Министерство Энергетики

Ю. П. Ампилов. Освоение недр российской Арктики: Углеводороды или новые тренды?

Юрий Петрович Ампилов –
профессор кафедры сейсмометрии и геоакустики геологического факультета МГУ имени
М.В. Ломоносова, e-mail: ampilovy@gmail.com

Аннотация. В статье рассмотрены вопросы выбора направлений развития Арктического региона на базе анализа современных тенденций развития мировой энергетики. Сделаны выводы, что для Арктического региона следует всерьез рассматривать и прорабатывать другие направления развития, не основанные на добыче углеводородного сырья или иных полезных ископаемых, а для энергообеспечения преобладающих здесь малых поселений и локальных производств более широко использовать огромный потенциал возобновляемой энергетики.

Ключевые слова: нефть, газ, уголь, возобновляемые источники энергии, действующие и новые проекты, затраты, рынки сбыта, Арктика, шельф.

Есть ли жизнь после нефти? Такой вопрос задавало себе человечество лет 50 назад, когда угроза энергетического голода казалась вполне реальной, и на страницах ведущих мировых газет и журналов эта тема горячо обсуждалась. Тогда все как-то позабыли о том, что на протяжении многих тысяч лет все древнейшие цивилизации с богатейшим культурным наследием развивались, процветали и угасали, совсем не зная, что такое нефть. К счастью, глобального дефицита так и не случилось. К 2014 году нефти и газа на Земле стали добывать так много, что цена на них рухнула за несколько месяцев почти втрое и не восстановилась до сегодняшнего дня. На фоне такого падения закономерно возник вопрос, какую минимальную цену выдержит российская нефтегазовая отрасль. Оценки себестоимости в расчете на баррель разнились от 3 долларов до 20 долларов и более. Однако, в разных источниках речь часто шла о трех совершенно разных вещах:
• о себестоимости извлечения нефти из пласта на скважине;
• о затратах на извлечение и доставку ее до точки сдачи в магистральный нефтепровод;
• о затратах на извлечение, транспортировку до магистрального нефте­провода и доставку потенциальным покупателям или конечным потребителям.
Понятно, что во всех перечисленных случаях итоговые числа были бы разными. Аналитики и эксперты рынка успокаивали, что отечественные компании выдержат падение мировой цены на нефть до 25‒30 долларов за баррель. Действительно, произошедшее тогда пропорциональное падение курса руб­ля по отношению к доллару позволило российским нефтяным компаниям чувствовать себя спокойно, поскольку их руб­левые затраты на добычу не изменились, а выручка от экспорта по новому дешевому курсу руб­ля заметно возросла. Но все это касалось действующих проектов, капитальные затраты по которым были понесены в предшествующие инвестиционные периоды.
Если говорить о запуске новых месторождений, то, безусловно, экономическая и, прежде всего, ценовая ситуация должна быть совершенно иной. Ведь при классическом методе дисконтированных денежных потоков, применяемом большинством компаний для оценки инвестиционных проектов, цена на нефть предполагается условно постоянной на весь будущий период разведки и разработки (т. е. на 20‒30 лет вперед). А затраты на сооружение промысловой и транспортной инфраструктуры, которые будут понесены в будущем, также принимаются на текущем уровне. В реальности, как мы видим на рис. 1, только в последние 10 лет цена нефти менялась более чем в пять раз от минимальных до максимальных значений. На основе таких экономических оценок зачастую принимаются ошибочные управленческие решения, поскольку в течение расчетного периода могут происходить несколь­ко макроэкономических циклов, которые прогнозировать и учесть невозможно.

