Борис САНЕЕВ
Руководитель научного направления «Комплексные проблемы энергетики и региональная энергетическая политика», заведующий отделом, Институт систем энергетики им. Л. А. Мелентьева СО РАН, профессор, д. т. н.
E-mail: saneev@isem.irk.ru
Георгий ЛАЧКОВ
Старший научный сотрудник, Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, к. т. н.
E-mail: g.lachkov@isem.irk.ru
Масштабное развитие газотранспортной системы в восточных регионах России было предложено в Восточной газовой программе РФ 2007 г. [1]. В Программе отмечалось, что благодаря значительным запасам газа в Сахалинской и Иркутской областях, Республике Саха (Якутия), Красноярском крае и перспективной потребности в природном газе на востоке России и в странах Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), сложились благоприятные предпосылки для начала формирования в восточных регионах новых центров газовой промышленности и расширения Единой системы газоснабжения (ЕСГ) на восток.
Программой предусматривалось формирование новых центров газодобычи:
1) Сахалинского – на базе месторождений шельфовой зоны острова Сахалин для газоснабжения потребителей Сахалинской области, Хабаровского и Приморского краев, Еврейской автономной области и экспортных поставок трубопроводного и сжиженного природного газа (СПГ) в страны АТР;
2) Якутского – на базе Чаяндинского месторождения для газификации южных районов Республики Саха (Якутия), Амурской области, а также для организации экспортных поставок трубопроводного газа в страны АТР;
3) Иркутского – на базе месторождений Иркутской области для удовлетворения существующей потребности в газе потребителей индустриального пояса Иркутской области, Забайкальского края и Республики Бурятия и, при необходимости, для поставок газа в ЕСГ;
4) Красноярского – на базе месторождений Красноярского края для удовлетворения существующей потребности в газе потребителей Красноярского края и, при необходимости, для поставок газа в ЕСГ.
Однако под влиянием внутренних и внешних экономических и политических факторов последних десятилетий намеченные в Восточной газовой программе планы, в том числе в части формирования газотранспортной системы в восточных регионах России, были реализованы не в полной мере, не в тех масштабах и не по тем направлениям.
В настоящее время в рамках Восточной газовой программы введены в эксплуатацию следующие объекты добычи, переработки и транспорта природного газа (рис. 1).
В Сахалинском центре газодобычи:
– два нефтегазоконденсатных месторождения (НГКМ), Пильтун-Астохское и Лунское, проекта «Сахалин‑2»: извлекаемые запасы – 500 млрд м3, годовая добыча –17 млрд м3 [2];
– завод по производству сжиженного природного газа проекта «Сахалин‑2» мощностью 9,6 млн т/год [3];
– транссахалинский магистральный газопровод, соединяющий месторождения проекта «Сахалин‑2» на севере о. Сахалин с заводом СПГ на юге острова. Протяженность трассы газопровода – 637 км, диаметр – 1220 мм, проектная мощность – 18,6 млрд м3/год [4];
– Киринское газоконденсатное месторождение (ГКМ) проекта «Сахалин‑3»: начальные запасы – 162,5 млрд м3, проектная мощность– 5,5 млрд м3/год [5];
– МГ Сахалин – Хабаровск – Владивосток: протяженность трассы газопровода – 1837 км, диаметр – 1220 мм, рабочее давление – 9,8 МПа, проектная мощность первого пускового комплекса – 5,5 млрд м3/год [6];
В Якутском центре газодобычи:
– Чаяндинское НГКМ: извлекаемые запасы – 1,2 трлн м3, проектная мощность – 25 млрд млрд м3/год [7];
– МГ Чаянда – граница с КНР (первый этап МГ «Сила Сибири – 1»): длина трассы газопровода – 2200 км, диаметр – 1420 мм, рабочее давление – 9,8 МПа, экспортная мощность – 38 млрд м3/год [8];
– Амурский газоперерабатывающий завод (ГПЗ): проектная мощность переработки – 42 млрд м3/год, годовое производство гелия – 60 млн м3, этана – 2,4 млн т, пропана – 1 млн т, бутана – 500 тыс. т, пентан-гексановой фракции – 200 тыс. т [9].
