Что может дать шельф арктических морей для развития экономики России

Вид материала

Содержание

Добыча нефти, всего
Поставка нефтепродуктов на внутренний рынок
Поставка нефтепродуктов на экспорт
Очевидно, что фактически проводится подготовка к ожидаемому падению мировой добычи нефти.
В.А.: - А как же с другими программами, проектами? Например уже давно и много говорят о Ямале. Почему задерживается его освоение
Совместной сессии проблемного

Подобный материал:

1 2 3 4 5

Таблица№1

Как видно из таблицы №1, в основных нефтедобывающих странах цены на бензин значительно ниже Российских, а в ряде стран, таких как Венесуэла, Иран, Саудовская Аравия, Катар, ОАЭ, Кувейт, Ливия – просто символические. Особенно удивляет, что в США цены на бензин ниже, чем в России. Так в 2006 году в США, при том, что из 943 млн. т потребленной нефти 633 млн. т было импортировано по достаточно высоким ценам, бензин марки АИ-95 стоил 0,63$, в то время как в России – 0,77$. Аналогичная картина с Китаем. Там цена АИ-95 составляла 0,69$, тогда как из 353 млн. т потребленной нефти импортировано было 170 млн. т (т.е. половина!).

Политику Америки можно понять. Главные принципы экономики США – культивировать, поддерживать и удовлетворять потребительский спрос населения. Только таким образом можно обеспечивать устойчивость финансово-экономической системы страны. Нефть в этом играет огромную роль, ведь 67% потребляемой США нефти идет на производство моторных топлив. При резком повышении цен на нефть упадет спрос на бензин, на новые автомобили, на различные виды автосервиса. Для экономики страны это может обернуться обострением кризиса.

А вот в России цены на бензин в 2008 г. бьют все рекорды. Так в начале лета цена за литр бензина и дизельного топлива перевалили за доллар. Особенно подскочили цены на керосин, что вызвало большое негодование в стране, так как в результате резко выросла стоимость билетов, и это в период отпусков! На повышение цен на авиационный керосин довольно резко отреагировал Председатель Правительства РФ В.В. Путин. Однако почему-то не последовало реакции на скачки цен на бензин и дизельное топливо. А напрасно! В этой сфере происходят даже более разрушительные для страны процессы.

В журнале «Нефтегазовая вертикаль. Политика и экономика» №10 за 2008 год в статье «Нефтяной прогноз 2030: академический парадокс»ученые института нефтегазовой геологии и геофизики им А.А. Трофимука СО РАН А. Конторович, А. Коржубаев, И. Филимонова и Л. Эдер опубликовали убийственные данные.

Так в таблице «Производственно-финансовые показатели нефтяной отрасли России в 2007 году» приведены данные о том, что в России было добыто 491,3 млн. т нефти, поставлено на экспорт – 239 млн. т сырой нефти; переработано – 228,6 млн. т, из полученных нефтепродуктов на внутренний рынок поставлено 117,7 млн. т, на экспорт – 110,9 млн. т. Ниже приведены цены, по которым производились поставки:

Таблица №2

Показатель	Значение
Показатель	млн. т	млрд. руб	руб/т	млрд. $	$/т
Добыча нефти, всего	491,3	5 958,3	12 127	243,2	495
Поставки нефти на экспорт	239,0	2 865,5	11 990	117,0	489
Первичная переработка нефти	228,6	3 092,7	13 529	126,2	552
Автомобильный бензин	35,1	778,4	22 173	31,8	905
Дизельное топливо	66,4	1 238,6	18 667	50,6	762
Топочный мазут	62,4	663,9	10 634	27,1	434
Второстепенные нефтепродукты, технологические нужды, потери	64,7	411,8	6 364	16,8	260
Поставка нефтепродуктов на внутренний рынок	117,7	1 865,0	15 843	76,1	647
Автомобильный бензин	29,5	693,9	25 553	28,3	961
Дизельное топливо	34,3	722,9	21 102	29,5	861
Топочный мазут	22,4	233,3	10 416	9,5	425
Второстепенные нефтепродукты, технологические нужды НПЗ, потери при переработке	31,6	214,9	6 800	8,8	278
Поставка нефтепродуктов на экспорт	110,9	1 227,7	11 073	50,1	452
Автомобильный бензин	6,1	84,5	13 865	3,5	566
Дизельное топливо	36,0	515,7	14 340	21,0	585
Топочный мазут	55,4	430,6	7 776	17,6	317
Второстепенные нефтепродукты, технологические нужды НПЗ, потери при переработке	13,4	196,9	14 645	8,0	598
Технологические нужды промыслов и нефтепроводов, потери на промыслах и при транспортировке	23,7	-	-	-	-

Получается, что на внутреннем рынке нефтепродукты продаются по значительно более высоким ценам, чем за рубеж. Нефтяники объясняют это тем, что наши нефтепродукты низкого качества и не отвечают зарубежным стандартам, поэтому западные страны покупают их только по низким ценам и затем снова перерабатывают под евростандарт. Но это же дикая ситуация!

Если говорить откровенно, то фактически происходит грабеж государства и населения.

И сразу возникает вопрос кому же в действительности принадлежат недра страны, нефтяная промышленность, и кто всем этим так плохо распоряжается? И вопрос этот не праздный.

Обратите внимание: в подавляющем большинстве нефтедобывающих стран нефтяные компании – государственные, поэтому и цены на нефтепродукты внутри страны очень низкие, ведь нефть и газ являются общенациональным достоянием и принадлежать должны всему народу. Через низкие цены на нефтепродукты в определенной степени реализуется принцип равного льготного пользования национальным достоянием для всего народа.

Думаю, что главная причина высоких цен нефтепродуктов внутри России, при том, что добывая 12,6% от мирового объема (почти 500 млн. т) страна потребляет лишь 3,2% от мирового потребления, заключается в частной собственности. Именно частная собственность в нефтяной промышленности порождает высокие цены на нефтепродукты и является одной из главных причин инфляции, т.к. высокие цены на энергоносители приводят к удорожанию продукции практически во всех сферах экономики, и особенно в жилищно-коммунальном хозяйстве. Пора уже прекратить убеждать общество в том, что государство – плохой собственник и не может конкурировать с частником.

