случае строительства газопровода "Сила-Сибири-2" (бывший проект "Алтай"). Но пока по нему не заключены обязывающие соглашения.
Трудности европейского транзита
Если на восточном направлении все приходилось делать с нуля, то на европейском направлении в наследство от СССР досталась обширная система магистральных нефте- и газопроводов. Система магистральных нефтепроводов "Дружба" (запущена в 1964 году) ежегодно транспортирует в страны дальнего зарубежья около 65 млн тонн нефти. Через Белоруссию и Польшу топливо поступает в Германию, через Белоруссию и Украину -- в Чехию и Словакию.
Впрочем, кое-что в "Дружбе" пришлось переделать. Фактически была закрыта северная ветка, которая транспортировала топливо в порты Латвии и Литвы. Ее заменили Балтийская трубопроводная система (БТС; 74 млн тонн) и БТС-2 (30 млн тонн). Они также доставляют российское топливо на побережье Балтийского моря, но в российские Приморск (БТС) и Усть-Лугу (БТС-2). Это позволило снизить транзитные риски. Кроме того, средства на транспорт и перевалку в портах, которые раньше шли на выплаты прибалтийским республикам, стали оставаться в России. Запуск БТС-2 помог снизить и объемы "сухопутной" транспортировки нефти европейским потребителям.
Кроме того, с ростом добычи нефти развивались и другие нефтепроводные проекты, в том числе мощности по доставке на черноморское побережье. Так или иначе, наличие у России выходов к Черному и Балтийскому морям обусловило отсутствие критических проблем с транзитом нефти. С газом же все оказалось сложнее. Как и на восточном направлении, связка "длинный газопровод плюс завод СПГ" резко увеличивает себестоимость топлива, поэтому к реализации такой схемы приходится подходить с осторожностью.
На северном направлении, на Балтийском море, в планах "Газпрома" сохраняется строительство завода "Балтийский СПГ". Но его экономическая рентабельность была под вопросом и в период высоких цен на газ. Сейчас проект разумно заморожен до улучшения ценовой конъюнктуры на внешних рынках. А на южном направлении, в Черном море, гипотетический транспорт СПГ за пределы черноморского бассейна невозможен из-за позиции Турции, не готовой пропускать опасный груз через свои проливы.
Пока единственным приемлемым способом решения проблемы газового транзита стали два подхода. Во-первых, диверсификация поставок по разным транзитным направлениям. Во-вторых, использование подводных газопроводов, напрямую связывающих экспортера и импортера. В результате если после распада Советского Союза практически весь экспортный поток газа шел через Украину, то в настоящий момент транзитной монополии уже нет: из 160 млрд кубометров газа на экспорт лишь около 60 млрд кубометров транспортируется через Украину. Для решения проблемы были построены: проходящий через Белоруссию и Польшу в Германию газопровод Ямал--Европа (33 млрд кубометров в год), "Голубой поток" по дну Черного моря в Турцию (16 млрд кубометров), "Северный поток" по дну Балтийского моря в Германию (55 млрд кубометров, пока загружен на 70% из-за Третьего энергопакета).
В качестве решения проблемы украинского транзита рассматривается строительство "Северного потока-2", по которому будет транспортироваться еще 55 млрд кубометров газа в Германию. C действующими газопроводами удвоение "Северного потока" позволит транспортировать в ЕС все экспортные объемы. Такой подход делает Германию хабом, распределяющим практически все российские газовые потоки в ЕС. В случае строительства "Северного потока-2" остаются нерешенными вопросы распределения газа по территории Европы. Нынешние транзитные объемы через Украину можно разделить на три группы: небольшие газовые рынки стран Юго-Восточной Европы (15 млрд кубометров в год), Турция (до 16 млрд кубометров) и Италия (до 30 млрд кубометров).
Поэтому не исключены и альтернативные "Северному потоку-2" варианты доставки газа. Так, 24 февраля "Газпром" сообщил о подписании меморандума по еще одному "обходному" газопроводу. Проект, если он будет осуществлен, предполагает прокладку трубы по дну Черного моря, а также использование наработок проекта компании Edison -- ITGI Poseidon (интерконнектор Турция--Греция--Италия). То есть газ будет выходить на итальянский рынок. А еще одна ветка подводного газопровода в Турцию (условно "Голубой поток-2") также выглядит простым решением проблемы транзита газа в Турцию по территории Украины.
Заглядывая в будущее
Если говорить о долгосрочной перспективе, то в русле изменений структуры потребления топлива в мировой энергетике и с учетом структуры российских нефтегазовых запасов газовый экспорт будет расти, а нефтяной -- снижаться. Это актуализирует обсуждение долгосрочной стратегии России о принципах газового экспорта. В какой степени будут задействованы трубы, а в какой -- СПГ. Вопрос этот далеко не праздный.
Общим местом считается, что заводы СПГ оптимально строить в том случае, когда и месторождение газа оказывается морским или расположено на суше недалеко от берега. Такой вариант реализуется сейчас в рамках проекта "Ямал СПГ". Завод будет использовать в качестве ресурсной базы газ Южно-Тамбейского месторождения на полуострове Ямал. С другой стороны, значительная часть запасов находится в глубине континента. Будет ли экономически оправданна в каких-либо случаях связка "труба плюс завод СПГ"?
Нужно отметить, у нашей страны нет собственной технологии крупнотоннажного сжижения. А завод СПГ -- очень капиталоемкий элемент, поэтому покупка оборудования за рубежом заметно снижает итоговую валютную выручку от газового экспорта. И в пограничных ситуациях выбора между СПГ и "трубой" последний вариант оказывается оправданнее и потому, что загружает заказами российскую промышленность.
Поэтому, если в долгосрочной перспективе в России предполагается массовое строительство производств по крупнотоннажному сжижению природного газа, уже сейчас нашей стране нужно активно инвестировать в соответствующие разработки и их реализацию. Напомним, в начале мая Минэнерго предложило создать в России единый инжиниринговый центр для разработки отечественных технологий сжижения природного газа.
Александр Собко