В Иркутском центре газодобычи:
– Ковыктинское ГКМ: извлекаемые запасы – 1,8 трлн м3, проектная мощность – 27 млрд м3/год [10];
– МГ Ковыкта – Чаянда (второй этап МГ «Сила Сибири – 1»): длина трассы газопровода – 800 км, диаметр – 1420 мм, рабочее давление – 9,8 МПа [8].
Доля российского трубопроводного газа на европейском рынке резко снизилась в связи с ограничениями на экспортных маршрутах в западном направлении.
Весной 2022 г. Украина прекратила транзит газа через газоизмерительную станцию Сохрановка, также был перекрыт польский магистральный газопровод «Ямал – Европа». Осенью 2022 г. был остановлен, а затем поврежден в результате взрывов в Балтийском море МГ «Северный поток‑1» вместе с одной из ниток еще не введенного газопровода «Северный поток‑2». В результате доля «Газпрома» на европейском рынке в 2022 г. упала до 9% по сравнению с 40% в 2021 г. Экспорт российского газа в дальнее зарубежье (с учетом Китая, Турции и Сербии) снизился со 185 млрд м3 в 2021 г. до 100 млрд м3 в 2022 г. с перспективой падения до 50 млрд м3 [11].
Отказ европейских потребителей от российского трубопроводного газа в связи с военно-политическими событиями последних лет обусловил необходимость переориентации экспортных потоков газа в восточном направлении, главным образом в Китай, с одновременным наращиванием внутреннего потребления природного газа, в том числе за счет газификации восточных регионов страны.
Это во многом предопределяет направления и масштабы развития газотранспортной системы в восточных регионах страны на перспективу ближайших десятилетий.
В первую очередь это требует доведения в ближайшие годы мощности экспортного магистрального газопровода «Сила Сибири – 1» (Восточный маршрут экспорта газа в Китай) до проектной.
Контракт на поставку 38 млрд м3/год российского трубопроводного газа в Китай по Восточному маршруту (МГ «Сила Сибири – 1») в течение 30 лет «Газпром» и китайская CNPC подписали в мае 2014 г. Запущен МГ «Сила Сибири – 1» был в декабре 2019 г. С того момента мощность газопровода последовательно наращивается по мере обустройства Чаяндинского НГКМ и Ковыктинского ГКМ, увеличения мощностей газоперекачивающих станций (ГПС) на российской стороне и развития принимающих мощностей в Китае. С декабря 2022 г. МГ «Сила Сибири – 1» работает на всей протяженности – более 3000 км. В 2020 г. по МГ «Сила Сибири – 1» в Китай было экспортировано 4,1 млрд м3, в 2021 г. – 8,2 млрд м3, в 2022 г. – 15,4 млрд м3, в 2023 г. – 22,7 млрд м3 (в том числе по участку «Ковыкта – Чаянда» – 5,4 млрд м3), в 2025 г. планируется выйти на проектный объем экспорта – 38 млрд м3. Сторонами контракта обсуждалась возможность увеличения экспорта газа по МГ «Сила Сибири – 1» до 44 млрд м3/год и даже до 60 млрд м3/год [12, 13, 15].
По данным китайской таможни, в 2022 г. из России было импортировано трубопроводного газа в объеме 6,4 млрд долл., а в 2023 г. –10,35 млрд долл. [16]. Таким образом примерная цена импортируемого из России трубопроводного газа в Китай в 2022 г. составила 416 долл./1000 м3, а в 2023 г. – 455 долл./1000 м3 или 41 тыс. руб., что в 4–7 раз дороже, чем на внутрироссийском газовом рынке.
На внутренний рынок газ по МГ «Сила Сибири – 1» уже подается на Амурский ГПЗ и Свободненскую теплоэлектростанцию (ТЭС), которая снабжает завод тепловой энергией и электричеством. В перспективе по поручению президента РФ природный газ необходимо подать на Нерюнгринскую ГРЭС и Благовещенскю ТЭЦ. В планах «Газпрома» строительство ТЭС Чульман в Якутии. Она обеспечит электроснабжение объектов Восточного полигона российских железных дорог.
