Расходы и риски на будущее

Алексей Хайтун

Для начала – несколько фактов о ситуации в энергетике. В России ежегодно неэффективно сжигается около 100 млрд куб. м газа. Проливается до 50 тыс. т нефтепродуктов. Спрос на газ в развитых странах мира, включая США, сократился на 50 млрд куб. м, то есть на 5%, а в Европе – на 8%. Закупки российского газа снизились. По прогнозу Международного энергетического агентства, уже к 2020 году возникнут избыточные мощности по производству и доставке газа. Это позволило уже в текущем году в рамках соглашения с ОПЕК сократить экспорт нефти.

Отложено освоение арктического Штокмановского месторождения. Газ и нефть Причерноморья – направление сейчас неприоритетное.

Тем не менее, по мнению экспертов BP, мировой спрос на энергоносители к 2035 году увеличится на 41%, и половина прироста приходится на Индию и Китай. Это означает, что Европа должна рассчитывать на поставки преимущественно с юга континента, в том числе через Причерноморье.

Тенденции к снижению

Брекзит неоднозначен по отношению к энергетическому пространству Европы. Великобритания испытывает нехватку генерирующих мощностей. Риски, связанные с возможной нехваткой генерирующих мощностей, заметно выросли на фоне закрытия угольных электростанций, ужесточения экономических норм, а также снижения выработки на атомных электростанциях. Альтернативные источники электроэнергии (солнечные и ветряные электростанции) по-прежнему требуют значительных субсидий, чтобы быть конкурентоспособными. И все это в тот момент, когда прогнозируется рост спроса на электроэнергию в связи с предполагающимся переходом от бензиновых двигателей на автомобилях к электрическим.

Стоит учитывать, что в Великобритании на фоне истощения месторождений в Северном море наблюдаются четкая тенденция к сокращению собственных объемов добычи нефти и газа и существенный рост импорта энергоносителей.

Великобритания была инициатором разделения передачи энергии от производства для увеличения конкуренции и снижения цен на энергоносители. Именно эта система была заимствована ЕС для регулирования энергетического рынка Евросоюза («третий пакет») и проведения политики энергобезопасности. Германия, напротив, стремилась обеспечить безопасность поставок – дотациями на возобновляемые источники энергии и посредством долгосрочных контрактов, в том числе с Россией. Результатом британского выхода из ЕС могут стать дальнейшие ограничения на использование угля в сочетании с более централизованной системой перенаправления потоков энергии, в том числе газа, в страны, где они необходимы.

ЕС может попытаться повысить безопасность поставок газа, увеличивая импорт из России, в том числе по трубопроводу «Северный поток – 2», для создания больших объемов газа в системе, что позволит перекачивать их государствам-членам, страдающим от технических или политических проблем с поставками. В связи с выходом Соединенного Королевства из ЕС и тенденцией к независимости Шотландии возникают проблемы взаиморасчетов за поставки энергии.

В 2015 году в Евросоюзе было добыто 140 млрд куб. м газа – на 11% меньше, чем в 2014-м. Основное падение пришлось на Нидерланды (на 17 млрд куб. м). Вторая по добыче страна – Великобритания после 14 лет сокращения добычи стабилизировалась. Однако тренд падения добычи в стране сохраняется из-за исчерпания запасов Северного моря. К 2030 году доля импорта природного газа со стороны Великобритании вырастет до 75%. Предложение электроэнергии будет снижаться более быстрыми темпами, чем предполагалось ранее. В случае если для решения этой проблемы не будут приняты решительные меры, риски энергетической безопасности Великобритании в ближайшие годы могут очень существенно вырасти.

Российский газ обеспечивает треть потребностей европейского рынка, примерно 145–150 млрд куб. м; транзит в Европу из стран Центральной Азии – до 50 млрд. Газ сохранит лидирующую роль в энергобалансе континента – 50% (сейчас 54%). Энергоемкость российского потребителя будет вдвое выше среднего по ОЭСР. Замещение газа углем, развитие новых газовых провинций потребует 10–15 лет и более.

Практически все страны СНГ обладают магистральными газопроводами, по которым газ перекачивается от месторождений к потребителям в третьи страны, в первую очередь на юг Европы. Этим транзитным потенциалом стран СНГ и объясняется интерес к ним со стороны «Газпрома». Стоимость реконструкции газотранспортных сетей настолько велика, что национальные компании зачастую не могут привлечь достаточно капитала. Однако российская энергетика отделена от центров европейского потребления кольцом стран, которые поэтому контролируют российский и центральноазиатский энергетический экспорт.

Проектируются трассы газопроводов через Каспийское море. Первоначально это был «Южный поток» – длина его по морю от Береговой до Бургаса (Болгария) составляет 900 км, глубина моря – 2150 м, агрессивная сероводородная среда. Мощность двух ниток – до 32 млрд куб. м газа в год. Главная цель была – исключить Турцию из газоснабжения юга Европы. И ЕС добился приостановки этого проекта.

Сейчас на острие программы «Турецкий поток». Для прокладки трубы через Черное море заключен контракт со специализированной фирмой. Работы на отдельных участках морской трассы ведутся силами подрядчиков из Италии и России.

Общий объем потребления природного газа в Европе в 2015 году составил 570 млрд куб. м, он растет на 6,2% в год. Основным внешним поставщиком газа на европейский рынок продолжает оставаться Россия, однако ее доля в континентальной структуре потребления газа снизилась: российский природный газ потерял значительную часть европейского рынка. Это по большей части связано с появлением новых вариантов газовых поставок, включая подводные газопроводы из Северной Африки и СПГ из Катара, а в перспективе – американского сланцевого газа. (Сейчас на экспорт СПГ наложен запрет Конгрессом США.)

