3 крупнейших газопровода и нефтепровода россии: ПАО «Транснефть»

Содержание

Экспорт нефти из Казахстана оказался под угрозой: Госэкономика: Экономика: Lenta.ru

Крупнейший нефтепровод Казахстана остановлен из-за аварии

Нефтяной экспорт Казахстана оказался под угрозой — в результате суровых погодных условий пострадала трубопроводная система Каспийского трубопроводного консорциума (КПК), которая обеспечивает до 2\3 экспорта нефти из Казахстана. О внештатной ситуации при обслуживании трубопровода говорится в сообщении компании.

По итогам водолазного обследования специалисты компании пришли к выводу, что повреждены 9-й и 13-й шланги внутреннего рукава выносных причальных устройств (ВПУ-2). ВПУ используются в портах для заполнения танкеров нефтью. «Указанные повреждения являются критическими и не позволяют обеспечить безопасную эксплуатацию устройства. В этой связи КТК вынужден приостановить эксплуатацию указанного ВПУ», — говорится в сообщении компании.

КТК утверждает, что у нее имеются аварийный запас деталей и частей для экстренного ремонта, однако этого может быть недостаточно, так как в условиях «текущей конъюнктуры рынка» поставки новых запчастей могут вызывать затруднения и осуществляться слишком долго.

«В этой ситуации руководство Консорциума вынуждено сообщить о возможном снижении объема транспортировки нефти втрое от заявок грузоотправителей на ближайшую перспективу», — также говорится в сообщении КПК. Дополнительные проблемы с ремонтом связаны со сложными погодными условиями, более того, проблемы наблюдаются и в работоспособности ВПУ-3, который в результате штормов был смещен и получил повреждения. Компания утверждает, что все меры предосторожности были выявлены в срок и выброс нефти акватории Черного моря не угрожает.

На сайте компании утверждает, что трубопроводная система КТК — это «один из крупнейших инвестиционных проектов в энергетической сфере с участием иностранного капитала на территории СНГ». Трубопровод соединяет казахстанские месторождения в районе Тенгиза и связывает его с российским портом Новороссийск, длина трубы — 1511 километров. На проект, как утверждается, приходится около двух третей всего нефтяного экспорта Казахстана.

Среди совладельцев консорциума выступают крупнейшие российские и мировые нефтегазовые компании: «Транснефть», «Роснефть», «Лукойл», «КазМунайГаз», Chevron, Mobil, Shell, Eni и другие.

«Южный поток» на шаг впереди

26 ноября 2013
Материал опубликован в № 11 корпоративного журнала «Газпром»

Как транспортируют природный газ

Несмотря на многочисленных противников «Южного потока» и мнения европейских скептиков, подвергающих сомнению успешность проекта по сооружению новой газовой магистрали из России в страны Южной и Центральной Европы, работы по его реализации ведутся высокими темпами. Ввод газопровода в эксплуатацию и начало поставок по нему российского газа намечены на декабрь 2015 года. А в 2018-м «Южный поток» выйдет на полную проектную производительность — 63 млрд куб. м газа в год.

Основные параметры

Как строят подводные газопроводы

Проект «Южный поток» предполагает сооружение четырех ниток газопровода диаметром 32 дюйма (812,8 мм) по дну Черного моря с укладкой на максимальную глубину до 2,25 тыс. м. Они будут проложены от головной компрессорной станции (КС) «Русская», которую построят на российском побережье, до приемного терминала «Паша-дере» на болгарском берегу близ Варны.

Общая длина укладываемых труб составит 3,7 тыс. км. Далее магистраль пройдет через Болгарию, Сербию, Венгрию и Словению на север Италии. С территории Сербии от нее будут построены газопроводы-отводы в Хорватию и Республику Сербскую (в Боснии и Герцеговине). Помимо этого, рассматривается возможность сооружения газопровода-отвода в Македонию. Общая протяженность основной сухопутной магистрали в странах Центральной и Южной Европы составит около 1455 км. При строительстве будут использоваться трубы диаметром 1200–1400 мм.

Болгарский участок «Южного потока» является самым технологически сложным и капиталоемким. Основная трасса газопровода пройдет от побережья Черного моря до границы с Сербией. Также планируется строительство 59-километрового отвода до узла распределения газа в Провадии (город в Варненской области Болгарии), через который можно будет поставлять сырье потребителям Болгарии, Турции, Греции и Македонии. Общая длина укладываемых труб на болгарском участке составит 965 км, в том числе 366 км лупингов.

Кроме того, предполагается строительство трех компрессорных станций в Варне, Лозене и Расово суммарной производительностью 300 МВт и приемного терминала. Необходимость сооружения такого терминала в Болгарии обусловлена разными уровнями проектного давления морского и сухопутного газопроводов — соответственно 30 МПа и 10 МПа. Установленное здесь оборудование обеспечит очистку, подогрев, редуцирование, учет и регулирование расхода газа.

Длина укладываемых труб на сербском участке «Южного потока» составит 655 км, в том числе 74 км лупингов и 158,6 км газопроводов-отводов. Здесь предусматривается сооружение двух КС общей мощностью 225 МВт. Основная трасса пройдет от границы с Болгарией к центральной части Сербии и далее к границе с Венгрией на севере страны. От главной магистрали протянутся два отвода — длиной 52,8 км до Хорватии и 105,8 км до Республики Сербской.

Ввод газопровода «Южный поток» в эксплуатацию и начало поставок газа запланированы на декабрь 2015 года. С 2016-го система сможет обеспечивать поставку 15,75 млрд куб.  м российского газа в Европу, с 2017-го — 47,25 млрд, а с 2018-го достигнет полной проектной производительности — 63 млрд куб. м ежегодно.

Венгерский участок газопровода протянется на 229 км от границы с Сербией до Словении по южной и юго-западной части страны. Здесь будет построена одна КС производительностью 100 МВт. По Словении «Южный поток» пойдет в западном направлении до Италии, протяженность участка составит 266 км. На этой территории планируется ввести в эксплуатацию две КС суммарной мощностью 128 МВт.

Ввод газопровода «Южный поток» в эксплуатацию и начало поставок газа запланированы на декабрь 2015 года. С 2016-го система сможет обеспечивать поставку 15,75 млрд куб. м российского газа в Европу, с 2017-го — 47,25 млрд, а с 2018-го достигнет полной проектной производительности — 63 млрд куб. м ежегодно. Для обеспечения поставок газа в запланированных объемах необходимо в период с 2015 по 2017 год ввести в строй почти 6 тыс. км линейной части газопроводов и восемь компрессорных станций общей производительностью 753 МВт.

При этом только в 2016 году предполагается ввести 3,5 тыс. км линейной части газопроводов, включая две морские нитки суммарной длиной 1850 км и четыре КС общей мощностью 375 МВт.

Для обеспечения поставок газа в запланированных объемах необходимо в период с 2015 по 2017 год ввести в строй почти 6 тыс. км линейной части газопроводов и восемь компрессорных станций общей производительностью 753 МВт.

«Все основные технические решения получили детальную проработку на предпроектной и проектной стадиях реализации „Южного потока“, поэтому каких-то серьезных изменений не предвидится, — сообщил начальник Департамента по управлению проектами ОАО „Газпром“ Леонид Чугунов. — Тем не менее вероятность внесения незначительных корректировок в проект существует». Например, в связи с уточнением распределения объемов газа по этому газопроводу в европейские страны в июле текущего года произведена корректировка плана ввода газотранспортных мощностей в части технических параметров и сроков запуска в эксплуатацию отдельных технологических объектов. Уточнение исходных параметров потребовало внесения корректировок в подготовленную проектную и разрешительную документацию для болгарского, сербского и словенского участков. По словам Леонида Чугунова, небольшие изменения в проекте могут иметь место и по другим причинам, в том числе в случае присоединения к «Южному потоку» новых участников.

Что сделано, что делается

Во исполнение поручения Президента России Владимира Путина об ускорении реализации проекта «Южный поток» и начале стадии строительства в 2012 году «Газпром» совместно с иностранными партнерами принял окончательные инвестиционные решения по морскому и сухопутным маршрутам газопровода в Болгарии, Сербии, Венгрии и Словении. Национальным участкам первых трех стран присвоен статус национального значения. Одобрен переход проекта на инвестиционную стадию, а затем и на стадию строительства. В декабре прошлого года на площадке головной КС «Русская» (на побережье Черного моря в Краснодарском крае, в районе Анапы) состоялась сварка первого стыка морского газопровода. В начале этого года принята программа скоординированных мероприятий, в которой определены основные этапы и директивные сроки строительства морской и сухопутных частей «Южного потока». Подписаны планы работ по сооружению газопровода в Болгарии, Сербии, Венгрии, Словении и Хорватии, а также «дорожная карта» по осуществлению энергетических проектов в Республике Сербской в рамках проекта «Южный поток».

Кроме того, в текущем году в Амстердаме открыт центральный офис компании South Stream Transport B.V. Завершена разработка базового проекта FEED и определена окончательная техническая концепция морского участка газопровода. Прошли общественные слушания по материалам ОВОС (оценка воздействия на окружающую среду) для российского офшорного участка. Проектная документация с материалами ОВОС по российскому и болгарскому морским секторам представлены соответственно на государственную экологическую экспертизу в Росприроднадзор и в министерство окружающей среды и водных ресурсов Болгарии. Разработана контрактная стратегия для проведения конкурсных процедур на закупку трубной продукции и на работы по укладке морского трубопровода.

Организована подготовка тендерной документации и начаты конкурсные процедуры по выбору подрядчика на глубоководную укладку и поставщиков труб для первых двух ниток газопровода. В октябре подписано соглашение о транспортировке газа между South Stream Transport B.V. и ООО «Газпром экспорт». Начало укладки первой нитки морской части системы «Южный поток» намечено на середину 2014 года. Соответствующие договоры с поставщиками и подрядчиками планируется заключить в первом квартале будущего года.

Что касается сухопутных участков «Южного потока», в этом году были проведены общественные слушания и получено положительное решение по ОВОС от госорганов Болгарии. Согласован первоочередной объект строительства в этой стране — КС «Расово» (село Расово, муниципалитет Медковец, область Монтана). В конце октября на площадке этой компрессорной станции состоялась торжественная церемония сварки первого стыка болгарского участка газопровода «Южный поток». В настоящее время идет подготовка к конкурсу по выбору подрядчика на проведение строительно-монтажных работ.

В Сербии утвержден пространственный план территории особого назначения для основной трассы газопровода, разработан идейный проект, выполнены археологические изыскания, разработаны материалы ОВОС для общественных слушаний и процедуры рассмотрения ОВОС в министерстве энергетики, развития и охраны окружающей среды. Строительные работы здесь начались 24 ноября текущего года. В Венгрии проведены конкурс по выбору подрядчика на проектирование (FEED и рабочая документация), территориальное планирование и ОВОС. В Словении продолжается работа по национальному пространственному планированию и ОВОС. В Хорватии для учреждения совместной компании «Газпром» инициировал работы по подготовке соглашения с Plinacro d.o.o. Пока именно эта компания занимается работами по территориальному планированию и ОВОС в трансграничном контексте в соответствии с требованиями конвенции Эспоо. Согласовано место пересечения газопроводом-отводом границы Сербии и Хорватии. Хорватским партерам представлен проект технического задания на разработку проектной документации.

В нынешнем году подписано межправительственное соглашение о сотрудничестве при создании газопровода-отвода для поставок российского газа в Македонию. До конца 2013 года «Газпром» и компания «Македонские энергетические ресурсы» начнут разработку предпроектной документации для обоснования экономической целесообразности строительства этого газопровода-отвода. В Республике Сербской в соответствии с подписанной в июне «дорожной картой» ведется подготовка межправительственного соглашения России с Боснией и Герцеговиной о сотрудничестве при строительстве и эксплуатации газопровода-отвода и энергетических мощностей.

В настоящее время работа по проекту «Южный поток» сосредоточена на выполнении проектно-изыскательских работ и проведении конкурсных процедур по выбору поставщиков оборудования длительных сроков изготовления, а также подрядчиков на строительство. «Учитывая сложность и масштабность проекта, для участия в нем отбираются компании, уже зарекомендовавшие себя в других крупных международных проектах и имеющие богатый опыт. Так, генеральным проектировщиком морского участка в результате конкурсного отбора стала голландская INTECSEA. Предложения по укладке морской трубы получены от итальянской Saipem и голландской Allseas. За поставку газовых труб борются германская Europipe, японские Nippon Steel и Sumitomo, российские „Северсталь“, Выксунский металлургический комбинат, Челябинский трубопрокатный завод, Ижорский трубный завод и другие», — рассказал Леонид Чугунов. По его словам, в других странах — участницах проекта выбор подрядных организаций также осуществляется на конкурсной основе. При прочих равных условиях преимущество при выборе подрядчиков, скорее всего, будет отдаваться местным компаниям. Но шанс есть и у российских организаций, таких, например, как «Стройгазмонтаж», «Стройгазконсалтинг» и «Стройтрансгаз», имеющих большой опыт и выходящих на конкурсы самостоятельно или в составе консорциумов.

Для реализации морской части проекта «Южный поток» создана компания South Stream Transport B.V. , инвесторами которой выступают «Газпром» (50%), ENI (25%), EDF (15%) и Wintershall (15%). Для осуществления строительства сухопутного участка газопровода на территориях стран-участниц «Газпромом» созданы совместные проектные компании: South Stream Bulgaria AD, South Stream Hungary Zrt. и South Stream Slovenia LLC (на паритетных началах с компанией «Болгарский энергетический холдинг» ЕАД, MVM Zrt. И Plinovodi d.o.o. соответственно), а также South StreamSerbia AG (доля ОАО «Газпром» — 51%, JP Srbijagas — 49%).

Конкурентоспособность

«Мы твердо уверены в конкурентоспособности и экономической эффективности проекта. У нас есть богатая ресурсная база, необходимые финансовые средства, опыт осуществления подобных строек, всесторонняя поддержка стран — участниц „Южного потока“ и компаний-партнеров. Кроме того, мы идем на шаг впереди своих конкурентов», — заявил Леонид Чугунов. Напомним, что инвесторами реализации морской части проекта выступают «Газпром», итальянская Eni, французская EDF и германская Wintershall. Для строительства сухопутной части на основании межправительственных соглашений уже созданы совместные предприятия с компаниями-партнерами в Болгарии, Сербии, Венгрии и Словении. Проект будет осуществляться на условиях проектного финансирования. Это означает, что участники внесут в совместные компании 30% средств, необходимых для реализации «Южного потока», а остальные 70% будут привлекаться как внешние заимствования. Финансирование со стороны ОАО «Газпром» осуществляется в соответствии с планом долгосрочных финансовых вложений на основании инвестиционной программы российской компании.

«Конечно, в ходе реализации такого большого инфраструктурного проекта нам периодически приходится сталкиваться с проблемами. Но мы вполне успешно с ними справляемся», — сообщил Леонид Чугунов. Так, был решен ряд технических вопросов, связанных с определением окончательной конфигурации системы, выбором материалов и параметров труб, методом их укладки. Существуют организационно-правовые вопросы, возникающие из-за ограничительных мер регулятивного законодательства ЕС, которые могут привести к нарушению сроков реализации проекта, его удорожанию и снижению инвестиционной привлекательности. Для их решения «Газпром» и его партнеры ведут активную работу с уполномоченными органами стран ЕС. Приходится сталкиваться и с политическими проблемами. Например, из-за дестабилизации ситуации в Болгарии в январе нынешнего года и последующей смены правительства этой страны в течение первого полугодия работы по проекту болгарской стороной были приостановлены. В целях соблюдения директивного срока начала стройки совместно с партнерами были проведены переговоры с представителями нового правительства Болгарии. Благодаря этому удалось сократить отставание в выполнении разрешительных процедур, что позволит начать строительство уже до конца 2013 года. Похожая проблема возникла и из-за решения правительства Венгрии в марте прошлого года о замене уполномоченной компании MFB (Венгерский банк развития) на MVM Zrt. («Венгерские энергетические компании»). Реализация проекта на территории Венгрии была фактически приостановлена более чем на семь месяцев. Впрочем, сегодня работа в рамках «Южного потока» идет в полном соответствии с намеченными планами.

Денис Кириллов

Газопроводы России: карта, схема, расположение

Трубопроводный транспорт осуществляет передвижение таких важных грузов как нефть и природный газ. Трубопроводы России имеют более чем полувековую историю. Началось строительство с освоения нефтяных месторождений Баку и Грозного. Сегодняшняя карта газопроводов России насчитывает почти 50 тыс. км магистральных трубопроводов, по которым прокачивается большая часть российской нефти.

История газопроводов России

Трубопроводный транспорт газа в России начали активно развивать еще в 1950 году, что было связано с разработкой новых месторождений и возведением нефтеперерабатывающего завода в Баку. Уже к 2008 году количество транспортируемой нефти и нефтепродуктов достигало 488 млн. тонн. По сравнению с 2000 годом показатели увеличились на 53%.

Ежегодно газопроводы России (схема актуализируется и отражает все магистрали) растет. Если в 2000 году длина трубы газопровода составляла 61 тыс. км, в 2008 уже равнялась 63 тыс. км. К 2012 году значительно расширились магистральные газопроводы России. Карта отображала около 250 тыс. км трубопровода. Из них 175 тыс. км составляла длина газопровода, 55 тыс. км — длина нефтепровода, 20 тыс. км – длина нефтепродуктопровода.

Газопроводный транспорт России

Газопровод – это инженерная конструкция трубопроводного транспорта, которую используют для транспортировки метана и природного газа. Подача газа осуществляется с помощью избыточного давления.