В Иркутской области согласно Программе развития газоснабжения и газификации региона на 2021–2025 гг. от МГ «Сила Сибири – 1» газом будут обеспечены два района – Киренский и Казачинско-Ленский, через которые проходит трасса газопровода.
Продолжается развитие мощностей газопровода «Сахалин – Хабаровск – Владивосток». Увеличение его производительности ведется, в частности, с учетом растущего спроса на газ в Приморском и Хабаровском краях.
МГ «Сахалин – Хабаровск – Владивосток» стал первой на востоке России межрегиональной газотранспортной системой, которая предназначена для поставок газа с шельфа острова Сахалин потребителям Хабаровского и Приморского краев. Проектная производительность 1‑го пускового комплекса составляет 5,5 млрд м3/год, он был введен в эксплуатацию в 2011 г. При этом в состав газопровода был включен 472‑километровый отвод «Комсомольск-на-Амуре – Хабаровск» диаметром 700 мм, что поставило вопрос о расширении данного участка. В декабре 2021 г. работы по расширению производительности МГ «Сахалин – Хабаровск – Владивосток» на участке от Комсомольска-на-Амуре до Хабаровска были завершены, построен участок от Комсомольска-на-Амуре до Хабаровска протяженностью 391 км (с учетом резервных ниток и подводных переходов).
Расширение мощностей МГ «Сахалин – Хабаровск – Владивосток» и проектирование новых газопроводов-отводов продолжается. В программах развития газоснабжения и газификации Хабаровского и Приморского краев на 2021–2025 гг. предусмотрено создание возможностей транспортировки газа для строящейся Хабаровской ТЭЦ‑4 и расширения Владивостокской ТЭЦ‑2.
Предполагается, что расширение МГ «Сахалин – Хабаровск – Владивосток» обеспечит возможность прокачки до 20 млрд м3/год природного газа [13, 14, 17].
Дальневосточный маршрут (МГ Сила Сибири – 3) предполагает поставку природного газа в Китай в объеме 10 млрд м3/год.
Ресурсной базой Дальневосточного маршрута станут шельфовые месторождения проекта «Сахалин‑3» (Киринское, Южно-Киринское, Мынгинское) и построенный для поставок природного газа с острова Сахалин в Приморский край МГ «Сахалин – Хабаровск – Владивосток».
В 2022 г. «Газпром» и CNPC подписали долгосрочный (на 25 лет) контракт по Дальневосточному маршруту и заключили техническое соглашение по проекту, где зафиксированы основные технические параметры трансграничного участка газопровода, а также физико-химические параметры газа. В 2023 г. было подписано и ратифицировано российско-китайское межправительственное соглашение о поставках газа в Китай по Дальневосточному маршруту, которое определяет условия сотрудничества по поставкам газа, в т. ч. по трансграничному участку газопровода через р. Уссури (Усулицзян) в районе Дальнереченска (Приморский край) и г. Хулинь (провинция Хэйлунцзян). Выход на проектную мощность газопровода (10 млрд м3/год) планировался в 2025 г., однако по последним данным ожидается, что поставки газа по этому маршруту будут запущены самое позднее в 2027 г. [17, 18].
После выхода этого проекта на полную мощность объем поставок российского трубопроводного газа в Китай увеличится на 10 млрд м3/год и в совокупности с МГ «Сила Сибири – 1» достигнет 48 млрд м3/год.
Однако в реализации этого маршрута наметилась серьезная проблема, связанная с введением санкций в отношении основной его сырьевой базы – Южно-Киринского ГКМ, где из-за глубины моря в 90 м необходимо применение технологии подводной добычи, подобной той, что используется на Киринском ГКМ. Россия пока не обладает такими технологиями. Отдельные компоненты подводного добычного комплекса (ПДК) еще только разрабатываются и перспективы выхода на реальный объект пока не ясны.
