 Газовая промышленность России стоит перед серьезными вызовами. Поэтому в числе первоочередных задач целесообразно сосредоточиться на достижении докризисного уровня добычи и основные силы и ресурсы направить на энергосбережение. Ведь в России ежегодно неэффективно сжигается около 100 млрд куб. м газа. Спрос на газ в развитых странах мира, включая США, сократился на 50 млрд куб. м, то есть на 5%, а в Европе - на 8%. Закупки российского газа снизились. По прогнозу МЭА, уже к 2020 году возникнут избыточные мощности по производству и доставке газа.
С учетом того, что на обозримый период отечественной и европейской энергетике не требуется больших объемов газа, и трудно изыскать крупные капиталовложения, отложено освоение арктического Штокмановского месторождения. Напротив, поскольку спрос на газ в Юго-Восточной Азии относительно увеличивается, ускорены проекты "Сахалин-3" и "Сахалин-4". Самые большие инвестиции на перспективу намечены для программы освоения полуострова Ямал, проектов Восточной Сибири и Дальнего Востока. Направление Причерноморья в данный момент не приоритетно.
Тенденции спроса
Тем не менее, по мнению экспертов международной нефтяной компании BP, мировой спрос на энергоносители к 2035 году увеличится на 41%, половина прироста придется на Индию и Китай. Последний обгонит страны ЕС по энергопотреблению. Российский газ обеспечивает треть потребностей европейского рынка, примерно 145-150 млрд куб. м, транзит в Европу из стран Центральной Азии - до 50 млрд куб. м. Россия останется самым крупным поставщиком энергоресурсов, ее экспорт составит 736 млн т н.э. (нефтяного эквивалента) Газ сохранит лидирующую роль в энергобалансе континента - 50% (сейчас - 54%). Энергоемкость российского потребителя будет вдвое выше среднего по ОЭСР. Замещение газа углем, развитие новых газовых провинций займет 10-15 лет и более.
Газотранспортная система всех стран СНГ в суммарных показателях уступает по мощности российской примерно вдвое (77,7 тыс. км газопроводов против 150,2 тыс. км). Однако практически все страны СНГ обладают магистральными газопроводами, по которым газ перекачивается от месторождений к потребителям в третьи страны, в первую очередь на юг Европы. Без использования системы стран СНГ ОАО "Газпром" продает Европе в 15 раз больше.
Российский газ поставляется главным образом в страны Центральной и Восточной Европы, африканский импортируется Испанией, Италией, Португалией и южными районами Франции. Можно полагать, что с развитием поставок СПГ из Катара и США потребности континента будут обеспечены практически полностью. Маршруты из Африки в южные страны Европы менее протяженны, а условия прокладки по морским шельфам лучше, чем у их главного конкурента - "Южного потока".
Вместе с тем нельзя не принимать во внимание, что, хотя политическое положение в "газовых странах" - Алжире и Тунисе - относительно стабильно, Северная Африка в последние годы вошла в политический кризис, а месторождения и газопроводы в Центральной Африке размещены в зоне межплеменных, а теперь уже и межгосударственных конфликтов. Война в Сирии является угрозой для транспортных путей газа и нефти из Ирана и стран ЦАР.
Власти Европы в последние годы предпринимают шаги по усилению безопасности поставок энергоносителей, причем в обстановке падения собственной добычи этого приходится добиваться и путем либерализации европейского газового рынка. Последнее опирается на принятый в последние годы Третий энергетический пакет, согласно которому важнейшими задачами в энергетической сфере являются обеспечение энергетической эффективности и диверсификация импорта природного газа.
Конкурирующие варианты газоснабжения юга Европы
Известна информация по поискам газа в средиземноморской акватории Израиля, который намерен полностью обеспечить потребности этой страны и создать потенциал для экспорта газа в Южную Европу. Прогнозные запасы природного газа шельфов Израиля оцениваются в 1 трлн куб. м. Запасы природного газа разведаны и на шельфах островов Крит (1,5-3,5 трлн куб. м) и Кипр (150-230 млрд куб. м).
Первоначально маршрутом, по которому газ доставлялся в Европу, была крупнейшая в мире шельфовая система газопроводов. По ней газ, добытый на месторождениях Северного моря, поступал в Германию, Великобританию, Францию, Бельгию - то есть центральноевропейские страны. На этот же регион была ориентирована система трубопроводов из Западной Сибири "Ямал-Европа" по доставке российского газа через Россию и страны-транзитеры.