Это миф. По крупному счету только государственная собственность и плановое ведение хозяйства позволили Советскому Союзу в кратчайший исторический срок из отсталой крестьянской страны с малограмотным населением стать второй великой мировой державой.

Руководству страны необходимо как можно быстрее решить вопрос о передаче в государственную собственность всех крупных и средних организаций топливно-энергетического комплекса.

Это требуется сделать исходя также из положения в мировой экономике – она неустойчива и можно ожидать крупных кризисных переломов.

Конечно, нельзя решать вопрос об изменения собственности так, как это происходило с Р.А. Абрамовичем, когда им была приобретена «Сибнефть» всего за 100 млн. долларов США. За время владения компанией он получал многие миллиарды долларов дивидендов и фактически мало что сделал для развития компании. Однако при выкупе у него компании сумма сделки составила свыше 13 млрд. долларов. Спрашивается, за что? Еще правильнее было бы спросить, кому и за что были выплачены такие деньги? А ведь по существу средства-то были выплачены из кармана налогоплательщиков, поскольку «Газпром» - наполовину государственная компания.

Опираясь на государственные компании топливно-энергетического комплекса, планирование и крупные государственные программы можно очень быстро развивать и ТЭК и всю экономику страны и успешно решать социальные задачи.

Завершая соображения о развитии нефтяной промышленности хочу сказать, что, по моему мнению, России не следует стремиться к увеличению объемов добычи нефти. Главные усилия необходимо направить на увеличение глубины ее переработки. В формируемой Энергетической Стратегии до 2030 года намечается увеличить глубину переработки к 2010 г. до 75%, к 2015 г. – до 80-85%, к 2020 г. – 85-90%, а к 2030 г. – до 95%. Но главное даже не в глубине переработки, а в качестве выпускаемой продукции. Многие утверждают, что если мы приведем свою продукцию в соответствие с европейскими стандартами, у нас не будет рынка сбыта, т.к. он уже поделен западными компаниями. В ответ на это нам тем более следует сокращать продажу сырой нефти и предлагать качественные нефтепродукты. В готовящейся же Энергетической Стратегии намечается совсем другая стратегия. По оптимистическому варианту к 2030 г. масса экспортируемых нефтепродуктов будет доведена до 40% от общего объема нефтяного экспорта, т.е. 60% будет составлять сырая нефть. А это значит, что и в 2030 г. и даже по оптимистическому варианту мы будем потреблять в стране порядка 200-220 млн. т нефти, а за рубеж продавать, в основном в виде сырой нефти, 292-357 млн. т своих ресурсов. Таким образом руководители нашей экономики на ближайшие 20 лет намечают, что наша страна будет оставаться слаборазвитым сырьевым придатком Запада, а скорее всего и Востока! И как же в этом случае избавляться от «догоняющей психологии»?

Только ускоренное развитие энергетического комплекса на современном технологическом уровне позволит нашей стране прочно стоять на ногах и сохранить устойчивость при любых мировых катаклизмах. И государство может и должно обеспечить это, опираясь на государственные производственно-экономические структуры.

При всех вариантах России надо поберечь свою нефть, так как у нашей страны есть мощная альтернатива этому виду энергоресурсов. Россия обладает огромными запасами газа, что позволяет нам во многом заменить нефть газом.

В 2000 г. Международная энергетическая ассоциация оценивала начальные суммарные мировые ресурсы газа в 500 трлн м³, в т.ч. в России – 236 трлн м³. В настоящее время данные несколько уточнены и оцениваются в 600-610 трлн м³, из них российских – 248 трлн м³. Эти цифры отражают только традиционные запасы. Многие специалисты считают, что нетрадиционных запасов газа (газовые гидраты, газ на больших глубинах, газ растворенный в воде и т.п.) на 2 порядка больше.

Поэтому главная наша задача – обеспечить ускоренное развитие газовой промышленности и благодаря этому решить многие проблемы государства.

В.А.: - Юрий Петрович, Вы более 40 лет принимаете участие в развитии газовой промышленности страны. Активно занимались созданием мощной газовой промышленности в Западной Сибири. Как по Вашему мнению целесообразно развивать газовую промышленность в средне- и долгосрочной перспективе. Расскажите, пожалуйста, поподробнее о развитии газодобычи на шельфе Арктических морей.

Ю.Б.: - Начнем с размещения ресурсов газа. Я уже отмечал, что в России сосредоточена почти половина мировых начальных суммарных запасов газа. Перспективных и прогнозных у нас 170 трлн м³. А что же в мире? По данным ВР за 2007 г. доказанные мировые запасы газа составляют 177 трлн м³, в т.ч. в России 44,65 трлн м³, т.е. 25,2% от мировых запасов. По нашим данным российские запасы составляют 47,7 трлн м³. Большие запасы газа сосредоточены в Иране – 27,8 трлн м³ (15,7%), в Катаре – 25,6 трлн м³ (14,4%), в Саудовской Аравии – 7,17 трлн м³ (4%), в США – 5,98 трлн м³ (3,4%), в Нигерии – 5,3 трлн м³ (3%), в Венесуэле – 5,15 трлн м³ (2,9%), в Ираке – 3,17 трлн м³ (1,8%), в Норвегии – 2,96 трлн м³ (1,7%). В перечисленных странах сосредоточено более 75% мировых разведанных запасов газа, в том числе в России, Иране, Катаре – 55,3%. Такое размещение ресурсов газа в дальнейшем во многом предопределит стратегию развития мировой газовой промышленности.

А как размещены газовые ресурсы по регионам нашей страны? Наибольшие ресурсы сосредоточены на Ямальском полуострове и шельфе Карского моря. Общие ресурсы этой газовой мегапровинции оцениваются в 130 трлн м³. Здесь в среднесрочной перспективе и будет сосредоточена основная добыча газа страны. Тимано-Печорская нефтегазовая провинция и шельф Баренцева моря оцениваются в 20-30 трлн м³ газа. По данным сибирских геологов в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке сосредоточено до 60 трлн м³.

Ну и, конечно, будет продолжаться работа на действующих месторождениях Западной Сибири. В Надым – Пур-Тазовском регионе в 2007 году было добыто 562 млрд. м³ газа. Примерно такой уровень добычи будет сохраняться до 2020 г., тем более что будет увеличиваться добыча с больших глубин и ожидаются новые открытия в этом районе.