Маршруты из Африки в южные страны Европы менее протяженны, а условия прокладки по морским шельфам лучше, чем у их главного конкурента – «Южного потока», более широко – маршрутов из стран Большого Причерноморья.

Что касается безопасности поставок, то война в Сирии является угрозой для транспортных путей газа и нефти из Ирана, Катара и стран Центральной Азии.

Есть информация о поисках газа в средиземноморской акватории Израиля, который намерен полностью обеспечить свои потребности и создать потенциал для экспорта газа в Южную Европу. Прогнозные запасы природного газа шельфов Израиля оцениваются в 1 трлн куб. м. Запасы природного газа разведаны и на шельфах острова Крит (1,5–3,5 трлн куб. м).

Маршруты в Европу

Первоначально маршрутом, по которому газ доставлялся в Европу, была крупнейшая в мире шельфовая система газопроводов. По ней газ, добытый на месторождениях Северного моря, поступал в Германию, Великобританию, Францию, Бельгию, то есть центральноевропейские страны. На этот же регион была ориентирована система трубопроводов из Западной Сибири Ямал–Европа по доставке российского газа через Россию и страны-транзитеры.

На юг Европы проложены газопроводы, по которым газ из Алжира поступает на рынки Италии и Испании.

Теперь о поставках из Алжира в Италию. Протяженность глубоководного газопровода Greenstream составляет 540 км. К востоку от Мальты участок газопровода проложен на глубине 1127 м (более глубоководным считается только российский «Голубой поток», где есть участки на глубинах до 2200 м). Газопровод обеспечивается запасами газовых месторождений в Сахаре вблизи границы с Алжиром, в 530 км от моря. Диаметр газопровода – 810 мм, пропускная способность – 8–11 млрд куб. м в год. Стоимость проекта составила 6,6 млрд долл.

Другой трубопровод, из Алжира в Италию, имеет длину 1620 км, его первоначальная стоимость составила 2,3 млрд долл. Пропускная способность составляла 8,6 млрд куб. м в год, в дальнейшем возросла до 12 млрд куб. м. Разворачивается сооружение новой системы трубопроводов из Африки и Ближнего Востока.

Планируется газопровод Израиль–Кипр–Греция длиной 1400 км через Средиземное море, где глубины в основном 800 м, а максимальная глубина – 2000 м.

Защита от монополии

События января 2009 года – конфликт Украины и «Газпрома» – показали, что для основных потребителей газа в Европе жизненно необходимо оградить себя от монополии поставщиков и снизить влияние транзитных стран. Этим целям призвано, в частности, служить несколько перспективных проектов, среди которых «Южный газовый коридор», включающий несколько альтернативных вариантов поставки газа в Южную и Центральную Европу от месторождений стран Каспийского бассейна.

По оценкам компании BP, реальная стоимость проекта составляет около 14 млрд евро; удорожание связано с ростом цен на сырье, в частности для выплавки металла для труб. Подготовка проекта велась с 2002 года. Пока сроки запуска проекта сдвинулись к 2018 году.

Итак, за доступ на газовый рынок юга Европы конкурируют Северная Африка и, потенциально, Израиль, с одной стороны, и юг России плюс страны Центральной Азии и Иран – с другой. Запасов в месторождениях стран-претендентов достаточно для многолетних поставок, поэтому эффективность логично оценивать по критерию протяженности газопроводов и сложности маршрутов. Итоги сравнения таковы (размещены по убывающей эффективности).

1. Из Алжира в Италию. Протяженность газопровода 540 км, глубина 1127 м. Пропускная способность – 8–11 млрд куб. м.

2. Газопровод Израиль–Кипр–Греция. Запасы газа – 2,5–3 трлн куб. м, возможные поставки – до 10 млрд куб. м в год.

3. Из Алжира в Испанию. Первоначальная стоимость трубопровода составила 2,3 млрд долл., пропускная способность – 12 млрд куб. м газа в год. Возможное расширение системы – новый газопровод «Медгаз» между Алжиром и Испанией по дну моря, протяженностью в 210 км, до 8 млрд куб. м газа в год.

4. «Южный поток» – 2446 км, четыре нитки по 15,58 млрд куб. м, из них по морю 900 км, глубина до 2250 м. Запасы газа Туркмении, юга России и Ирана – свыше 50 трлн куб. м.

5. Нabucco – магистральный газопровод протяженностью 3300 км из Туркмении и Азербайджана в страны ЕС, прежде всего в Австрию и Южную Германию. Проектная мощность – 26–32 млрд куб. м газа в год. Последняя проектная стоимость – 14 млрд евро.

По нашим оценкам, для того чтобы обеспечить независимый выход нефти и газа Центральной Азии в Европу (для СПГ – в Атлантический океан), потребуется суммарно 30–35 млрд евро в течение 10–15 лет. Это должны быть прямые инвестиции в строительно-монтажные работы, бурение, закупку оборудования, геологические работы.

Главный шанс России на активное участие в Черноморско-Каспийском нефтяном проекте – в нашем общем прошлом: специалисты стран Центральной Азии и Казахстана в массе своей русскоязычны, многие учились в российских вузах.

А пока нефть южного фланга России экспортируется по железной дороге, что связано с дополнительными затратами нефтяных компаний, которые превышают 1 млрд долл. в год, и цена составляет примерно 35–50 долл. за тонну.

Независимая газета. 18.01.2017