Сегодня трудно поверить в то, что РФ (на сегодня крупнейший экспортер «голубого топлива») изначально зависела от сырья, купленного за границей. В 1835 году в Санкт-Петербурге был открыт первый завод по добыче «голубого топлива» с системой распределения от месторождения до потребителя. На этом заводе добывался газ из заграничного каменного угля. Спустя 30 лет такой же завод построили в Москве.

Из-за дороговизны строительства газовых труб и импортного сырья первые газопроводы России были небольших размеров. Трубопроводы производили больших диаметров (1220 и 1420 мм) и с большой протяжностью. С освоением технологий месторождения природного газа и его добычей размеры «голубых рек» в России стали стремительно увеличиваться.

Крупнейшие газопроводы России

«Газпром» – крупнейший оператор «газовой артерии» в России. Основными видами деятельности корпорации являются:

  • геологические разведки, добыча, перевозка, хранение, переработка;
  • производство и продажа тепла и электроэнергии.

На данный момент существуют такие действующие газопроводы:

  1. «Голубой поток».
  2. «Прогресс».
  3. «Союз».
  4. «Северный поток».
  5. «Ямал-Европа».
  6. «Уренгой-Помары-Ужгород».
  7. «Сахалин-Хабаровск-Владивосток».

Так как в развитии нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей сферы заинтересованы многие инвесторы, инженеры активно разрабатывают и строят все новые крупнейшие газопроводы России.

Нефтепроводы РФ

Нефтепровод – это инженерная конструкция трубопроводного транспорта, которую используют для транспортировки нефти от места добычи к потребителю. Существуют два вида трубопроводов: магистральные и промысловые.

Самые крупные магистрали нефтепровода:

  1. «Дружба» – одна из крупных трасс Российской империи. Сегодняшний объем производства равен 66,5 млн. тонн в год. Магистраль проходит от Самары через Брянск. В городе Мозырь «Дружба» делится на два участка:
  • южная магистраль – проходит через Украину, Хорватию, Венгрию, Словакию, Чехию;
  • северная магистраль – через Германию, Латвию, Польшу, Белоруссию и Литву.
  1. Балтийская трубопроводная система – это система нефтепроводов, которая соединяет место добычи нефти с морским портом. Мощность такой магистрали составляет 74 млн. тонн нефти в год.
  2. Балтийская трубопроводная система-2 – это система, которая связывает нефтепровод «Дружба» с российскими портами на Балтике. Мощность составляет 30 млн. тонн в год.
  3. Восточный нефтепровод соединяет место добычи Восточной и Западной Сибири с рынками США и Азии. Мощность такого нефтепровода достигает 58 млн. тонн в год.
  4. Каспийский трубопроводный консорциум – это важный международный проект с участием крупнейших нефтедобывающих компаний, созданный для строительства и эксплуатации труб длиной 1,5 тыс. км. Рабочая мощность составляет 28,2 млн. тонн в год.

Газопроводы из России в Европу

Россия в Европу может поставлять газ тремя способами: через украинскую газотранспортную систему, а также через газопроводы «Северный поток» и «Ямал-Европа». В том случае, если Украина окончательно прекратит сотрудничество в Российской Федерацией, поставки «голубого топлива» в Европу будут осуществлять исключительно газопроводы России.

Схема подачи метана в Европу предполагает, например, такие варианты:

  1. «Северный поток» – это газопровод, который соединяет Россию и Германию по дну Балтийского моря. Трубопровод обходит транзитные государства: Белоруссию, Польшу и прибалтийские страны. «Северный поток» был введен в эксплуатацию относительно недавно — в 2011 году.
  2. «Ямал-Европа» – длина газопровода составляет более двух тысяч километров, трубы проходят по территории России, Белоруссии, Германии и Польши.
  3. «Голубой поток» – газопровод соединяет Российскую Федерацию и Турцию по дну Черного моря. Длина его равняется 1213 км. Проектная мощность составляет 16 млрд. кубометров в год.
  4. «Южный поток» – трубопровод поделен на морские и сухопутные участки. Морской участок проходит по дну Черного моря и соединяет Российскую Федерацию, Турцию, Болгарию. Длина участка составляет 930 км. Сухопутный участок проходит по территории Сербии, Болгарии, Венгрии, Италии, Словении.

«Газпром» заявил, что в 2017 году будет повышена цена на газ для Европы на 8-14%. Российские аналитики утверждают, что объем поставок в этом году будет больше чем в 2016 году. Доход газовой монополии РФ в 2017 году может вырасти на 34,2 млрд. долларов.

Газопроводы России: схемы импорта

Страны ближнего зарубежья, которым Россия поставляет газ, включают в себя:

  1. Украину (объем продаж составляет14,5 млрд куб. м.).
  2. Беларусь (19,6).
  3. Казахстан (5,1).
  4. Молдову (2,8).
  5. Литву (2,5).
  6. Армению (1,8).
  7. Латвию (1).
  8. Эстонию (0,4).
  9. Грузию (0,3).
  10. Южную Осетию (0,02).

Среди стран дальнего зарубежья российским газом пользуются:

  1. Германия (объем поставок составляет 40,3 млрд куб. м.).
  2. Турция (27,3).
  3. Италия (21,7).
  4. Польша (9,1).
  5. Великобритания (15,5).
  6. Чехия (0,8) и другие.

Поставка газа в Украину

В декабре 2013 года «Газпром» и «Нафтогаз» подписали дополнение к контракту. В документе была указана новая «скидочная» цена, на треть меньше прописанной в контракте. Договор вступил в силу 1 января 2014 года, и должен продлеваться каждые три месяца. Из-за долгов за газ «Газпром» отменил скидку в апреле 2014 года, и уже с 1 апреля цена выросла, составив 500 долларов за тыс. кубометров (стоимость со скидкой составляла 268,5 долларов за тыс. кубов).

Планируемые к возведению газопроводы в России

Карта газопроводов России на стадии разработки включает в себя пять участков. Не реализован проект «Южного потока» между Анапой и Болгарией, строится «Алтай» – это газопровод между Сибирью и Западным Китаем. Прикаспийский газопровод, который будет поставлять природный газ с Каспийского моря, в перспективе должен проходить через территорию РФ, Туркменистан и Казахстан. Для поставок из Якутии в страны Азиатско-Тихоокеанского региона строится еще одна трасса – «Якутия-Хабаровск-Владивосток».

Владимир Путин запустил три трубопровода — Российская газета

Президент в режиме видеоконференции дал старт работе газопровода «Бованенково — Ухта-2» и нефтепроводов «Заполярье — Пурпе» и «Куюмба — Тайшет». В церемонии приняли участие председатель правления «Газпрома» Алексей Миллер и глава «Транснефти» Николай Токарев.

Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение — крупнейшее на Ямале. А два новых нефтепровода «Транснефти» позволят обеспечить прием «черного золота» с новых месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа и Красноярского края.

«У нас с вами сегодня хороший день, насыщенный позитивными событиями, — заявил президент. — Мы продолжаем развитие трубопроводного транспорта в России. И не только специалисты, но и люди, которые, может быть, даже далеки от энергетики, прекрасно понимают, что это не просто труба… Это сложные большие промышленные объекты».

«Мы запускаем в эксплуатацию сразу три крупных промышленных объекта», — объявил Владимир Путин. И это существенно расширит возможности нефтегазовой отрасли страны, принесет ощутимую пользу всей российской экономике и, что очень важно, будет способствовать дальнейшему развитию регионов.

Глава государства подчеркнул, что «работа велась в очень непростых, если не сказать очень сложных природно-климатических условиях», применялись принципиально новые решения, была использована самая современная техника отечественного производства, учтены самые строгие экологические стандарты.

«Проекты выполнены на высочайшем профессиональном уровне», — похвалил президент. «Впереди еще большая работа… По линии «Транснефти» есть и вторые очереди создаваемых объектов», — добавил он. Предстоит ввести новые, перспективные месторождения нефти и газа, продолжить формирование современной системы трубопроводного транспорта, сосредоточиться на создании высокотехнологичных перерабатывающих производств. «От решения этих комплексных задач напрямую будет зависеть и укрепление энергетической безопасности России, и дальнейшая газификация регионов страны, и, разумеется, как всегда надежное, гарантированное выполнение экспортных контрактов», — заключил Путин.

Для всех очевидно, что потребность в энергетических ресурсах, безусловно, и в нашей стране, в связи с ростом экономики, и в мире будет только расти

«Мы с вами хорошо осведомлены о том, что происходит на мировых энергетических рынках. Но для всех очевидно, что потребность в энергетических ресурсах, безусловно, и в нашей стране, в связи с ростом экономики, и в мире будет только расти, в том числе и будет расти потребность в углеводородном сырье», — также заявил президент, выслушав доклады про два нефтепровода.

«Чтобы быть готовыми к расширению рынка, нужно своевременно принимать инвестиционные решения, что мы сделали по этим проектам, — продолжил глава государства. — Как мы видим, для реализации одного проекта потребовалось семь лет, для реализации второго — четыре-пять лет». «Поэтому и при планировании дальнейшей работы нужно самым внимательным образом реагировать не только на то, что происходит на мировых энергетических рынках, но и смотреть на динамику развития собственной, российской экономики с тем, чтобы у нас никогда не возникало ограничений роста экономики в связи с каким-то дефицитом энергоресурсов и соответствующей инфраструктуры», — подчеркнул он.

«Хочу надеяться, что все планы компаний будут строго соответствовать этим требованиям и будут своевременно приниматься решения, согласованные с правительством», — заключил Путин.

«Это один из самых масштабных и сложных газотранспортных проектов в истории газовой отрасли страны», — заявил Миллер. «Самый современный магистральный газопровод в мире», — подчеркнул он.

«Нефтепровод «Заполярье — Пурпе» действительно уникальный, поскольку построен в экстремальных климатических условиях, в отсутствие мирового опыта строительства таких объектов», — сообщил Токарев. Технологии применялись только отечественные. Нефтяники получили доступ к богатейшей нефтеносной провинции. Среди основных приоритетов — сохранение арктической природы. Нефтепровод «Куюмба — Тайшет» был возведен в сложных природно-климатических условиях, где слабо развита инфраструктура или вообще отсутствует.

«Газпром» может заполнить альтернативный газопровод в Европу

 

МОСКВА, 11 янв – ПРАЙМ, Андрей Карабьянц. В последний день 2020 года Азербайджан начал коммерческие поставки газа в страны Южной Европы  по «Южному газовому коридору» (ЮГК), о чем раструбили западные СМИ. Forbes назвал ЮГК «воротами в Европу для нероссийского газа» и сообщил об угрозе вытеснения «Газпрома» с газового рынка региона. Однако Азербайджан не сумел нарастить добычу до уровня, который позволяет полностью загрузить ЮГК и обеспечить поставки газа в Европу в осязаемых объемах. В свою очередь, «Газпром» в начале 2021 года более чем в два раза увеличил экспорт по газопроводу «Турецкий поток» и располагает ресурсами для полной загрузки ЮГК.

Азербайджан запустил коммерческие поставки газа по газопроводу TAP

СТОРОННЕГО ГАЗА НЕ ХВАТАЕТ

Поставки азербайджанского газа в Европу стали возможны благодаря завершению строительства газопровода ТАР – западного участка ЮГК. TAP пролегает по территории Греции и Албании, пересекает Адриатическое море и достигает побережья Италии.

ЮГК протяженностью  3500 км объединяет Южнокавказский (Баку-Эрзерум), Трансанатолийский (TANAP) и Трансадриатический (TAP) трубопроводы в единую газотранспортную систему, которая позволяет осуществлять поставки азербайджанского газа в страны Южной Европы.  

Ресурсной базой для ЮГК служит газоконденсатное месторождение Шах-Дениз, расположенное на шельфе Каспийского моря. По официальным данным, запасы этого месторождения оцениваются в 1,2 трлн куб. м, но ряд экспертов считают такую оценку завышенной.

Шах-Дениз всегда рассматривался на Западе как источник нероссийского природного газа для европейских потребителей – альтернатива поставкам «Газпрома». ЮГК должен обеспечить транспортировку газа в обход России, поэтому ЕС и США оказывали всяческую поддержку этому проекту.

По ЮГК планируется поставлять газ в объеме 16 млрд куб. м/г – 6 млрд куб. м/г  в Турцию и 10 млрд куб. м/г в страны Южной Европы, прежде всего в Италию.

На совещании, посвященном результатам работы нефтегазовой промышленности в 2020 году, глава Министерства энергетики Азербайджана Пярвиз Шахнабазов доложил президенту Ильхаму Алиеву о значительном росте экспорта газа в 2020 году – до 13,8 млрд куб. м, что на 16,9% выше, чем годом ранее.   

По словам Шахнабазова, поставки азербайджанского газа европейским потребителям в начале 2021 года составили 13,5 млн куб. м/сут. – 10,5 млн куб. м/сут. в Италию, 2 млн куб. м/сут. в Грецию и 1 млн куб. м в Болгарию.

Россия может воспользоваться новым транспортом коридором в Азербайджане

По оценке британской ВР, затраты на строительство ЮГК, включая вторую фазу разработки Шах-Дениз, составили около $40 млрд. BP возглавляет консорциум, который ведет разработку крупнейшего азербайджанского месторождения газа. Помимо ВР в консорциум входят турецкая ТРАО, малазийская Petronas, азербайджанская SOCAR, российская Lukoil, а также NICO — иранская компания, зарегистрированная в Швейцарии.

ПЛАНЫ И ФАКТЫ

По официальным данным, в 2013 году, когда началась реализация проекта строительства ЮГК, подтвержденные запасы газа в Азербайджане составляли 2,2 млрд куб. м. В Министерстве энергетики Азербайджана планировали довести добычу газа до 54 млрд куб. м к 2020 году, о чем неоднократно заявляли представители высшего руководства страны, в том числе президент Ильхам Алиев.

Однако впоследствии планы пересматривались в сторону снижения. В 2017 году во время проведения конференции «Нефть и газ Каспия» министр энергетики АР Натиг Алиев завил, что добыча газа в стране к 2020 году достигнет 44,5 млрд куб. м.

Шахбазов, сменивший Алиева в 2017 году на посту главы Министерства энергетики, выступая на конференции «Нефть и газ Каспия – 2019» сообщил: «В 2019 году добыча газа с месторождения Шах-Дениз увеличится по сравнению с показателем 2018 года на 6 млрд кубометров, в 2020 году – на 8,5 млрд кубометров. В целом, в 2020 году общая добыча газа в Азербайджане превысит 40 млрд кубометров».  

В прошлом году планы снова изменились. В ходе состоявшейся в Баку в ноябре прошлого года 22-ой министерской встречи в рамках Форума стран-экспортеров газа Шахбазаров сказал, что добыча газа в 2020 году прогнозируется в объеме 38 млрд куб. м, включая 19 млрд куб. м на месторождении Шах-Дениз. К 2024 году планируется увеличить совокупный объем добычи газа в стране до 47 млрд куб./г, в основном за счет второй фазы разработки Шах-Дениз. На этом крупнейшем азербайджанском газовом месторождении, планируется к 2024 году нарастить объем производства до 27 млрд куб. м/г.

ДОБЫЛИ МЕНЬШЕ, ЧЕМ ПЛАНИРОВАЛИ

Министерство энергетики Азербайджана не предоставило официальной информации о добыче газа в 2020 году, но по предварительным данным, она составила 36,8 млрд куб. м – на 3,4% больше по сравнению с 2019 годом. На Шах-Дениз в прошлом году было добыто около 18 млрд куб. м.

Темпы роста добычи газа в Азербайджане в 2020 году значительно замедлились по сравнению с годом ранее. В 2019 году в стране добыча достигла 35,59 млрд куб. м – на 16,3% больше, чем годом ранее. При этом, производство товарного газа составило 24,53 млрд куб. м. В Азербайджане большие объемы добытого газа используются в технических целях – закачиваются обратно в пласт для поддержания необходимого давления, которое обеспечивает извлечение жидких углеводородов (нефти и газового конденсата). В технических целях используется в основном попутный газ, добываемый на шельфе Каспийского моря на группе месторождений Азери-Чираг-Гюнешли (АЧГ) в объеме около 12 млрд куб. м/г. При этом, для предотвращения обвального падения добычи на АЧГ требуется увеличивать объемы закачки газа в пласт.   

Кроме того, газ требуется для обеспечения потребностей промышленности и жилищно-коммунального хозяйства. Внутренние спрос в Азербайджане оценивается в 10-11 млрд куб. м/г.

Ряд трезвомыслящих экспертов на Западе не поддерживают бравурные заявления о начале масштабных поставок азербайджанского газа в Европу. Они уверены, что обеспечить рост добычи газа в Азербайджане до 47 млрд куб. м к 2024 году за счет разработки только месторождения Шах-Дениз невозможно. Более того, даже для поддержания экспорта в Европу на текущем уровне – 13,5 млн куб. м/сут. (около 5 млрд куб. м/г) – в течение продолжительного времени потребуются дополнительные источники газа.

Это осознают в Баку, поэтому сейчас активно ведутся работы по освоению месторождения Апшерон. Это шельфовое месторождение считается наиболее перспективным после Шах-Дениз. Запасы Апшерона оцениваются в 350 млрд куб. м газа и 45 млн т газового конденсата. Запуск месторождения в эксплуатацию запланирован на вторую половину 2022 года.

Ожидается, что в рамках первой фазы разработки месторождения добыча составит 1,5 млрд куб. м газа и 700 тыс. т газового конденсата в год. В случае успешной реализации второй фазы, добыча газа достигнет 4 млрд куб. м/г.