Продолжение МГ «Сила Сибири – 1» от Белогорска до Хабаровска имеет своей целью соединение в единую газотранспортную систему газопроводов Восточной Сибири и Дальнего Востока, а также газоснабжение Еврейской автономной области.
Строительство газопровода от Белогорска в Амурской области через Биробиджан в Еврейской автономной области до Хабаровска предполагалось еще в первоначальном варианте МГ «Сила Сибири – 1», который предусматривал сооружение МГ от Чаянды до Владивостока со строительством там крупного завода СПГ. В дальнейшем, когда была достигнута договоренность о поставках газа в Китай напрямую через Благовещенск, этот газопровод отошел на второй план. Однако в новых условиях, учитывая проблемы со сроками ввода в эксплуатацию Южно-Киринского ГКМ из-за отсутствия отечественных ПДК, сооружение МГ «Белогорск – Хабаровск» длиной 830 км может стать подстраховочным вариантом исполнения обязательств по поставкам газа в Китай по Дальневосточному маршруту.
О планах связать между собой МГ «Сила Сибири – 1» и МГ «Сахалин – Хабаровск – Вдадивосток», а затем включить их в единую систему газоснабжения России (ЕСГ) за счет строительства МГ «Сила Сибири – 2» было объявлено Президентом РФ на Восточном экономическом форуме – 2023 и на Российской энергетической неделе – 2023. Инженерные изыскания по объединению МГ «Сила Сибири – 1» и МГ Сахалин – Хабаровск – Вдадивосток проведены, в 2024 г. начнется его строительство. Завершить строительство газопровода планируется в 2029 г., однако «Газпром» совместно с Минэнерго РФ прорабатывают вопрос ускорения его строительства [17, 19, 20].
МГ «Сила Сибири – 2» (Западный маршрут экспорта газа в Китай) кроме экспортного предназначения должен сыграть роль связующего звена между газотранспортной системой восточных регионов России и Единой системой газоснабжения страны.
Планируемая экспортная мощность Западного маршрута – 50 млрд м3/год газа. Примерная протяженность – около 6,7 тыс. км, из них 2,7 тыс. км пройдут по территории России. Ресурсной базой МГ «Сила Сибири – 2» выступят месторождения Ямала и Надым-Пур-Тазовского района Ямало-Ненецкого автономного округа [21].
Маршрут МГ «Сила Сибири – 2» практически определен. Газопровод пройдет рядом с городами Ачинск, Красноярск, Канск, Саянск, Ангарск, Иркутск и далее по территории Республики Бурятия (южнее озера Байкал) до выхода к государственной границе России в районе населенного пункта Наушки, откуда начнется продолжение МГ «Сила Сибири – 2» по территории Монголии – МГ «Союз Восток». Проектно-изыскательские работы по проекту строительства МГ «Союз Восток» выполняются в полном соответствии с утвержденными планами и находятся в завершающей стадии. Рассматривается проект строительства газопровода-отвода от населенного пункта Наушки до Улан-Удэ (250 км) и далее до Читы (450 км) общей протяженностью 700 км. ПАО «Газпром» подписал с Республикой Бурятия и Забайкальским краем двухсторонние планы-графики газификации регионов до 2032 г. [17, 22, 23].
Ожидается, что Россия может объединить восточную и западную газотранспортные системы к 2030–2032 гг., причем до г. Красноярск инфраструктура будет доведена уже к 2028 г. [24].
Наиболее вероятной перемычкой, которая соединит МГ «Сила Сибири – 1» и «Сила Сибири – 2», представляется МГ «Ковыкта – Саянск» в Иркутской области. С этим газопроводом связаны давние проблемные планы правительства Иркутской области по развитию большой газохимии с увеличением производства полимеров в г. Саянске на базе ГХК АО «Саянскхимпласт». Проблема заключается в том, что для этого нужен этан, содержащий газ Ковыкты, а не метан из МГ «Сила Сибири – 2». Но газ Ковыкты «Газпром» ориентирует, в первую очередь, на закрытие контрактных обязательств с Китаем. На первый взгляд, суммарной добычи газа Ковыкты и Чаянды (52 млрд м3) должно хватить и для АО «Саянскхимпласт», т. к. на Амурский ГПЗ по плану необходимо подавать всего 42 млрд м3. Однако определенные объемы газа расходуются на собственные нужды газодобывающих и газотранспортных компаний, на газоснабжение Благовещенской ТЭЦ (около 1 млрд м3) и Нерюнгринской ГРЭС (около 2 млрд м3), а большая часть потребуется на поставки в Китай в рамках контракта по Дальневосточному маршруту через МГ «Белогорск – Хабаровск» пока не будет введено Южно-Киринское НГКМ на шельфе острова Сахалин.
