(ПРОГНОЗНАЯ ОЦЕНКА НА 2010-2030 гг.) 

СЕЛИН В.С., ВИНОГРАДОВ А.Н. 
Кольский научный центр РАН, Россия 

Основные перспективы и проблемы развития экономики в Западном секторе российской Арктики в целом и Баренцевоморской провинции в частности связаны с ожидаемой крупномасштабной обработкой прибрежных и шельфовых месторождений нефти и газа. 

В случае экспорта энергоносителей при отработке месторождений арктического шельфа Российская Федерация может ориентироваться на три глобальных рынка: Европейский (ЕР), Северо-Американский (САР) и Азиатско-Тихоокеанский (АТР), каждый из которых имеет свои особенности. 

В настоящее время 90% нашего экспорта нефти и газа поступает на европейский рынок (6,5% в АТР и 3,5% в САР), что совершенно неоправданно, как с точки зрения рыночной теории, так и с точки зрения темпов развития соответствующих регионов и динамики экономических связей, требований геополитического положения. ЕР – самый медленно растущий рынок (до 2020 года – не более 15%), но с сильным изменением экспортного баланса. Сейчас около 50% нефти и газа обеспечивается в Европе из месторождений Северного и Норвежского морей, а к прогнозному году эта доля будет менее 25% (табл.1). Естественно, что как правительства, так и ведущие корпорации этих стран ищут источники замещения, отсюда их повышенный интерес к отработке даже такого сложного месторождения, как Штокмановское. 

Однако с точки зрения развития морских перевозок Европейский рынок вряд ли будет представлять серьезный интерес для Мурманского транспортного узла (по нефти и газу) в связи с экономически более выгодным развитием трубопроводных систем. Морская транспортировка на Балтийском и Черном морях также весьма проблематична из-за датских и турецких проливов. 

Таблица 1 

Степень зависимости от импорта крупнейших рынков углеводородного сырья  

Азиатско-тихоокеанский рынок наиболее динамичен: если в 1990 г. он потреблял 600 млн т нефти и более чем на 20% отставал от Северо-Американского, то уже в 2005 году он превысил 1 млрд т и на 18% превысил продажи САР. С учетом таких темпов и необходимости диверсификации укрепление позиций отечественных компаний на этом рынке вполне оправдано. Однако транспортировка нефти предполагается трубопроводными системами до побережья Тихого океана (6000 км) и смешанном варианте до Тайшета (4000 км) и далее железнодорожным транспортом в Китай. Необходимо отметить, что капитальные и эксплуатационные затраты транспортировки по сложному рельефу определяют предварительные затраты 72 долл. за тонну в первом случае и 55 долл. во втором. Такой уровень затрат делает экономически обоснованным транзит нефти по Северному морскому пути на условиях полной окупаемости при технологическом решении проблемы проводки танкеров дедвейтом 50 тыс. т и выше. И хотя соответствующие проекты пока не рассматриваются, можно констатировать, что именно транзит углеводородного сырья мог бы послужить «локомотивом» оживления всей деятельности на трассе СМП. 

Однако в принятой концепции нефтепровод мощностью 60 млн т в АТР практически исключает возможность перевозки нефти из Обской губы (Ванкорская группа месторождений) и из Енисейского залива (терминал на Диксоне) через Мурманский транспортный узел в Северную Америку. Аналогичная ситуация сложится при строительстве газопровода в Китай мощностью 60 млрд.м? в отношении ранее проектировавшихся заводов по сжижению газа на полуострове Ямал (Харасавейское и Бованенковское месторождения). 

Наконец, Северо-Американский рынок наиболее перспективен с позиций морской транспортировки, особенно на трассе Мурманск – атлантическое побережье США хотя бы в силу высокой экономичности этого вида перевозок. Можно отметить, что в настоящее время все комбинированные схемы дороже «чисто» морских (табл.2). 