Однако ресурсная база Апшерона не гарантирует полной загрузки ЮГК в объеме 16 млрд куб. м/г, поэтому он может повторить печальную судьбу нефтепровода Баку-Тбилиси-Джейхан. Этот построенный в обход России нефтепровод мощностью 50 млн т/г никогда не был загружен полностью.

На Западе и Азербайджане надеются, что поставлять газ в Европу по ЮГК в будущем смогут Туркменистан, Иран, а также Израиль и Кипр с месторождений Левиафан и Афродита, расположенных в восточной части Средиземного моря.

Росавиация рекомендовала перевозчикам усилить безопасность при полетах на Ближний Восток

Однако до сих пор начать поставки газа из перечисленных стран в Европу не позволяют трудноразрешимые политические противоречия и затянувшиеся на десятилетия военные конфликты, из-за которых на Ближнем Востоке сохраняется крайне напряженная обстановка.

«ГАЗПРОМ» ОБЕСПЕЧИТ ЗАГРУЗКУ ТАР

В конце прошлого года завершилось строительство «Балканского потока» — болгарского участка газопровода «Турецкий поток», что позволило «Газпрому» начать масштабные поставки в страны Южной Европы.

Установленная мощность газопровода «Турецкий поток» составляет 31,5 млрд куб. м/г – две нитки по 15,75 млрд куб. м/г каждая. По одной нитке поставляется газ, предназначенный для Турции, по второй – для стран Южной Европы.

По словам главы «Газпрома» Алексея Миллера, запуск в эксплуатацию второй нитки «Турецкого потока» позволил увеличить экспорт по этому газопроводу в 2,2 раза. Сейчас «Турецкий поток» обеспечивает поставки российского газа в Болгарию, Грецию, Северную Македонию, Румынию, Сербию, Боснию и Герцеговину.

В отличие от Азербайджана российская компания располагает ресурсами для увеличения экспорта газа в направлении Европы, а резервные мощности «Турецкого потока» позволяют нарастить поставки.

Кроме того, согласно антимонопольным условиям Третьего энергетического пакета любая компания имеет право доступа к газотранспортной инфраструктуре, расположенной на территории ЕС.

Из-за похолодания в странах Западной Европы значительно вырос спрос на газ на фоне сокращения поставок СПГ из Катара, США и ряда других стран. «Газпром» мог бы увеличить поставки в Европу по западному участку ЮГК – газопроводу ТАР – обеспечив его полную загрузку. Для этого нужна только добрая воля со стороны европейских партнеров «Газпрома». Спрос на природный газ в ЕС (до Brexit) превышает 500 млрд куб. м/г. Собственная добыча обеспечивает менее 15% от этого объема.

 

Нефтегазовый комплекс Восточной Сибири и Дальнего Востока: тенденции, проблемы, современное состояние — Бурение и Нефть

The oil and gas industry in Eastern Siberia and the Far East: trends, challenges, current status

L. EDER, I. FILIMONOVA, Institute of petroleum Geology and Geophysics named after A.A. Trofimuk SB RAS, Novosibirsk state University, S. MOISEEV, Institute of petroleum Geology and Geophysics named after A.A. Trofimuk SB RAS

Нефтегазовый комплекс Восточной Сибири и Дальнего Востока – самый динамично развивающийся центр нефтегазовой промышленности России. С конца 2000-х гг. основной прирост добычи в России осуществлялся за счет восточных регионов России, которые являются стратегически приоритетными регионами на долгосрочную перспективу. Масштабное развитие добычи нефти на востоке страны позволило организовать новый крупный промышленный центр, обеспечить выход на энергетические рынки Азиатско-Тихоокеанского региона.

Large-scale development of oil and gas complex of Eastern Siberia and the Far East will allow to organize a new major industrial centre, to ensure that the energy markets of the Asia-Pacific region. It is a strategic priority of Russia in the long term.

В настоящее время добыча нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) практически достигла пика в связи с выходом на проектную мощность основных разрабатываемых месторождений региона – Ванкорского (Красноярский край), Верхнечонского (Иркутская область) и Талаканского (Республика Саха (Якутия). Возможно еще некоторое незначительное увеличение нефтедобычи за счет сателлитов и средних по размерам соседних месторождений. В то же время приросты добычи нефти в регионе являются единственным источником поддержания добычи нефти по стране в целом (рис. 1).

Повышение надежности сырьевой базы возможно только путем увеличения объема геологоразведочных работ (прежде всего глубокого бурения) и его финансирования не только в зоне активного недропользования вдоль трассы нефтепровода «Восточная Сибирь — Тихий океан» (ВСТО), но и на перспективных слаборазведанных территориях.


Дальнейшее крупномасштабное развитие нефтедобычи связано только с введением в разработку новых крупных объектов, прежде всего, на территории Красноярского центра. Это месторождения Ванкорского центра нефтедобычи – Лодочного, Сузунского и Тагульского, а также Юрубчено-Тохомского центра – Куюмбинского и Юрубчено-Тохомского месторождений.
В то же время кризис 2014 – 2015 гг. способен замедлить темпы развития региона, прежде всего в части поддержания запланированных уровней добычи, в условиях, когда компании сдвигают во времени реализацию новых крупных инвестиционных проектов, в том числе в области нефтегазодобычи. Сдерживающим фактором служат и введенные секторальные санкции со стороны ряда западных стран, как в плане доступа к финансовым ресурсам, так и технологиям добычи, поскольку большую часть запасов месторождений региона можно классифицировать как трудноизвлекаемые – имеющие сложное геологическое строение.
Одновременно с этим происходит снижение темпов воспроизводства минерально-сырьевой базы и финансирования геологоразведочных работ. Сырьевая база углеводородов Восточной Сибири и Дальнего Востока отличается низкой степенью изученности и разведанности. В связи с этим повышение надежности сырьевой базы углеводородов является основой устойчивого роста добычи нефти в долгосрочной перспективе и приоритетным направлением развития НГК региона. Повышение надежности сырьевой базы возможно только путем увеличения объема геологоразведочных работ (прежде всего глубокого бурения) и его финансирования не только в зоне активного недропользования вдоль трассы нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО), но и на перспективных слаборазведанных территориях.
Восточная Сибирь и Дальний Восток – регионы приоритетного присутствия государственных компаний ОАО «Роснефть» и ПАО «Газпром». В последние годы проходит активная консолидация активов государственных компаний в регионе (за счет активов ОАО «ТНК-ВР», ЗАО «Иреляхнефть», ООО «Таас-Юрях Нефтегаздобыча»), в результате чего доля ОАО «Роснефть» в структуре добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке выросла до 72% в 2014 г. , а к 2030 г. может увеличиться до 80%. Газпром является официальным координатором программы освоения газовых запасов и ресурсов на востоке страны, включая строительство трубопроводной (газопровод «Сила Сибири») и нефтегазохимической (ГПЗ «Амурский») инфраструктур.
Сегодня в восточных регионах Сибири практически отсутствует газовая промышленность, не считая нескольких локальных систем газоснабжения в Республике Саха (Якутия) и на севере Красноярского края. В ближайшее время здесь предстоит создать крупнейший газовый комплекс, включая секторы добычи, переработки, транспорта газа и продуктов его переработки. Увеличение инвестиционной активности со стороны государства должно концентрироваться не только в секторе добычи и транспортировки углеводородного сырья, но и финансировании проектов инновационного развития Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, включая перерабатывающие и химические высокотехнологические производства.

Формирование производственно–технологических комплексов по глубокой переработке «жирного» газа восточносибирских месторождений

с блоком нефтегазохимии

и гелиевыми заводами позволит России осуществить процесс импортозамещения и занять лидирующие позиции на мировом рынке конечной продукции высоких переделов.

Формирование производственно-технологических комплексов по глубокой переработке «жирного» газа восточносибирских месторождений с блоком нефтегазохимии и гелиевыми заводами позволит России осуществить процесс импортозамещения и занять лидирующие позиции на мировом рынке конечной продукции высоких переделов.
Развитие нефтепроводной системы на востоке страны происходит в направлении расширения уже существующих мощностей для возможности увеличения экспортных поставок, прежде всего в Китай. Приоритетным направлением развития газотранспортной инфраструктуры станет активное строительство магистрального газопровода «Сила Сибири».
Развитие нефтегазового комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока следует проводить в рамках единой долгосрочной государственной программы развития восточных территорий России, что позволит реализовать экономические и геополитические интересы страны, обеспечить ее территориальную целостность и национальную безопасность.

Сырьевая база

В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке сосредоточено более 16 млрд т начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти, или около 20% начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти, России. Разведанные и предварительно оцененные запасы нефти в регионе превышают 3,6 млрд т, степень разведанности – 11,8%, в то время как в целом по стране – 44%. Доля неоткрытых ресурсов составляет 76% – это потенциал прироста будущих запасов нефти при условии активной лицензионной политики государства и компаний, роста объема геологоразведочных работ.
В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке сосредоточено более 59 трлн м3, или около 23%, НСР газа в стране. Разведанные и предварительно оцененные запасы природного газа в регионе превышают 9,6 трлн м3, или 13,8% общих запасов России, степень разведанности – 9%, в то время как аналогичный показатель по России в целом составляет 25%.
Большинство месторождений углеводородов Восточной Сибири носят комплексный характер – содержат нефть, газ, конденсат, а в составе свободного газа, кроме метана, содержатся в значительных концентрациях его гомологи – этан, пропан, бутан, а также конденсат и гелий. Такой «жирный газ» требует переработки и выделения ценных компонентов – сырья для нефтегазохимических производств.

Современное состояние добычи углеводородов

Добыча нефти с дифференциацией по месторождениям и регионам. Мощным стимулом к освоению ресурсной базы и развитию добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке стало строительство транспортной инфраструктуры: нефтепровода ВСТО и спецморнефтепорта в Козьмино, подводящих и соединительных нефтепроводов – «Ванкорское – Пур-Пе», «Верхнечонское – Талаканское – ВСТО», а также нефтепроводов «Северный Сахалин – Де Кастри», «Северный Сахалин – Южный Сахалин». Это позволило нарастить добычу нефти в регионе с 4,7 млн т в 2005 г. до 58,4 млн т в 2014 г. (11,1% добычи нефти в России), в том числе в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) – 44,2 млн т, на Дальнем Востоке – 14,3 млн т (рис. 2).
Основу добычи нефти составляют три месторождения – Ванкорское (50%) и Верхнечонское (19%), разрабатываемые компанией «Роснефть»; Талаканское (18%), оператор разработки – «Сургутнефтегаз». Основной прирост приходится на Красноярский край, где «Роснефть» существенно нарастила объем добычи на Ванкорском месторождении с начала промышленной добычи с 3,6 млн т в 2009 г. до 22 млн т в 2014 г. (табл. 1). Проектный уровень добычи здесь первоначально был оценен в 25 млн т нефти в год, но позднее оценка была уточнена до уровня 21,5 млн т/год и достигнута в 2013 г. Ванкорское месторождение вместе с Сузунским, Тагульским и Лодочным месторождениями формирует «Ванкорский кластер» с проектным уровнем добычи в 25 млн т в год. Развитие кластера на первом этапе связано с освоением Сузунского месторождения, как наиболее разведанного, ввод в разработку планируется уже в 2016 г. На втором этапе (после 2018 г.) планируется ввести Тагульское и Лодочное месторождения.
Добыча нефти на крупнейшем в Иркутской области Верхнечонском месторождении в 2011 г. выросла в два раза, а в 2014 г. был достигнут проектный уровень в 8,2 млн т – более 62% совокупной добычи нефти в Иркутской области, который планируется поддерживать до 2020 г. Этот рост связан с завершением строительст­ва и реконструкции ряда ключевых объектов, в результате которых пропускная способность установки по подготовке нефти на промысле увеличилась на 25%.
На Талаканском месторождении в Республике Саха (Якутия) в 2014 г. было добыто 7,7 млн т, или 88% добычи республики. В 2015 г. совокупный объем нефти, добытой компанией «Сургутнефтегаз» в Республике Саха (Якутия), может превысить 8 млн т – за счет разработки принадлежащих ей Талаканского, Алинского, Северо-Талаканского и Восточно-Алинского месторождений.

Рост нефтедобычи в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) был обусловлен также последовательным подключением ряда месторождений независимых нефтяных компаний к нефтепроводной системе ВСТО. Так, в 2010 г.

«Иркутская нефтяная компания» (ИНК) подключила к нефтепроводу Ярактинское месторождение. В 2014 г. добыча нефти «ИНК» составила 3,9 млн т, рост к предыдущему году – 40%, что связано с наращиванием фонда скважин и внедрением технологий гидроразрыва пласта. В 2015 г.

Большинство месторождений углеводородов Восточной Сибири носят комплексный характер – содержат нефть, газ, конденсат, а в составе свободного газа, кроме метана, содержатся в значительных концентрациях его гомологи – этан, пропан, бутан, а также конденсат

и гелий.

«ИНК» планирует увеличить уровень добычи нефти до 6 млн т, что на 50% больше результатов 2014 г. Благодаря использованию инфраструктуры «ИНК» для подключения к ВСТО добыча нефти на Дулисьминском месторождении в 2012 г. возросла вдвое, а к 2014 г. составила 929 тыс. т.
Рост добычи нефти на Дальнем Востоке связан с вводом в промышленную эксплуатацию в 2004 – 2005 гг. проекта «Сахалин-1» на шельфе Охотского моря и в 2009 г. – выходом на круглогодичную добычу нефти по проекту «Сахалин-2». После некоторого спада в 2009 – 2010 гг. на шельфах дальневосточных морей в 2011 г. возобновился рост добычи на проекте «Сахалин-1», однако в 2012 г. падение составило 10% к предыдущему году (с 7,9 млн т до 7,1 млн т), а в 2013 г. добыча снизилась до 7,0 млн т. В начале 2015 г. на проекте «Сахалин-1» была начата добыча нефти с месторождения Аркутун-Даги, поэтому в 2014 г. она выросла на 0,6 млн т – до 7,6 млн т.
По проекту «Сахалин-2» и на континентальных месторождениях, разрабатываемых «Роснефть – Сахалинморнефтегазом», сохраняется отрицательная динамика добычи – в 2010 г. она составила 6 млн т, сократившись к 2014 г. до 5,3 млн т.
Добыча нефти с дифференциацией по компаниям. Крупнейшие производители нефти на востоке России: контролируемые «Роснефтью» – «Ванкорнефть» и «Верхнечонскнефтегаз», а также «Сургутнефтегаз».
В 2012 – 2013 гг. произошло значительное увеличение доли «Роснефти» в текущей добыче нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Компания консолидировала 100% «Таас-Юрях Нефтегазодобыча», владеющей лицензией на разработку Среднеботуобинского месторождения в Республике Саха (Якутия). С октября 2013 г. Среднеботуобинское месторождение введено в промышленную разработку и начаты поставки нефти по собственному нефтепроводу протяженностью 169 км в трубопроводную систему ВСТО. Планируется достигнуть проектный уровень добычи нефти к 2018 г. – 5 млн т в год.
Также в 2014 г. «Роснефть» приобрела активы «Иреляхнефть» и «АЛРОСА-Газ» в Республике Саха (Якутия), осуществляющих добычу нефти на Иреляхском и Среднеботуобинском месторождениях соответственно.
После завершения процедуры слияния активов «Роснефти» и ТНК-ВР в 2013 г. компании перешли доли в освоении Верхнечонского месторождения в Иркутской области и Ванкорской группы месторождений на севере Красноярского края – Сузунского, Тагульского и Русского, а после приобретения «Итеры» – Братского газоконденсатного месторождения в Иркутской области.
Сегодня на долю «Роснефти» в Восточной Сибири приходится 72% добываемой нефти, на Дальнем Востоке – 20%, по региону в целом – около 58%. Поэтому основной прирост добычи нефти на востоке будет осуществляться, прежде всего, за счет государственного монополиста, доля которого в Восточной Сибири к 2030 г. возрастет до 80%.
Добыча газа. Отсутствие инфраструктуры по транспортировке, переработке и использованию газа – фактор, сдерживающий развитие газовой промышленности востока России. В 2014 г. добыча газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке составила 46,6 млрд  м3, из которых 28,3 млрд м3 приходилось на Сахалинскую область, а 18,4 млрд м3– на Красноярский край, Республику Саха (Якутия) и Иркутскую область (рис.  3).
Основная часть всего добываемого газа на Дальнем Востоке (18,3 млрд м3) поступает потребителям на внутренний рынок и на экспорт, а более 22% добычи газа на Дальнем Востоке, было закачано обратно в пласт, либо сожжено в факелах.
Основная добыча коммерческого газа на Дальнем Востоке осуществляется на шельфе Охотского моря по проекту «Сахалин-2» – 17,6 млрд м3, в рамках которого действуют транссахалинский газопровод, завод и терминал СПГ (табл. 2). В 2014 г. около 14,5 млрд м3 природного газа (10,7 млн т СПГ) было поставлено на экспорт в страны АТР, прежде всего – Японию и Южную Корею, остальные 3 млрд м3 – направлены на внутренний рынок – Владивостокские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2, ТЦ «Северная» и Южно-Сахалинскую ТЭЦ-1 и др.
В рамках проекта «Сахалин-3» Газпром осваивает три лицензионных участка – Киринское, Аяшское и Восточно-Одоптинское. Киринский участок включает Киринское, Южно-Киринское и Мынгинское газоконденсатные месторождения. В конце 2013 г. введено в эксплуатацию Киринское газоконденсатное месторождение, проектная мощность может составить 8 – 9 млрд м3 в год. Ввод в эксплуатацию Южно-Киринского месторождения был намечен на 2019 г., а к 2023 – 2024 гг. планировалось выйти на проектный уровень добычи 16 млрд м3. Однако в августе 2015 г. США ввели санкции в отношении ряда российских месторождений, в том числе Южно-Киринского, о запрете экспорта, реэкспорта и трансфера любых товарных позиций без получения специальной лицензии Бюро промышленности и безопасности США. А данное месторождение должно было стать основной ресурсной базой для завода «Владивосток СПГ», запуск которого вследствие секторальных санкций перенесен на неопределенный срок.
Свыше 10,0 млрд  м3 газа, добываемого по проекту «Сахалин-1», закачивается в пласт ввиду нерешенности вопроса со сбытом. «Роснефть», как оператор проекта, активно ведет переговоры с Газпромом о возможности поставки газа в трубопроводную систему проекта «Сахалин-2» для дальнейшей доставки его на проектируемый завод «Дальневосточный СПГ». Сырьевой базой для завода станут запасы газа месторождения Аркутун-Даги, нефтяная часть которого введена в разработку в начале 2015 г., а также месторождений Северное Чайво и Северно-Венинское. Решение о строительстве завода стало возможным в связи с принятием в 2013 г. закона о либерализации рынка сжиженного природного газа и возможности организации его поставок на экспорт не зависимыми от Газпрома компаниями. Вопрос финансирования до настоящего времени не решен, рассматривался вариант с выделением средств из Резервного фонда, но после отказа «Роснефть» в сентябре 2014 г. предложила Правительству РФ включить проект строительства завода в состав проекта «Сахалин-1», в результате чего государство должно будет компенсировать экономически обоснованные затраты на строительство завода и сопутствующей инфраструктуры.