Рис. 1. Динамика цен на фьючерсный контракт на нефть Brent (MOEX, USD за баррель) за последние 20 лет

Источник: ИА «Интерфакс»


Чем же принципиально отличаются действующие промыслы от новых? Главные ответы на этот вопрос можно найти на рисунке 2.
Не вдаваясь в подробности, можно резюмировать, что главное отличие в очень больших рисках, ассоциируемых с новыми проектами, поскольку начальные вложения в них огромны, а получение доходов сильно отдалено по срокам при неизвестных заранее ценах и покупателях. Когда до 2014 года цены на нефть в течение трех лет держались в интервале 110‒120 долларов за баррель, инвесторы охотно шли в новые проекты, так как данная цена с запасом покрывала возможные риски. При нынешнем уровне цен и относительном профиците нефти и газа на мировом рынке, пусть и временном, инвесторы не рискуют вкладываться в разведку и обустройство новых нефтяных месторождений. Речь для большинства из них лишь может идти об отдельных участках вблизи районов добычи с развитой инфраструктурой. Все это сдерживает разведку новых месторождений, особенно на шельфе, в связи с чем многие сервисные компании банкротятся или сокращают бизнес из-за отсутствия достаточного количества заказов нефтедобывающих компаний [4,6].
Одним из факторов, спровоцировавших в 2014 году падение цен на нефть в мире стала сланцевая революция в США. Будучи еще сравнительно недавно крупнейшим импортером углеводородов в мире, США ныне вышли на первое место в мире по добыче газа и нефти. Страна не только обеспечила сырьем себя, но и стала активно искать зарубежные рынки сбыта, пытаясь потеснить традиционных экспортеров в лице России, Саудовской Аравии и других. К тому же открывающиеся до сих пор новые месторождения углеводородов по всему миру не оставляют места новому глобальному дефициту нефти и газа, по крайней мере, в обозримом будущем.

Источники энергии в прошлом,
настоящем и будущем

Тон новому энергетическому тренду в значительной мере задают два главных фактора – это, с одной стороны, принятая Парижская конвенция об ограничении выбросов СО2 в атмосферу, а с другой стороны усиливающаяся с каждым годом межтопливная конкуренция угля, нефти, газа, биотоплива и т. п.
Открытые запасы угля на планете огромны, если бы не усиливающиеся экологические проблемы, его запасов хватило бы еще очень многим поколениям. Однако есть ли что-то еще, что сдерживает потребление угля кроме экологии? Да, и этот фактор едва ли не главный. Дело в том, что угольный бум разразился на планете в ХIХ веке, когда появился и активно развивался новый технологический уклад, в основе которого лежала изобретенная паровая машина. Бурное развитие в мире промышленности, железных дорог, а потом и судоходства на паровой тяге делало уголь незаменимым топливом, а также сырьем при производстве чугуна и стали. C появлением в XX веке двигателя внутреннего сгорания, заменившего паровую машину, потребление угля стало снижаться.

Рис. 2. Принципиальные отличия новых нефтегазовых проектов от действующих

Бесспорно, что нефть и газ на сегодня являются основными источниками энергии, и такое положение сохранится, по крайней мере, в ближайшем будущем. Но, с другой стороны, бесспорно и то, что нефтегазовый бизнес уже никогда не будет источником сверхприбыли, и рассчитывать на серьезные бюджетные поступления от него неразумно. В перспективе стоит рассчитывать на его нормальную среднюю рентабельность, сопоставимую с промышленностью в целом, причем востребованы будут только те проекты, которые позволяют с низкой себестоимостью добывать углеводородное сырье. С большой вероятностью останутся невостребованными некоторые уже открытые месторождения нефти и газа в отдаленных районах мира, как сегодня не востребованы многочисленные месторождения угля с закрытыми или законсервированными шахтами. А ведь всего несколько десятилетий назад это казалось немыслимым.
Многие современные аналитики считают, что, в отличие от нефти, газ имеет гораздо большие перспективы, поскольку с экологической точки зрения он является наиболее «чистым» топливом по объемам выброса СО2 при отсутствии еще более вредных выбросов СО. Его можно использовать для создания синтетического топлива и развития газохимии.


