Скоро будет решена судьба якутских нефтегазовых месторождений

В середине года на одобрение правительства РФ будет представлена Программа создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР, создание которой курирует "Газпром".

Анализ сырьевой базы регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока, прогнозы спроса на газ на внутреннем и внешних рынках, очередность ввода базовых месторождений и уровней добычи, оценки капитальных вложений и конкурентоспособных цен рассматриваются в альтернативных вариантах.

Поставленной задаче создания единой системы добычи и транспортировки газа в регионе в наибольшей мере соответствует вариант "Запад", однако его реализация требует максимальных капиталовложений. Вариант "Восток", по которому разработка новых якутских месторождений замораживается, а экспортная стратегия ограничивается поставками сахалинского газа, в наименьшей степени отвечает заданной цели, но, будучи самым дешевым и менее рисковым из трех, представляется наиболее реализуемым.

История проектов освоения газового потенциала Востока России простирается в глубь нескольких десятилетий, на протяжении которых было создано не менее десятка различных концепций. Очередной (но последний ли?) этап начался в 2002 году, когда правительство по предложению Минэнерго распорядилось разработать Программу создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран ATP.

В августе 2004 года была создана Межведомственная рабочая группа (МВРГ), в состав которой вошли представители МИД, Минэкономразвития, МПР России, "Росэнерго", "Газпром", "РУСИА Петролеум", других компаний и научно-исследовательских организаций. К этому времени было решено расширить диапазон Программы до 2030 года, с тем, чтобы привести ее в соответствие с одновременно разрабатываемой "Газпромом" Генеральной схемой развития газовой отрасли России.

По сообщениям, сейчас работа над документом близится к завершению. В начале февраля в Минпромэнерго состоялось очередное заседание МВРГ по доработке Программы, а 17 февраля прошли посвященные этому вопросу парламентские слушания. Ожидается, что к середине года Программа будет вынесена на одобрение правительства.

Все эти источники, включая многочисленные интервью участников рынка для отечественных и зарубежных СМИ (в частности, см. ""Востоку России нужны приоритеты", стр. 18) дают представление о содержании программы.

Возможности и потребности

Начальные суммарные ресурсы газа Восточно-Сибирского и Дальневосточного регионов составляют около 45 трлн м3. Из них более 70\% находятся на территории Восточной Сибири.

В основу Программы освоения газовых ресурсов восточных регионов положены четыре центра газодобычи: Иркутский (с Ковыктинским ГКМ, разрабатываемым компанией "РУСИА Петролеум", в качестве базового), Якутский (Чаяндинское НГКМ), Красноярский (Собинско-Пайгинское НГКМ, Юрубченское НГКМ), Сахалинский (проекты "Сахалин-1,2" и, возможно, "Сахалин-3").

Разведанные запасы газа базовых месторождений составляют около 3 трлн м3 по категории А+В+С, и 2 трлн м3 по категории С2 (без "Сахалин-3", прогнозные ресурсы четырех блоков которого при низкой степени разведанности оцениваются в 2 трлн м3).

К 2030 году запасы могут быть увеличены на 6 трлн м3. и тогда добычные возможности региона возрастут до 1 50 млрд м3 газа в год. Но для этого потребуется проведение больших объемов ГРР включая 3 млн метров глубокого бурения, что обойдется в $7,5 млрд.

Главной задачей Программы провозглашается расширение газификации восточных регионов России, энергетические потребности которых пока обеспечиваются преимущественно углем, гидроэнергией и в меньшей степени мазутом. Газ, без учета Норильского района, который представляет собой обособленный промышленный узел, в настоящее время используется только в Якутии, на Сахалине и в Хабаровском крае общим объемом менее 4 млрд м3 в год. Возможный спрос оценивается в 8-13 млрд м3 в год в 2010 году, 13-21 млрд м3 в 2015 году и 18-45 млрд м3 к концу охватываемого периода.

Газовые ресурсы региона могут с легкостью покрыть этот спрос, но все прошлые программы их освоения неизбежно отступали перед географической разобщенностью потенциальных центров газодобычи в сочетании с отдаленностью от основных центров потребления и необходимостью строительства дорогостоящих газопроводов, экономическая целесообразность которых оказывалась несовместимой с ценой на газ для потребителя.

Вариант "Запад"

В новой программе рассматриваются три возможных сценария решения этой проблемы. В каждом из них Сахалинский узел образует автономную газотранспортную систему, а три остальные центра газодобычи рассматриваются в различных сочетаниях.