Основная часть всего добываемого газа на Дальнем Востоке

(18,3 млрд м3) поступает потребителям на внутренний рынок и на экспорт, а около 10 млрд м3, или более 22% добычи газа на Дальнем Востоке, было закачано обратно в пласт, либо сожжено в факелах.

Природный газ, добываемый «Роснефть – Сахалинморнефтегаз» на сухопутных месторождениях о-ва Сахалин (порядка 0,4 – 0,5 млрд м3 в год), поступает по газопроводу потребителям в Комсомольске-на-Амуре и в Хабаровске.
В Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) основные объемы добываемого газа используются для местных промышленных, энергетических и коммунально-бытовых нужд, это позволило создать локальные системы энергообеспечения, а также поставлять часть сырья в соседние регионы страны.
Значительная часть газовых месторождений Республики Саха (Якутия) сосредоточена в Центральном районе, месторождения этой территории формируют локальную систему газоснабжения (Средневилюйское, Мастахское, Среднетюнгское и другие). Основные объемы добываемого в Якутии газа используются для местных промышленных, энергетических и коммунально-бытовых нужд, в том числе Якутской ГРЭС. Основные недропользователи республики – «Якутская топливно-энергетическая компания» и «Сахатранснефтегаз».
На крупнейшем в Восточной Сибири и Республике Саха газовом месторождении Чаяндинском добыча в настоящее время не ведется, осуществляется комплекс мер по доразведке, чтобы после окончания геологоразведочных работ в 2016 г. провести окончательный подсчет запасов. Чаяндинское месторождение является первоочередной ресурсной базой магистрального газопровода «Сила Сибири», подключение к которому намечено в 2019 – 2021 гг.

Отсутствие инфраструктуры по транспортировке, переработке и использованию газа – фактор, сдерживающий развитие газовой промышленности востока России.

На втором этапе развития газопроводной инфраструктуры «Силы Сибири» в период 2020 – 2025 гг. планируется подключить крупнейшее в Иркутской области газоконденсатное Ковыктинское месторождение. В настоящее время месторождение подготовлено к промышленной добыче газа, в феврале 2014 г. здесь была запущена экспериментальная установка по выделению гелия из природного газа с использованием мембранных технологий, которая в дальнейшем будет использована на Чаяндинском месторождении.

Утилизация ПНГ

С ростом объемов добычи нефти и газа на новых месторождениях все более остро встает вопрос утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). При неразвитой газо­транспортной инфраструктуре специализирующиеся на добыче нефти компании ПНГ закачивают обратно в пласт и сжигают в факелах. Такая ситуация складывается на протяжении последних семи лет – с начала массовой добычи нефти в регионе и организации поставок в неф­тепроводную систему ВСТО. Условия для эффективной утилизации ПНГ компаниями-недропользователями восточносибирского региона начали формировать только с 2013 – 2014 гг.
Так, на Верхнечонском месторождении утилизация ПНГ производится путем обратной закачки в пласт, на Ванкорском нефтегазовом месторождении – газ поставляется в ЕСГ через инфраструктуру ЛУКОЙЛа – газопровод «Ванкор – Хальмерпаютинское месторождение», «Иркутская нефтяная компания» – планирует начать строительство газоперерабатывающего комплекса.

Нефтеперерабатывающая промышленность

Переработку нефти на территории Восточной Сибири и Дальнего Востока осуществляют четыре крупных нефтеперерабатывающих завода (НПЗ) – Ачинский, Ангарский и Комсомольский НПЗ (контролируемые «Рос­нефтью») и Хабаровский НПЗ (с 2014 г. контролируемый ОАО «Независимая нефтяная компания» (ННК)), а также мини-НПЗ компании «Петросах» на Сахалине. Общая мощность нефтеперерабатывающих заводов Восточной Сибири и Дальнего Востока по сырью в 2014 г. составила 28,9 млн т, первичная переработка – 27,1 млн т нефти (рис. 4, 5).
Основная часть сырья на НПЗ Восточной Сибири и Дальнего Востока поставляется из Западной Сибири. Кроме того, около 1,4 млн т нефти в год по нефтепроводу «Оха — Комсомольск-на-Амуре» на Комсомольский НПЗ – с месторождения о-ва Сахалин. Нефть, добываемая на шельфе Сахалина, в рамках соглашений о разделе продукции (СРП) в полном объеме поставляется на экспорт. В условиях высокого регионального и экспортного спроса на нефтепродукты в 2013 г. уровень загрузки мощностей Ачинского и Ангарского заводов «Роснефти» находился на предельном уровне (99%), тогда как уровень загрузки Хабаровского и Комсомольского заводов – менее 90%, что связано с большой удаленностью и недостаточным объемом собственной сырьевой базы, прежде всего для Хабаровского НПЗ. В 2014 г. уровень загрузки Ачинского НПЗ и Ангарской НХК несколько сократился, до 90% и 98% соответственно, загрузка Хабаровского НПЗ также сократилась на 3%, в то время как на Комсомольском заводе уровень загрузки близок к предельному уровню – 97%.
Незначительное сокращение суммарного уровня загрузки мощностей заводов обусловлено опережающим вводом новых мощностей на Хабаровском НПЗ относительно поставок сырья для переработки, а также крупной аварией на Ачинском НПЗ. В связи с аварией на Ачинском НПЗ в июне 2014 г. и последующими ремонтно-восстановительными работами перерабатывающие мощности завода сократились на 25% с 7,5 млн т в 2013 г. до 5,7 млн т в 2014 г. К 2015 г. основные восстановительные работы были выполнены.
Для повышения надежности обеспечения сырьем заводов на Дальнем Востоке и сокращения транспортных издержек в августе 2015 г. завершено строительство нефтепровода-отвода от ВСТО до Хабаровского НПЗ протяженностью 28 км. В связи с подключением к неф­тепроводу мощности Хабаровского НПЗ планируется увеличить до 6 млн т к 2019 г.
В конце 2017 г. планируется завершить согласование технического проекта и строительство нефтепровода от ВСТО до Комсомольского НПЗ протяженностью 293 км, поскольку доставка нефти на завод осуществляется при помощи железнодорожного транспорта. Предполагается, что по данному отводу будет транспортироваться до 8 млн т нефти в год.
С 2000  по 2012 гг. объем ежегодной переработки неф­ти на НПЗ Восточной Сибири и Дальнего Востока увеличивался более чем на 10 млн т, прежде всего, за счет повышения уровня загрузки существующих мощностей с 47 до 96,7% (рис. 6). Начиная с 2012 г., объем производства не увеличивался, а в 2014 г. сократился на 2 млн т, а уровень загрузки мощностей упал до 90,9% прежде всего из-за восточносибирских заводов – Ачинского НПЗ и Ангарской НХК.
Несмотря на планы по развитию нефтеперерабатывающих мощностей в Республике Саха (Якутия), до настоящего времени потребности в нефтепродуктах удовлетворяются за счет привозного сырья и продукции промысловых установок. Функционируют две установки «ЯТЭК» по переработке газового конденсата на Средневилюйском и Мастахском ГКМ, а также Талаканская установка по производству битума («Сургутнефтегаз») для собственных нужд. В настоящее время в республике существует потенциал роста мощностей по переработке нефти, начато строительство ряда малых перерабатывающих установок, однако ввиду недостаточного финансирования все они законсервированы.
В условиях значительного увеличения добычи нефти на востоке России возникает необходимость восстановления и расширения мощностей действующих заводов, строительства новых НПЗ для региональных нужд и преимущественно экспортного назначения на Дальнем Востоке.

Состояние транспортной инфраструктуры

Нефтепроводы. Стимулом к интенсификации освоения ресурсного потенциала Восточной Сибири и Дальнего Востока стало строительство нефтепровода ВСТО и спецморнефтепорта «Козьмино», подводящих и соединительных нефтепроводов – «Ванкорское – Пурпе» и «Пурпе – Самотлор», «Верхнечонское – Талаканское – ВСТО», а также нефтепроводов «Северный Сахалин – Южный Сахалин», «Северный Сахалин – Де Кастри».
Нефтепровод «Восточная Сибирь – Тихий океан» связал нефтяные месторождения Западной и Восточной Сибири с портами на Дальнем Востоке, а также непосредственно потребителями в АТР.
Первая очередь строительства ВСТО (ВСТО-1), реализованная на участке «Тайшет – Сковородино» мощностью 30 млн т в год, введена в эксплуатацию в декабре 2009 г. Начиная с декабря 2010 г., организованы поставки нефти по нефтепроводу «Россия – Китай» по маршруту «Сковородино – Дацин» в объеме 15 млн т в год. В 2013 г. принято решение о расширении мощности этого участка нефтепровода до 30 млн т к 2018 г. для реализации соглашения между правительствами России и КНР о расширении сотрудничества в сфере торговли сырой нефтью и заключении нового контракта «Роснефть» с китайской CNPC. В 2015 г. компанией «Транснефть» реализованы все технические мероприятия для увеличения поставок нефти в Китай до 20 млн т нефти. Однако в связи с невозможностью со стороны Китая завершить в срок работы по расширению отвода на своей территории из-за ряда законодательных ограничений, стороны подписали техническое соглашение о временном изменении пункта поставки – возможность поставлять нефть не только через ВСТО-1, но и через порт СМНП «Козьмино» (конечная точка ВСТО-2).
В конце 2012 г. осуществлен ввод в эксплуатацию нефтепровода «Сковородино – СМНП «Козьмино»» (ВСТО-2), мощностью 30 млн т в год. В 2014 г. начато строительство нефтеперекачивающей станции (НПС) в Амурской области, ввод которой в 2017 г. позволит увеличить пропускную способность ВСТО-2 до 39 млн т в год. В перспективе к 2018 г. мощность ВСТО-2 может быть увеличена до 50 млн т нефти в год путем строительства дополнительных НПС.
Для поставок нефти в ВСТО с Ванкорско-Сузунской зоны и месторождений ЯНАО и Северо-Востока ХМАО в конце 2011 г. был введен в эксплуатацию нефтепровод «Пурпе–Самотлор», а в 2016 г. должен быть введен в эксплуатацию нефтепровод «Заполярное – Пурпе», рассчитанный на 32 млн т нефти. Это позволит начать полномасштабную добычу месторождений компаний «Роснефть» (Лодочное, Сузунское, Тагульское на севере Красноярского края и Русское, расположенное в Тазовском районе ЯНАО), ЛУКОЙЛ (Пякяхинское в ЯНАО), «Газпром нефть» (Новопортовское, Восточно-Мессояхское в ЯНАО), российско-итальянское совместное предприятие «Северэнергия» (Самбургского, Ево-Яхинского, Яро-Яхинского и Северо-Часельского в ЯНАО).
В настоящее время ведется строительство магистрального нефтепровода «Куюмба–Тайшет», протяженностью около 700 км, который позволит подключить к трубопроводной системе ВСТО месторождения на севере Красноярского края – Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское. Максимальная пропускная способность нефтепровода – 15 млн т нефти в год, ввод в эксплуатацию перенесен с 2016 г. на 2018 г. ввиду недостаточной подготовленности сырьевой базы.
В 2013 г. с компанией «Транснефть» согласован ряд принципиальных решений относительно подключения нефтеперерабатывающих заводов Дальнего Востока (Хабаровсакого НПЗ и Комсомольского НПЗ) к нефтепроводной системе «Восточная Сибирь – Тихий океан». Это позволит заместить железнодорожные поставки сырья на заводы, обеспечить поставки нефти в расширенном объеме и загрузку новых мощностей заводов, увеличившихся вследствие реализации программы модернизации, сократить транспортные издержки в структуре себестоимости выпуска нефтепродуктов. В августе 2015 г. Хабаровский НПЗ подключен к ВСТО, Комсомольский НПЗ планируется подключить к 2017 г.
Газопроводы. Основной газотранспортной системой России является Единая система газоснабжения с конечной точкой в с. Просково (Кемеровской области). Поэтому уровень газификации регионов Восточной Сибири и на Дальнем Востоке (около 7,0 %) почти в 10 раз ниже среднероссийского уровня (65,3%). Ввиду отсутствия на территории магистральной транспортной инфраструктуры сформировано несколько локальных систем газоснабжения на севере Красноярского края и в Республике Саха (Якутия).
До настоящего времени в регионе не сформировано единой магистральной газотранспортной системы, что сдерживает освоение уже подготовленных к эксплуатации газовых месторождений. В этих условиях недропользователи самостоятельно осуществляют строительство подводящих газопроводов, обеспечивающих газификацию отдельных населенных пунктов и промышленных предприятий. Такие подводящие газопроводы действуют на территории Иркутской области – «Братское газоконденсатное месторождение (ГКМ) — г. Братск», ГРС «Осиновка» — п. Зяба и «Осиновка» — п. Гидростроитель; в Республике Саха – «Кызыл-Сыр – Мастах – Берге – Якутск» и «Мирный – Айхал – Удачный», в Камчатском крае – «Соболево — Петропавловск-Камчатский» и на Чукотке – «Западно-Озерное газовое месторождение – г. Анадырь».
Поставки газа, добываемого на о. Сахалин, ведутся по магистральному газопроводу «Северный Сахалин – Комсомольск-на-Амуре» с газопроводами-отводами к промышленным и коммунальным потребителям Сахалинской области и Хабаровского края (Комсомольский промышленный узел).
Основой будущего развития газотранспортной системы на востоке страны станет завершение строительства газопровода «Сила Сибири». Газопровод пройдет по территории пяти субъектов Российской Федерации – Иркутской и Амурской областей, Еврейской автономной области, Республики Саха (Якутия) и Хабаровского края. Общая протяженность газопровода составит около 4000 км, а проектная мощность более 61 млрд м3 газа в год. В сентябре 2014 г. в присутствии Президента РФ прошла церемония соединения первого звена трубы, ранее в мае Газ­пром и китайская CNPC заключили контракт на поставку трубопроводного газа в КНР, а 13 октября 2015 г. подписано межправительственное соглашение о поставках газа на уровне премьер-министров двух стран.

В условиях значительного увеличения добычи нефти на востоке России возникает необходимость восстановления и расширения мощностей действующих заводов, строительства новых НПЗ для региональных нужд и преимущественно экспортного назначения на Дальнем Востоке.

Завершить первый этап строительства газопровода «Сила Сибири» и подключение Чаяндинского месторождения планируется к 2022 г., при этом первые поставки газа в Китай должны начаться уже в 2018 г., к 2020г. они могут возрасти до 10 млрд м3 в год. На втором этапе строительства газопровода, в 2024 – 2031гг., предполагается ввод в эксплуатацию компрессорной станции между Ковыктинским и Чаяндинским месторождениями и строительство лупинга протяженностью 719,3 км.
Для организации крупных поставок нефти и газа российским потребителям и на экспорт в страны АТР в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке необходимо формирование системы сверхдальнего трубопроводного транспорта, строительство заводов по переработке и сжижению природного газа, создание инфраструктуры для отгрузки нефти, нефтепродуктов, СПГ и конденсата.