В принципе, это так, однако данные факторы пока не приводят к потенциальному росту цен на газ. Как раз наоборот, по факту, в 2017 году цены в Японии и США оказались почти вдвое ниже прогнозируемых за 5 лет до того, а в Европе ‒ почти втрое ниже (рис. 3). Сейчас цены на газ немного подросли, но не существенно. А если считать в долларах 2012 года (дата прогноза), то последний незначительный рост практически нивелирован инфляцией доллара.
Более того, в настоящее время мы являемся свидетелями жесткой геополитической борьбы за рынки сбыта газа, спрос на который не успевает за избыточным предложением. Ситуация вокруг Украины с её газотранспортной системой, препятствование Евросоюза прокладке «Южного потока», противодействие США строительству «Северного потока – 2» и развернутое строительство новых терминалов регазификации в Европе говорят о формировании рынка покупателя, а не продавца. На фоне непростой ситуации в Европе, производители газа обратили внимание на страны Азиатско-­Тихоокеанского региона (АТР). Сейчас на этих рынках спрос на газ активно растет, а цены в полтора раза превышают европейские.
Вблизи азиатского рынка расположены крупнейшие в России морские нефтегазовые проекты «Сахалин‑1» и «Сахалин‑2», а также Киринское месторождение проекта «Сахалин‑3». Сахалин ‒ это первый и самый значимый добывающий нефтегазовый кластер на российском шельфе. В настоящее время сахалинские шельфовые проекты пополняют российский бюджет более, чем сотней миллиардов руб­лей ежегодно, хотя в 90-е годы при запуске «Соглашений о разделе продукции» (СРП) у многих депутатов и чиновников были большие сомнения в правомерности этого шага. Государство в сахалинских проектах почти ничего не потратило, так как основные расходы в рамках СРП взяли на себя иностранные компании. Здесь получили работу и прошли школу морской нефтегазодобычи многие тысячи российских специалистов. Сахалинский завод по сжижению газа исправно поставляет продукцию в Японию, Корею и Китай, сейчас активно обсуждается запуск его третьей очереди.


Азиатский рынок мог бы принять по относительно высоким ценам и кратно больше нефти и газа с сахалинского шельфа. Планировалось, что в ближайшем будущем в России будет запущено два завода СПГ во Владивостоке и Хабаровском крае, а несколько позднее, возможно, на Балтике и Печоре. Но проекты уже идут с задержками, в том числе и из-за санкций США. Построенный газопровод «Сахалин-­Хабаровск-­Владивосток» загружен меньше, чем на четверть. Недавно открытое на шельфе крупное Южно-­Киринское месторождение имеет много осложняющих моментов, включая наличие нефтяной оторочки, и в такой короткий срок не может быть запущено. На нем еще продолжается разведка. В итоге строительство СПГ во Владивостоке пока снято с повестки дня.
А что же к тому времени станет с рынком в Азии? Основной объем СПГ поступает на этот рынок из Катара. Кроме того, вводятся в строй большие мощности СПГ в Австралии, что приведет к значительному росту производства сжиженного газа в этой стране, и она на некото­рое время может вырваться в лидеры по данному виду топлива. Этот газ, как и газ из Канады, США и других стран, также приходит на данный рынок, занимая свободные ниши. По прогнозам Оксфордского института энергетических исследований производство СПГ в мире удвоится к 2024 году по сравнению с 2013 годом.
Постепенно, под давлением избыточного предложения, цены на азиатских рынках будут снижаться до тех пор, пока, с учетом транспортных издержек, не сравняются со среднеевропейскими (рис. 4). А это значит, что азиатский рынок не готов принимать российский газ по высоким ценам. Да и свободных ниш на нем в настоящее время уже не так много. Даже масштабные австралийские шельфовые проекты СПГ наталкиваются на серьезные проблемы со сбытом газа по адекватным ценам, обеспечивающим их рентабельность, и потому частично сворачиваются.
На данный момент в мире по сути два глобальных рынка сбыта газа: Европа и Юго-­Восточная Азия (рис. 4). Соединенные Штаты, в недалеком прошлом крупнейший импортер газа, теперь покрывают свои внутренние потребности и становятся нетто-­экспортером. Рынок Европы по большинству прогнозов уже насыщен, и вряд ли его емкость будет расти выше 600 млрд кубометров в год на фоне увеличения доли возобновляемых источников энергии. Последние все активнее начинают конкурировать с газом. «Газпром» за 5 лет смог в конкурентной борьбе увеличить объем экспорта газа в Европу почти в полтора раза, но общая выручка за такой выросший объем уменьшилась из-за значительного падения цены за то же время (рис. 3).

