Экономическое и социальное развитие Восточной Сибири и Дальнего Востока

Все вышеизложенное также не позволяет говорить о достаточности регионального рынка для формирования устойчивого сбыта нефти, добываемой на месторождениях Восточной Сибири и Дальнего Востока. Очевидно, что основными рынками сбыта нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока будут внешние рынки. Именно конъюнктура экспортных рынков должна быть принята за основу при выборе оптимальных инфраструктурных маршрутов. Важна диверсификация направлений экспорта нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока.

3. Оценка экспортных рынков нефти и газа в странах Азиатского, Тихоокеанского регионах

Безусловно, самым крупным и быстрорастущим региональным рынком сбыта нефти и газа в Северо-Восточной Азии является Китай. Наиболее очевидна тенденция резкого расширения внутреннего спроса на углеводороды в отношении природного газа. Спрос на газ в Китае в 2000-2001 гг. ежегодно рос на 11-13%, и в период до 2010 г., по прогнозам, ежегодно будет расти не менее чем на 9-10%. Эта тенденция обусловлена в первую очередь политикой увеличения потребления газа для нужд электростанций с замещением потребления на топливные цели угля (преобладающая тенденция в мировой экономике на сегодняшний день) Сейчас в Китае на газе вырабатывается менее 2% электроэнергии, однако к 2005 году намечено увеличить этот показатель вдвое: таким образом, потребление природного газа в 2005 г. должно возрасти с нынешних 30 млрд. куб. м в год до не менее 50 млрд. куб. м, а к 2010 году - и до 100 млрд. куб. м. Объемы добычи и потребления газа в КНР показаны в таблице 7.