Экспортные поставки нефти и газа

Основным направлением поставок нефти с месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока являются страны Азиатско-Тихоокеанского региона. В 2014 г. из Восточной Сибири Дальнего Востока поставлено на экспорт около 60 млн т нефти, что на 22% выше уровня предыдущего года. Прирост экспорта произошел за счет существенного увеличения объемов поставок нефти в Китай – более чем на 36% относительно предыдущего года.
Доля восточносибирской нефти в структуре экспорта региона составляет 68,1%, доля нефти, добываемой в рамках сахалинских проектов СРП, – 21,2%.
Экспорт восточносибирской нефти осуществляется по трубопроводной системе «Восточная Сибирь – Тихий океан» и далее в двух основных направлениях – по нефтепроводу-отводу «Сковородино – Дацин» и до порта Козьмино. Развитие нефтепроводной системы ВСТО, строительство подводящих трубопроводов и экспортной портовой инфраструктуры позволило в 2014 г. нарастить объем отгруженной нефти из порта Козьмино до уровня 24,9 млн т, или на 17% относительно предыдущего года (табл. 3).
Кроме того, с января 2014 г. возобновился транзит российской нефти в Китай через территорию Казахстана. В результате получения права на техническое замещение сырья, российские экспортеры получают казахстанскую нефть на границе Казахстана с Китаем в объеме, аналогичном объему российской нефти, поставляемой на Павлодарский НХЗ. В результате экспорт российской нефти в Китай по нефтепроводу «Атасу – Алашанькоу» в 2014 г. составил 6,5 млн т.
Основные маршруты морских поставок нефти из Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) – Япония (8,5 млн т), Китай (7,4 млн т) и Южная Корея (3 млн т). Кроме того, поставки нефти осуществляются в Филиппины, Малайзию, Сингапур, США, Таиланд, Тайвань, Индонезию, Новую Зеландию и Австралию.

Основным направлением поставок нефти с месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока являются страны Азиатско–Тихоокеанского региона. В 2014 г. из Восточной Сибири Дальнего Востока поставлено на экспорт около 60 млн т нефти, что на 22% выше уровня предыдущего года.

В результате строительства нефтепровода «Сковородино – Дацин» и возобновления экспорта российской нефти по трубопроводу «Атасу – Алашанькоу» Китай стал крупнейшим импортером российской нефти в Азиатско-Тихоокеанском регионе. Доля Китая в структуре экспорта нефти из России на Тихоокеанском направлении с учетом морских поставок составляет 53%.
Отгрузка нефти на экспорт с шельфовых месторождений острова Сахалин осуществляется из порта Де-Кастри, находящегося в Хабаровском крае, а также из порта Пригородное, располагающегося на юге острова Сахалин. В нефтеналивной терминал в порту Де-Кастри нефть поступает посредством системы подводных неф­тепроводов с месторождений проекта «Сахалин-1». В порт Пригородное нефть поступает с шельфовых месторождений проекта «Сахалин-2» на севере острова через Транссахалинский нефтепровод.
В 2014 г. с проектов СРП на экспорт поступило 12,8 млн т нефти, что на 3% выше уровня предыдущего года. Основными покупателями нефти шельфовых месторождений острова Сахалин являются Южная Корея (6,6 млн т), Япония (3,6 млн т) и Китай (2,1 млн т).
В настоящее время единственным источником экспортных поставок газа на востоке России является газ с месторождений проекта «Сахалин-2». Экспорт природного газа осуществляется в сжиженном виде (СПГ), который производится на первом в России заводе по сжижению газа, введенном в эксплуатацию в 2009г. В 2014 г. было экспортировано 10,7 млн т СПГ, основными импортерами российского сжиженного газа являются Япония (8,6 млн т) и Южная Корея (2,0 млн т) (табл. 4).

Выводы
Восточная Сибирь и Дальний Восток – один из наиболее динамично развивающихся элементов нефтегазового комплекса России. Для его устойчивого долгосрочного развития необходимо осуществить переход от сырьевой и транзитной стратегии развития к экономике инновационного типа на базе организации региональных территориально-производственных комплексов (кластеров) углубленной переработки углеводородного сырья, производства нефтегазохимической продукции с высокой добавленной стоимостью.

Завершить первый этап строительства газопровода «Сила Сибири» и подключение Чаяндинского месторождения планируется к 2022 г. , при этом первые поставки газа в Китай должны начаться уже в 2018 г., к 2020 г. они могут возрасти до 10 млрд м3 в год.


Преимуществом подобного развития служат наличие значительного ресурсного потенциала территории Восточной Сибири и Дальнего Востока и близость к динамично развивающимся емким рынкам Азиатско-Тихоокеанского региона. Сырьевой базой для таких производств, в первую очередь, должен стать природный газ месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, содержащий в высоких концентрациях этан, пропан, бутан, конденсат и гелий. Вовлечение такого многокомпонентного газа в промышленное освоение придаст импульс развитию нефтехимической, газохимической, гелиевой промышленности, будет способствовать созданию дополнительных рабочих мест и ускорению социально-экономического развития районов на востоке страны.

1. ИнфоТЭК. Ежемесячный аналитический бюллетень. №1. 2000 – 2015 гг.
2. Федеральная таможенная служба / Таможенная статистика внешней торговли 2014 г. [Электронный ресурс]. URL: http://customs.ru/index.php?option=com_content&view=article&id=13858&Itemid=2095 (дата обращения: 12.10.2015).
3. Ассоциация морских торговых портов. [Электронный ресурс]. URL: http://www.morport.com/rus/ (дата обращения: 12.10.2015).

1. InfoTEK. Monthly analytical Bulletin. No.1. 2000 – 2015.
2. The Federal customs service / Customs foreign trade statistics, 2014, [Electronic resource]. URL: http://customs.ru/index.php?option=com_content&view=article&id=13858&Itemid=2095 (accessed on: 12.10.2015).
3. The Association of commercial sea ports. [Electronic resource]. URL: http://www.morport.com/rus/ (accessed on: 12.10.2015).

Комментарии посетителей сайта

Авторизация

Эдер Л.В.

д.э.н., профессор, заведующий лабораторией экономики недропользования и прогноза развития нефтегазового комплекса Институт нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН руководитель специализации «Экономика и управление в энергетическом секторе»

Новосибирский государственный университет

Филимонова И. В.

д.э.н., профессор, заведующая Центром экономики недропользования нефти и газа, заведующая кафедрой политэкономии экономического факультета Новосибирского государственного университета (ЭФ НГУ)

Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН Новосибирский государственный университет г. Новосибирск, 630090, РФ

Моисеев С.А.

к. г.-м. н., заведующий лабораторией геологии нефти и газа Сибирской платформы

Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН

Ключевые слова: Восточная Сибирь, Дальний Восток, добыча нефти и газа, нефте- и газапереработка, сжиженный природный газ, нефте­провод «Восточная Сибирь — Тихий океан», газопровод «Сила Сибири», экспорт нефти и газа

Keywords: Eastern Siberia, Far East, production of oil and gas, oil and gas processing, liquefied natural gas, oil pipeline «Eastern Siberia — Pacific ocean» pipeline «Power of Siberia», oil and gas exports

Просмотров статьи: 37976

Экспорт нефти через КТК может упасть на 1 млн.

баррелей из-за поврежденных штормом причалов в Черном море

Шторм в российской части Черного моря повредил погрузочное оборудование КТК, одного из крупнейших в мире нефтепроводов, по которому нефть из Казахстана поставляется на мировые рынки, сообщил во вторник его оператор.

Павел Сорокин, заместитель министра энергетики России, заявил, что второй причал также может оказаться поврежденным. По словам чиновника, ремонтные работы могут занять до двух месяцев, что может привести к сокращению экспорта нефти на 1 млн. баррелей в сутки.

Трубопровод КТК стал привлекать большое внимание после вторжения России в Украину, которое ограничило российский экспорт и привело к скачку цен на нефть. Соединенные Штаты ввели санкции против российской нефти, но власти страны заявили, что потоки из Казахстана через Россию должны идти бесперебойно.

По этому трубопроводу транспортируется около 1,2 миллиона баррелей в день, что составляет 1,2% мирового спроса. Любые серьезные перебои в его работе приведут к дополнительной нагрузке на мировой нефтяной рынок, испытывающий один из самых серьезных кризисов предложения со времен арабского нефтяного эмбарго в 1970-х годах.

Большая часть нефти в трубопроводе принадлежит России, Казахстану и международным нефтяным компаниям, таким как Chevron. Он экспортирует нефть из российского черноморского порта Новороссийск. Представитель Chevron заявил, что компания «в настоящее время оценивает ситуацию».

Оператор трубопровода КТК первоначально заявил, что одна из трех точек швартовки была повреждена штормом, и на ее ремонт в ожидании судна потребуется не менее трех недель. Его представитель также выразил надежду, что экспорт не пострадает, так как два других причала продолжат работать в обычном режиме.

Во вторник крупнейшие мировые торговые дома, такие как Vitol и Trafigura, заявили, что оценивают нынешние перебои с поставками российской нефти в 2-3 млн. баррелей в сутки. По их словам, мир едва ли сможет справиться с перебоями, превышающими 2 млн. баррелей в сутки, поскольку это приведет к дальнейшему скачку цен и экономическому спаду.

Потоки по российскому газопроводу Ямал-Европа поворачивают на восток

Рабочий проверяет трубы на газокомпрессорной станции газопровода Ямал-Европа недалеко от Несвижа, примерно в 130 км к юго-западу от Минска, 29 декабря 2006 г. REUTERS/Vasily Fedosenko

Зарегистрируйтесь сейчас и получите БЕСПЛАТНЫЙ неограниченный доступ к Reuters.com

Зарегистрируйтесь

ЛОНДОН, 15 марта (Рейтер) — Участок российского газопровода Ямал-Европа во вторник утром изменил направление потока газа, направлявшегося на восток в Польшу из Германии. на запад рано утром.

Трубопровод является одним из основных маршрутов поставок российского газа в Европу, и поскольку рынки обеспокоены возможными перебоями в поставках энергоносителей после вторжения России в Украину, европейские цены на газ выросли во вторник утром.

Ориентировочная цена на газ в Нидерландах в начале месяца выросла почти на 12% до 123,50 евро за мегаватт-час (МВтч).

Зарегистрируйтесь сейчас и получите БЕСПЛАТНЫЙ неограниченный доступ к Reuters.com

Зарегистрируйтесь

Данные оператора Gascade показали, что потоки газа в восточном направлении в точке выхода Мальнов составляли 4 997 859 киловатт-часов (кВт-ч/ч), а ранее текли в другом направлении. этим утром.

Раньше газ шел в Германию из-за высокого спроса и высоких цен на газ.

Российская газовая компания «Газпром» не была доступна для комментариев.

Потоки российского газа в Европу по другим основным маршрутам, включая газопровод «Северный поток-1» через Балтийское море, во вторник утром были стабильными.

Потоки через «Северный поток-1» оставались стабильными на уровне 73 286 889 кВтч/ч, свидетельствуют данные оператора.

Для поставок в Словакию из Украины через погранпереход Велке Капушаны заявленная мощность составляла около 882 527 МВт-часов в сутки.

«Газпром» заявил во вторник, что продолжает поставки газа через Украину в объеме 109,6 млн кубометров в сутки, в целом не изменившись в этом месяце.

Зарегистрируйтесь сейчас и получите БЕСПЛАТНЫЙ неограниченный доступ к Reuters.com

Зарегистрируйтесь

Susanna Twidale в Лондоне; под редакцией Джейсона Нили и Луизы Хевенс

Наши стандарты: Принципы доверия Thomson Reuters.

14 марта 2022 г., обновление: В ответ на дальнейшее вторжение России в Украину мы предоставляем обновленные данные об экспорте сырой нефти, природного газа и угля из России, включая полные данные за 2021 год, в статье Today in Energy .

  • Россия была третьим в мире производителем нефти и других жидкостей (после США и Саудовской Аравии) в 2020 году; общий годовой объем производства жидкого топлива составлял в среднем 10,5 миллионов баррелей в день (б / сут). В 2020 году Россия была вторым по величине производителем сухого природного газа (вторым после США), добыв примерно 22,5 триллиона кубических футов (трлн куб. футов).
  • Европа является для России основным рынком сбыта нефти и природного газа, и, соответственно, Европа является ее основным источником доходов.Россия является основным источником нефти и природного газа для Европы; значительная доля европейского импорта нефти и природного газа приходится на Россию.
  • С 2014 года Россия находится под санкциями, введенными США и Европейским союзом (ЕС). Санкции были введены в ответ на действия и политику российского правительства в отношении Украины. Санкции США в основном влияют на доступ российских энергетических компаний к рынкам капитала США, а также к товарам, услугам и технологиям для поддержки глубоководной разведки и разработки месторождений.
  • С апреля 2020 года Россия активно координирует добычу нефти с рядом производителей ОПЕК и других стран, не входящих в ОПЕК, под общим названием соглашение ОПЕК+. Соглашение ОПЕК+ направлено на ограничение добычи сырой нефти в ответ на быстрое снижение спроса в результате пандемии COVID-19. 1
  • 18 июля 2021 года ОПЕК+ согласилась начать увеличение квот на добычу для стран-участниц и продлить срок действия соглашения ОПЕК+ до конца 2022 года.Сделка последовала за тупиком в переговорах несколькими неделями ранее, когда представитель Объединенных Арабских Эмиратов (ОАЭ) потребовал пересмотра базового уровня добычи сырой нефти, который используется для расчета соответствующих квот на добычу стран. Сделка в июле 2021 года привела к увеличению базового уровня добычи в России с 11,0 млн баррелей в сутки до 11,5 млн баррелей в сутки, начиная с мая 2022 года, а также позволила увеличить квоту добычи России на 100 000 баррелей в сутки в месяц, начиная с августа 2021 года. 2

Карта России

Источник: ЦРУ, World Factbook

.

Отраслевая организация

  • Отечественные компании доминируют в добыче нефти в России. Приблизительно 81% всей добычи сырой нефти в России в 2020 году пришлось на российские компании «Роснефть», «Лукойл», «Сургутнефтегаз», «Газпром» и «Татнефть». 3
  • В октябре 2020 г. Правительство РФ утвердило изменения в налоговом режиме нефтегазового сектора, которые отменили налоговые льготы для нефтегазовых компаний, работающих на сверхвязких или сильно истощенных месторождениях (прежде всего нефтеносные пески и зрелые месторождения). Отмена налоговых льгот, особенно для сверхвязких месторождений, представляет собой проблему для операторов нефтеносных песков, поскольку налоговые изменения значительно увеличивают налоговое бремя и могут привести к тому, что добыча нефтеносных песков станет нерентабельной. 4 Дополнительные изменения включают:
    —Поэтапная отмена экспортных пошлин на сырую нефть и нефтепродукты
    — Отмена введенного в 2019 году налога на дополнительный доход, направленного на исчисление налога на прибыль, полученную нефтегазовыми компаниями
    — Ежегодное постепенное повышение налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), что фактически сместит налоговую базу с экспорта в сторону добычи и добычи
    — Налоговые льготы и фискальные льготы для компаний, стремящихся разрабатывать новые месторождения в восточных регионах Арктики.
    Изменения в налоговый режим были внесены для увеличения государственных доходов и в пользу компаний, работающих в арктическом регионе, где развитие ограничено из-за санкций, а также технической сложности добычи углеводородов из пластов, факторов, которые сделали освоение Арктики вверх по течению нерентабельным. . Налоговые льготы и стимулы для развития разведки и добычи в Арктике направлены на то, чтобы запустить больше проектов без необходимости партнерства с западными международными нефтяными компаниями (МНК).Международные санкции затруднили участие международных нефтяных компаний в разработке российских месторождений. 5
  • В июне 2020 года правительство России утвердило Энергетическую стратегию до 2035 года , которая направлена ​​на диверсификацию экспорта энергии, модернизацию энергетической инфраструктуры страны, повышение национальной конкурентоспособности и развитие технологических инноваций и цифровизации в энергетической системе. 6 Энергетическая стратегия до 2035 г. уделяет первоочередное внимание увеличению экспорта энергии и доходов, а также расширению инфраструктуры природного газа, особенно в области транспортировки природного газа, в частности, в восточной Сибири и на Дальнем Востоке, для обеспечения устойчивости энергетической системы страны.Приоритет экспорта и доходов свидетельствует о центральной роли углеводородов для российского правительства. Доходы от сырой нефти и природного газа составляли в среднем примерно 43% от общего годового дохода правительства в период с 2011 по 2020 год. 7 Сюда входят экспортные и налоговые поступления, которые правительство получило от добычи и продажи нефти и газа.
  • Доказанные запасы нефти России по состоянию на январь 2021 года составляли 80 миллиардов баррелей, согласно Oil & Gas Journal . 8
  • В 2020 году добыча нефти и других жидких топлив в России составила 10,5 млн баррелей в сутки (из них 9,9 млн баррелей в сутки приходилось на сырую нефть, включая арендный конденсат). Российская экономика потребляла около 3,7 млн ​​баррелей в сутки (рис. 1).
  • В последние несколько лет в России разрабатывался ряд новых проектов, которые обеспечат рост добычи сырой нефти в России в краткосрочной перспективе, когда проекты будут запущены и достигнут своего пикового уровня добычи.(Таблица 1) Однако снижение добычи на более зрелых месторождениях России (в первую очередь в Западной Сибири, крупнейшем нефтедобывающем регионе России) может компенсировать рост добычи за счет разработки новых месторождений, что может привести к снижению добычи нефти в России к концу 2020-х гг. десятилетие. В дополнение к разработке новых месторождений компании увеличивают бурение на некоторых существующих зрелых нефтяных месторождениях и связывают более мелкие месторождения с существующей инфраструктурой на более крупных месторождениях, чтобы помочь увеличить коэффициент извлечения и частично смягчить падение добычи.Однако усилия по разработке действующих месторождений в России вряд ли смогут остановить падение добычи в долгосрочной перспективе. 9
  • В 2020 году «Роснефть» создала ООО «Восток Ойл», специальное целевое предприятие, для разработки группы месторождений сырой нефти и природного газа, известных под общим названием «Восток Ойл», в северной части Красноярского края. Нефтяной проект «Восток» направлен на привязку месторождений Ванкорского кластера (который состоит из Ванкорского, Тагульского, Сузунского и Лодочного месторождений и в настоящее время добывает около 300 000 баррелей в сутки), а также некоторых существующих месторождений на Таймырском полуострове.По данным «Восток Ойл», в совокупности эти месторождения потенциально могут давать от 1 до 2 млн баррелей в сутки при максимальной добыче. Более того, большую часть инфраструктуры, необходимой для полного превращения проекта в промышленный центр, еще предстоит построить. «Восток Ойл» планирует запустить проект в эксплуатацию в 2024 году, выйти на начальный уровень добычи в 600 000 баррелей в сутки и выйти на стабильный уровень добычи к 2030 году. 10
Таблица 1.Избранные проекты новых месторождений сырой нефти в России
Название проекта Поле Оператор Год запуска Пиковый год производства, оценка Пиковая добыча (баррелей в сутки), оценка
Востсибнефтегаз Юрубчено-Тохомское Роснефть 2017 2023 116 000
Проект Восток Ойл Тагульское Роснефть 2017 2025 86 000
Тюменнефтегаз Русское Очередь 1 Роснефть 2018 2022 80 000
Газпромнефть-Ямал Новопортовское 1 очередь Газпромнефть 2016 2023 125 000
Газпромнефть-Ямал Новопортовское 2 очередь Газпромнефть 2018 2021 41 000
Мессояха Мессояхское Восточное Газпромнефть 2016 2020 112 000
Газпромнефть-Хантос Александр Жагрин Газпромнефть 2019 2023 81 000

Источник: Таблица У. S. Управление энергетической информации, на основе данных с веб-сайтов компаний Rystad Energy, «Роснефть» и «Газпром». Примечание: Оценки пиковой добычи относятся только к добыче сырой нефти и конденсата и не включают объемы добычи из попутного природного газа.

