6.6.5. Основные проекты Газпром

Среди проектов развития сырьевой базы из ряда альтернативных вариантов можно выделить:

а) выход на новые регионы (Ямал, Штокмановское месторождение). Однако эффект масштаба добычи, который может быть достигнут в этих вновь разрабатываемых районах, будет «сьеден» высокой стоимостью освоения и еще большими транспортными расходами; в этой связи потребуются новые технологии и совместная деятельность с компаниями, имеющими опыт работы в северных условиях;

б) более интенсивное использование имеющихся ресурсов Надым-Пур-Тазовского

нефтегазоносного региона, где уже имеется промышленная и социальная инфраструктура, но со всеми последствиями, связанными с поздней стадией освоения (в частности, удельные капвложения на освоение Заполярного месторождения в несколько раз выше, чем в свое время Уренгоя и Ямбурга). При разработке месторождений следует учитывать то, что в составе природного газа все более высокую долю будет составлять газ с повышенным содержанием этана, пропана, бутанов.

развитие новых газоносных провинций в Восточной Сибири, Якутии, на о. Сахалин. газификация сел, рабочих поселков и городов;

создание газохимических проектов на базе углеводородов С₂+, извлекаемых из т.н. «жирного» газа и газового конденсата месторождений северных районов Тюменской области (СРТО);

создание заводов по сжижению газа и выход на мировой рынок СПГ; строительство газотурбинных установок;

освоение технологии переработки газа в жидкие продукты (GTL) и производства синтетических жидких топлив.

В)

Г) Д)

е)

ж)

з)

Рис. 24. Реализуемые и потенциальные проекты Газпрома Сокращения: СНГ - сжиженный нефтяной газ СНГ - сжиженный природный газ СЖТ - синтетическое жидкое

топливо

Ниже более подробно рассмотрены некоторые проекты Газпрома.

Проект Ямал-Европа предназначен для подключения к потоку газа, направляемому на экспорт и для внутреннего потребления, ресурсов газовых месторождений полуострова Ямал (Бованенского, Новопортовского, Харасавэйского и др.). Кроме того, реализация проекта Ямал-Европа предполагает пролегание газотранспортной системы через территории России, Белоруссии, Польши и Германии, которые пока не подключены к магистральным трубопроводам, а также составить альтернативу подачи газа через Украину. Общая

Перечень потенциальных проектов приведен на рис. 24.

протяженность газопровода около 6000 км, диаметр труб 1440 мм, давление в трубе 8,3 Мпа. Суммарные капиталовложения в реализацию проекта - 45-50 млрд долл. Наиболее сложным участком газопровода является участок Ямал-Ухта (1220 км), т.к. придется преодолевать такие трудности, как вечная мерзлота, суровые условия, полное отсутствие какой-либо инфраструктуры, переход через широкие водные преграды (Обская губа). Некоторые характеристики участков газопроводов Ямал-Европа представлены в табл. 6.28.

Таблица 6.28 Ха		рактеристики проекта Ямал-Европа.
Маршрут	Протяженность, км		Кол. Ниток	Давление, Мпа	Диаметр трубы, мм	Число компрес­сорных станций
Ямал-Торжок	2530		3	7,4	1400	32
Торжок-Крупинская	402		2	8,3	1400	5
Белоруссия	575		2	8,3	1400	5
Польша	682		2	8,3	1400	5
Германия	1730		1		1000-1200	5

Второй по значимости газотранспортной системой, предназначенной для экспорта природного газа, является проект «Голубой поток», который с октября 2002 г. уже вступил в эксплуатацию, хотя при объявлении о его создании реализация такого проекта казалась фантастической. Стоимость проекта оценивалась в 2,3 млрд долл. Производительность газотранспортной системы рассчитана максимально на 16 млрд м газа. Суммарная протяженность газопровода - 1200 км, в т.ч. российский участок до Туапсе (373 км); подводный участок до турецкого порта Самсун протяженностью 385 км (2 нитки диаметром 800 мм, проложенные по дну моря, причем максимальная глубина погружения трубы - 2150 м); турецкий участок газопровода Самсун-Анкара протяженностью 440 км.