Наряду с названными выше газопроводами в период до 2050 г. могут быть сооружены два МГ в Якутии. Так, по данным [25], компания «АЛРОСА-Газ» планирует построить установку комплексной подготовки газа на Среднеботуобинском НГКМ и 200‑километровый газопровод для газоснабжения Новоленской ТЭС, которую с августа 2023 г. возводит компания «Интер РАО» в Ленском районе Якутии. Кроме того, компания «ЯТЭК» планирует реализацию проекта Якутский СПГ на базе газа месторождений Средневилюйского и Тымтайдахского участков недр (планируется доведение годовой добычи до 28 млрд м3). Проект предусматривает строительство МГ протяженностью около 1358 км из Якутии до побережья Охотского моря (участки «Кысыл-Сыр – Амга» и «Амга – Аян») и завода СПГ проектной мощностью до 18 млн т/год в районе поселка Аян в Хабаровском крае [26]. В Красноярском крае по мере освоения Юрубчено-Тохомского и Собинско-Пайгинского месторождений может возникнуть необходимость сооружения МГ для подачи газа с этих месторождений в МГ «Сила Сибири – 2».
В таблице 1 представлены основные потенциальные источники газоснабжения восточных регионов России, а на рис. 2 – перспективные направления пространственного развития газотранспортной системы этих регионов в перспективе до 2050 г.
Таким образом, в ближайшие десятилетия в восточных регионах России может быть сформирована достаточно мощная газотранспортная система, способная обеспечить сетевым газом южные территории Сибирского и Дальневосточного федеральных округов, а три рассмотренных экспортных маршрута – Дальневосточный, Восточный и Западный – позволят увеличить поставки трубопроводного газа в Китай почти до 100 млрд м3/год.
Развитие газотранспортной инфраструктуры в удаленных и труднодоступных территориях восточных регионов России также актуально. Газификация в них совершенно не развита, и одной из причин такого положения является недостаточность газотранспортной инфраструктуры. Исключением являются несколько территорий, обладающих локальными системами газоснабжения на базе местных месторождений газа – Норильский промышленный район, Братский район Иркутской области, Чукотский автономный округ и Камчатский край.
В Норильском промышленном узле сформирована система межпромысловых и магистральных газопроводов АО «Норильсктрансгаз», по которым газ, добываемый АО «Норильск-Газпром» на Пеляткинском, Северо-Соленинском, Южно-Соленинском ГКМ и Мессояхском газовом месторождении (ГМ), транспортируется до городов Дудинка и Норильск. Газопровод диаметром 720 мм включает в себя участки «Пелятка – Северо-Соленинское – Южно-Соленинское – Мессояха», имеющие по две нитки, расположенные параллельно, и участок «Мессояха – Норильск» трехниточного исполнения. Общая протяженность ниток, входящих в состав МГ, составляет 1202 км. Газопровод пересекает реки Енисей, Норильская, Большая Хета, Малая Хета. Газотранспортная система обладает запасом прочности и эффективно обеспечивает бесперебойную поставку газа даже при пиковых сезонных нагрузках [27].
В перспективе, когда будут исчерпаны газовые запасы эксплуатируемых в настоящее время четырех месторождений, газоснабжение Норильского промышленного района может быть обеспечено морскими поставками СПГ с ямальских СПГ-проектов до Дудинки, а далее, после регазификации – по существующему МГ до Норильска.