На юг Европы проложены газопроводы, по которым газ с месторождений в Алжире поступает на рынки Италии и Испании.
Протяженность глубоководного газопровода Greenstream составляет 540 км - от газокомпрессорной станции в городе Mellitah до терминала в сицилийском городе Джела. К востоку от Мальты участок газопровода проложен на глубине 1127 м (более глубоководным считается только российский "Голубой поток", где есть участки на глубинах до 2200 м). Газопровод обеспечивается запасами газовых месторождений в пустыне Сахаре вблизи границы с Алжиром, в 530 км от моря. Диаметр газопровода равен 810 мм, пропускная способность - 8-11 млрд куб. м в год. Стоимость проекта составила 6,6 млрд долл.
Газопровод из Алжира в Испанию. Трубопровод имеет длину 1620 км (1010 миль), его первоначальная стоимость составила 2,3 млрд долл. Пропускная способность сначала была 8,6 млрд куб. м в год, в дальнейшем возросла до 12 млрд куб. м. Разворачивается сооружение новой системы трубопроводов из Африки и Ближнего Востока.
Планируется строительство газопровода Израиль-Кипр- Греция длиной 1400 км через Средиземное море; глубина в основном 800 м, максимальная глубина - 2000 м.
События января 2009 года (конфликт Украины и "Газпрома") показали, что для основных потребителей газа в Европе жизненно необходимо оградить себя от монополии поставщиков и снизить влияние транзитных стран. Этим целям призваны служить несколько перспективных проектов, среди которых, в частности, "Южный газовый коридор", включающий несколько альтернативных вариантов поставки газа в Южную и Центральную Европу от месторождений стран Каспийского бассейна.
Самый значащий из них и потому имеющий перспективы - это "Южный поток" (South Stream) протяженностью 2446 км. Это российско-итальяно-французско-немецкий проект газопровода, который пройдет по дну Черного моря из Анапского района в болгарский порт Варну. Далее две ветви пройдут через Балканский полуостров в Италию и Австрию; пока их точные маршруты не утверждены. Строительство газопровода началось 7 декабря 2012 года, но окончание по политическим мотивам отсрочено.
Проектная мощность "Южного потока" - 63 млрд куб. м газа в год. Оценочная стоимость проекта - 16 млрд евро. Проектируются четыре нитки по 15,58 млрд куб. м, из них по морю - 900 км, глубина - до 2250 м.
Конкурентом "Южного потока" выступает "Набукко" - пока не реализованный магистральный газопровод протяженностью 3300 км из Туркмении и Азербайджана в страны ЕС, прежде всего Австрию и Южную Германию. Проектная мощность - 26-32 млрд куб. м газа в год. Прогнозируемая стоимость проекта - 7,9 млрд долл. Для загрузки газопровода "Набукко" было предложено несколько месторождений в Иране ("Южный Парс"), Азербайджане ("Шах-Дениз"), Туркмении ("Довлетабад") и др.
По оценкам компании BP, реальная стоимость проекта составляет около 14 млрд евро; удорожание связано с ростом цен на сырье, в частности для выплавки металла для труб. Подготовка проекта велась с 2002 года.
Первоначально строительство планировалось начать в 2011 году, а завершить к 2014 году, однако реализация проекта несколько раз откладывалась из-за проблем с возможными поставщиками газа. Пока сроки запуска проекта сдвинулись к 2018 году.
Итак, за доступ на газовый рынок юга Европы конкурируют Северная Африка и, потенциально, Израиль, с одной стороны, и юг России плюс страны Центральной Азии и Иран - с другой.
Эффективность маршрутов
Запасов в месторождениях стран-претендентов достаточно для многолетних поставок, поэтому эффективность логично проводить по критерию протяженности газопроводов и сложности маршрутов. Итоги сравнения таковы (размещены по убывающей эффективности):
1. Из Алжира в Италию. Протяженность газопровода 540 км, пересекает глубины 1127 м. Газопровод обеспечивается запасами газовых месторождений в пустыне Сахаре, 530 км от моря. Стоимость проекта составила 6,6 млрд долл. Пропускная способность - 8-11 млрд куб. м.
2. Газопровод Израиль-Кипр- Греция. Протяженность - 1400 км, через Средиземное море; средние глубины 800 м, максимальная глубина - 2 тыс. м. Запасы газа - 2,5-3 трлн куб. м, возможные поставки - до 10 млрд куб. м газа в год.