Концептуальная основа варианта "Запад" состоит в том, что Иркутский, Красноярский и Якутский центры газодобычи объединяются в единую транспортную систему, работающую в двух генеральных направлениях: на запад до соединения с Единой системой газоснабжения (ЕСГ), а также на юго-восток в Китай и Корею.

Основой поставок газа на экспорт по этому сценарию становится Чаяндинское месторождение. Газ с Ковыкты идет по двум направлениям, но преимущественно (по крайней мере на первом этапе) в ЕСГ а с Юрубчено-Тохомского и Сибинско-Пайгинского - только в ЕСГ.

Транспортная схема по этому варианту формируется магистральным газопроводом от Ковыкты на запад, к которому в районе г. Тайшет подключается идущий с севера газ из Красноярского центра газодобычи.Весь поток газа направляется до Проскоково. где вливается в ЕСГ Для газа Якутского узла строится другой газопровод, который идет на юг до г. Кунермы, далее огибает с севера Байкал и через Читинскую область и Забайкальск направляется в СВ Китай (Дацин, Шэньян) по дну Желтого моря и в Южную Корею (Сеул). Обе магистрали объединяются в единую систему перемычкой Ковыкта-Кунерма.

Система стартует в 2007 году, к 2010 году добыча на Чаяндинском и Ковыктинском месторождениях в сумме должна составить 10-11 млрд м3, из которых 5 млрд м3 будет экспортироваться в страны ATR остальное - реализовываться на внутреннем рынке. К 2030 году добыча в Иркутском и Якутском центрах увеличится до 60 млрд м3, из них в Китай и Корею будет направлено 25 млрд м3.

Месторождения Красноярского центра газодобычи будут введены к 2015 году в объеме примерно 1 5 млрд м3.

К концу периода по всей системе будет прокачиваться порядка 80 млрд м3, из них 25 млрд м3 на экспорт и более 50 млрд м3 на внутренний рынок.

Сахалинский газ в варианте "Запад" пойдет на экспорт только в виде СП Г Остальные 12-14 млрд м3 будут обеспечивать российских потребителей, для чего предполагается продлить действующий газопровод Сахалин - Комсомольск-на-Амуре до Владивостока.

Потенциально в будущем существует возможность широтной перемычкой связать восточносибирскою и якутскую газопроводную систему с трубопроводом Сахалин - Комсомольск-на-Амуре - Владивосток. В этом случае вариант "Запад" будет полностью соответствовать заявленной цели Программы по созданию именно единой системы добычи и транспорта газа на Востоке России.

Суммарные капиталовложения за весь период в ГРР, добычу, переработку и транспорт газа по варианту "Запад" оцениваются в $37 млрд. Максимальный объем капиталовложений придется на 2007-2010 годы.

Вариант "Центр"

Вариант "Центр" предусматривает создание трех изолированных систем газопроводов, но с потенциальной возможностью их соединения в будущем. Первая предполагает, как и в варианте "Запад", поставки газа из Иркутской области и Красноярского края по тому же маршруту в ЕСГ. Но в отличие от предыдущего варианта она не будет соединяться со второй газопроводной системой, по которой газ Чаяндинского месторождения пойдет в ATR Таким образом, в этом сценарии Ковыкта вообще не участвует в экспорте и работает исключительно на ЕСГ

Другая особенность варианта "Центр" в том, что якутский газ закончит свой путь в Китае, не доходя до Кореи. Зато до Сеула по дну Японского моря дотянется труба Сахалин-Владивосток, по которой в Корею будет поставляться сахалинский газ.

Добыча на Чаяндинском месторождении к 2020 году выйдет на проектный уровень в 18 млрд м3, из которых 1 5 млрд м3 будет экспортироваться в Китай, остальное - использоваться в Дальневосточном регионе.

На Ковыктинском, Юрубчено-Тохомском и Собинско-Пайгинском месторождениях к 2030 году добыча составит около 50 млрд м3, из которых 35 млрд м3 будет направляться в ЕСГ. остальное - на внутренние нужды восточносибирского региона.

Первоочередные объекты транспортировки газа начнут действовать в 2008 году, максимальный объем ввода газопроводных мощностей придется, как и по варианту "Запад", на 2010 год.

Еще одно отличие варианта "Центр" в том, что в этом сценарии не предполагается разрабатывать другие перспективные объекты Красноярского края, помимо двух базовых месторождений. За счет этого он примерно на $1 млрд дешевле. Максимальный объем капиталовложений придется на 2007-2009 годы.

Вариант "Восток"

Еще меньше, на $4-5 млрд, требует инвестиций вариант "Восток". Связано это с тем, что он предусматривает консервацию Чаяндинского месторождения на весь период. Соответственно отпадает необходимость в строительстве газопровода от якутских месторождений. Газ с Ковыктинского месторождения, с подключением Красноярского центра, по тому же маршруту, что и в первых двух вариантах, полностью направляется в ЕСГ.