Где и сколько добывать газа? Это очень принципиальный вопрос. В период подготовки энергетической стратегии до 2020 г. Правительство, Федеральное Собрание с участием нефтегазовых компаний проводили многочисленные форумы. Мне довелось выступать на многих из них и приводить аргументы в пользу необходимости увеличения добычи газа в стране к 2020 году до 900-1000 млрд. м³ газа в год вместо предусматривавшихся по умеренному варианту 680. Мое предложение тогда серьезно не рассматривалось, хотя возможный уровень добычи к 2020 г. был увеличен до 730 млрд. м³. Правда сейчас, при разработке Энергетической Стратегии до 2030 г., предыдущую стратегию корректируют и по одному из вариантов к 2020 г. предусматривается добыча примерно 820 млрд. м³, но это на мой взгляд полумера. Думаю, что такие решения принимаются потому, что газ рассматривается просто как топливо. От такого подхода необходимо решительно и незамедлительно отказываться. Газ должен стать мощной альтернативой нефти в качестве сырья для производства моторных топлив и различного рода химической продукции (полиэтилен, пропилен, поливинилхлорид, смолы, нити, удобрения и др.) с высокой добавленной стоимостью.

По моему глубокому убеждению развитие газовой промышленности более высокими темпами является велением времени. Это станет надежной основой ускоренного развития всей экономики страны по высокотехнологичным направлениям, обеспечит устойчивую энергобезопасность, позволит иметь надежный источник средств для финансирования крупных и особо важных для страны проектов. Для этого есть ресурсная база, высокопрофессиональные кадры, накопленный в советское время опыт реализации крупнейших топливно-энергетических проектов. Да и в принципе с точки зрения рыночной экономики: России, имеющей огромный газовый потенциал, грех не использовать его для модернизации практически разрушенного производственного аппарата страны, преодоления затянувшегося кризиса в экономике и обществе и, наконец, восстановления нашим государством авторитета великой экономической державы.

В концепции развития российской экономики надо предусматривать формирование и реализацию крупных проектов. Благодаря крупным проектам в советское время была обеспечена целенаправленная деятельность по изменению структуры экономики, ее развитию. Именно через такие проекты была решена задача создания мощной нефтяной промышленности Урала и Поволжья, где всего за 25 лет были созданы мощности по добыче 219 млн. т нефти и по переработке 170 млн. т. Вопросы решались параллельно: и геология, и бурение, и строительство промыслов, трубопроводов, городков, энергетики, дорог. Благодаря комплексному подходу удалось все это сделать за 25 лет.

Второй такой крупный проект – это Западно-Сибирский нефтяной проект. За 23 года, также благодаря комплексности, удалось создать мощности на 409 млн. т нефти. И еще более грандиозный проект – Тюменский газовый проект, где всего за 18 лет удалось создать мощности по добыче 576 млрд. м³ газа – примерно столько же мы добываем сегодня.

В советское время развитию газовой промышленности уделялось большое внимание и она развивалась высокими темпами. Однако наиболее бурный рост начался с освоением северных газовых месторождений Ямало-Ненецкого округа. На XXVI съезде КПСС ускоренное развитие газовой промышленности было названо главной экономической задачей страны в XI пятилетке (1981 – 1985 гг.). За пять лет годовая добыча выросла на 236 млрд. м³ в год с 407 млрд. м³ в 1980 до 643 млрд. м³ в 1985. Набрав темп газовая промышленность стремительно развивалась и далее, достигнув в 1990 г. максимального уровня добычи в 815 млрд. м³, что составило 41% от мировой добычи. В России в 1990 г. было добыто 641 млрд. м³ (см. график №1). Таким образом, по добыче газа Россия только-только достигла уровня 1990г.

График 1 Динамика добычи газа в СССР, России и Западной Сибири (1960-2003 гг.)

В 1980 г. Мингазпром СССР и Миннефтегазстрой СССР вносили предложение об организации в СССР добычи газа в объеме 1 трлн м³ в год. Я возглавлял группу, которая должна была оценить когда в стране можно было бы выйти на добычу таких объемов газа, с учетом экономической целесообразности его использования главным образом внутри страны, и сформировать предложения по управлению проектом, исходя из размещения газовых месторождений и их запасов, из возможностей строительных организаций, реальных сроков поставки труб с отечественных и зарубежных заводов, пропускной способности железной дороги для бесперебойной поставки труб, оборудования и материалов, учитывая сезонность работ и пр. Рассмотрение разных вариантов продолжалось несколько месяцев. В итоге мы пришли к выводу, что выйти на добычу 1 трлн. м³ газа в год можно было бы в 1994 году. Наши предложения были рассмотрены, после чего и было принято решение об ускоренном развитии газовой промышленности.

На какие же крупные газовые проекты надо ориентироваться сейчас?

Особое внимание надо обратить на освоение нефтяных и газовых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока. Ранее отмечалось, что начальные запасы газа там оцениваются в 60 трлн. м³, а нефти – в 20 млрд. т. Главная особенность региона заключается в том, что там, в основном газ, а месторождения – или газоконденсатные, или нефтегазоконденсатные. Зачастую одни и те же месторождения относят и к нефтяным и к газовым. Это хорошо можно проиллюстрировать на примере Юрубчено-Тохомского и Куюмского месторождений, находящихся в одной геологической зоне Красноярского края. Общие запасы этих месторождений по категории С₁ и С₂ составляют по газу – 879,3 млрд. м³, по нефти – 577,1 млн. т, по конденсату – 68,6 млн. т, т.е. если оценивать размер запасов в тоннах нефтяного эквивалента, то нефти с конденсатом будет порядка 650 млн. т, а газа – 730 млн. т н.э. Таким образом видно, что эти месторождения скорее надо отнести к газонефтяным.

По данным академика РАН А.Э. Конторовича сибирские месторождения – самые древние на Земле и газ, нефть и конденсат там находятся в виде коктейля. При их разработке будет добываться большое количество газа. Встает вопрос: как с ним быть? Сразу потребуются серьезные газоперерабатывающие мощности, так как в этом газе много легких углеводородов – ценного сырья для химической промышленности. На других месторождениях, даже относящихся к чисто газовым, также большое содержание важных компонентов: этана, бутана, пропана, гелия. Так что в Восточной Сибири следует ставить задачу не просто о добыче газа, а об одновременной добыче, переработке и производстве химической продукции. Особенно в этом смысле важен этан. Сейчас этан, добываемый в Западной Сибири вместе с газом с больших глубин, просто уходит с газом по трубопроводам и затем у потребителей сжигается. А ведь это наиболее важный сырьевой ресурс для химии. Так США в нефтегазохимии использует 9 млн. т этана, а в России этот показатель составляет только 0,4 млн. т.