Потребление нефти в последние годы росло не столь быстрыми темпами (см. таблицу 8). Тем не менее, хотя потребление нефти не подвержено таким сильным факторам роста, как потребление газа, КНР практически не испытало последствий азиатского экономического кризиса 1997-1998 гг. в виде снижения объемов потребления нефти, которое имело место во всех основных странах региона, потребление стабильно и, по прогнозам, его рост будет составлять 4-5% в год в период до 2005-2010 гг. Рост собственной нефтедобычи будет менее существенным и, возможно, после 2010 г. сменится спадом в результате истощения основных месторождений, в результате чего прогнозируемый нетто-импорт нефти может составить к 2020 г. от 320-350 млн. т в год.озов роста объемов потребления нефти и газа, тем не менее, он характеризуется достаточно жесткой внутренней конъюнктурой, формирующейся благодаря усилиям Правительства КНР, направленным, во-первых, на приоритетное обеспечение внутренних потребностей страны в энергии за счет собственных источников, а во-вторых, на диверсификацию направлений импорта энергоресурсов. Подтверждением первого тезиса является форсированная реализация (в противовес развитию импортных проектов) решения о строительстве газопровода Синьцзян-Шанхай - самого большого газопровода в стране, так называемого "западного газового коридора" протяженностью 4200 км, который пройдет от месторождения Луньнань из Тарима и Джунгарии через 8 провинций Китая: Ганьсу, Нинся-Хуэйский автономный округ, Шэньси, Шаньси, Хэнань, Аньхуэй и Цзянсу в Шанхай. План строительства одобрен в 2000 г., окончание строительства запланировано на 2007 г. Планируемая пропускная способность газопровода - 12-20 млрд. куб. м в год, ориентировочная стоимость всего проекта - 12-13 млрд. долл., в то время как маршрут обеспечен доказанными запасами газа в Таримском бассейне всего в 400 млрд. куб. м газа. Нужно отметить, что при проведении переговоров с российской стороной по вопросам закупок газа Ковыктинского месторождения торможение принятия китайской стороной обязательств по объемам закупок газа ковыктинского мотивировалось недостатком сырьевой базы проекта. По мнению китайской стороны, запасы категории С1 на Ковыктинском месторождении составляют не более 750 млрд. куб. м (по версии российской стороны - не менее 1 трлн. куб. м). Однако, как видно, китайская сторона легко пошла на реализацию более дорогостоящего проекта строительства "западного газового коридора", ресурсная база которого почти в 2 раза меньше даже минимальных оценок ресурсной базы ковыктинского проекта, что является несомненным подтверждением приоритетности политики разработки собственных газовых месторождений и остаточного характера спроса на импортный газ. Нужно отметить, что сырьевая база газодобычи в КНР достаточно велика: согласно китайским официальным источникам, геологические ресурсы природного газа в стране оцениваются в 46,2 трлн. куб. м, в т.ч. на суше - 39 трлн. куб. м, а подтвержденные запасы составляют свыше 3 трлн. куб. м. Разведанные запасы газа на морском шельфе КНР оцениваются в 350 млрд. куб. м, из них 100 млрд. куб. м сосредоточены в месторождении Ячэн в Южно-Китайском море. В газовых месторождениях западной части КНР (месторождения Тарим, Джунгария, Ордос) сосредоточено 34% запасов газа КНР, в 2002 году добычу здесь планировалось довести до 20 млрд. куб. м против 3 млрд. в 2000 году. Таким образом, в обозримой перспективе (период до 2010-2015 годов) китайский рынок газа не будет испытывать существенного дефицита собственной газодобычи. Кроме этого, КНР проводит активную политику диверсификации источников импорта газа, добиваясь создания сразу трех направлений импорта (Россия, страны Каспийского региона и шельф Южно-Китайского моря). В частности, руководство КНР рассматривает перспективы строительства нескольких газопроводов, которые соединятся с "западным газовым коридором" Синьцзян-Шанхай в районе Шаншан в Синьцзян-Уйгурском автономном районе. Первый вариант - трубопровод от Карачаганакского газоконденсатного месторождения в Казахстане, где запасы газа оцениваются в 1,3 млрд. куб. м, пропускной способностью до 25 млрд. куб. м в год. и протяженностью 3370 км через Астану. Второй вариант - прокладка газопровода протяженностью 2150 км из Туркменистана (мощность аналогична карачаганакскому варианту, а стоимость проекта может составить 4,7 млрд. долл.). Объективное отсутствие недостатка в источниках поставок газа, скорее всего, следует считать причиной отсутствия интереса китайской стороны к покупке российского газа по ценам, обеспечивающим рентабельность Ковыктинского проекта и иных проектов по разработке газовых месторождений Восточной Сибири. В настоящий момент Китай готов покупать российский газ по цене 28,4-32,2 долл. за тыс. куб. м на границе Россия-Китай при минимальном интервале цен, обеспечивающем рентабельность Ковыктинского проекта, 75-125 долл. за тыс. куб. м. Каких-либо подвижек в переговорном процессе по данному вопросу не наблюдается уже длительное время. Потребность в импортном газе Восточного и Центрального Китая составит к 2020 году 30-40 млрд. куб. м. (в качестве возможных источников поставки рассматриваются также страны Центральной Азии), наиболее перспективной представляется поставка сжиженного природного газа в Южный и Юго-Восточный Китай (поставка сетевого газа из России в указанные районы экономически невыгодна), при этом Китаем планируется строительство к 2020 году трех терминалов по приему СПГ совокупной мощностью 16 млн. тонн в год (22 млрд. куб. м). В этой связи уместно говорить о невысокой привлекательности китайского рынка для сбыта российского газа, добываемого из восточносибирских месторождений, по вполне понятным экономическим причинам. При этом, учитывая более высокие темпы экономического роста и газификации Южного и Юго-Восточного Китая, следует рассматривать как более перспективные не поставки сетевого газа в северные районы КНР, а поставки СПГ в терминалы, сооружаемые на юге страны. Что касается сбыта на китайском рынке восточносибирской нефти, то спрос и ценовая конъюнктура во многом будут зависеть от способности российских поставщиков диверсифицировать направления сбыта (создавая возможность экспортировать нефть в иных направлениях в результате ухудшения внутрикитайской конъюнктуры). Пока существующие проекты экспорта нефти через нефтепровод Ангарск-Дацин такой возможности не предоставляют, наоборот, полностью исключая возможность выхода российской нефти на альтернативные рынки. В результате и ценовая конъюнктура - не самая благоприятная: согласованная с китайской стороной цена поставок 20 млн. т нефти ежегодно в период 2005-2009 гг. и 30 млн. т в период 2010-2030 гг. значительно ниже мировой. Таким образом, задача наиболее выгодного сбыта российских углеводородов, добываемых на месторождениях Восточной Сибири и Дальнего Востока, требует поиска решений в области диверсификации поставок. С точки зрения сбыта нефти, такая диверсификация может быть обеспечена при одном условии: формировании самостоятельного экспортного направления, обеспечивающего выход российской нефти к глубоководным морским портам, оборудованным терминалами по перевалке нефти - этого будет достаточно не только для выхода на региональные рынки Северо-Восточной Азии, но и на иные направления продаж, включая доставку нефти к западному побережью США. Потенциал регионального рынка сбыта также значителен и, помимо КНР, в первую очередь связан со сбытом нефти в Японию. Нетто-импорт сырой нефти в Японии составил в 2001 г. 212 млн. т., импорт нефтепродуктов - 45,2 млн. т, при этом основными источниками поставок являлись страны Ближнего Востока (209 млн. т., или 80%), а также Юго-Восточной Азии (34,2 млн. т, или 13%). Активное стремление японских властей диверсифицировать направления импорта нефти следует воспринимать как сигнал для возможного наращивания поставок российской нефти на японский рынок. В декабре 2002 г. Правительство Японии уже проинформировало Правительство Российской Федерации о готовности в перспективе закупать до 50 млн. т российской нефти в год (20% нефтяного импорта Японии). Перспективным продуктом в части возможного сбыта в странах АТР является сжиженный природный газ (СПГ). Потребление СПГ в 2001 г. составило в Японии 75 млрд. куб. м, в Республике Корея - 21,8 млрд. куб. м, на Тайване - 6,3 млрд. куб. м. Средняя цена импортируемого газа в Японии (на условиях СИФ) составила в 2001 г. 165,7 долл. за тыс. куб. м. Внутренние цены СПГ доходят до 250-270 долл. за тыс. куб. м.