Рис. 3. Прогноз цен на газ по основным рынкам до 2035 года,
выполненный в 2012 году, и факт на 2017 год: беспрецедентное падение цен

Источник: Ю. П. Ампилов, Ю. И. Важенин, Г. И. Шмаль. Что изменилось за последние годы в наших представлениях об освоении российского шельфа? Деловой журнал Neftegaz.RU, (8):50–61, 2019 (URL: https://energy.s-kon.ru/chto-izmenilos-za-poslednie-gody-v-nashih-­predstavleniyah-ob-osvoenii-­rossijskogo-shelfa/)
Рис. 4. Традиционные и новые развивающиеся газоэкспортные регионы мира

Источник: Ю. П. Ампилов, Ю. И. Важенин, Г. И. Шмаль. Что изменилось за последние годы в наших представлениях об освоении российского шельфа? Деловой журнал Neftegaz.RU, (8):50–61, 2019 (URL: https://energy.s-kon.ru/chto-izmenilos-za-poslednie-gody-v-nashih-­predstavleniyah-ob-osvoenii-­rossijskogo-shelfa/)

На рынке Азиатско-­Тихоокеанского региона (АТР) главными потребителями являются Китай, Япония и Южная Корея. Вслед за Катаром на этот рынок устремились Австралия, Индонезия, Малайзия, а теперь и США. На подходе в будущем еще газ шельфа Африки. Основные надежды на рост потребностей в газе здесь возлагают на Китай. Но страна тщательно и последовательно заботится о диверсификации источников газовых поставок, настоящих и будущих. Так, уже на полную мощность (55 млрд м3 в год) готов работать газопровод из Туркмении с весьма дешевым газом, заключаются соглашения с Казахстаном. Быстрыми темпами развивается собственная добыча сланцевого газа. Кроме того, китайские компании набрали столько зарубежных лицензий на разведку и добычу в различных странах, что в ближайшие десятилетия могут себя чувствовать относительно спокойно. Таким образом, так же, как и в Европе, никакого дефицита газа на рынке Азии в обозримом будущем не ожидается. Этот аспект никак нельзя упускать при долгосрочном планировании и строительстве добычных мощностей.

Таблица 1. Сопоставление активности отдельных мировых нефтегазовых компаний в секторах добычи углеводородов с «зеленой» энергетикой