Транспорт и хранение

Трубопроводы

  • В марте 2020 года государственная компания «Транснефть» достигла мирового соглашения с TotalEnergies по поводу загрязненной сырой нефти и конденсата, что привело к остановке нефтепровода «Дружба» в апреле 2019 года.Трубопровод сырой нефти и конденсата «Дружба» был закрыт после того, как импортеры обнаружили, что сырая нефть содержит большое количество органических хлоридов, что нарушило экспорт сырой нефти и конденсата из России в Германию, Польшу и Беларусь и, в меньшей степени, в Чехию и Словакию. , и Венгрия. Это также повлияло на экспорт из российского порта Усть-Луга на Балтийском море. 11
  • Каспийский трубопровод транспортирует сырую нефть в Новороссийск, Россия, с месторождений Тенгиз, Кашаган и Карачаганак в Казахстане, а также российских месторождений в Каспийском регионе. Каспийский трубопроводный консорциум (КТК), юридическое лицо, владеющее и эксплуатирующее Каспийский трубопровод, реализует программу по устранению узких мест, целью которой является увеличение пропускной способности сети нефтепроводов с 1,3 млн баррелей в сутки до 1,6 млн баррелей в сутки. Программа увеличит пропускную способность не за счет строительства дополнительной трубопроводной инфраструктуры, а за счет замены среднего оборудования и строительства новых резервуаров для хранения и насосной станции, что позволит лучше оптимизировать текущие мощности и пропускную способность трубопроводной сети.КТК рассчитывает завершить программу к концу 2023 года. 12

Портовые терминалы


  • На долю четырех крупнейших портов России (Приморск, Находка, Новороссийск и Усть-Луга) по экспорту сырой нефти в 2020 г. в совокупности приходилось 71% морских перевозок сырой нефти в России (таблица 2) 13 .
Таблица 2. Морской экспорт сырой нефти из России по портовым терминалам, 2020 г.
тыс. барр./сут.
Портовый терминал Экспорт сырой нефти
Приморск 616
Находка 611
Новороссийск 459
Усть-Луга 437
Мурманск 271
Сокол Сахалин 265
Варандей 221
Другие 127

Источник: Таблица У.S. Управление энергетической информации, на основе данных Clipperdata

Переработка и продукты нефтепереработки

  • Согласно Oil & Gas Journal , по состоянию на январь 2021 года в России было 5,5 млн баррелей в сутки мощностей по переработке сырой нефти на более чем 25 нефтеперерабатывающих заводах. «Роснефть», крупнейший нефтеперерабатывающий оператор, владеет мощностями по переработке сырой нефти мощностью более 2 млн баррелей в сутки. 14
  • В настоящее время «Газпром нефть» модернизирует свой НПЗ в Омске, расположенном в Западной Сибири.«Газпром» ожидает, что второй этап плана модернизации НПЗ будет завершен к концу 2022 года. Модернизация НПЗ включает строительство комплекса глубокой переработки нефти, использующего комбинацию технологий гидрокрекинга и удаления серы для удаления соединений серы с целью получения более высокой ценности. нефтепродукты, такие как топливо для реактивных двигателей, соответствующее международным стандартам, и судовое топливо с низким содержанием серы, которые могут соответствовать более строгим стандартам выбросов. 15
  • Лукойл начал строительство комплекса каталитического крекинга на своем НПЗ в Перми в августе 2021 года.Новый комплекс имеет ожидаемую производительность по сырью около 36 000 баррелей в сутки и будет включать в себя установку каталитического крекинга, а также установку компонентов высокооктанового бензина. Лукойл ожидает, что новый комплекс начнет коммерческую эксплуатацию в 2026 году. 16
  • В июне 2021 года «Лукойл» объявил о завершении строительства новой установки изомеризации и установки глубокой переработки и замедленного коксования на Кстовском НПЗ, расположенном в Нижегородской области в центральной части России. Завершение строительства завода изомеризации и установки замедленного коксования позволит «Лукойлу» реконфигурировать предприятие и сократить производство более тяжелых нефтепродуктов, таких как мазут, и увеличить производство более качественных и ценных продуктов, таких как дизельное топливо и автомобильный бензин.Лукойл рассчитывает начать коммерческую эксплуатацию новых установок в четвертом квартале 2021 года. 17

Экспорт нефти и других жидкостей

  • В 2020 году Россия экспортировала почти 5 млн баррелей сырой нефти и конденсата в сутки. Большая часть российского экспорта сырой нефти и конденсата в 2020 году пришлась на европейские страны (48%), в частности, в Германию, Нидерланды и Польшу. На Азию и Океанию приходилось 42% всего российского экспорта сырой нефти и конденсата, а Китай был крупнейшим импортером российской сырой нефти и конденсата (31%).Около 1% всего экспорта нефти из России в 2020 г. пришлось на США (рис. 2). 18
  • Для получения дополнительной информации о нефти и других жидких видах топлива в России см. Справочник по России.
  • Трансграничный железнодорожный терминал Manzhouli Far East Gas для сжиженных углеводородных газов (СУГ) и пропилена, расположенный на российско-китайской границе, начал коммерческую эксплуатацию в 2019 году, что позволило России увеличить экспорт СУГ в Китай.Оператор терминала в Маньчжурии в настоящее время способен отгружать через границу около 60 000 баррелей в сутки сжиженного нефтяного газа, включая пропан, бутан, различные пропан-бутановые смеси, а также пропилен. Ожидается, что после завершения проекта расширения мощность терминала достигнет примерно 100 000 баррелей в сутки к 2022 году. Дополнительная мощность будет обеспечивать выход продукции Амурского газоперерабатывающего завода «Газпрома» в Свободном, который в настоящее время вводится в эксплуатацию в соответствии с графиком поэтапного завершения.
  • В конце 2019 года «Сибур» завершил установку установки крекинга этилена мощностью 1,5 млн тонн в год в Тобольске, 19 , которая стала первой установкой крекинга этилена в России, которая была разработана для использования этана в качестве исходного сырья в дополнение к пропану и нормальному бутану. Повышенный спрос на это сырье на Тобольском заводе этиленового крекинга снижает его доступность для экспорта. Завод стоимостью 9,5 миллиардов долларов производит этилен, пропилен и бутилен/бутадиен, которые служат сырьем для производства производных продуктов, включая полиэтилен высокой и низкой плотности и полипропилен. 20
  • «Сибур» также строит нефтехимический комплекс под Свободным в Амурской области. Установка нефтехимического крекинга «Сибура» (производительностью 2,3 млн тонн в год), расположенная совместно с Амурским ГПЗ «Газпрома», будет потреблять этан, а также меньшее количество пропана в качестве сырья для производства этилена и пропилена, которые, в свою очередь, использоваться на месте для производства полиэтилена и полипропилена. Близость завода к границе с Китаем обеспечит СИБУРу свободный доступ на экспортный рынок. 21
  • Иркутская нефтяная компания строит полимерный завод в Усть-Куте в Восточной Сибири, который она планирует завершить в 2023 году. Комплекс по производству этилена и полиэтилена имеет проектную мощность 650 000 тонн в год, и ожидается, что потребление составит около 45 000 баррелей в год. г этанового сырья. 22
  • Дополнительную информацию о сжиженных углеводородных газах в России см. в Справочнике по России.

Обзор

  • Правительство России стремится стать мировым поставщиком природного газа; В 2020 году правительство России утвердило свой последний план энергетической политики, Энергетическая стратегия до 2035 года , в котором приоритетное внимание уделяется развитию и диверсификации экспорта энергоносителей и направлено на значительное увеличение инвестиций в сжиженный природный газ (СПГ), особенно в арктическом регионе. В частности, в отношении природного газа стратегия направлена ​​на увеличение экспорта СПГ примерно до 4,5–4,9 трлн куб. футов в год к 2024 г. и примерно до 8,3–9,6 трлн куб. Европа. Россия традиционно была главным поставщиком природного газа в Европу через свою трубопроводную сеть. 24

Разведка и добыча

  • Согласно журналу Oil & Gas Journal , по состоянию на 1 января 2021 года Россия обладала крупнейшими в мире запасами природного газа в размере 1 688 триллионов кубических футов (триллион кубических футов) (рис. 3). 25
  • В 2020 году в России было добыто около 22,5 трлн куб. футов сухого природного газа. В 2019 году Россия потребляла 16,9 трлн куб. футов сухого природного газа (рис. 4). 26
  • По данным группы наблюдения за Землей Национального управления океанических и атмосферных исследований США (NOAA), в 2020 году в России было сожжено около 849 млрд куб. 2020 г. (рис. 5). 27
  • Ряд недавних открытий природного газа в арктическом регионе России, особенно на полуострове Ямал и в Обской губе, может увеличить добычу природного газа в течение следующего десятилетия и привести к тому, что регион станет газовым узлом, который дополнит Западную Сибирь, где находится большая часть Исторически природный газ в России добывался. В 2018 году «Новатэк» объявил об открытии Северо-Обского месторождения, расположенного в Обской губе, и оценил, что оно содержит более 11,3 трлн куб. футов запасов природного газа. В мае 2020 года «Газпром» подсчитал, что его месторождение «75 лет Победы» (75 лет Победы), расположенное на полуострове Ямал, содержит более 7,1 трлн куб. футов общих извлекаемых запасов. Оба открытия, если они будут полностью реализованы, значительно увеличат добычу природного газа в России (табл. 3). 28
Таблица 3.Отдельные проекты по добыче природного газа в России находятся в стадии разработки
Название проекта Поле Оператор Местоположение Год утверждения окончательного инвестиционного решения Расчетный год запуска Расчетный пиковый уровень добычи (млн куб. футов в год)
Восточная газовая программа Чаяндинское (1 очередь) Газпром Восточная Сибирь
(рядом с Иркутском)
2012 2020 630
Ямал СПГ Т4 Тамбейское Южное Т4 Новатэк Обская губа, Карское море 2013 2021 40
Уренгойское (Ачимовское) Блок 4 Уренгойское (Ачимовское) Блок 4А Газпром Обская губа, Карское море 2016 2021 318
Уренгойское (Ачимовское) Блок 5 Уренгойское (Ачимовское) Блок 5А Газпром Обская губа, Карское море 2016 2021 319
Мегапроект Ямал Харасавейское (Сеномиан-Апт) Газпром Полуостров Ямал 2019 2024 1026
Арктик СПГ Т1-3 Салмановское (Утреннее) T1 Новатэк Обская губа, Карское море 2019 2023 306
Арктик СПГ Т1-3 Салмановское (Утреннее) T2 Новатэк Обская губа, Карское море 2019 2024 309
Семаковское Семаковское
(1 очередь)
Газпром Ямало-Ненецкий автономный округ 2020 2023 241
Каменномысское-Море Каменномысское-Море Газпром Обская губа, Карское море 2020 2027 482 754
Восточная газовая программа Чаяндинское (2 очередь) Газпром Восточная Сибирь
(рядом с Иркутском)
2024 2026 212

Источник: Таблица U. S. Управление энергетической информации, на основе данных Rystad Energy

Транспорт и хранение

Трубопроводы


  • В сентябре 2021 года «Газпром» завершил строительство газопровода «Северный поток — 2» (СП-2) — морского газопровода, проходящего через Балтийское море от российского порта Усть-Луга до Грайфсвальда в Германии. 29 Ожидается, что NS2 будет иметь вместимость около 1.9 миллиардов кубических футов в год, что идентично пропускной способности NS1, и оценивается примерно в 10 миллиардов долларов. Трубопровод полностью принадлежит «Газпрому» через швейцарскую компанию специального назначения, но, как сообщается, он получил финансирование примерно на половину стоимости от Engie, OMV, Shell, Uniper и Wintershall для его строительства. «Газпром» пока не объявил дату начала коммерческой эксплуатации. 30 В мае 2021 года правительство США отменило санкции, наложенные на проектную компанию, ее генерального директора и должностных лиц, участвовавших в строительстве газопровода NS2, что открыло «Газпрому» возможность завершить строительство газопровода и начать поставки природного газа в Германию. 31 В отчете Госдепартамента, направленном Конгрессу, утверждается, что проектная компания Nord Stream 2 AG, ее генеральный директор Матиас Варниг, четыре российских корабля и четыре других организации занимались подпадающей под санкции деятельностью, но госсекретарь отменил санкции в отношении Nord Stream 2 AG. , его генеральный директор и персонал по соображениям национальных интересов. 32 Завершение строительства газопровода позволило России увеличить экспорт природного газа по трубам в Германию и другие страны-члены ЕС в обход Украины, тем самым лишив Украину потенциального дохода от платы за транзит.
  • Газопровод «Турецкий поток» начал работу в январе 2020 года. Экспортный газопровод соединяет крупнейшие запасы природного газа в России с газотранспортной системой Турции и позволяет Турции обеспечить альтернативный маршрут для транспортировки природного газа из России в южную Европу. Система «Турецкий поток» состоит из двух параллельных трубопроводов, каждый из которых имеет пропускную способность около 556 миллиардов кубических футов в год и простирается на 580 миль через Черное море от побережья России в Анапе до границы с Турцией. Первый трубопровод поставляет природный газ для внутреннего потребления Турции, а второй трубопровод (также называемый «Турецкий поток-2») проходит дальше по берегу примерно на 550 миль для доставки природного газа в Венгрию, Сербию и Болгарию. 33
  • Газопровод «Сила Сибири» начал транспортировать природный газ в декабре 2019 года, обеспечивая начальную мощность около 177 млрд куб. футов в год. Этот газопровод является первым газопроводом, по которому экспортируемый из России природный газ доставляется в Китай; Трубопровод протяженностью 1400 миль соединяется с Чаяндинским месторождением и пересекает границу Китая в провинции Хэйлунцзян.Ожидается, что к 2025 году газопровод выйдет на полную мощность примерно в 1,3 трлн куб. футов в год, обеспечивая значительные объемы поставок природного газа и являясь привлекательным альтернативным источником топлива для производства электроэнергии в регионе Китая с высоким уровнем использования угля. 34
  • «Газпром» утвердил технико-экономическое обоснование строительства газопровода для доставки природного газа в Китай через территорию Монголии. В результате трубопровод «Союз Восток» имеет запланированную экспортную мощность примерно до 1.7 триллионов кубических футов в год и, если он будет завершен, станет продолжением газопровода «Сила Сибири» и обеспечит альтернативный маршрут для российского природного газа в Китай. 35

СПГ


  • Проект «Новатэк» «Ямал СПГ» начал коммерческую эксплуатацию четвертой очереди в первой половине 2021 года и, как сообщается, к июню вышел на полную производственную мощность. Проект «Ямал СПГ» — первый проект «Новатэка» по сжижению газа и второй масштабный проект в России.В 2013 году «Новатэк» принял окончательное инвестиционное решение о первоначальном строительстве трех линий СПГ общей мощностью 792 млрд куб. Первоначальная дата запуска четвертой линии была назначена на 2019 год, но, как сообщается, она была перенесена на 2021 год из-за технических проблем с некоторыми компонентами.
  • Проект «Арктик СПГ-2» принял окончательное инвестиционное решение в сентябре 2019 года и в настоящее время находится в стадии строительства. Проект «Арктик СПГ-2» расположен на Гыданском полуострове в северной части Сибири и представляет собой проект стоимостью 21 миллиард долларов, который будет включать строительство трех линий сжижения, каждая с производственной мощностью около 317 млрд куб. год. «Новатэк» ожидает, что первая очередь будет завершена в 2023 году, а вторая и третья очереди — в 2024 и 2025 годах соответственно. Проект принадлежит консорциуму, в который входят:
    —Новатэк (который будет эксплуатировать объект)
    — Всего энергий
    — Китайская национальная нефтяная корпорация (CNPC)
    — Китайская национальная морская нефтяная корпорация
    —Japan Arctic LNG (которая сама по себе является консорциумом, состоящим из Mitsui & Co.и Японская национальная корпорация нефти, газа и металлов [JOGMEC]) 37
  • Второй крупномасштабный объект «Газпрома» по экспорту СПГ, «Балтийский СПГ», как сообщается, находится в стадии разработки, и его начало коммерческой эксплуатации запланировано на 2023 год. «Балтийский СПГ» представляет собой экспортный завод СПГ с двумя технологическими линиями общей мощностью 624 млрд куб. футов в год. «Балтийский СПГ» расположен недалеко от порта Усть-Луга на Балтийском море, недалеко от границы с Эстонией, и завод СПГ является частью более крупного комплекса, в который входят другие заводы по переработке природного газа, которые будут производить этан и сжиженный нефтяной газ. 38

Экспорт природного газа

  • В 2020 г. потребители в Европе и Евразии получили около 89 % экспорта природного газа из России в объеме 8,5 трлн куб. Германия, Италия, Франция и Беларусь получили почти половину объемов экспорта в Европу и Евразию (Рисунок 6). 39
  • Подробнее о природном газе в России см. Справочник по России.