Должна быть крупная государственная программа по комплексному освоению ресурсов углеводородов Восточной Сибири и Саха-Якутии, предусматривающая опережающее осуществление геологоразведочных работ, ведь даже те районы, где открыты месторождения нефти и газа разведаны всего на 8-10%, т.е. можно ожидать и новых открытий. Необходимо опережающее развитие инфраструктуры: автомобильных и железных дорог. Особенно важно создание мощной электроэнергетической базы, ведь нефтяная промышленность очень энергоемка. Так в Тюменской области с 1970 по 1990 гг. были построены электростанции общей мощностью 9,7 млн. кВт (в 2003 г. мощность станций Тюменской области составляла 11,339 млн. кВт). За это время было построено ЛЭП напряжением 0,4–500 кВ – 58 тыс км, в т.ч. ЛЭП 110-500 кВ – 35 тыс км. Установленная трансформаторная мощность на 687 подстанциях напряжением 35-500 кВт составляет50,9 млн. кВ*А, в т.ч. 15,2 млн. кВ*А на 15 подстанциях напряжением 500 кВ. В 1990 г. было выработано 71,3 млрд. кВт*ч энергии. Такие энергетические мощности потребовались для организации добычи более 400 млн. т нефти.

График №2. Динамика добычи нефти в СССР, России и Западной Сибири (1960 – 2003 гг.)

В Восточной Сибири и Якутии масштабы добычи нефти будут значительно меньше, но будут большие мощности по переработке нефти и газа и по нефтегазохимии.

Потребуется развитие аэропортов, крупных авиапредприятий. Можно с уверенностью сказать, что без мощной авиационной поддержки в Тюменской области не удалось бы достичь высоких темпов и больших масштабов развития нефтяной и газовой промышленности.. В 1990 г. в Тюменском управлении гражданской авиации было 15 авиапредприятий. В их составе числилось около 1100 самолетов и вертолетов. В среднем каждый день в Тюменское небо поднималось более 500 единиц авиатехники, в т.ч. 300-400 вертолетов. Здесь применялись все виды вертолетов Ми-1, Ми-2, Ми-4, Ми-6, Ми-8, Ми-10, Ми-26. В зимний – наиболее продуктивный строительный сезон – привлекалось из других управлений и из Армии до 100 транспортных самолетов АН-12, ИЛ-76, «Антей». Тюменское управление занимало первое место в стране по авиагрузоперевозкам и по использованию вертолетов на монтажных работах. Так что я думаю, что и при освоении нефтяных и газовых месторождений Восточной Сибири без серьезного авиационного сопровождения не обойтись.

Наиболее остро встанет проблема обеспечения восточной программы кадрами нефтяников, газовиков, нефтегазопереработчиков, но особенно трудно будет решить проблему нефтегазостроителей. В Советском Союзе крупные народнохозяйственные задачи решались благодаря опоре на строителей. Так после войны на определенных этапах создавались Минуглестрой, Минметаллургстрой, Минтрансстрой, Минстрой (для развития машиностроения) и др. В ряде случаев создавались комплексные министерства, например Минэнерго, Минсредмаш, в составе которых были свои строительные организации. Но главное – при рассмотрении любой крупной проблемы прежде всего рассматривался и решался вопрос о создании специализированных строительных организаций и быстром наращивании их мощностей. Именно таким подходом руководствовались при решении проблемы создания нефтегазового комплекса Западной Сибири. Было несколько мнений: сначала намечали поручить Миннефтепрому и Мингазпрому создать и развивать свои строительные организации. Был вариант создания в Западной Сибири комплексного министерства со своими нефте- и газодобывающими и нефтегазостроительными организациями. Серьезно рассматривался вопрос о создании министерства трубопроводного транспорта со своими трубопроводостроительными организациями. При рассмотрении этого вопроса у Председателя Совета Министров СССР А.Н. Косыгина было принято решение создать специализированное нефтегазостроительное министерство – Миннефтегазстрой, определив для него главной задачей комплексное строительство промысловых объектов, промышленных комплексов и городов, а также всех нефте-, газо- и продуктопроводов в стране. В сентябре 1972 г. такое министерство было создано. Это оказалось наиболее правильным решением. По графикам №1 и 2 хорошо видно, как стремительно начали развиваться нефтяная и газовая промышленность Западной Сибири и страны в целом. В 1987 г. СССР вышел на добычу 624 млн. т нефти, что составляло 20% от мировой добычи, а газа в 1990 г. было добыто 815 млрд. м³ – 41% мировой добычи. В России в 1990 г. было добыто 641 млрд. м³, а в 1991 – 643 млрд. м³.

Синхронно с развитием добычи строились нефте- и газопроводы, никогда не происходило задержки в наращивании добычи из-за неготовности трубопроводов. В середине 1980-х годов в год строилось более 10 тыс км трубопроводов большого диаметра, в т.ч. более 5 тыс. км диаметром 1400 мм. От газовых месторождений Ямало-Ненецкого округа было построено 20 трубопроводов. Газопроводы средней протяженностью 3000 км строились в течение одного года и выводились на проектную производительность перекачки 32 млрд. м3 газа в год через год после ввода в эксплуатацию, поэтому окупались они за 1,5 – 2 года, и это при том, что газ использовался внутри страны и стоил очень дешево.

В начале 1990-х годов инвестиции в развитие нефтяной и газовой промышленности прекратились, Миннефтегазстрой упразднили, а его организации постепенно деградировали. Отношение к строителям в стране, мягко говоря, безразличное. Некоторые заказчики, например «Транснефть» во времена руководства С.М. Вайнштока, относились к строителям как к низшей расе, а подчас – просто иезуитски. Работа нефтегазостроителей стала непрестижной, люди на строительство трубопроводов и обустройство промыслов не идут. Предстоит огромная работа по возрождению нефтегазостроительной отрасли. Да и в других энергетических отраслях, особенно в электроэнергетике, со строителями и монтажниками очень сложное положение. Мне кажется, Правительству целесообразно решить вопрос о создании государственно-частной корпорации по энергетическому строительству. Такая корпорация в Восточной Сибири могла бы комплексно осуществлять строительство нефтяных и газовых промыслов, сооружать трубопроводы, газо-нефтеперерабатывающие и газонефтехимические заводы, тепловые и гидравлические электростанции, ЛЭП, предприятия по производству строительных материалов и конструкций, новые города и поселки в районах освоения природных ресурсов.