Источник: данные автора


По данным агентства Fich [10] на период с 2020 по 2022-е годы придется избыточное предложение СПГ в мире за счет ввода мощностей в Австралии и США (Fich, 2018) что приведет к существенному снижению цен на газ и сделает еще более проблемной рентабельное функционирование российских арктических шельфовых проектов. Пока этот фактор реально не учитывается в долгосрочных планах.
Большое будущее в 50‒60-х годах ХХ века пророчили атомной энергетике. В самом деле, к настоящему времени АЭС получили широкое распространение в мире, но все же их доля в энергобалансе цивилизации составляет несколько процентов и не демонстрирует тенденции к серьезному росту. Одной из причин этого являются две крупные аварии (Чернобыль и Фукусима) и множество небольших локальных инцидентов. Кроме того, возросший в последние годы уровень террористической опасности во всем мире заставляет всерьез задуматься о возможных последствиях, которые могут оказаться катастрофическими. Проблемы утилизации радиоактивных отходов тоже не придают большого импульса более масштабному развитию атомной энергетики. По этим и другим причинам одна из крупнейших экономик мира, Германия, взяла курс на полное исключение АЭС из национального энергобаланса и серьезно сфокусировалась на альтернативной «зеленой» энергетике.
В самом деле, в последние несколько лет на рынок энергоносителей стремительно врываются возобновляемые источники энергии, которые уже нельзя недооценивать. В России до сих пор существует стереотип о том, что ВИЭ «живут» на государственных дотациях. Так было совсем недавно, но в последние 3‒4 года ситуация кардинально изменилась. Например, мощности ветровой энергетики в мире возросли в 2 раза за 5 лет и в 30 раз с 2000 года. В настоящий момент мощности ветровой генерации в одной только Германии превосходят суммарную мощность всех российских АЭС вместе взятых.
Не отстает и солнечная энергетика. Ее мощности в мире за 10 лет с 2008 по 2018-й год увеличились в 32 раза, а по сравнению с 1999-м годом ‒ в 420 раз!
Да, здесь тоже есть экологические проблемы другого плана, нежели выбросы СО2, но они вполне решаемы. Режим субсидирования «зеленой» энергетики постепенно уходит в прошлое, и на сегодняшний день ее себестоимость в отдельных странах уже находится на уровне 2‒3 центов за киловатт в час. Такие низкие расценки даже у нас остались далеко в прошлом, хотя Россия ориентируется пока исключительно на традиционные источники.
В последние годы, по данным отчетов МЭА, мировые мощности как ветровой, так и солнечной генерации превзошли мощности атомной энергетики несмотря на то, что последние, в целом, тоже немного подросли (8% за 10 лет).
Основой уклада в XIX веке была паровая машина, а уголь ‒ как источник энергии для нее. Следующий уклад ‒ в XX веке ‒ ассоциировался с появлением электродвигателя и способов получения электроэнергии, где уголь также играл серьезное значение, в том числе и как топливо для тепловых электростанций. За ним последовала эпоха двигателя внутреннего сгорания (ДВС) и почти всеобщая «автомобилизация» населения наиболее развитых стран, а также сопутствующее развитие авиации и судоходства. Основа ДВС ‒ это нефть и газ, эпоха которых вот уже 100 лет как не заканчивается. И, наконец, в наше время вовсю раздаются голоса о скором запрете эксплуатации автомобилей с двигателями внутреннего сгорания, прежде всего, в развитых европейских странах. Однако электромобили вряд ли смогут стать достойной заменой, особенно в странах с холодным климатом, к которым относится и Россия. Думаем, что революции с «электромобилизацией» уже не произойдет. Обычно технологические революции происходят гораздо быстрее, как это было с тем же двигателем внутреннего сгорания в начале XX века. Предполагаем, что будет идти некоторая эволюция рынка с повышением доли электромобилей не более, чем до 10‒15%, возможно немного больше. Проблемы аккумуляторных емкостей, их массогабаритов, а также экологические проблемы их производства и утилизации решаются гораздо медленнее, чем хотелось бы.
А вот двигатели на основе свободного водорода, вероятно, имеют неплохие перспективы. Постепенно они уже внедряются во многие процессы: от легковых автомобилей, грузовиков и автобусов до беспилотных летательных аппаратов, в которых они значительно опережают двигатели внутреннего сгорания по техническим характеристикам. По сравнению со всеми видами топлива, у водорода самая высокая энергетическая плотность. Один килограмм водорода обладает такой же энергией, как 2,8 кг бензина. И, наконец, они полностью устраивают экологические организации, потому что единственным продуктом их функционирования является вода. Его использование не ведет к образованию выбросов CO2, воздействующих на окружающую среду. К тому же, его запасы практически неисчерпаемы. Водород можно получать с использованием экологически чистых методов благодаря энергии солнца, ветра, воды или тепла Земли, и эти технологии уже достаточно апробированы во многих странах: Европе, США, Японии, Китае.