Транспортировка природного газа в Чукотском автономном округе от Западно-Озерного ГМ, расположенного в Анадырском районе, по МГ «Западно-Озерное ГМ – г. Анадырь» обеспечивается ООО «Сибнефть-Чукотка». Транспорт природного газа осуществляется по герметизированному газопроводу протяженностью 105 км с наружным диаметром труб 219 мм [28]. В 2018 г. в рамках государственной программы «Энергоэффективность и развитие энергетики округа на 2016–2020 годы» началась реализация проекта по частичному переводу Анадырской ТЭЦ на сжигание газа, добываемого на Западно-Озерном месторождении. Для этого был проложен 7‑километровый газопровод к территории ТЭЦ, построен газораспределительный пункт [29].
В целях повышения энергетической и экономической эффективности функционирования автомобильного транспорта, развития рынка природного газа как моторного топлива необходимо строительство объектов газозаправочной инфраструктуры. Для развития газомоторного рынка и соответствующего увеличения объемов добычи и сбыта газа требуется существенная модернизация оборудования газового промысла и газотранспортной системы округа [30].
На развитие газотранспортной инфраструктуры региона ориентировано соглашение о взаимодействии между ПАО «НОВАТЭК» и правительством Чукотского автономного округа от 04.09.2019 г. Соглашение предусматривает строительство в Певеке терминала СПГ для бункеровки судов, следующих по Севморпути, замену Чаунской ТЭЦ, работающей на угле, на газовую станцию мощностью 70 МВт. Дополнительно по использованию СПГ запланировано строительство нескольких криогенных заправочных станций СПГ по пути следования автомобилей от месторождения Песчанка в Певек. Использование СПГ в качестве базового энергоносителя позволит сократить сроки его доставки в регион. Сейчас при завозе дизельного топлива путь до Чукотки составляет 14 дней из Мурманска и 21 день из Находки. А в случае СПГ доставка будет занимать три дня – из порта Сабетта в Певек. Кроме того, стоимость природного газа при доставке в Чукотский автономный округ будет примерно в два раза ниже, чем стоимость дизельного топлива при лучших эксплуатационных характеристиках.
Россия поддерживает развитие Северного морского пути как круглогодичного навигационного маршрута, соединяющего рынки Азиатско-Тихоокеанского региона и Европы. После выхода Морского перегрузочного комплекса сжиженного природного газа в Камчатском крае и проекта «Арктик СПГ – 2» на полную мощность, танкеры с СПГ будут проходить вдоль арктического побережья Чукотского автономного округа в течение всего года и практически ежедневно. Использование потенциала СПГ-проектов ПАО «НОВАТЭК» для газоснабжения удаленных северных районов будет способствовать замещению традиционных энергоносителей (уголь и дизельное топливо) на более чистый природный газ, что особенно важно для защиты экосистемы Арктики» [31].
В Камчатском крае для транспортировки природного газа от Кшукского и Нижне-Квакчикского месторождений до потребителей ПАО «Газпром» в 2010 г. построен и введен в эксплуатацию газопровод «Соболево – Петропавловск-Камчатский» протяженностью около 390 км, производительностью до 750 млн м3 газа в год. Газопровод стал основой для развития региональной системы газоснабжения и газификации населенных пунктов. [32, 33]. В соответствии с программой развития газоснабжения и газификации региона на новый пятилетний период – 2021–2025 гг., ПАО «Газпром» построит газопровод-отвод и ГРС «Раздольный», а также межпоселковый газопровод от этой ГРС до п. Раздольный Елизовского района. В результате будут созданы условия для газификации площадки «Зеленовские озерки» территории опережающего социально-экономического развития (ТОР) «Камчатка», а также пгт Раздольный [34].
Однако дальнейшее развитие газотранспортной системы Камчатского края оказалось под вопросом из-за проблем с добычей газа. По данным правительства Камчатского края, «Газпром» ранее заявил о дефиците объемов газа действующих месторождений в Соболевском районе. Если раньше программа газификации предусматривала поставку газа в объеме 750 млн м3, то сейчас предельный уровень добычи снижен почти в 2 раза – до 420 млн м3 в год (а в перспективе упадет до 150 млн м3), что не покрывает потребности уже газифицированных потребителей. Это негативно отразилось на работах по переводу на газ объектов энергетики региона, а также реализацию ряда крупных инвестиционных проектов [35].