Хорошим примером для такого решения может служить Тюменская область. Там с момента прихода в область нефтегазостроителей в 1964 г. за 25 лет (к 1988 г.), как отмечалось выше, были созданы мощности по добыче 409 млн. т нефти и 570 млрд. м³ газа. Население области выросло за этот период с 1,1 млн.. чел. до 3,4 млн.. И все люди были обеспечены жильем, социально-бытовыми объектами и главное – работой с хорошим заработком. Численность работающих в организациях Миннефтегазстроя в Тюменской области к 1988 г. составила 240 тыс. чел.

Миннефтегазстрой обладал высококвалифицированными кадрами, мощной техникой и был способен выполнять по нынешним ценам работ на 13-15 млрд. долларов в год.

Сейчас надо срочно создавать подобную организацию, но уже для решения проблем всего энергетического комплекса. И, безусловно, необходимо всеми средствами повышать престиж строительной профессии. Без этого ни в Восточной Сибири, ни в других регионах серьезных задач по развитию экономики и социальной сферы решить не удастся. Если же кто-то думает, что сколько-нибудь значимые цели по сооружению крупных энергетических объектов могут быть достигнуты силами так называемых малых предприятий, то это не просто ошибка – это глупость.

Одной из важнейших задач государства на средне- и долгосрочную перспективу является развитие экономических связей со странами АТР. Страны этого региона развиваются высокими темпами, существенно растет потребность в энергоресурсах. Восточная Сибирь и Дальний Восток имеют большие ресурсы газа, поэтому этот вид энергоносителей может и должен стать важным продуктом торговли. Но газ находится в глубине сибирской территории и для его транспортировки необходимо строить трубопроводы. Кроме того, как я уже говорил из сибирского газа необходимо предварительно извлекать ценные химические элементы, поэтому для его переработки нужны заводы. Все это существенно увеличивает удельные капиталовложения на добычу газа и, соответственно, его цену. Ближайший потребитель – Китай. В мире газ в основном используется в качестве энергоносителя, но Китай ориентируется на увеличение производства электроэнергии в большей степени за счет угля, гидроэлектростанций и атомных станций. Потребность в газе в северных районах Китая невелика. Китай уже строит газопроводы для поставок газа из Туркмении и Казахстана. Китай импортирует небольшое количество СПГ. Кроме того, в этой стране сейчас еще не предпринимаются серьезные шаги в защиту экологии. Поэтому Китай пока не проявляет особой заинтересованности в получении крупных объемов российского газа. Видимо поэтому российские и китайские предложения по цене на газ так сильно расходятся. Возможно это причина того, что не форсируется строительство двух газопроводов в Китай (один из них газопровод «Алтай»), хотя соглашение об их строительстве уже подписано. В Южную Корею можно подать газ по трубопроводам. Рассматривался вариант подачи трубопроводного газа в Японию, но эта страна пока ориентируется на импорт СПГ.

Что же нам не следует по-настоящему заниматься Восточно-Сибирским и Якутским газом? Или направлять его на Запад в единую систему газоснабжения, как предлагает Газпром? Думаю, что это тактическое, а не деловое соображение. Мне представляется, что России не следует «ждать у моря погоды». Экономически и политически чрезвычайно важно запустить сибирский газ в оборот. Нельзя нам дальше «сидеть как собака на сене».

Невероятно эффективным проектом может стать проект создания нефтяной и газовой промышленности в Восточной Сибири. И здесь надо привести очень интересные данные председателя Научного совета Московского центра Карнеги. По его оценке главной внутренней угрозой стране сегодня является нынешнее состояние востока России - Восточной Сибири и Дальнего Востока. В ХХI веке вопрос единства страны будет зависеть оттого, сможет ли Москва добиться двойной интеграции Сибири и Дальнего Востока, прочно встроив их в общероссийское пространство и одновременно сделав их составной частью динамично развивающихся регионов Северо-Восточной Азии. Вот невероятно важный вопрос.

Руководству страны необходимо определить, как дальше развивать экономику. Очертить четкие ориентиры на ближайшие 20-30 лет. Утвердить это государственными решениями, кое-что, может быть, закрепить законодательно. Прежде всего, необходимо определиться с ТЭК и главными источниками наших доходов – нефтью и газом.

Куда и как дальше развивать нефтяную и газовую промышленность? В нефтяной и газовой промышленности надо провести глубочайшую структурную перестройку. Пора остановить продажи за рубеж чистой нефти и чистого газа, которые там перерабатывают в продукцию и продают в Россию. Нам нельзя дальше мириться с тем, что Россия, имеющая огромные сырьевые ресурсы, сильно отстает от других стран в производстве нефтехимической продукции. По данным 2002 года мы производим на душу населения пластмасс и синтетических смол в 7 раз, а химических волокон – в 15 раз меньше чем США. По сравнению с Японией – соответственно в 3 и 6 раз, с Китаем – в 2 и 4 раза, с Польшей, Румынией, Венгрией, Чехией – в 2-4 раза меньше. Такое положение необходимо срочно исправлять.

Следует отметить, что Китай в 2005 году увеличил экспорт в Россию химической продукции на 56%, не говоря уже о том, что постоянно увеличивается экспорт в Россию товаров народного потребления, на производство которых широко используется продукция химической промышленности.

И чтобы снова не догонять запад, как это рекомендует первый заместитель Председателя Правительства России И.И. Шувалов, целесообразно развернуть в стране широкомасштабное производство из газа моторных топлив и широкой гаммы химической продукции, востребованной и на западе и на востоке.