Развитие Мурманского транспортного узла в части транспортировки углеводородного сырья и транзита по Северному морскому пути будет в определяющей мере зависеть от возможностей ледокольного обслуживания шельфовых месторождений и доставки нефти на перегрузочные терминалы. Серьезность фактора ледовой обстановки показывает длительность обустройства Приразломного месторождения в Печорском море, которое не может выйти на режим добычи с отставанием уже более 5 лет от проектного срока. Можно отметить, что ни одно из норвежских нефтяных или газовых месторождений, включая «Белоснежку» в Баренцевом море, не осваивалось в условиях сложной ледовой обстановки. Постоянный ледовый покров там практически отсутствует, тогда как на проектируемых к освоению объектах российской шельфовой зоны его продолжительность до шести месяцев в течение года. 

Таблица 2 
Транспортные расходы при различных схемах перевозок нефти  

По оценке норвежской береговой охраны, уже в 2002 г. на экспорт вдоль норвежского побережья было перевезено более 4 млн т нефти, а в 2006 году объем превысил 12 млн т. Предполагалось, что в 2015 г. Российская Федерация может обладать мощностями для экспорта до 150 млн т через северную Атлантику. Береговые и рейдовые терминалы отправляют нефть напрямую или через перегрузочные комплексы Кольского полуострова. 

Архангельский морской торговый порт включает в себя три грузовых района: нефтебаза (мощность около 3 млн т); насыпные грузы, в первую очередь уголь (мощность до 2 млн т); генеральные грузы (до 100 тыс. контейнеров в год, около 1 млн т). Однако уже более 10 лет в связи с резким сокращением объемов "северного завоза" порт перерабатывает не более 2.5 млн т груза в год, то есть работает на 40% мощности.

Отгрузка угля не производится. В 2006 г. закончены модернизация и расширение нефтяного терминала до 6 млн т в год, однако фактический оборот пока не превышает 4 млн т, до 80% которого перегружается через Мурманские терминалы на танкеры большей грузоподъемности (до 150 тыс. т, тогда как Архангельский порт не может принимать танкеры более 20 тыс. т). 

Ввод нефтяного терминала в Северодвинске затягивается, но в 2009 г. он может выйти на проектную мощность в 2.5 млн т. Учитывая, что этот порт обладает хорошими подходными глубинами (до 20 метров) и может принимать танкеры грузоподъемностью до 70 тыс., то весьма вероятны транзитные экспортные отправки на ЕР, минуя перегрузочные терминалы Кольского залива. 

При определении числа судов рейсов, характеризующих экспортные операции, в расчет принималась грузоподъемность: 

по нефти – 50 тыс. т из портов Витино и Северодвинск, 100 тыс. т из порта Мурманск (с 2010 г. из Мурманска – 120 тыс. т); 

по углю – 20 тыс. т из портов Архангельск и Кандалакша, 100 тыс. т из порта Мурманск; 

по газу – 150 тыс. т сжиженного природного газа. 

С учетом изложенных подходов к развитию мировых рынков и прогнозам динамики портовых мощностей в Баренцевом и Белом морях приводим оценку вероятных грузопотоков в этих акваториях. 

Общий объем экспорта нефти из российских портов Баренцева моря увеличится с 15 млн т в 2007 году до 45- 60 млн т к 2030 году, общее число рейсов судов, экспортирующих нефть, возрастет от 200-250 в 2010 году до 375-500 в 2030 году, в том числе количество судов в США и Канаду возрастет с 15 в 2007 году до 60 в 2010.

Общий объем экспорта сжиженного природного газа (СПГ) из российских портов Баренцева моря увеличится с 8-16 млн т в 2015 году до 30-45 млн т в 2030, число рейсов судов, экспортирующих СПГ, возрастет с 55-110 в 2015 году до 350-375 в 2030, в том числе число судов в США/Канаду увеличится с 45-90 в 2015 году до 220-330 в 2030.

Общий объем экспорта угля из российских портов Баренцева моря возрастет с 12 млн т в 2007 году до 35 млн т в 2030, число судов увеличится со 150 в 2007 году до 350 в 2030 году, в том числе количество судов в США/Канаду с 2015 года до 2030 увеличится с 20 до 40. 

ТРАНСПОРТ

Комментарии (0)

RSS feed Comments

Имя

Электронный адрес

Вебсайт

Заголовок

Комментарий

smaller | bigger

Subscribe via email (Registered users only)

Напишите отображаемые буквы

Добавить комментарий