Проблема ограниченности газификации Камчатского края может быть решена за счет морских поставок сахалинского СПГ с завода «Сахалин‑2», либо ямальского СПГ с морского перевалочного терминала «НОВАТЭК» в бухте Бечевинская. Обеспечить растущие потребности Камчатки в энергоносителях за счёт создания инфраструктуры по приёму и переработке сжиженного природного газа – такова главная цель дорожной карты газификации региона до 2025 г. [36].
Согласно дорожной карте, сжиженный газ на Камчатку предполагается поставлять в рамках проекта «Сахалин‑2». Для перевода Камчатского края на потребление СПГ необходимо реализовать проекты по созданию причалов и комплекса приёма сжиженного газа в бухте Раковая Авачинской губы. Кроме того, необходимо построить два газовоза-челнока вместимостью 5–10 тыс. т и плавучую регазификационную установку мощностью 650 млн м3 в год (474,5 тыс. т). Проект может обеспечить гибкость газоснабжения по объемам и видам газа (регазифицированный или сжиженный).
Начало газификации Магаданской области также становится возможным с морскими поставками СПГ. Так, ООО «Газпром» гелий сервис» в апреле 2023 г. произвел отгрузку партии сжиженного природного газа из Приморского края в г. Магадан. СПГ был произведен на малотоннажной установке сжижения природного газа (УСПГ) «Газпрома» на гелиевом хабе в Приморском крае. Партия СПГ предназначена для завода по производству и переработке рыбного жира компанией «Морской волк» в г. Магадан.
Компания «Морской волк» в феврале 2023 г. запустила в тестовом режиме единственный в России завод по переработке и рафинированию рыбного жира с дальнейшим производством капсулированного рыбного жира насыщенного Омега‑3. Поскольку производство требует нагрева продукции до 60–70 °C, то его газификация изначально предполагалась за счет СПГ с учетом более высокой экономической эффективности по сравнению с углем и газойлем. Предполагались доставка СПГ в танк-контейнерах и регазификация на комплексе предприятия. В качестве источников поставок рассматривались три варианта, преимущественным из них считался СПГ из Южно-Сахалинска, но в итоге был сделан выбор в пользу «Газпром гелий сервиса».
Для преодоления расстояния около 3 тыс. км была организована мультимодальная перевозка разными видами транспорта. Маршрут по морю проходит из порта Владивосток, куда груз доставляется СПГ-тягачами «Газпром гелий сервиса».
Развитие новых устойчивых маршрутов транспортировки СПГ дает ООО «Газпром гелий сервис» широкие возможности для отгрузки и доставки СПГ во все субъекты Дальневосточного федерального округа и позволяет сохранять лидирующие позиции в статусе единого перевозчика опасных грузов «Газпрома» в регионе [37].
Газификация Курильских островов в соответствии с программой развития газоснабжения и газификации Сахалинской области на 2021–2025 гг. также осуществляется на основе СПГ. Программа, в частности, предусматривает:
– газификацию объектов электроэнергетики и коммунального хозяйства Курильских островов;
– в 2023 г. строительство завода по производству малотоннажного СПГ на Сахалине, который будет работать для обеспечения потребности в газе Курильских островов;
– первый этап строительства в 2023 г. предполагал сооружение двух систем приема, хранения и регазификации СПГ на островах Итуруп и Кунашир;
– в 2025 г. строительство двух систем приема, хранения и регазификации СПГ на островах Шикотан и Парамушир.
Для этой цели планируется создание комплекса по сжижению газа (КСПГ) в районе села Дальнее, СПГ с которого будет доставляться специализированным автотранспортом в порт Корсаков, а далее – морем до Курильских островов. Итуруп, Кунашир и Шикотан в совокупности будут потреблять более 35 тыс. т/год СПГ. Создаваемый комплекс позволит обеспечить население этих островов доступным природным газом. Обеспечение Курил СПГ дает возможность перевести на газ угольные котельные и дизельные электростанции, что позволит повысить надёжность энергоснабжения и улучшить экологическую ситуацию [38, 39].