3. Из Алжира в Испанию. Трубопровод имеет длину 1620 км. Первоначальная стоимость составила 2,3 млрд долл., пропускная способность - 12 млрд куб. м природного газа в год. Возможное расширение системы - новый газопровод "Медгаз" между Алжиром и Испанией, проходящий по дну моря, имеет протяженность 210 км, пропускная способность - до 8 млрд куб. м газа в год.
4. "Южный поток" - 2446 км, четыре нитки по 15,58 млрд куб. м, из них по морю - 900 км, глубина - до 2250 м. Запасы газа Туркмении, юга России и Ирана - свыше 50 трлн куб. м.
5. "Набукко" - магистральный газопровод протяженностью 3300 км из Туркмении и Азербайджана в страны ЕС, прежде всего Австрию и Южную Германию. Проектная мощность -26-32 млрд куб. м газа в год. Последняя проектная стоимость - 14 млрд долл.
Очевидно, что маршруты из Африки в южные страны Европы менее протяженны, а условия прокладки по морским шельфам лучше, чем у их главного конкурента - "Южного потока". Преимущества "Набукко" - он проходит по суше и позволяет производить отбор газа практически по всему маршруту через Юго-Восточную Европу.
К 2015 году для стран ЕС ожидаются следующие показатели по нефти и нефтепродуктам: потребление 830-700 млн т, импорт 730-600 млн т. Нефтяные потоки Причерноморья обусловлены ситуацией на южном фланге СНГ - в странах Центрально-Азиатского региона.
Подавляющая часть запасов нефти ЦАР сосредоточена в Казахстане, Туркменистане и Азербайджане. Добыча и производство нефти колеблется в пределах 80-90 млн т, потребление - на уровне 20 млн т нефти в год.
С учетом намерений ЕС по диверсификации поставок энергоносителей на европейский рынок процесс завоевания рынка Европы каспийской нефтью имеет хорошие перспективы. Условия добычи углеводородов в странах ЦАР легче, чем в Тюмени, тем более - на новых площадях северных морей России. Соответственно ниже себестоимость добычи и потребность в инвестициях.
Однако центральноазиатские страны СНГ пока не имеют самостоятельного, минуя Россию, выхода на европейский и мировой рынки углеводородов. Все эти маршруты и сам выход из Черного моря к Средиземному лимитирует пролив Босфор, пропускная способность которого недостаточна, а экологические требования к судам все более ужесточаются.
Мощности магистральных нефтепроводов удовлетворяют потребностям перевалки из Каспийского в Черное море: пропускная способность нефтепровода Баку-Супса - 6 млн т с возможностью увеличения до 15 млн т в год, нефтепровода Баку-Новороссийск - до 15 млн т в год. Новый маршрут Тенгиз-Новороссийск (1-я очередь) имеет пропускную способность 28 млн т в год с возможностью наращивания до 67 млн т в год.
Вместе с тем страны региона не в полной мере контролируют объемы поставок и цены на свое энергетическое сырье. Их географическое положение ставит нефтяной экспорт в жесткую зависимость от геополитических и экономических реалий Кавказского региона, соотношения мировых и региональных конкурирующих сторон. Поэтому Туркмения и Азербайджан ищут возможности энергетического взаимодействия с приграничными им Ираном и Турцией.
По нашим оценкам, для того чтобы обеспечить независимый выход нефти и газа ЦАР в Европу (для СПГ - в Атлантический океан), потребуется суммарно 30-35 млрд долл. в течение 10-15 лет. Это должны быть прямые инвестиции в строительно-монтажные работы, бурение, закупку оборудования, геологические работы.
Главный шанс России на активное участие в черноморско-каспийском нефтяном проекте лежит в нашем совместном прошлом: специалисты республик ЦАР и Казахстана в массе своей русскоязычны, многие учились в российских вузах.
Негативным фактором является политика энергетических монополий. Особенно это сказывается в вопросе транзита через Каспий, Грузию и Черное море и очередности в использовании нефтяными танкерами проливов Босфор и Дарданеллы.
Пока же нефть южного фланга России экспортируется по железной дороге, что связано с дополнительными затратами нефтяных компаний, которые превышают 1 млрд в год, составляя примерно 35-50 долл/т.
Алексей Хайтун
|