Возрастающий дефицит нефти уже подтолкнул ведущие нефтяные компании к созданию мощностей по производству синтетического жидкого топлива из природного газа (СЖТ). По сообщениям печати Shevron Texaco осуществляет в Нигерии строительство завода по конверсии газа в жидкость (КГЖ) по технологии, разработанной Sasol и Chevron Texaco. Производительность завода - 34000 баррелей жидких продуктов в сутки (1,9 млн. т в год), из них: 24000 баррелей высококачественного дизельного топлива, 9000 баррелей нафты и 1000 баррелей пропана и бутана. Выход дизельного топлива повышен благодаря использованию гидрокрекинга. На заводе будет перерабатываться 3 млрд. м³ газа в год. По сообщениям в печати, производство будет безотходным. Стоимость проекта составит 1,7 млрд. долларов США.

Большие мощности по строительству заводов КГЖ планируется создать в Катаре. Катар имеет благоприятные условия для производства и экспорта СПГ (месторождения газа находятся вблизи от побережья), и намечено вложить около 25 млрд.. долл. в увеличение производства СПГ с 15 до 60 млн.. тонн. Тем не менее совместно с южноафриканской компанией Sasol должен быть построен завод мощностью 34 тыс. баррелей в сутки, на котором по технологии, опробованной в ЮАР, из природного газа будут производить высококачественное дизельное топливо, нафту и т.д. В то же время совместно с Shell осуществляется строительство завода КГЖ по технологии «Шелл Глобал», ранее опробованной в Малайзии. Завод строится в две очереди, каждая производительностью по 70000 баррелей вдень (3,9 млн. т год)! Общая мощность завода - 7,8 млн.. т жидких продуктов в год. Завод будет перерабатывать 15,8 млрд.. м³ газа в год. Стоимость проекта - 5 млрд.. долларов США. Продукция завода - в основном дизельное топливо (более 60%), нафта, бутан-проран. Для переработки парафинов применяется гидрокрекинг.

Строительство заводов КГЖ осуществляется по инициативе транснациональных нефтяных компаний. Очевидно, что фактически проводится подготовка к ожидаемому падению мировой добычи нефти.

Для России организация крупномасштабного производства жидких продуктов из газа значительно важнее, чем для других стран. Наши газовые месторождения в основном находятся вдали от побережья, что не позволяет создавать конкурентоспособные производства СПГ. Поэтому нам сам Бог велел создавать заводы КГЖ и экспортировать не сырой газ, а продукты его переработки с высокой добавленной стоимостью.

В последнее время становится все очевиднее, что не только потребители нефти и газа зависят от поставщиков, но возрастает и зависимость поставщиков от потребителей. Организация производства в нашей стране дизельного топлива и других продуктов из природного газа вместо продажи чистого газа позволит избежать такой зависимости. Особенно это касается Восточной Сибири, так как там основным потребителем российского газа практически может быть только Китай.

При формировании структуры нефтяной и газовой промышленности Восточной Сибири потребуется сразу же предусмотреть создание там крупных мощностей по переработке газа, так как большинство месторождений региона являются нефтегазоконденсатными с высоким содержанием газа (и свободного, и растворенного в нефти). С самого начала разработки этих месторождений придется добывать одновременно и нефть и газ и соответственно решать проблему сбора, переработки и транспорта газа. И решать эти задачи необходимо уже сейчас.

Но самое главное – решить как с максимальной эффективностью использовать крупные запасы газа и в Сибири и на Арктическом шельфе.

Основой технологии выработки из природного газа жидких моторных топлив и других продуктов является, на первой стадии, производство синтез-газа. На эту ступень переработки приходится более 60% капитальных вложений и примерно столько же эксплуатационных затрат. По оценке специалистов, имеются возможности повышения энергоэффективности процесса получения синтез-газа и последующих этапов производства КГЖ. Существует также мнение о целесообразности проведения научных исследований относительно возможности получения традиционных и новых видов моторных топлив из газа по принципиально новым технологиям.

Представляется, что нашей стране для более эффективного использования природного газа и сокращения затрат на производство из него моторных топлив необходимо поставить задачу по удешевлению этого производства. Для организации такой работы требуется как можно быстрее создать научно-конструкторский центр на базе института нефтехимического синтеза РАН, института органической химии РАН и института катализа СО РАН с привлечением ученых других институтов, а возможно и специалистов из-за рубежа.

Процесс превращения природного газа в дизельное топливо, керосин и бензин основан на технологии Фишера-Тропша, разработанной в 1920-е годы. Долгое время эта технология считалась весьма дорогостоящей, и лишь сравнительно недавно благодаря разработкам новых высокоэффективных катализаторов и усовершенствованию технологии на стадии получения синтетического газа, цена конечных синтезированных нефтепродуктов стала заметно ниже.

Надо отметить, что производство жидких моторных топлив из газа – это не только экономическое, но и исключительно эффективное экологическое направление развития. В мире резко возрастают экологические требования к моторным топливам по содержанию серы, ароматических углеводородов (в частности, бензола). Особо жесткие требования вводятся по содержанию серы, поскольку она отравляет катализаторы, способствующие полному сгоранию топлива и нейтрализующие вредные примеси в выхлопных газах, особенно окислы азота. В тоже время синтетическая нефть и моторные топлива, производимые по существующим в мире технологиям КГЖ (GTL) из природного газа, характеризуются экологической чистотой, так как не содержат ароматических углеводородов, серы и азота.

Полученная из природного газа по технологии КГЖ синтетическая нефть превосходит по основным характеристикам основные марки нефтей: арабскую, Brent, суматранскую легкую. Синтетическая нефть содержит на два порядка меньше серы и азота, и превосходит указанные нефти по содержанию дизельных фракций на 5–10 процентов. По своим свойствам и составу синтетическая нефть ближе всего к стабильному газовому конденсату.

Синтетическое дизельное топливо по основным показателям превосходит дизельное топливо, полученное из нефтяных фракций (отвечающее стандарту EN-590):

• цетановое число более 75 пунктов, против 55 у традиционного дизтоплива;
• содержание полиароматических углеводородов 0,1%, против 6;
• содержание серы 0 ррm, против 50;

Объем мирового рынка дизельного топлива в настоящее время превышает 550 млн. т в год и устойчиво растет на 3% в год. В мире в последнее время увеличивается производство легковых автомобилей с дизельным двигателем. Можно уверенно прогнозировать, что появление высокоэкологичного дизельного топлива из газа подтолкнет процесс дизелизации, а потребность в чистом дизельном топливе будет резко возрастать. Рынок нафты – 145 млн. т, но это идеальное сырье для производства полиэтилена и полипропилена и его, видимо, целесообразнее использовать в стране для производства высоколиквидной продукции.