Анализ показывает, что развитие систем газоснабжения удаленных труднодоступных территорий СФО и ДФО, за исключением ограниченного числа территорий, имеющих собственные месторождения газа и локальные системы газоснабжения, представляется возможным, в первую очередь, с использованием СПГ. Принимая во внимание отсутствие на этих территориях железных дорог и автомобильных дорог соответствующего класса, основным видом транспорта для доставки СПГ следует рассматривать морской транспорт. Подтверждением тому являются уже реализованный проект по доставке СПГ из Приморского края в г. Магадан, а также запланированные проекты по доставке СПГ с Сахалина на Камчатку и Курильские острова. Это направление особенно актуально для арктических территорий, вдоль которых проходит морской маршрут экспорта ямальского СПГ в страны Северо-Восточной Азии.
Заключение
Анализ показывает, что под действием внутренних и внешних экономических и политических факторов последних десятилетий намечавшиеся в Восточной газовой программе РФ планы, в том числе в части формирования газотранспортной системы в восточных регионах России, были реализованы не в полной мере, не в тех масштабах и не в тех направлениях. К настоящему времени построена лишь часть из запланированных газодобывающих и газотранспортных объектов. В текущих условиях не рассматривается вариант переброски газа из Восточной Сибири в западном направлении в ЕСГ, а главным направлением является транспорт газа с запада на восток, причем не только восточносибирского, но и западносибирского, включая газ Ямала. При этом потенциальная годовая добыча источников для газоснабжения восточных регионов в ближайшей перспективе может составить более 680 млрд м3.
При формировании так называемой Восточной ГТС России выявились отдельные проблемы. В частности, из-за недоступности зарубежных технологий подводной добычи газа и отсутствия аналогичных отечественных технологий вероятна задержка с освоением Южно-Киринского ГКМ – главной сырьевой базы Дальневосточного экспортного маршрута в Китай. Временным решением этой проблемы представляется ускоренное сооружение МГ «Белогорск – Хабаровск» для транспортировки необходимых объемов восточносибирского газа для исполнения обязательств перед Китаем по соответствующему контракту. С этим связана и давняя проблема сооружения газопровода «Ковыкта – Саянск», необходимого для развития большой газохимии на ГХК АО «Саянскхимпласт» с использованием многокомпонентного ковыктинского газа. Очевидно, что до закрытия экспортных обязательств перед Китаем эта проблема не будет решена.
Несмотря на эти и другие проблемы, учитывая значительную ресурсную базу и острую необходимость замещения западных экспортных маршрутов восточными, можно ожидать, что в ближайшие десятилетия в восточных регионах России будет сформирована достаточно мощная газотранспортная система, способная обеспечить сетевым газом южные территории Сибирского и Дальневосточного федеральных округов, а три рассмотренных экспортных маршрута – Дальневосточный, Восточный и Западный – позволят увеличить поставки трубопроводного газа в Китай почти до 100 млрд м3/год.
При этом развитие систем газоснабжения удаленных труднодоступных территорий СФО и ДФО, за исключением ограниченного числа территорий, имеющих собственные месторождения газа и локальные системы газоснабжения, будет возможным в первую очередь с применением СПГ. Принимая во внимание отсутствие на этих территориях железных и автомобильных дорог соответствующего класса, основным видом транспорта для доставки сюда СПГ следует рассматривать морской транспорт. Это направление особенно актуально для арктических территорий, вдоль которых проходит морской маршрут экспорта ямальского СПГ в страны Северо-Восточной Азии.
Работа выполнена в рамках проекта государственного задания (№ FWEU‑2021-0004) программы фундаментальных исследований РФ на 2021–2030 гг. с использованием ресурсов ЦКП «Высокотемпературный контур» (Минобрнауки России, проект № 13.ЦКП.21.0038).
