Нефтегазовый комплекс — главная точка роста

Охотское море и прилегающие прибрежные территории относятся к Охотской нефтегазоносной провинции, где сосредоточено около 70% углеводородных ресурсов российского Дальнего Востока. В регионе реализуется целый ряд проектов с привлечением зарубежных компаний на условиях соглашений о разделе продукции (см. график 3). Учитывая, что основными инвесторами, осуществляющими разработку месторождений, и собственниками добываемых энергоресурсов являются компании США и Японии, добыча углеводородов заведомо ориентирована на экспортные рынки. Достигнутые результаты и прогнозируемые открытия говорят о реальности создания в будущем на суше и шельфе Северного Сахалина нефтегазодобывающего комплекса с ежегодными уровнями добычи 50–70 млн тонн нефти и 100–125 млрд кубометров газа.

Однако помимо благоприятных предпосылок создания нефтегазодобывающего комплекса на севере Сахалина имеется ряд ограничивающих факторов, касающихся прежде всего развития газодобычи. В первую очередь это ограниченность рынков сбыта, внутренние цены на газ и потенциальная конкуренция со стороны российского же восточносибирского газа.

Для Сахалина, в силу его географического положения, существует три варианта экспорта добываемого природного газа (внутренний рынок сможет потребить лишь незначительную его часть): поставки сетевого газа по маршрутам Сахалин—Япония и Сахалин—Китай/Корея, а также строительство на острове заводов по сжижению газа.

В марте 2006 года между «Газпромом» и Китайской национальной нефтегазовой корпорацией был подписан протокол о поставках природного газа из России в КНР. Согласно этому документу, Россия будет экспортировать в Китай ежегодно до 80 млрд кубометров природного газа по двум вновь построенным газопроводам — «западному» и «восточному». Известно, что первый газ Китай сможет получить уже в 2011 году по «западному» маршруту.

В соответствии с достигнутыми договоренностями строительство «восточного» газопровода, который должен заполнить газ месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, отложено на 2011–2020 годы. Предполагается, что ежегодный экспорт 30–40 млрд кубометров газа распределится между сибирскими и сахалинскими месторождениями в соотношении 2:1, то есть на поставки из Восточной Сибири придется 20–25 млрд, а на сахалинский шельф — 10–15 млрд «кубов» газа в год.

Сейчас уже подготовленные к разработке запасы газа сахалинского шельфа сконцентрированы на месторождениях проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2». По проекту «Сахалин-2» добываемый газ (около 20 млрд кубометров в год) предполагается сжижать (на юге острова строится первая очередь завода по сжижению газа мощностью 9,6 млн тонн СПГ в год) и экспортировать в Японию, Корею, США. Добычные возможности трех месторождений проекта «Сахалин-1» составляют 10 млрд кубометров газа в год и пока законтрактованы лишь частично в рамках проекта газификации Хабаровского края (1,5–3 млрд кубометров с перспективой увеличения к 2010 году до 4,5 млрд «кубов»).

В результате на среднесрочную перспективу совокупные свободные мощности на сахалинском шельфе сильно ограничены и составляют как раз «китайские» 10–15 млрд кубометров в год. Однако и за эту долю Сахалину еще предстоит побороться, поскольку «сибирскую квоту» с избытком может закрыть одно Ковыктинское месторождение (Иркутская область), на котором ежегодно можно добывать до 35–40 млрд кубометров. Кроме того, альтернативой экспорту газа является его поставка на внутренний рынок в рамках Программы газификации Дальнего Востока (Сахалинская область, Приморский и Хабаровский края) в объемах около 20 млрд кубометров в год (помимо газовой квоты Сахалинской области администрации регионов рассчитывают на квоту «Роснефти» в рамках проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-3»). Понятно, что при прочих равных компании предпочтут экспорт газа его поставкам на регулируемый внутренний рынок.

Однако пока компании-операторы не могут законтрактовать даже уже подготовленные к добыче объемы газа. Так, организация поставок сетевого газа в Японию путем строительства подводного газопровода мощностью 8–9 млрд кубометров газа в год через пролив Лаперуза сегодня нерентабельна из-за того, что нет долгосрочных контрактов с потребителями. Поставки сетевого газа в Корею сдерживаются отсутствием соответствующих межправительственных соглашений. В результате наиболее маневренным остается экспорт сжиженного природного газа.

Перспективы потребления значительных объемов природного газа со следующих сахалинских проектов («Сахалин-3», «Сахалин-5» и др.) пока неочевидны, причем даже несмотря на потенциальный дефицит газа для внутреннего рынка. Катализатором дальнейшего развития газодобычи может стать либо рост спроса в странах АТР, либо рост внутрироссийских цен на газ, что повысит привлекательность внутреннего рынка.

В такой неоднозначной обстановке чрезвычайно перспективным представляется акцент на развитие переработки, в том числе — создания предприятий нефте— и газохимии. Они имеют серьезные перспективы в связи с долгосрочными прогнозами роста потребления пластиков в странах АТР и Китае. Поэтому стратегией развития области предлагается (см. график 4) строительство газохимического комплекса с объемом инвестиций в 100 млн долларов, включающего в себя газоразделительный завод, заводы по производству метанола и полимеров (полиэтилена, полипропилена и т. п.). Другим перспективным проектом может стать строительство на Сахалине собственного нефтеперерабатывающего предприятия. Еще в 1997 году «Роснефть» с японской Mitsui прорабатывали вопрос строительства НПЗ, но после дефолта в 1998-м партнеры отложили разработку ТЭО. Теперь же, в связи с началом нефтедобычи на шельфе, строительство НПЗ средней мощности (2–3 млн тонн сырой нефти в год) позволило бы как минимум отказаться от дорогостоящего завоза нефтепродуктов с материка.