Надо также понимать, что наиболее современные водородные двигатели не используют принцип двигателя внутреннего сгорания, хотя и таковые есть. В основе водородного топливного элемента лежит химическая реакция, результатом которой является электрический ток, приводящий в движение электродвигатель. То есть это, по сути, тот же электромобиль, однако без огромных аккумуляторов для зарядки. Требуется лишь развитая сеть водородных заправок. Они создаются, поскольку уже все ведущие автопроизводители в мире производят автомобили на водородных топливных элементах. В Германии к 2023 году планируется построить сеть из 400 водородных заправок. Уже сейчас с учетом имеющейся сети можно проехать более, чем половину Западной Европы на «водородном» автомобиле, поскольку пробег между заправками у него намного больше, чем у бензинового.
Но водород сегодня и завтра – это не только и не столько автомобили. Это использование его во всех тех же позициях, где сегодня присутствуют уголь, нефтепродукты, газ и т. п. Такая стратегия сейчас встречает особенно мощную поддержку в странах Евросоюза. Но вряд ли водородную энергетику на сегодня тоже можно признать революционной, как и электромобильную отрасль. Скорее всего, мы наблюдаем эволюционное движение к многоукладной энергетике будущего, основные элементы которой уже отчетливо видны. Это значительное повышение доли электрогенерации из ВИЭ, заметное сокращение потребления угля, стабилизация потребления нефти и газа на ближайшие 10‒20 лет при последующем его снижении в относительных, но не абсолютных объемах.
В более отдаленные периоды все зависит от новых прорывных технологий, над решением которых уже давно бьются ученые. Например, разработка технологий рентабельной добычи газогидратов или создание реакции управляемого термоядерного синтеза. И для того, и для другого ресурсная база на Земле неисчерпаема. Впрочем, энергия из возобновляемых источников также неисчерпаема, поэтому этот развивающийся тренд представляется главным на ближайшую перспективу.
Большинство крупных нефтегазодобывающих компаний мира стали довольно быстро диверсифицировать свой бизнес, обращая серьезное внимание на возобновляемую энергетику. В таблицу 1 мы свели основные факторы, которые нам удалось подметить при анализе современных общедоступных информационных источников.
Совершенно очевидно, что установившийся тренд на увеличение доли возобновляемых источников не переломить. Ведущие мировые нефтегазовые компании активно участвуют в процессе развития ВИЭ.
Россию же должен волновать вопрос о том, куда в будущем она сможет поставлять газ с новых проектов, в частности с шельфа Арктики. Ведь геологи предполагают, что его здесь в 4‒5 раз больше, чем нефти. Но апробированных шельфовых технологий добычи газа в таких условиях нет ни в России, ни в мире. С запуском проекта «Ямал СПГ» начались первые поставки сжиженного газа, правда, пока с сухопутных месторождений и из транзитных зон, разрабатываемых с берега. В настоящее время начал активно формироваться крупнейший инфраструктурный проект «Северный морской путь», мечты о запуске которого относятся еще ко временам «челюскинцев», т. е. к 30-м годам XX века. Сейчас поставлена амбициозная задача: достичь к 2024 году объема перевозок по Севморпути в размере 80 млн тонн. В ближайшее время основную транспортную загрузку Севморпути должен обеспечивать сжиженный природный газ с проекта «Ямал СПГ», затем c «Арктик СПГ» и последующих.
Одно из направлений возможного развития Арктики – это разведка и разработка твердых полезных ископаемых (ТПИ). Прежде всего, важны потенциальные рудные месторождения на севере Восточной Сибири. Новые векторы технического развития человеческой цивилизации ставят на повестку дня вопросы поиска и разведки различных металлов и полупроводников, необходимых для изготовления солнечных батарей нового поколения, а также для длительного хранения накопленной электрической энергии, как в промышленных масштабах, так и для развивающегося электромобилестроения, которое, возможно, станет массовым. На сегодняшний день основную часть месторождений такого типа в мире «прибрали к рукам» китайские компании, почувствовав будущую конъюнктуру, которая уже в настоящем уверенно дает о себе знать.
Вероятность открытия в данном регионе крупных месторождений полиметаллических руд и редкоземельных элементов не подлежит сомнению. Медь, цинк, никель, кобальт, золото, свинец, олово, титан, литий, кадмий, уран и еще десятки элементов таблицы Менделеева – вот далеко неполный список ценных полезных ископаемых. Они, бесспорно, найдут применение в условиях развивающейся энергетики ВИЭ и в будущих технологиях аккумулирования энергии. Все эти металлы и элементы наверняка имеются в районе Анабарского щита и на других участках прибрежной восточной части Арктики. Но никто пока не организовывает даже предварительную и недорогую на первых стадиях геологоразведку на данные виды рудного сырья, добыча которого может стать более выгодной, чем запредельные по себестоимости нефть и газ шельфа Арктики с неясными рынками сбыта.