В этом году появилось сообщение об испытании синтетического топлива на самолетах.

Состоялся первый полет пассажирского лайнера А-380, который был заправлен новым полностью синтетическим топливом. Новинка, в отличие от традиционного авиационного керосина, гораздо более эффективна и менее вредна для окружающей среды.

Три двигателя самолета были заправлены обычным сжигаемым керосином, в то время как четвертый - новым топливом КГЖ производства компании Shell.

В Shell говорят, что авиатопливо GTL представляет собой более чистый аналог керосина, в выхлопе которого нет серы и токсичных ароматических масел, кроме того, GTL имеет очень высокий коэффициент сгорания.

“У топлива также значительно более низкие показатели по эмиссии угарного газа, углеводородов и окиси азота”, - говорят в Shell. В Airbus новинкой также остались довольны и сообщили, что четвертый двигатель A-380 работал гораздо более стабильно и лучше реагировал на команды пилотов.

“Это самое начало большой исследовательской программы. Новое топливо уже относительно скоро будет использовано шире”, - говорит исполнительный директор Airbus Фабрис Бреже. По его словам, данная программа была инициирована в ноябре прошлого года компаниями Airbus, Rolls Royce, Shell и Qatar Airways.

Удешевление производства моторных топлив из газа и их высокие экологические свойства могут радикально изменить экономику нашей газовой промышленности. ОАО «Газпром» может стать одним из крупнейших мировых производителей дизельного топлива, метанола, пропан-бутана, диметилэфира, полипропилена, другой продукции с высокой добавленной стоимостью.

В последнее время много говорилось о сроках освоения Ковыктинского газового месторождения. Его освоение отодвигается на более поздний период. По моему мнению, при формировании программы освоения Ковыкты, также следует предусматривать использование части газа этого месторождения для переработки на дизельное топливо и другие продукты. Разместить завод по производству КГЖ целесообразно было бы в районе Ангарского НПЗ. Следует иметь в виду, что чем больше мощность завода КГЖ, тем дешевле вырабатываемая на нем продукция.

В последнее время ставится задача провести коренную реконструкцию нефтеперерабатывающих заводов, поэтому планы реконструкции НПЗ и строительства заводов КГЖ следует скоординировать, имея в виду, что реконструкция НПЗ должна быть в основном ориентирована на производство бензинов, керосина и т.п., а КГЖ – на выпуск дизельного топлива, бутана, пропана и др. продуктов. При таком подходе на востоке страны можно создать крупнотоннажные нефте- и газоперерабатывающие центры нового типа, обеспечивающие выпуск высоколиквидной продукции. К 2020 г. можно было бы организовать на заводах КГЖ в Ачинске, Ангарске, Усть-Куте, Хабаровске, Комсомольске-на-Амуре производство до 40-50 млн. т высококачественного дизельного топлива, в основном ориентированной на экспорт, а нафту использовать на производство высоколиквидных химических продуктов.

Одна из важнейших задач освоения Восточной Сибири в настоящее время – это организация в этом регионе добычи нефти в больших объемах. Нефтепровод Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО) рассчитан на транспортировку 80 млн. т нефти в год. Надо ли было строить такой нефтепровод для продажи сырой нефти – вопрос не риторический. Вспоминается 1973 г. Тогда между руководством СССР и Японии было подписано соглашение о поставке в Японию с месторождений Западной Сибири 40 млн. т нефти в год и о строительстве для этих целей специального нефтепровода до бухты Ольга на побережье Японского моря. Ставилась задача построить этот нефтепровод за 2,5 года. Его стоимость оценивалась в 2,5 млрд. руб. В то время я исполнял обязанности министра Миннефтегазстроя и активно участвовал в обсуждении возникавших в связи с этим проблем. На совещании у А.Н. Косыгина нефтяники и строители высказали свои соображения о том, что поставлять можно не более 20 млн. т в год, так как страна в то время испытывала дефицит топлива. Стоимость нефтепровода протяженностью более 5000 км нами была оценена в 5-6 млрд. руб, а срок строительства – 4-5 лет. Поначалу это вызвало недовольство руководства страны, но затем, в результате многочисленных рассмотрений в Правительстве и на Политбюро ЦК КПСС, было принято решение нефтепровод не строить. Вместо этого решили построить железную дорогу (БАМ), стоимость которой в то время оценивалась тоже примерно в 5-6 млрд. руб., и доставлять по ней 20 млн. т нефти в год. Имелось в виду, что БАМ пройдет вблизи перспективных на нефть районов и это ускорит геологоразведочные работы и удешевит освоение открываемых месторождений. Была подчеркнута необходимость усиления геологоразведки и решено вернуться к обсуждению вопросов о сроках строительства нефтепровода и его мощности после открытия новых месторождений и получения данных об их запасах.

Главной задачей БАМа было освоение многочисленных месторождений полезных ископаемых в зоне прохождения железной дороги: меди, железной руды, бокситов, коксующихся углей и.др. Намечалось создание ряда промышленных центров, в т.ч. в районе Ургала, нового мощного металлургического комплекса на 25 млн. т металлургической продукции с высокой добавленной стоимостью. В основном все эти промышленные центры были рассчитаны на выпуск экспортной продукции и резкое увеличение товарооборота со странами АТР.

Но теперь нефтепровод уже строится и надо срочно решать вопрос о развитии ресурсной базы нефти в Восточной Сибири.

Среди проблем освоения Восточной Сибири особняком стоит задача разработки Юрубчено-Тохомской группы нефтегазоконденсатных месторождений. По оценке геологов, эти месторождения представляют собой «коктейль» из нефти, газа и конденсата. На тонну нефти здесь приходится примерно 1500 м³ газа. Необходимо как можно скорее решать вопросы, связанные с тактикой и стратегией разработки этих месторождений, с технологическими процессами, которые необходимо осуществлять на промыслах. Кроме того, требуется принять решение относительно маршрута транспортировки газа. По оценкам сибирских геологов, в Юрубчено-Тохомской зоне ежегодно возможно добывать до 30-40 млн.. т нефти, а это значит, что одновременно здесь будет добываться и до 50 млрд.. м³ газа в год. Безусловно, уже сейчас необходимо усилить геологоразведочные работы по доразведке открытых здесь месторождений.