Потребление энергии

  • Россия потребляла 26.8 квадриллионов британских тепловых единиц (БТЕ) ​​энергии в 2020 году, большая часть из которых приходится на природный газ (52%). На нефть и уголь приходилось 23% и 12% потребления в России соответственно (Рисунок 7). 40

Обзор

  • В январе 2019 года правительство России утвердило план модернизации отечественных электростанций на сумму 29 миллиардов долларов. План модернизации, который, как ожидается, будет реализован в период с 2022 по 2031 год, позволит инвесторам участвовать в торгах по модернизации инфраструктуры на отечественных электростанциях.Этот план также позволяет инвесторам заключать соглашения сроком на 16 лет с конечными потребителями, которые могут заплатить надбавку за получение приоритетного доступа к электроэнергии, вырабатываемой в результате модернизации инфраструктуры. Однако, как сообщается, российское правительство вводит правила местного содержания, которые потребуют от инвесторов использования отечественного оборудования для модернизации инфраструктуры. 41

  • Производство электроэнергии и мощность

  • Валовое производство электроэнергии в России в 2019 году составило 1 058 миллиардов киловатт-часов (кВтч). Более 60% выработки электроэнергии в России приходится на источники, получаемые из ископаемого топлива, а остальная часть приходится в основном на атомные и гидроэлектростанции (Рисунок 8). Россия производит незначительное количество электроэнергии из других возобновляемых источников, таких как ветер и солнечная энергия.

Уголь

  • Запасы угля в России на конец 2019 года составляли примерно 179 миллиардов коротких тонн угля, что делало ее вторым по величине держателем извлекаемых запасов угля в мире после США.
  • Россия произвела 482 млн коротких тонн угля в 2019 году и занимает шестое место в мире по добыче угля после Китая, Индии, США, Австралии и Индонезии. Около 43% угля, добытого в том году, составляли битуминозные угли. Россия также производит значительное количество металлургического угля, около 109 млн коротких тонн в 2019 году.
  • В 2020 г. 54% экспорта угля из России приходилось на Азию, при этом Китай, Южная Корея и Япония импортировали большую часть угля по объему (рис. 9).Около 31% всего российского экспорта угля предназначалось для Европы ОЭСР. 42
  • В 2018 году консорциум в составе Интер РАО и Государственной сетевой корпорации Китая предложил построить электростанцию ​​мощностью 1 гигаватт (ГВт) и угледобывающий комплекс в Амурской области на востоке России для добычи угля с Ерковецкого месторождения для выработки электроэнергии на экспорт в Китай. Первоначальный, более амбициозный план этого проекта в 2013 году предусматривал строительство электростанции мощностью 8 ГВт, что сделало бы ее крупнейшей в мире электростанцией, работающей на угле.Однако первоначальные планы были отменены в июне 2017 года из-за более низкого уровня энергопотребления в Китае. Помимо сокращения мощности проекта, «Интер РАО» и Государственная электросетевая корпорация Китая рассматривают возможность использования альтернативного источника топлива, такого как природный газ. 43

Атомная энергетика

  • Россия имеет установленную ядерную мощность более 28 ГВт из 38 действующих ядерных реакторов, а атомная энергетика произвела более 215 гигаватт-часов (ГВтч) электроэнергии в 2020 году. 44 Многие объекты атомной энергетики России стареют; 24 российских ядерных реактора, на долю которых приходится около 58% действующих ядерных мощностей страны, эксплуатируются не менее 30 лет (рис. 10). Росэнергоатом, подразделение Росатома и единственная энергетическая компания России, эксплуатирующая атомные электростанции страны, планирует построить 27 дополнительных ядерных реакторов, которые потенциально могут обеспечить до 24 ГВт дополнительной мощности в течение следующих 15 лет. 45
  • В России строятся три ядерных реактора, которые обеспечат дополнительные 3,5 ГВт ядерной мощности. 46 Ожидается, что две из строящихся атомных станций, Курская II-1 и Курская II-2, будут обеспечивать мощность по 1,3 ГВт каждая и будут введены в эксплуатацию к апрелю 2022 и 2023 годов соответственно. Строительство третьего ядерного реактора БРЕСТ-ОД-;300 началось в июне 2021 года, и его ожидаемая мощность составит 300 мегаватт (МВт) после его завершения в 2026 году. 47
  • Новейшей атомной электростанцией России является «Академик Ломоносов» , первая в мире плавучая атомная электростанция, расположенная в Певеке на восточном побережье Арктики, примерно в 600 милях от Берингова пролива. Проект «Академик Ломоносов » основан на технологии атомных ледоколов и состоит из двух реакторов мощностью 32 МВт, которые обеспечивают город теплом и электроэнергией. Коммерческая эксплуатация началась в мае 2020 года, и ожидается, что электростанция выйдет на полную мощность по выработке тепла и электроэнергии до конца 2021 года. 48
  • Для получения дополнительной информации об электроэнергетическом секторе России и источниках топлива см. Справочник по России.
  • Данные, представленные в тексте, являются самыми последними доступными по состоянию на 13 декабря 2021 года.
  • Данные являются оценками EIA, если не указано иное.

Германия останавливает газопровод «Северный поток — 2» в ответ на действия России

БЕРЛИН — Еще в декабре канцлер Германии Олаф Шольц считал новый газопровод, соединяющий Россию с немецким побережьем, исключительно «проектом частного сектора», не имеющим роль в политических дискуссиях.

В прошлом месяце г-н Шольц возразил, когда его спросили, поддержит ли он утверждение президента Байдена о том, что проект «Северный поток — 2» будет остановлен, если Россия вторгнется в Украину.

Но всего через несколько часов после того, как президент Владимир В. Путин приказал российским вооруженным силам пересечь границу с сепаратистскими регионами на востоке Украины, г-н Шольц ясно дал понять, что готов пожертвовать проектом. И это в то время, когда Германия переживает худший энергетический кризис с 1970-х годов, а бизнес-лидеры предупреждают, что высокие цены на топливо могут угрожать промышленному могуществу крупнейшей экономики Европы.

«Сегодня ситуация принципиально иная», — заявил г-н Шольц журналистам рано утром во вторник. «Вот почему, учитывая последние события, мы также должны переоценить эту ситуацию. Кстати, в том числе и «Северный поток — 2».

В течение многих лет Германия отказывалась подвергать опасности свою торговлю энергоносителями с Россией, реагируя на крайние эксцессы Москвы, потому что она зависела от российского природного газа для обогрева своих домов и работы заводов. В 2014 году, после аннексии Крыма Россией, Берлин позаботился о том, чтобы его закупки газа не были нарушены никакими санкциями против России.

Внезапность действий г-на Шольца, сделанных во вторник, была примечательной, считают некоторые политические обозреватели.

«Думаю, в Москве не ожидали, что это произойдет так быстро», — сказал Янис Клюге, старший научный сотрудник Немецкого института международных отношений и безопасности.

«Это действительно то, что было в принципе немыслимо всего несколько недель назад», — сказал он. «Несгибаемым нарративом в немецком бизнесе и политике всегда было то, что поставки газа из России будут всегда и в любой кризис.

Начатый при предшественнице г-на Шольца, Ангеле Меркель, трубопровод спровоцировал напряженность между Германией и ее партнерами в Европе и США. Сенатор от Техаса Тед Круз и другие в Вашингтоне годами пытались остановить его строительство, которое наконец было завершено в конце прошлого года.

С ноября процесс утверждения трубопровода застопорился в ожидании создания дочерней компании в Германии для соблюдения европейских законов.

Г-н Шольц сказал, что приказал своему министру экономики Роберту Хабеку отозвать документы, согласно которым трубопровод считался необходимой частью энергоснабжения Германии.

«Северный поток — 2 не может быть запущен без этого сертификата», — сказал г-н Шольц. Процесс утверждения теперь будет отменен, и министерству экономики придется пересмотреть его заново, прежде чем проект сможет быть запущен.

На протяжении нескольких недель обсуждения возможных санкций против России г-н Шольц упорно отказывался обсуждать свои планы строительства трубопровода стоимостью 11 миллиардов долларов, желая заставить Кремль гадать о том, как Берлин может отреагировать на российские нарушения.

Отношение Германии изменилось после нескольких месяцев истощения запасов газа от ее давнего поставщика.

С конца ноября Россия не желает продавать Германии природный газ сверх объемов, оговоренных в долгосрочных контрактах, несмотря на рекордно высокие цены на природный газ на спотовом рынке. Это также привело к тому, что уровень природного газа в хранилищах, принадлежащих «Газпрому» в Германии, упал до рекордно низкого уровня.

Некоторые чиновники в Кремле высмеяли решение Германии.

«Ну что ж, — написал в Twitter заместитель председателя Совета безопасности России Дмитрий А. Медведев. «Добро пожаловать в новый мир, в котором европейцы скоро будут платить 2000 евро за 1000 кубометров газа!» (Это примерно вдвое больше, чем сейчас.)

Это утверждение «полная чепуха», — ответила Урсула фон дер Ляйен, президент Европейской комиссии, в эфире CNN.

Дмитрий Песков, пресс-секретарь Путина, заявил, что Россия сожалеет о шаге Берлина, подчеркнув мнение Москвы о том, что проект «не имеет ничего общего с политикой».

«Это чисто экономический, коммерческий проект, который помимо взаимной выгоды призван стать стабилизирующим фактором для европейского газового рынка», — сказал он.

Г-жа Меркель часто использовала одни и те же слова для описания проекта, и в течение нескольких недель казалось, что г-н Шольц не собирается менять свою позицию. Но его трехстороннее правительство, в которое входят либеральная Свободная демократическая партия и заботящиеся об окружающей среде Зеленые, а также его левоцентристские социал-демократы, сосредоточилось на изменении энергетической политики Германии и подчеркнуло снижение зависимости страны от российского природного газа.

Джен Псаки, пресс-секретарь Белого дома, заявила, что решение канцлера Германии было принято совместно с г-ном Байденом, который в течение нескольких недель публично настаивал на том, что любой шаг России в отношении Украины фактически остановит трубопровод.

Российско-украинская война и мировая экономика


Карточка 1 из 6

Нехватка основных металлов. Цена на палладий, используемый в автомобильных выхлопных системах и мобильных телефонах, стремительно растет на фоне опасений, что Россия, крупнейший в мире экспортер металла, может быть отрезана от мировых рынков.Цены на никель, еще один ключевой продукт российского экспорта, также растут.

Финансовые потрясения. Глобальные банки готовятся к последствиям санкций , призванных ограничить доступ России к иностранному капиталу и ограничить ее способность обрабатывать платежи в долларах, евро и других валютах, имеющих решающее значение для торговли. Банки также готовы к ответным кибератакам со стороны России.

«Мы провели тесные консультации с Германией всю ночь и приветствуем их заявление»,Об этом Псаки сообщила в Twitter.

Многие европейские политические обозреватели также приветствовали решение г-на Шольца как шанс перезагрузить германо-российское энергетическое партнерство, которое со времен холодной войны было неприкосновенным с точки зрения внешней политики.

«Для меня это настоящее лидерство в решающий момент», — сказала Яна Пульерин, глава Европейского совета по международным отношениям в Берлине.

Реакция отраслей промышленности страны, многие из которых уже были вынуждены сократить производство из-за высокой стоимости энергии, была более сдержанной.

Основная лоббистская организация, представляющая немецкую промышленность, B.D.I., в понедельник предупредила, что рост цен на энергию «угрожает разрушением экономики».

Ассоциация отказалась от комментариев во вторник.

Но г-н Хабек, член партии зеленых, подчеркнул, что военный конфликт приведет к дальнейшему росту стоимости энергии. «Я хочу подчеркнуть, что война ведет к росту цен», — сказал он.

Немецко-восточная бизнес-ассоциация, представляющая компании, ведущие бизнес в России и других странах Восточной Европы, призвала г-наШольц и Европейский Союз «действовать осмотрительно».

«Общие интересы могут служить здесь рычагом взаимопонимания», — сказал Оливер Гермес, председатель ассоциации. «Двери диалога не должны быть окончательно захлопнуты».

Wintershall Dea, немецкая нефтяная компания, которая была одной из пяти европейских фирм, финансировавших половину стоимости проекта «Северный поток — 2», также предупредила о далеко идущих экономических последствиях военного столкновения между Россией и Украиной. , отражаясь далеко за пределами энергетической сферы.

«В дополнение к ужасным человеческим страданиям, эскалация отбросит весь наш континент на годы назад», — сказал представитель. «А вместе с ним и европейская и российская экономики. При рассмотрении экономических последствий ошибочно сосредотачиваться исключительно на теме поставок природного газа и трубопроводов».

Информационный блок: Ключевые китайско-российские нефтегазовые сделки, совместные проекты и инвестиции в энергетику

Диверсификация поставок энергоресурсов в Китай лежит в основе российского разворота на восток, в то время как российский газ играет центральную роль в диверсификации энергетики Китая вдали от Ближнего Востока и Австралии.

Не зарегистрирован?

Получайте ежедневные оповещения по электронной почте, заметки подписчиков и персонализируйте свой опыт.

Зарегистрируйтесь сейчас

Россия стала третьим по величине поставщиком природного газа в Китай, включая трубопроводный газ и СПГ, и в настоящее время является вторым по величине поставщиком сырой нефти после Саудовской Аравии, что делает геополитическую позицию Пекина — где-то между Москвой и Вашингтоном — все более важной в непрекращающийся конфликт между Россией и Украиной.

Когда в 2014 году была подписана предварительная сделка по газопроводу «Сила Сибири», спотовая цена на СПГ составляла около 10,50 долл./млн БТЕ. Но с тех пор цены многократно выросли, в результате чего трубопроводный газ для Китая стал намного дешевле. Только по экономическим соображениям Пекину будет труднее прекратить поставки российского газа.

Тем не менее, Китаю придется рассмотреть свои варианты, учитывая его собственную зависимость от США и мировых финансовых систем в случае вторичных санкций. С другой стороны, беспорядки в России дают Пекину рычаги влияния как на энергетическом, так и на финансовом рынках.

ЦЕНЫ

  • Спотовые цены на СПГ в Азии дважды достигали рекордного уровня в течение недели. 3 марта Platts JKM с поставками в апреле достиг $59,672/млн БТЕ. Согласно данным S&P Global Commodity Insights, 7 марта Platts JKM вырос на 79,21% по сравнению с предыдущим днем ​​до $84,762/млн БТЕ, зафиксировав самый большой дневной скачок ценовой оценки.

ТОРГОВЫЕ ПОТОКИ

  • Россия является третьим по величине поставщиком природного газа в Китай, включая трубопроводный газ и СПГ.На российский природный газ приходилось около 10% от общего объема импорта газа Китаем в размере 121 млн тонн в 2021 году по сравнению с 25,9% и 19,8% из Австралии и Туркменистана соответственно.
  • По данным Главного таможенного управления Китая, в 2021 году Россия экспортировала 12,145 млн тонн природного газа, включая 4,61 млн тонн СПГ и 7,54 млн тонн трубопроводного газа. Общий объем вырос на 51% в годовом исчислении, при этом импорт СПГ сократился на 9,8%, а импорт трубопроводного газа вырос на 154%.
  • Россия является вторым по величине поставщиком сырой нефти в Китай после Саудовской Аравии.Согласно таможенным данным, в 2021 году компания поставила 1,6 млн баррелей нефти в сутки, что на 4,6% меньше, чем в прошлом году. Но доля России немного увеличилась до 15,5% с 15,4% в 2020 году. Китай сократил общий импорт сырой нефти на 5,1% до 10,3 млн баррелей в сутки в 2021 году.
  • Государственная Китайская национальная нефтяная корпорация (CNPC) и российский «Газпром» в мае 2014 года подписали 30-летнее соглашение о купле-продаже природного газа в объеме 38 млрд кубометров в год, поставляемого по газопроводу «Сила Сибири».
  • С декабря по газопроводу «Сила Сибири» начали поступать газ в Китай.2 декабря 2019 г., а объем с декабря 2021 г. достиг 43 млн куб. м/сут или около 15 млрд куб. /год после завершения третьей секции китайской части в 2023 году.
  • «Газпром» планирует поставлять природный газ в Китай через Монголию в объеме до 50 млрд м3/год по газопроводу «Сила Сибири-2». Участок на территории Монголии называется газопроводом «Союз Восток», который станет продолжением «Силы Сибири-2».ТЭО корабля «Союз Восток» завершено при содействии Монголии, сообщил «Газпром» 25 января.
  • 4 февраля CNPC и «Газпром» подписали долгосрочное ДКП на поставку 10 млрд кубометров природного газа в год по Дальневосточному маршруту. По данным «Газпрома», при полной мощности российский трубопроводный газ в Китай достигнет 48 млрд кубометров газа в год.
  • 25 февраля Novatek Gas & Power Asia, дочерняя компания российского «Новатэка», и Shenergy Group, принадлежащая правительству Китая, подписали договор купли-продажи СПГ сроком на 15 лет на более чем 3 млн тонн СПГ, произведенного из «Арктик СПГ 2» на основе DES.
  • 11 января Novatek Gas & Power Asia и Zhejiang Energy Gas Group, дочерняя компания Zhejiang Provincial Energy Group, подписали договор купли-продажи СПГ сроком на 15 лет на поставку до 1 млн тонн СПГ в год с Арктик СПГ 2 по ДЭС. основе, в соответствии с основным соглашением, подписанным 2 июня.
  • 2 декабря Novatek Gas & Power Asia и местная государственная компания Zhejiang Hangjiaxin Clean Energy подписали рамочное соглашение о поставке СПГ на приемный терминал Hibiki LNG, принадлежащий Saibu Gas в Кюсю, Япония.Затем Hangjiaxin отправит СПГ на свой СПГ-терминал Jiaxing в восточной провинции Чжэцзян, используя суда СПГ малого и среднего размера.
  • 4 февраля CNPC и «Роснефть» подписали соглашение о поставке 100 млн тонн сырой нефти в северо-западный Китай через Казахстан в течение 10 лет.
  • В июне 2009 года CNPC и «Роснефть» подписали соглашение сроком на 20 лет на поставку 15 млн тонн сырой нефти в год на северо-восток Китая по нефтепроводу Восточная Сибирь — Тихий океан.Проект начал работу 1 января 2011 г. Пропускная способность трубопровода ВСТО увеличена до 80 млн т/год, а в 2021 г. сообщалось об отгрузке около 40 млн т/год.