Отметим, что строительство газопровода замышлялось в период, когда в Турции у власти находилось правительство, объявившее о высоких темпах роста турецкой экономики и, естественно, о большой потребности в энергоресурсах, прежде всего, в природном газе. Чтобы выиграть время и опередить конкурентов, было принято решение о реализации проекта «Голубой поток», что носило скорее геостратегический, а не экономический характер. Впоследствии в Турции к власти пришло новое правительство, посчитавшее концепцию развития экономики страны, предложенную прежним руководством, излишне амбициозной и непосильной для страны. Следовательно, снизились планируемые объемы потребления газа и начались трения с российской стороной о величине поставок газа, которые, по мнению турецкой стороны, были сильно завышены. Однако уменьшение поставок, обозначенных в проекте, означает для российской стороны (Газпрома) уменьшение поступлений валютной выручки и увеличение сроков окупаемости вложенных средств. Не исключен вариант решения спорных вопросов через международный суд.

Для надежного снабжения природным газом стран Европы еще в 1997 г. возникла идея Североевропейского газопровода, поддержанная Европейским Союзом.

Маршрут Североевропейского газопровода (СЕГ) состоит из четырех участков, двух сухопутных и двух морских.

Первый сухопутный участок, который соединит планируемую магистраль с Единой системой газоснабжения России, пройдет от г. Грязовец Вологодской области до г. Выборг Ленинградской. Это новый газопровод, хотя большая его часть будет проложена по старому транспортному коридору. На протяжении 897 км ляжет труба диаметром 1200 мм и будут построены 7 сухопутных и одна береговая компрессорные станции (КС). Стоимость этой части газопровода оценена в 1,8 млрд долл.

Точкой отсчета второго, морского участка, явится компрессорная станция, которая будет построена в бухте Портовая рядом с г. Выборг. Труба диаметром 1067 мм пройдет по дну Балтийского моря и «вынырнет» у германского г. Грейфсвальд. Протяженность участка 1189 км, стоимость - 2,4 млрд долл.

Далее на расстояние в общей сложности 651 км трубопровод протянется по

428

территориям Германии и Нидерландов. Стоимость третьего участка оценивается в 1,5 млрд долл. Последний участок - тоже морской, до г. Бэктен в Великобритании, обойдется в 0,5 млрд долл. Суммарные протяженность и стоимость новой магистрали составят соответственно 3000 км и 6,2 млрд долл. Возможно использование газопровода «Интерконнектор» в реверсивном режиме.

Сырьевой базой для СЕГ на первом этапе будут служить разрабатываемые месторождения Надым-Пур-Тазовского региона. В дальнейшем предполагается подключить месторождения Ямала и Обско-Тазовской губы. Штокмановское месторождение рассматривается в этой роли в самую последнюю очередь.

Приступить к строительным работам предполагается в 2005 г., первые поставки планируются на 2007 г., выход на проектную мощность - в 2009 г. Правда, каким будет проектный уровень газопровода, пока не решено. Предварительно предполагается, что в однониточном варианте на первом этапе он составит 19,7 млрд м в год. В дальнейшем, в зависимости от потребностей рынка, мощность системы может быть доведена до 30 млрд м³.

В реализации проекта согласны принять участие Ruhrgas (Германия), Wintershall (Германия), Total AS (Франция), Fortum (Финляндия), Gazunie (Нидерланды). Проект может быть организован по схеме классического проектного финансирования. Иначе говоря, классическое проектное финансирование предполагает, что проект должен быть выделен на отдельный баланс, должна быть создана специальная компания, которая будет заниматься управлением этим проектом. Иностранный инвестор, который может участвовать в проекте, всегда входит, с одной стороны, в уставной капитал и одновременно с этим приносит долговое финансирование в виде коммерческих кредитов или финансирования на базе своих взаимоотношений с иностранными банками. Одной из особенностей классического проектного финансирования является то, что, принося инвестиции, иностранный инвестор претендует на контроль над его реализацией.

Развивая перспективное восточное направление, Газпром имел намерение принять участие в реализации экспортных проектов подачи газа в Китай, Южную Корею, Японию, образовав для этого дочернюю компанию «Востокгазпром». Рассматривались несколько проектов поставок природного газа в Китай: от Ковыктинского месторождения в Китай непосредственно или через территорию Монголии, а также от месторождений Западной Сибири через Сибирь, Монголию в Пекин. Некоторые характеристики восточных проектов приведены в таблице 6.29.

