Нефтегазовые проекты переориентируют на страны АТР
Россия смогла перебросить экспортные объемы нефти с Запада на Восток, но, например, с природным газом это сделать сложнее. Поэтому большое значение играет развитие добычи энергоносителей в регионах, приближенных к потребителям из стран АТР. Что в этом плане может предложить Дальний Восток?
В регионе есть крупные нефтегазовые месторождения, однако, как отметил в разговоре с "РГ" старший консультант "Выгон Консалтинг" Кирилл Емельянов, часть из них скоро выйдет на пиковые проектные уровни и перейдет к стадии падающей добычи. Поэтому для последующего наращивания экспорта нефти и газа в страны АТР будет необходим ввод новых мощностей.
"Дальний Восток является перспективным регионом нефтегазодобычи России, однако обладает низкой степенью геологической изученности, значительной долей трудноизвлекаемых запасов и неразвитостью инфраструктуры в отдаленных районах, - рассказал Кирилл Емельянов. - В связи с этим потребуются значительные капитальные затраты со стороны нефтегазодобывающих компаний и государства на проведение геологоразведочных работ, развитие инфраструктуры и применение высокоэффективных методов добычи. На ввод новых разведанных месторождений в промышленную разработку может уйти 10-20 лет, поэтому необходимо уже сейчас проводить работы по расширению ресурсной базы".
Увеличение производства нефти и газа на Дальнем Востоке могут обеспечить прежде всего месторождения на шельфе Сахалина, а также в Якутии, считает директор центра экономики отраслей ТЭК ЦСР Александр Амирагян. "На Сахалине существует большой потенциал роста добычи нефти и газа на проекте "Сахалин-3". Там уже ведется добыча газа на Киринском месторождении, а в ближайшее время планируется наладить добычу на Южно-Киринском, которое может давать до 21 миллиарда кубометров газа в год. Также имеются существенные запасы нефти и газа на Венинском блоке месторождений, однако окончательный вариант освоения его ресурсов пока не утвержден", - рассказал "РГ" эксперт.
Извлекаемые запасы Южно-Киринского месторождения по категории С1+С2 составляют 814,5 миллиарда кубометров газа. Добычу там планируется начать в 2025 году. На первом этапе она составит пять миллиардов кубометров в год. Параллельно по проекту "Сахалин-3" идет освоение Аяшского месторождения нефти, где с 2030 года предполагается добывать три миллиона тонн "черного золота" в год.
Якутия, по словам Александра Амирагяна, также становится одним из центров газодобычи в стране за счет разработки ресурсов Чаяндинского месторождения - одного из главных источников природного газа для экспортного трубопровода "Сила Сибири".
Нефтяные же перспективы региона более скромные. На долю республики приходится около трех процентов национальной добычи, однако там отсутствуют крупные проекты, которые могут существенно нарастить производство нефти в ближайшие годы.
Зато из-за короткого транспортного плеча к рынкам АТР все более привлекательно начинает выглядеть проект "Якутский СПГ", считает аналитик ФГ "Финам" Сергей Кауфман. Проект предполагает строительство 1358 километров газопровода из поселка Кысыл-Сыр в Якутии к Охотскому морю и сооружение СПГ-завода мощностью до 18 миллионов тонн в год. Якутская топливно-энергетическая компания сейчас ищет стратегического партнера и рассчитывает за счет строительства нового предприятия расширить поставки газа на мировой рынок.
Важную роль в развитии нефтегазового сектора на Дальнем Востоке играет также строительство Амурского ГПЗ - одного из основных звеньев технологической цепочки поставки газа по трубопроводу "Сила Сибири". По информации "Газпром переработка Благовещенск", в начале июля 2023 года готовность предприятия превысила 89 процентов. Амурский ГПЗ будет перерабатывать до 42 миллиардов кубометров природного газа в год и выделять из него ценные компоненты. Очищенный метан будет поступать обратно в "Силу Сибири" и направляться в Китай. Также завод будет производить 2,4 миллиона тонн этана, 1,5 миллиона тонн сжиженных углеводородных газов (СУГ), 60 миллионов кубометров гелия в год. По объему производства гелия предприятие станет мировым лидером.
По соседству строится другое предприятие - Амурский газохимический комплекс, первую продукцию на нем рассчитывают получить в 2026 году. "В будущем можно ожидать расширение нефтехимического кластера на фоне запуска "Силы Сибири-2", но, исходя из имеющихся планов по ней, новый кластер может быть расположен на границе с Монголией", - рассказал "РГ" Сергей Кауфман.
Появляются и новые маршруты транспортировки углеводородов на экспорт. Например, в прошлом году "Газпром" и Китайская национальная нефтегазовая корпорация (CNPC) подписали долгосрочный договор купли-продажи природного газа по так называемому "дальневосточному" маршруту. Он предусматривает трубопроводные поставки природного газа в Китай с сахалинских проектов российской компании. Планируется, что после выхода проекта на полную мощность поставки российского трубопроводного газа в КНР увеличатся на 10 миллиардов кубометров в год.
"Развитие нефтегазовой транспортной инфраструктуры на Дальнем Востоке имеет стратегическое значение с точки зрения обеспечения энергетической связности западной и восточной части страны, а также расширения выхода на рынки Китая и других стран Азии, - отметил Александр Амирагян. - Однако при расширении транспортной инфраструктуры важно соблюсти баланс и развивать более гибкие способы экспортных поставок - СПГ и морскую перевалку нефти".