По этому сценарию на экспорт пойдет только газ сахалинских месторождений, как в виде СПГ так и по трубопроводу. При этом впервые рассматривается возможность задействовать третий проект, "Сахалин-3". По сравнению с вариантом "Центр", сетевой сахалинский газ предполагается поставлять не только в Корею, но и в Китай. Для этого от газопровода Сахалин-Владивосток-Сеул в направлении северо-восточных районов Китая будет отходить дополнительная ветка.

Таким образом, по варианту "Восток" в регионе создаются две автономные, разобщенные пространством всего региона газопроводные системы без потенциальной возможности соединения широтными перемычками. Одна из них будет служить для поставок восточносибирского газа в ЕСГ и далее на запад, вторая - для экспорта газа в ATR Очевидно, что такой сценарий в наименьшей степени отвечает поставленной задаче создания единой системы добычи и транспортировки газа в регионе. Но по сравнению с другими вариантами он обладает преимуществами финансового характера и меньшей зависимости от риска сооружения протяженного транссибирского газопровода в технологически и географически труднодоступных условиях.

Конкурс цен

Решение о приоритетности варианта освоения и реализации газа восточных регионов пока не принято. Очевидно, что выбор предпочтительной схемы во многом зависит от того, насколько расчетные сценарные цены на газ на внутреннем рынке смогут конкурировать с ожидаемыми, которые, в свою очередь, зависят от цен на уголь, составляющий основу энергетического баланса в регионе.

По прогнозам Минпромэнерго, цены на газ для промышленных потребителей в регионе в 2010 году составят в среднем $36 за тыс. м3 в Восточной Сибири и $51 за тыс. м3 на Дальнем Востоке. В 2020 году они могут подняться соответственно до $44 за тыс. м3 и $73 за тыс. м3, в 2030 году - до $53 за тыс. м3 и $88 за тыс. м3.

Промысловая цена газа при внутренней норме дохода 1 5\% по трем вариантам освоения месторождений определяется в диапазоне $25-35 за тыс. м3. Допустимый уровень расчетных цен на газ, который бы покрывал издержки по проекту и обеспечивал разумную норму прибыли, различен и по областям, и по вариантам.

Наиболее благоприятна перспектива в Сахалинской области. Там расчетные цены оказываются конкурентоспособными по всем трем вариантам во все ключевые годы. В Приморском крае ожидается такая же ситуация, но только по вариантам "Центр" и "Восток". В варианте "Запад" расчетные цены здесь становятся конкурентоспособными только к 2030 году.

В Хабаровском крае цены по вариантам "Центр" и "Восток" смогут конкурировать с прогнозными лишь с 2020 года, по варианту "Запад" - только с 2030 года.

В Восточной Сибири в лучшем положении находится Иркутская область, где по всем вариантам расчетные цены выходят на уровень конкурентоспособности вскоре после 2010 года. Менее перспективна ситуация в Красноярском крае, где при любом сценарии расчетные цены оказываются выше прогнозируемых даже в 2030 году.

Мало обнадеживающими выглядят и перспективы поставок трубопроводного газа на внешние рынки. По расчетам, на границе с Китаем и Кореей цены на газ будут находиться в диапазоне $70-85 за тыс. м3, а на внутренних рынках этих стран прогнозируются на уровне $125-160 за тыс. м3.

Исходя из этих оценок, конкурентоспособными для поставок газа на экспорт оказываются цены только по варианту "Восток".

Слово за Пекином

Не секрет, что обозначенная в качестве основной цели Программы газификация восточных регионов при существующих и прогнозируемых ценах достижима только в сочетании с поставами газа на экспорт. А с экспортом пока ничего не получается.

Многочисленные доказательства наличия импортного окна для российского газа на китайском рынке, аргументы в пользу предпочтительности поставок именно российского газа для северовосточных провинций Китая, где ощущается особенно острая потребность в газе, останутся бесплодными до тех пор, пока не будет найден ключ к совмещению позиций двух сторон по цене реализации газа на китайском рынке.

Именно это доказывает история развития Ковыктинского проекта, где спустя 13 лет после начала разработки с ориентировкой на экспорт в Китай по большому счету "экспортный воз" и ныне там.

Информация о том, на какой цене в рамках обсуждаемых поставок трубопроводного газа с Ковыкты настаивает Пекин, тщательно скрывается. Доподлинно известно только то, что между предложениями китайской и российской сторон дистанция огромного размера.

Дмитрий ПОПОВ