Таблица 6.29 Некоторые характеристики восточных газотранспортных систем. Показатели	Ковыктинское месторождение		Ямбургское месторождение (в Пекин)
	Иркутск-Монголия- Пекин	Иркутск-Улан-Удэ- Чита-Пекин
Протяженность, км	2645	4485	5665
Число компрессорных станций, шт.
Суммарные инвестиции, млрд долл.	8,0-8,4	10,2-10,6	12,0-12,4

Имелись также проекты подачи российского природного газа в Синьган-Уйгурский автономный район и далее в Шанхай (протяженность свыше 4200 км), причем интерес к этому проекту высказали Royal Dutch/ Shell Group и ExxonMobil Corp. Имелся также проект подачи газа Республики Саха-Якутия в Южную Корею (протяженность газопровода 5265 км, в т.ч. по территории России 4383 км). Этот газопровод производительностью 34-44 млрд м³/год с 40 компрессорными станциями оценен в 12,5 млрд долл. Его сырьевой базой предполагались находящиеся на юге Республики Саха-Якутия месторождения Ботуобинской газоносной провинции и Чаяндинское месторождение. Однако позиция Газпрома относительно этих проектов изменилась и находится в стадии более детальной проработки в рамках проекта комплексного освоения месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, включая разработку месторождений, газификацию регионов, комплексное извлечение всех ценных компонентов природного газа.

В процессе реализации находятся проекты Сахалин 1 и Сахалин 2, осуществляемые по схеме соглашения о разделе продукции (без участия Газпрома). Проект Сахалин 1, реализуемый консорциумом ExxonMobil, India Oil & Natural Gas Corp., Роснефтью и Сахалинморнефтегазом оценен в 12,3 млрд долл., причем его первая фаза, рассчитанная на добычу 8 млрд м³ газа, стоит 4,3 млрд долл. Сырьевой базой проекта являются шельфовые месторождения Одопту, Чаево, Аркутун-Дати с запасами 0,5 трлн м .

Проект Сахалин 2 является совместным предприятием Шелл и японских компаний Мицуи и Мицубиси. Сырьевой базой проекта являются месторождения Лунское и Пильтун- Астохское, находящиеся на шельфе и имеющие суммарные запасы 0,42 трлн м³. Предполагается строительство транссахалинского газопровода и завода по сжижению природного газа мощностью 9,6 млн т. СПГ в год. Суммарные инвестиции в проект оцениваются в 8,5 млрд долл.

Кроме этого имеется проект освоения Штокмановского месторождения, расположенного в Баренцевом море в 500 км от Мурманска. Учитывая гигантские запасы этого месторождения (3,3 трлн м³), а также тот факт, что добыча газа на месторождениях Северного моря снижается, интерес к этому месторождению проявляют иностранные компании Conoco-Phillips (США), Total AS (Франция), Norsk Hydro (Норвегия), Fortum (Финляндия). С российской стороны выступают Роснефть и Газпром. Первая фаза проекта оценивается в 15-20 млрд долл., а весь проект в 40 млрд долл.

В более отдаленной перспективе настанет пора разработки месторождений, расположенных на шельфе в арктической зоне.

Отметим, что освоение газовых месторождений Ямала может быть эффективно только в том случае, если внутренняя цена газа составит не менее 40 долл./ тыс. м³.

Прогнозируемый уровень добычи российского природного газа в 700-720 млрд м³ в 2020 г. означает, что доля России в мировой добыче сократится с 23% до 20%, что по мнению отдельных экспертов приведет к утрате значения российской газодобыче на мировой арене. Предполагается, что при решении тормозящих развитие отрасли проблем реален уровень добычи в 850-900 млрд м³, из которых 200-250 млрд м³ могут обеспечивать независимые газодобывающие компании [362]. По мнению эксперта столь внушительный объем добычи газа в 2020 г. сможет быть обеспечен за счет следующих источников: Газпром - 530 млрд м³, независимые производители на месторождениях Западной Сибири - 180 млрд м³, месторождениях Восточной Сибири и Дальнего Востока - 110 млрд м³. Новые газодобывающие компании, включая нефтяные, могут обеспечить добычу к 2020 г. 250 млрд м³ газа (не считая объема газа, добываемого в составе сахалинских проектов). Вопрос приведения в соответствие объемов и структуры добычи газа со структурой запасов, сбалансированная во времени отработка сеноманских горизонтов с низкокондиционными запасами «жирного» газа и с учетом импортируемого газа входит в круг вопросов обеспечения энергетической безопасности страны.

Имеются и гораздо более скромные прогнозы добычи газа в перспективе, о которых упоминалось выше - это прогнозы специалистов Института систем энергетики СО РАН, которые считают, что добыча газа в России стабилизируется на уровне 620-650 млрд м³ [356].