Ледокол прокладывает путь судам по Севморпути


Месторождения твердых полезных ископаемых менее затратны в обустройстве по сравнению с шельфовыми нефтегазовыми проектами, а объемы транспортировки руды или готовой продукции несопоставимо меньшие, чем углеводородного сырья. С точки зрения полноценной загрузки Севморпути это не лучший фактор, но с точки зрения комплексного развития важнейшего региона России и мира, в условиях наступающего нового технологического уклада, его трудно переоценить. Для развития в Арктике отдельных горнодобывающих производств в ненаселенных районах, а также для других целей (например, для удаленных воинских гарнизонов) потребуется энергетическое обеспечение малых и средних мощностей.
Поэтому альтернативная энергетика в данном районе может быть вполне востребованной. Кроме того, она может быть полезна для самообеспечения небольших «островков цивилизации», существующих здесь на бескрайних незаселенных просторах. Это могут быть и упомянутые выше новые горнодобывающие производства рудных полезных ископаемых, и отдаленные воинские части и даже города и поселки, население которых здесь редко превышает 1000 человек. Ведь не секрет, что северный завоз топлива, осуществляемый при колоссальных затратах, не способствует созданию здесь конкурентоспособного производства, а прокладка ­каких-либо серьезных трубопроводов, сооружение станций регазификации СПГ с локальными газораспределительными сетями или ЛЭП пока неуместна по экономическим причинам.
Одними из обсуждаемых ныне концептуальных предложений является сооружение плавучих или наземных атомных реакторов небольшой мощности. Однако даже их минимальная мощность является чрезмерной для большинства поселков. Доступность мест для монтажа ограничена малыми глубинами моря по всему арктическому побережью и почти исключена во внутренних сухопутных районах, где ожидается открытие большинства месторождений твердых полезных ископаемых. Кроме этого, пока остаются нерешенными проблемы перезарядки мобильных реакторов раз в 50 лет, нивелирования экологических рисков, а также рост террористических угроз.
Каковы же тогда возможные источники энергии в Арктике? Во-первых, по потенциальной ветровой энергии этот регион объективно является самым привлекательным на планете. Но разработанные для теплой Европы ветровые генераторы пока не адаптированы для местных суровых климатических условий. К тому же, имеющиеся уже сейчас единичные установки попросту некому квалифицированно обслуживать из-за серьезных проблем с привлечением квалифицированных кадров в эти районы и из-за отсутствия нормального налаженного сервиса. Впрочем, суровые условия не оправдание. Например, в еще более суровой Антарктике 90% всей генерируемой энергии получают из ветра и солнца [11].
Во-вторых, солнечная энергия, себестоимость получения которой в мире снизилась за последние несколько лет. По оценке специалистов, солнечная энергия может быть с успехом использована в Арктике, особенно в условиях полярного дня, продолжающегося здесь от 4 до 6 месяцев. Но это тоже требует адаптации имеющегося в мире оборудования под местные климатические условия, либо разработки нового, специфического для данного региона.
В‑третьих, российская морская Арктика весьма богата газогидратами, залегающими здесь вблизи поверхности. И если до промышленного использования этих ресурсов в мире еще далековато, несмотря на прогресс, достигнутый в последнее время японскими и китайскими исследователями, то для местного энергопотребления, не требующего транспортировки энергоресурсов, данная задача уже сейчас не кажется фантастической. Для гидратов метана, залегающих на Арктической суше в зонах многолетнемерзлых пород, эти технологии представляются не столь сложными по сравнению с морскими придонными газогидратами, над технологиями добычи которых много лет трудятся японские инженеры.
Утверждения пессимистов о том, что в условиях невы­соких цен на нефть альтернативная энергетика сейчас по себестоимости проигрывает углеводородному сырью, могут не подтвердиться для многих районов Арктики. Если корректно подсчитать ежегодную стоимость доставки грузов в отдаленные плохо оборудованные причалы с учетом ледокольной проводки и последующую сложную логистику по их распределению конечным потребителям, то цена доставки в расчете на тонну топлива может оказаться очень внушительной. Тогда проекты с альтернативными источниками энергии могут окупиться за вполне разумные сроки.
Действительно, Арктика и Северный Ледовитый океан для России являются чрезвычайно важными, прежде всего, в геополитическом и глобальном оборонном аспекте, о чем не всегда принято говорить. Поэтому, развивать этот регион бесспорно надо. Но мотивировка такого шага высоким углеводородным потенциалом шельфа на сегодняшний день не вполне уместна. Большие траты в Арктике действительно неизбежны, но следует более вдумчиво определить стратегию развития данного огромного региона и направление этих трат.