Таблица 7

Таблица 8

Таблица 9

Задача строительства в регионе необходимой инфраструктуры по транспортировке углеводородного сырья разбивается на 3 самостоятельных блока проблем. Во-первых, это вопросы транспортировки нефтегазовых ресурсов о.Сахалин. Здесь, в отличие от континентальных месторождений, в целом не требуется значительных вложений в строительство инфраструктурных систем: разрабатываемые нефтегазовые месторождения расположены вблизи потенциальных пунктов перевалки нефти в танкеры для ее последующей транспортировки в любых возможных направлениях, а масштабы строительства нефтепроводов, связывающих береговые пункты подготовки нефти с нефтеналивными терминалами, по масштабам Восточной Сибири и Дальнего Востока относительно невелики (по проекту "Сахалин-1" длина такого нефтепровода составит около 220 км). Строительство газопроводов предполагается в более значительных масштабах, однако эти масштабы, тем не менее, не сравнимы с задачами строительства крупных газопроводов высокого давления для транспортировки газа континентальных месторождений. Речь идет о строительстве газопровода, соединяющего о.Сахалин и японский остров Хоккайдо по дну моря (возможно, с отводом до г.Южно-Сахалинск) в рамках проекта "Сахалин-1", а также магистрального газопровода протяженностью 625 км от береговых сооружений на северо-восточном побережье о.Сахалин до пос.Пригородное на юге острова в рамках проекта "Сахалин-2" в комплексе с сооружением завода по сжижению газа и экспортного терминала СПГ. Затраты на реализацию этих проектов входят в общую стоимость проектов по разработке месторождений шельфа Охотского моря в рамках проектов "Сахалин-1" и "Сахалин-2" и первоначально планировались инвесторами. Экономические параметры этих проектов позволяют говорить об их достаточной рентабельности, реализация проектов уже началась (в частности в рамках проекта "Сахалин-2" решены вопросы землеотвода по трассе магистрального трубопровода, готовятся проектные работы и программы финансирования), либо является вопросом ближайшего будущего. Вторая группа проблем связана со строительством магистральных нефтепроводов для транспортировки нефти, добываемой на крупных континентальных месторождениях (Юрубчено-Тахомском, Верхнечонском, Среднеботуобинском, Талаканском). В настоящее время существует 2 альтернативных предполагаемых маршрута транспортировки восточносибирской нефти: нефтепровод Ангарск-Дацин протяженностью более 2400 км, обеспечивающий поставки российской нефти в северо-восточные районы Китайской Народной Республики, а также нефтепровод Ангарск-Находка протяженностью более 3750 км, обеспечивающий транспортировку нефти исключительно по территории России вдоль трасс БАМа и Транссиба к морскому перевалочному терминалу, позволяющему обслуживать крупнотоннажные танкеры дедвейтом 300 тыс. т. Оба проекта находятся в стадии разработки технико-экономического обоснования. ТЭО проекта "Ангарск-Дацин" разрабатывается в соответствие с российско-китайским межправительственном соглашением, при этом предполагаемая стоимость строительства оценивалась в 1,7 млрд. долл. (по оценкам ноября 2002 г. - 2,7 млрд. долл.), начало строительства предполагается в 2003 г., при этом в 2005 г. нефтепровод должен позволить экспортировать 20 млн. т нефти в год, к 2010 г. - 30 млн. т. ТЭО строительства нефтепровода Ангарск-Находка разрабатывается ОАО "АК "Транснефть" и должно быть подготовлено в 2004 году. Ориентировочная стоимость проекта (включая строительство морского перевалочного терминала) составляет, по разным оценкам, от 3,8 до 5,2 млрд. долл., пропускная способность составит до 50 млн. тонн нефти в год. Предполагаемый срок начала строительства - 2004 год, окончание - 2007 год. Обсуждается и несколько возможных вариантов третьего, т.н. "комбинированного маршрута" (строительство в рамках одного проекта сначала ответвления в Китай через Забайкальск, а впоследствии нефтепровода до побережья Японского моря). Третья группа проблем - строительство магистральных газопроводов высокого давления для транспортировки природного газа, добываемого из восточносибирских месторождений (в первую очередь, Ковыктинского месторождения, а также месторождений республики Саха (Якутия) - Чаяндинского, Среднеботуобинского, Средневилюйского, Среднетюнгского, - и Красноярского края - Собинского и Юрубчено-Тахомского). В отличие от нефтетранспортной инфраструктуры, маршруты строительства магистральных газопроводов в восточных регионах страны значительно менее проработаны. Отчасти это является следствием менее успешного маркетинга основного товара - природного газа, тем не менее только в отношении проекта Ковыктинского месторождения можно говорить о реальной проработке вопросов транспортировки добываемого газа.