По моему мнению, для эффективного освоения Юрубчено-Тохомсконо нефтегазового района необходимо построить в этой зоне базовый город, проложить железную дорогу до города через Богучанскую ГЭС и провести от ГЭС линию электропередачи. Из этого центра развернуть геологоразведочные работы в прилегающих районах. Геологи утверждают, что существует вероятность открытия там новых месторождений. Для транспортировки нефти от месторождений необходимо построить нефтепровод до Усть-Кута и подключить его там к нефтепроводу ВСТО. А газ направить в район Ачинска, где целесообразно построить завод КГЖ мощностью 15-20 мрлд. м³ в год, остальной газ (до 30 млрд.. м³) после отбора на специальном ГПЗ ценных химических продуктов (этан, бутан, пропан и др.) транспортировать по специально построенному газопроводу до Новокузнецка, где подключить к системе намечаемого к строительству газопровода из Западной Сибири в Китай через Алтайский край. Газопровод от Юрубчено-Тохомской зоны через Ачинск и Новокузнецк позволит транспортировать газ в Китай по кратчайшему маршруту.

Проблемы освоения Юрубчено-Тохомских месторождений очень сложны и многие из них требуется решать комплексно и как можно быстрее. К сожалению, этого не происходит – нет настоящего хозяина. По нашему мнению, за освоение нефтегазоконденсатных месторождений Юрубчено-Тохомской зоны целесообразно взяться «Газпрому». Наверное, только «Газпрому» по силам решить здесь сложный комплекс проблем. Руководство ОАО «Газпром» приняло решение о развитии нефтяного бизнеса, вот и надо заняться Юрубчено-Тохомскими месторождениями. В Восточной Сибири нет более крупных возможностей для наращивания добычи нефти. Для страны это будет реальный шанс ускорить вывод на проектную производительность нефтепровода ВСТО.

Очевидно, что создание в Восточной Сибири мощной промышленности по добыче и переработке нефти и газа, а также современного нефтегазохимического комплекса позволит резко повысить эффективность экономики страны. При сегодняшних мировых ценах на дизельное топливо в 1200$ за тонну, 50 млн. т такого топлива будут стоить 60 млрд. долл., и еще 18-20 млрд. – вырабатываемые вместе с ним нафта и бутан-пропан. Для производства такого объема дизельного топлива, нафты и бутан-пропана потребуется порядка 120-130 млрд. м³ газа. В то время, как за продажу в 2007 году за рубеж 239 млн. т нефти было получено 117 млрд. долл., а за продажу 110 млн. т нефтепродуктов – 50 млрд. $.

Мощная нефтегазохимическая промышленность Восточной Сибири и Дальнего Востока станет запалом для развития других отралей экономики, масштабного развития экономических связей со странами АТР, создаст возможность для привлечения Германии, Японии и ряда стран АТР в крупномасштабное развитие нефтегазохимических производств.

Государство не должно упустить возможность сделать Восточную Сибирь и Дальний Восток мощным промышленным регионом и новым валютным цехом страны.

В.А.: - А как же с другими программами, проектами? Например уже давно и много говорят о Ямале. Почему задерживается его освоение? Какие там проблемы?

Ю.Б.: - Освоение газовых месторождений Ямала планировали начать еще в середине 1980-х годов с освоения Бованенковского месторождения. Мы проводили определенную подготовку, начали сооружение жилых комплексов, баз для техники, привезли из Тюмени несколько крупных технологических блоков на плавучем основании (котельная, электростанция). Рассматривалось несколько вариантов трассы трубопроводов. Вначале намечалось проложить трубопровод только по суше в обход Байдарацкой губы до Лабытнанги, далее до Ухты и затем вдоль существующей трассы газопроводов на запад. Газопровод оказался очень дорогим и от этого варианта отказались. Рассматривался вариант прокладки по дну Карского моря, но в тот период опыта строительства морских трубопроводов в стране не было, да и в мире такое строительство только-только начиналось. В конце концов решили прокладывать газопроводы через Байдарацкую губу. Выбирали створ прокладки, рассматривали различные варианты. В это время было принято решение об ускоренном обустройстве Ямбургского месторождения, а освоение Ямала было отложено. Вопрос о прокладке газопроводов по территории Ямальского полуострова в вечномерзлых грунтах в тот период практически не рассматривался. Да и опыта строительства трубопроводов по таким грунтам у нас тогда не было.

За последние 10 лет решение о начале разработки газовых месторождений полуострова Ямал принималось несколько раз, но по разным причинам его реализация откладывалась.

Запасы газа полуострова Ямал по категориям А+В+С₁+С₂ составляют 13,4 трлн. м³, кроме того перспективные и прогнозные ресурсы (С₃+Д₁+Д₂) оцениваются в 6,6 трлн. м³.

В ОАО «Газпром» разработано несколько вариантов поэтапного освоения месторождений Ямала. В 2011 г. намечается начать добычу, затем выйти на объем 115 млрд. м³, затем на 147 млрд. м³ и в конечном итоге добывать на полуострове 250 млрд. м³.

Основной проблемой освоения Ямала по нашему мнению является проблема прокладки газопроводов по вечной мерзлоте. Мне неоднократно приходилось обсуждать эту проблему со специалистами, рассматривать материалы обследований трубопроводов, проложенных в вечномерзлых грунтах, а также результаты экспериментов, проведенных зарубежными компаниями по взаимодействию газопроводов с мерзлыми грунтами. В результате у меня возникли большие сомнения в правильности принимаемых проектных решений по обустройству газовых промыслов на полуострове Ямал и главное – по прокладке газопроводов по вечномерзлым грунтам.

Для того, чтобы подробнее разобраться с этими проблемами, мы провели совместную сессию научно-технических советов НО «Российский Союз Нефтегазостроителей» и ОАО «Стройтрансгаз». Хотя решение совета довольно объемное, считаю целесообразным проинформировать о сути его выводов и решений, так как многие предложения, выдвинутые на этом заседании могут быть эффективно использованы при создании береговых объектов, предназначенных для освоения шельфа.

РЕШЕНИЕ

СОВМЕСТНОЙ СЕССИИ ПРОБЛЕМНОГО

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОГО СОВЕТА РОССНГС,

НТС ОАО «СТРОЙТРАНСГАЗ»

Blog

Что может дать шельф арктических морей для развития экономики России

Содержание