Заключение

Опора только на сырьевой нефтегазовый сектор губительна для будущего развития Арктики. Развитие Северного морского пути – сама по себе важнейшая инфраструктурная задача государственной важности, которую следует непременно решать. Однако обуславливать ее, в основном, настоящей и будущей добычей углеводородного сырья – стратегическая ошибка.
Следует разработать концепцию разведки и освоения твердых полезных ископаемых арктического региона России, которые будут востребованы в грядущем новом технологическом укладе человеческой цивилизации, неиз­бежно сопровождающемся существенным изменением в энергетическом секторе.
Для Арктического региона следует всерьез рассматривать и прорабатывать другие направления развития, не основанные на добыче углеводородного сырья или иных полезных ископаемых, а для энергообеспечения преобладающих здесь малых поселений и локальных производств следует более широко использовать огромный потенциал экологически чистой ветровой энергии. Разработка для этого соответствующих отечественных технологий и оборудования, приспособленных для арктических условий, должна стать первоочередной задачей, которая по силам российскому инженерному корпусу. Она более решаемая, востребованная и гораздо менее затратная, нежели подледная добыча нефти и газа, для которых нет технологий и рынков сбыта.
Общая концепция освоения российской Арктики должна быть кардинально пересмотрена с учетом новых реалий.

Использованные источники

  • Аксютин О.Е., Ишков А. Г., Романов К. В., Тетеревлев Р. В. Метано-­водородная энергия для низкоэмиссионного развития // Газовая промышленность, 2018, № 11. С. 120–125.
  • Анализ деятельности ведущих нефтегазовых компаний в области возобновляемой энергетики. // Аналитические обзоры Института энергетики НИУ ВШЭ, октябрь 2017, 55 с.
  • Ампилов Ю. П. Сланцевая нефть России: перспективы добычи в условиях санкций и падения цен на нефть // Oil & Gas Journal Russia, 2015, № 3. С. 24–31.
  • Ампилов Ю. П. Новые вызовы для российской нефтегазовой отрасли в условиях санкций и низких цен на нефть. – Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, 2017, № 2. С. 38–50.
  • Ампилов Ю. П. О точности подсчета запасов. – Oil & Gas Journal Russia. 2017, № 1. С. 34–41.
  • Ампилов Ю. П., Важенин Ю. И., Шмаль Г. И. Что изменилось за последние годы в наших представлениях об освоении российского шельфа? – NEFTEGAZ.RU, № 8, 2019. С. 50–61.
  • Арктические мегапроекты не дают эффекта на развитие наукоемкой индустрии, машиностроения. В. Крюков. URL: http://freeconomy.ru/mneniya/arkticheskie-­megaproekty-ne-dayut-­effekta-na-razvitie-­naukoemkoj-industrii-­mashinostroeniya.html
  • Маммадов С.М., Ампилов Ю. П., Холодилов В. А., Хоштария В. Н. Сколько стоят месторождения шельфа Арктики в условиях кризиса? – Газовая промышленность, 2017, № 6. С. 16–22.
  • Примаков предлагает РФ сделать паузу в освоении арктического шельфа. РИА Новости, 13.01.2015. URL: https://ria.ru/economy/20150113/1042426281.html
  • Fitch: «Арктик СПГ‑2» могут подкосить совсем не американские санкции. URL: https://teknoblog.ru/2017/12/31/86013
  • Tin T, et al., Energy efficiency and renewable energy under extreme conditions: Case studies from Antarctica. – Renewable Energy (2009), doi:10.1016/j.renene.2009.10.020