Аренда офисов в Мурманске

 

Главная Масштабы морских перевозок нефти и других углеводородов в Западной Арктике
Масштабы морских перевозок нефти и других углеводородов в Западной Арктике Печать E-mail

В настоящее время 90% нашего экспорта нефти и газа поступает на европейский рынок, что совершенно неоправданно


(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 в Европе обеспечивается 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. 


Азиатско-тихоокеанский рынок в 1990 г. потреблял 600 млн т нефти и более чем на 20% отставал от Северо-Американского 


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

Наименование рынков (стран)  Доля импорта в потреблении, %   Доля импорта в потреблении, %   Доля импорта в потреблении, % 
годы 1997 2010 2020 
Северная Америка 44,6 52,4  58,0 
Европа 52,5 67,2 79,0 
Страны Азиатско-Тихоокеанского региона   88,8 91,5 92,4 
в том числе Китай  22,3 61,0 76,9 
Индия  57,4  85,2 91,6 

 

 

 

 

 

 

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.м3 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 будет зависеть от возможностей ледокольного обслуживания шельфовых месторождений и морских перевозок нефти на перегрузочные терминалы 


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

№ пп Маршрут транспортировки Дальность морской перевозки, км Общие транспортные расходы от месторождения до США, долл./т 
1 Баку – Тбилиси – Джейхан (Средиземное море) – США  6400  31,9 
2 Западная Сибирь – КТК (Черное море) – США  6685  29,9 
3 Западная Сибирь – «Дружба» (Алгим, Средиземное море) – США  6038  29,5 
4 Западная Сибирь – Мурманск – США  5800  24,7 
5 Персидский залив – США  12800  19,5 

 

 

 

 

 

 

 

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).


в 2002 г. на экспорт вдоль норвежского побережья было перевезено более 4 млн т нефти, а в 2006 году объем превысил 12 млн 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

Еще статьи на тему "нефти":

Стратегия освоения морских месторождений нефти и газа Арктики

Совершенствование системы реагирования на аварийные разливы нефти

Оценка воздействия возможных аварийных разливов нефти в Кольском заливе на окружающую среду

Банк данных нефти в Мурманской области 

Об экономической оценке ресурсов нефти и газа арктического шельфа России

Месторождения нефти и газа на акваториях западной Сибири: прогноз залежей


busy
 

Добавить комментарий

Защитный код
Обновить

Язык сайта:

English Danish Finnish Norwegian Russian Swedish

Популярное на сайте

Ваш IP адрес:

54.81.96.11

Последние комментарии

При использовании материалов - активная ссылка на сайт https://helion-ltd.ru/ обязательна
All Rights Reserved 2008 - 2017 https://helion-ltd.ru/

.
Designed by Helion LTD