ИНФРАСТРУКТУРА

  • China National Oil and Gas Exploration and Development Co (CNODC), дочерняя компания CNPC, приобрела 20% акций российского проекта «Новатэк» «Ямал СПГ» в январе 2014 года, в результате чего объем собственного капитала СПГ составил 3,3 млн тонн в год. Ямал СПГ, производственная мощность которого составляет 16 тонн.5 млн т/год, начало поставок газа в мае 2018 г.
  • В марте 2016 года российский «Новатэк» продал 9,9% акций «Ямал СПГ» китайскому фонду «Шелковый путь». В рамках сделки фонд «Шелковый путь» предоставил 15-летний кредит для финансирования «Ямал СПГ». Доля в размере 9,9% даст фонду 1,6 млн тонн СПГ в год.
  • 25 апреля 2019 года государственная компания CNOOC приобрела 10-процентную долю в проекте «Арктик СПГ 2» «Новатэка», что обеспечило ей 1,98 млн тонн СПГ в год на полную мощность.«Арктик СПГ 2» имеет три очереди СПГ по 6,6 млн тонн в год каждая, запуск производства запланирован на 2023 год.
  • Китайская компания CNODC приобрела 10% акций «Новатэк Арктик СПГ 2» 7 июня 2019 года, что обеспечило ей 1,98 млн тонн СПГ в год на полную мощность.
  • 5 июня 2019 г. государственные компании Sinopec, «Новатэк» и «Газпромбанк» подписали соглашение об основных условиях создания совместного предприятия для продажи СПГ и природного газа покупателям в Китае. Предприятие было одобрено Европейской комиссией в марте 2020 года.
  • «Роснефть» и Sinopec создали совместное горнодобывающее предприятие «Удмуртнефть» сроком на 15 лет, в котором «Роснефти» принадлежит 51%, а Sinopec — 49%. В настоящее время добыча нефти составляет около 6 миллионов тонн в год.
  • В июне 2017 года Beijing Gas приобрела 20% акций дочерней компании «Роснефти» «Верхнечонскнефтегаз», владеющей лицензией на разработку Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения. Две фирмы планируют развивать сеть автозаправочных станций в России.
  • В мае 2021 года началось строительство атомных электростанций Тяньвань и Сюйдапу, двусторонних проектов атомной энергетики между Китаем и Россией.Сделки по блокам 7 и 8 Тяньваньской АЭС и блокам 3 и 4 станции Сюдапу были подписаны в июне 2018 года. Когда они будут завершены и введены в эксплуатацию, их годовая выработка электроэнергии достигнет 37,6 млрд кВтч, что эквивалентно сокращению выбросов CO2 на 30,68 млн тонн в год.

Россия завершает строительство спорного газопровода «Северный поток — 2»

МОСКВА — «Газпром» заявил в пятницу, что завершил строительство подводного газопровода «Северный поток — 2» в Германию, завершая проект Москвы по увеличению экспортных возможностей газа в обход Украины, но потоки еще предстоит согласовать с регулирующими органами.

Сильно политизированный трубопровод удвоит возможности России по экспорту газа в Европу через Балтийское море и позволит Москве обойти своего политического врага Украину в качестве основного маршрута для ее прибыльного экспорта газа в Европу.

«Глава правления Алексей Миллер сообщил на утреннем совещании в «Газпроме», что сегодня утром в 08:45 мск строительство «Северного потока — 2″ полностью завершено», — сообщили в «Газпроме».

Построив трубопровод, Россия выполнила свои планы по расширению возможностей экспорта энергоносителей в Европу как с севера в Балтийском море, так и с юга в Черном море, где она эксплуатирует трубопровод «Турецкий поток».

«Газпром» пять лет назад начал строительство газопровода «Северный поток — 2» протяженностью 745 миль из России в Германию. Продвижение проекта стоимостью 11 миллиардов долларов застопорилось в конце 2019 года, когда тогдашний президент США Дональд Трамп ввел против него санкции.

Загрузите приложение NBC News для последних новостей и политики

Строительство возобновилось примерно через год с привлечением собственных российских судов.

Этот маршрут вместе с существующим газопроводом «Северный поток» удвоит ежегодный экспортный потенциал до 110 миллиардов кубометров газа, что составляет около половины общего объема экспорта газа из России в Европу в год.

Проект вызвал критику со стороны США и Украины, в том числе. Вашингтон заявляет, что увеличит зависимость Европы от поставок энергоресурсов из России, одновременно стремясь увеличить объемы продаж сжиженного природного газа, доставляемого по морю в Европу.

Рабочие на строительной площадке газопровода «Северный поток — 2» недалеко от города Кингисепп Ленинградской области, Россия, 5 июня 2019 г. Антон Вагано / Reuters файл

«Газпром» — крупнейший в Европе поставщик природного газа, более трети газового рынка региона.

Россия заявила в четверг, что прокачка коммерческого газа по «Северному потоку — 2» не начнется, пока немецкий регулятор не даст зеленый свет.

Пока нет разрешения

Заявление «Газпрома» о завершении строительства было встречено скептически в Киеве, который рискует потерять миллиарды долларов на плате за транзит газа, если Москва полностью прекратит поставки газа через Украину.

Текущее пятилетнее соглашение России о транзите газа с Украиной истекает после 2024 года.Президент России Владимир Путин заявил, что Украина должна проявить добрую волю, если она хочет, чтобы транзит российского газа в Европу продолжался.

В Кремле заявили, что «все» заинтересованы в том, чтобы «Северный поток — 2» получил необходимое разрешение на поставки газа.

Энергетический регулятор Германии должен выдать лицензию на эксплуатацию Nord Stream 2, которая должна соответствовать европейским правилам разделения, которые требуют, чтобы владельцы трубопроводов отличались от поставщиков газа, который по ним течет, чтобы обеспечить честную конкуренцию.

Западными партнерами «Газпрома» по проекту являются немецкая Uniper, BASF Wintershall Dea, англо-голландская нефтяная компания Shell, австрийская OMV и французская энергетическая компания Engie.

Пока Канада колеблется, Россия строит 3000 км газопровода в Китай всего за пять лет млрд кубометров к 2020 г.

и принесет 400 млрд долл. США за 30 лет

Дата публикации:

03 декабря 2019 г.  •  3 декабря 2019 г.  •  3 минуты чтения  •  Присоединяйтесь к беседе Проект «Сибирь» недалеко от дальневосточного города Свободный, Россия.Фото Максима Шеметова / Reuters

Содержание статьи

В то время как несколько канадских трубопроводных проектов находятся в подвешенном состоянии, Россия и Китай только что открыли краны на гиганте природного газа, достаточно долго, чтобы соединить Тимминс, Онтарио, с Бернаби, Британская Колумбия.

Объявление 2

Это объявление еще не загружено, но ваша статья продолжается ниже.

Содержание статьи

Президент России Владимир Путин и председатель КНР Си Цзиньпин в понедельник ввели в эксплуатацию трубопровод «Сила Сибири», который протянется на 3000 км из Сибири на северо-восток Китая.Ожидается, что по трубопроводу стоимостью 55 миллиардов долларов США в 2020 году в Китай будет транспортироваться пять миллиардов кубометров природного газа, а к 2025 году добыча в конечном итоге увеличится и достигнет 38 миллиардов кубометров. на Россию после аннексии Крыма. Ожесточенная, в частности, финансовыми санкциями, Россия отчаянно нуждалась в привлечении нового капитала в страну, и Китай, похоже, был заинтересован в том, чтобы его предоставить.Ожидается, что трубопровод принесет России 400 миллиардов долларов США в течение 30 лет.

Объявление 3

Это объявление еще не загружено, но ваша статья продолжается ниже.

Содержание статьи

  1. Сталелитейные заводы опасаются быть закрытыми для крупных проектов СПГ после «странного» освобождения от тарифов Оттавы на китайскую стальC. Проект СПГ – «проблеск надежды» для борющихся за выживание производителей газа

«Это поистине историческое событие не только для мирового энергетического рынка, но прежде всего для нас, России и Китая», – сказал Путин, наблюдавший за запуск по видеосвязи с российского черноморского курорта Сочи.

«Этот шаг выводит российско-китайское стратегическое сотрудничество в сфере энергетики на качественно новый уровень и приближает нас к (выполнению) поставленной совместно с лидером КНР Си Цзиньпином задачи по доведению двустороннего товарооборота до 200 млрд долларов США к 2024 году.

По соглашению с Китаем Россия явно пытается захватить большую часть мирового рынка сжиженного природного газа, сказал Джордан МакНивен, аналитик Tudor, Pickering Holt & Co. в Европу. Подводный газопровод Nord Steam 2 будет доставлять российский природный газ до Германии, а газопровод «Турецкий поток» пройдет в Турцию и в Южную Европу.

Объявление 4

Это объявление еще не загружено, но ваша статья продолжается ниже.

Содержание статьи

Тем временем Канада отстает в своих проектах энергетической инфраструктуры. По словам МакНивена, весь экспорт газа из страны направляется в США, потому что, хотя Китай является привлекательным рынком, на который она хотела бы ориентироваться, у Канады даже нет экспортного терминала СПГ, который позволил бы ей стать мировым экспортером.

Канадский терминал СПГ стоимостью 40 миллиардов долларов в настоящее время строится в Китимате, Британская Колумбия, но ожидается, что он не будет завершен до 2024 года. Ожидается, что трубопровод будет питать его, 670-километровый проект под названием Coastal GasLink находится в разработке с 2012 года, но Строительство магистрали должно начаться только в период с 2020 по 2021 год. «Сила Сибири» в 10 раз больше и построена чуть более чем за пять лет.

Президент России Владимир Путин, вице-премьер Дмитрий Козак, министр энергетики Александр Новак и глава ОАО «Газпром» Алексей Миллер принимают участие в церемонии запуска газопровода «Сила Сибири» в Китай по видеосвязи в Сочи, Россия, 2 декабря. 2019. Фото Sputnik/Михаила Климентьева/Кремля через REUTERS

«Безусловно, существует риск того, что чем дольше это затянется, тем меньше потенциального рынка (для Канады) будет занимать», — сказал МакНивен.

Объявление 5

Это объявление еще не загружено, но ваша статья продолжается ниже.

Содержание статьи

Тем не менее, спрос на природный газ в Китае настолько значителен, сказал он, что у других добывающих стран будет много возможностей даже после того, как «Сила Сибири» выйдет на полную мощность.

По словам МакНивена, импорт Китая в 2019 году составит около 63 миллионов тонн СПГ, а при полной мощности «Сила Сибири» может обеспечить 10 миллионов тонн. Хотя может показаться, что Россия отвоевала себе гигантский кусок рынка, прогнозируется, что спрос Китая на СПГ к 2025 году достигнет около 100 млн тонн, а это означает, что Россия будет обеспечивать только 10% импорта.

У Канады все еще будет возможность агрессивно выйти на рынок, если эти цифры верны, сказал он, но им придется конкурировать по цене.

Объявление 6

Это объявление еще не загружено, но ваша статья продолжается ниже.

Содержание статьи

«Самым важным для Канады будет (конкуренция) по цене, потому что это становится гораздо более конкурентным рынком, и если вы не можете предложить конкурентоспособную цену, это будет сложно найти дом для ваших молекул», — сказал МакНивен.

Брайан Кокс, президент и главный исполнительный директор B.C. LNG Alliance также уверен, что у Канады будет возможность выйти на рынок, но больше не может откладывать свои проекты.

«У Канады есть такая возможность, но нам нужно воспользоваться ею сейчас», — сказал Кокс. «Это займет правительство, это займет промышленность, это займет коренные народы, это займет общество в целом, чтобы воспользоваться этой возможностью».

— С файлами Reuters


Поделитесь этой статьей в своей социальной сети

Реклама

Эта реклама еще не загружена, но ваша статья продолжается ниже.

Главные новости Financial Post

Подпишитесь, чтобы получать ежедневные главные новости от Financial Post, подразделения Postmedia Network Inc.

Нажимая на кнопку подписки, вы соглашаетесь на получение вышеупомянутого информационного бюллетеня от Postmedia Network Inc. Вы можете отказаться от подписки в любое время, нажав на ссылку отказа от подписки в нижней части наших электронных писем. Постмедиа Сеть Inc. | 365 Bloor Street East, Торонто, Онтарио, M4W 3L4 | 416-383-2300

Спасибо за регистрацию!

Приветственное письмо уже в пути. Если вы его не видите, проверьте папку нежелательной почты.

Следующий выпуск Financial Post Top Stories скоро будет в вашем почтовом ящике.

Комментарии

Postmedia стремится поддерживать живой, но вежливый форум для обсуждения и призывает всех читателей поделиться своим мнением о наших статьях. Комментарии могут пройти модерацию в течение часа, прежде чем они появятся на сайте. Мы просим вас, чтобы ваши комментарии были актуальными и уважительными. Мы включили уведомления по электронной почте — теперь вы будете получать электронное письмо, если получите ответ на свой комментарий, появится обновление ветки комментариев, на которую вы подписаны, или если пользователь, на которого вы подписаны, прокомментирует.Посетите наши Принципы сообщества для получения дополнительной информации и подробностей о том, как изменить настройки электронной почты.

Индия и Россия изучают возможность строительства трубопровода стоимостью 25 миллиардов долларов

ПАНАДЖИ: Индия и Россия договорились изучить возможность строительства самого дорогого в мире трубопровода стоимостью около 25 миллиардов долларов США для перекачки природного газа из Сибири в третью по величине энергопотребляющую страну мира.

Трубопровод должен соединить российскую газовую сеть с Индией через трубопровод протяженностью от 4500 до 6000 км, заявили официальные лица.

Кратчайший маршрут предполагает прокладку трубопровода через Гималаи в Северную Индию, что сопряжено с рядом технических проблем.


В качестве альтернативы трубопровод может пройти через страны Центральной Азии, Иран и Пакистан в Западную Индию. Однако маршрут будет дорогим по сравнению с давно обсуждаемым, но более коротким и дешевым трубопроводом Иран-Пакистан-Индия. По их словам, Тегеран может предложить Индии поставлять свой газ через IPI, а не строить такой дорогой трубопровод.

Третий и самый длинный вариант – прокладка трубопровода через Китай и Мьянму в Северо-Восточную Индию в обход Бангладеш.

Согласно предварительной смете расходов, подготовленной государственной компанией Engineers India Ltd, которая вчера подписала соглашение с российской газовой монополией «Газпром» на изучение трубопровода Россия-Индия, самый длинный маршрут протяженностью 6000 км может стоить около 25 миллиардов долларов США.

По данным EIL, стоимость транспортировки газа может составлять 12 долларов США за миллион британских тепловых единиц.

Меморандум о взаимопонимании, подписанный в присутствии премьер-министра Нарендры Моди и президента России Владимира Путина на Ежегодном российско-индийском саммите в кулуарах 8-го саммита БРИКС здесь, также предусматривает присоединение ONGC Videsh Ltd, газовой компании GAIL India Ltd и Petronet LNG ООО на учебу.

Источники сообщили, что природный газ, добываемый на месторождениях Восточной Сибири, будет закачиваться в российскую газовую сеть, которая будет связана с Индией через сеть газопроводов, пересекающих страну.

В то время как стоимость транспортировки газа по давно обсуждаемому трубопроводу IPI составляет менее 1 доллара США за миллион БТЕ, то же самое для трубопровода Туркмения-Афганистан-Пакистан-Индия (ТАПИ) составляет около 2 долларов США за миллион БТЕ.

По мнению отраслевых экспертов, реальная стоимость транспортировки по газопроводу Россия-Индия составит 4 доллара США за млн БТЕ.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован.