Евгений Панцхава - Биоэнергетика. Мир и Россия. Биогаз. Теория и практика. Монография

Это последний относительно «дешевый» газ: себестоимость газа со Штокмановского месторождения по расчетам поднимется до 5,7–6,0 долл. США за 1000 м. Средняя цена транспортировки из России может вырасти вдвое. Экспорт газа из Западной Сибири, уже сейчас идет до середины Франции. Далее, к западу континента, экспорт российского газа нерентабелен. [1-36].

Сильным конкурентом выступают новые газовые месторождения Прикаспия, Ливии и Алжира, а также Центральной Африки, транспортные плечи которых существенно короче, а условия добычи, как минимум, не хуже. Вместе с тем, имеется уверенность в масштабном экспорте на Европейский рынок больших количеств российского природного газа.

Итак, значительная часть разведанных ресурсов России, а тем более перспективных, неконкурентны на мировом и, особенно, европейском рынках. [1-36].

Другой эксперт Евгения Корытина в статье «Нефть за 3 доллара», опубликованной в 2011 г.[1-37] писала, что «… легкая нефть, дешевая рабочая сила и электроэнергия позволяют российским компаниям сохранять низкий уровень себестоимости добычи по сравнению с иностранными конкурентами. Так, «Роснефть» на баррель нефти тратит

2,6 долл., в то время как ExxonMobil «бочка» обходится в пять раз дороже – 10,3 долл. Самые низкие затраты на баррель добычи в 2009 году продемонстрировала «Роснефть» – 2,6 долл., самые высокие издержки были у «Башнефти» – 7,3 долл. за баррель.

Себестоимость добычи у российских компаний самая низкая в мировой нефтяной отрасли (табл. 1–9).

Таблица. 1-9

Стоимость добычи нефти в 2009 году (долл. за баррель) [1-37]

Однако, по другим источникам стоимость добычи барреля нефти в Саудовской Аравии в 2008 г. составляла 2 долл. США [1-38], тогда, как в российской нефтяной компании Роснефть себестоимость добычи одного барреля нефти составляла в среднем 14,57 долларов. [139]. В 2002 г. по данным Эрвин Скорецкого [1-40] соотношение стоимости добычи нефти по странам было следующим: США (суша) 14–27, США (шельф) 10 – 18, Норвегия 12 – 17, Мексика 7 – 12, Южн. Америка 7 – 10, Аляска 5 – 7, Кувейт 1 – 2, Ирак 0.5 – 0.7, Сауд. Аравия 0.4 – 1, Россия 5 – 10.

По мнению А. Хайтуна российский сырьевой рынок ждут трудные времена. [1-36]. «Значимость экспорта нефти и особенно газа для экономики страны не подлежит сомнению». В политическом аспекте экспорт природного газа и нефти – главный инструмент, позволяющий стране участвовать в определении стратегии развития современной Европы. Сегодня перспектива развития нефтяной отрасли на период до 2015 года в России базируется на старых освоенных районах, где доля трудно извлекаемых запасов составляет уже около 60 %. Возобновление ископаемых углеводородных энергоресурсов в нашей стране в XXI веке может происходить только за счет освоения минерально-сырьевых ресурсов Сибири, Дальнего Востока, шельфов арктических морей. Это очень дорогостоящие проекты, требующие не одного десятка миллиардов долларов. Естественными условиями долгосрочных капиталовложений становятся гарантии окупаемости вложений и обеспечения приемлемой рентабельности проектов.».[1-36].

Россия в исторической перспективе диктовать на Европейском рынке энергоресурсов не может. Условия добычи и стоимость транспорта нефти на рынки Европы из Саудовской Аравии и из Тюмени, а в дальнейшем – арктических шельфов, также не в нашу пользу. Неконкурентоспособность продукции северных регионов уже давно предопределена недальновидной стратегией развития Севера России. Были созданы ненужные в столь суровых районах города, размещена избыточная промышленность.[1-36].

Россия неконкурентоспособна на мировом и европейском рынках энергоресурсов по определению, в силу своих географических и природно-климатических условий.

Однако именно в этих районах находится 60–95 % важнейших ресурсов России: энергоносителей, редких металлов, золота, леса. Особенно неблагоприятны условия добычи энергоносителей, которые не относятся к продукции с высокой удельной стоимостью, как, например, золото. Кроме того, внутриматериковое расположение месторождений энергоресурсов, отдаленное на тысячи километров от районов потребления, обусловливает неизбежность транспортировки нефти и газа почти целиком по суше (трубопроводами). [1-36].

Экспортные нефтепроводные мощности увеличатся со 125 млн тонн в 2000 году до 400 млн тонн в 2020-м, экспортные газопроводные – со 185 до 382 млрд. кубометров. Все эти трубы, чтобы окупить их строительство, надо будет чем-то заполнять. Чем?

Ответ дан в докладе об Энергетической стратегии страны до 2030 года, подготовленной Министерством энергетики. Предполагается, что добыча газа в России едва ли не удвоится, достигнув 1 трлн кубометров в год при экспортных поставках в 350–370 млрд кубометров. Добыча нефти в благословенном 2030-м должна превысить 530 млн т, а экспорт – 330 млн тонн.[1-41].

Ведь эти рекордные объемы углеводородов надо, во-первых, добыть и, во-вторых, продать.

Три четверти всех разведанных запасов газа сосредоточены в 21 крупном месторождении. Большинство из них уже вовлечены в разработку не менее 15 лет. Четыре крупнейших (Уренгойское, Ямбургское, Медвежье и Вынгапурское) дают до 80 % всей добычи. И уже вступили в фазу падения добычи. Для резкого роста ныне сторнирующей газодобычи нужны вовлечение в оборот глубинных газосодержащих слоев на этих месторождениях (так называемых ачимовских пластов) и ввод в строй новых месторождений. Последние есть только на Ямале и на шельфе северных морей (например, Штокмановское). Потребуются колоссальные силы и средства на их освоение. [1-41].

Кроме того, не назовешь безоблачной и перспективу продаж газа на экспорт. По данным International Energy Agency, роль российских поставок на рынок ЕС неуклонно снижается. Давление со стороны сланцевого газа может привести к снижению физических поставок, как это уже было в 2009 году. [1-41].

Но не все так мрачно. Выход есть!

Необходимо интенсивно развивать более глубокую переработку нефти и природного газа, развивать нефтехимию и газохимию, активно развивать новые технологии переработки древесины и другой биомассы (водорослей) в разнообразные углеводородные продукты.

Генеральный директор ОАО «ВНИПИНЕФТЬ» Владимир Капустин пишет, что «… наука в сфере переработки и нефтехимии ещё сохранилась в нашей стране, да и уровень не хуже, а то и выше мирового. Например, Институт нефтехимического синтеза им. А.В. Топчиева РАН, возглавляемый академиком Саламбеком Хаджиевым, Институт катализа им. Г.К. Борескова СО РАН, возглавляемый академиком Валентином Пармоном, выполняют современнейшие высокотехнологичные разработки в области нефтехимии и нефтепереработки. Однако то, что сегодня есть у них, – это на уровне пилотных полупромышленных установок. В промышленность же их не пускают по разным причинам – из меркантильности, из желания купить западные технологии». [1-41].