Ключевые факторы и региональная специфика, оказывающие влияние на выбор оптимального маршрута

Исполнители: чл.-корр. РАН В.А. Каширцев, д.э.н. А.Г. Коржубаев, к.э.н. И.В. Филимонова, к.э.н. В.В. Харитонова, к.э.н. Л.В. Эдер.

Глобальные процессы энергообеспечения и сырьевая база газовой промышленности на востоке России

Анализ и прогноз развития российской и международной системы энергообеспечения указывают на дальнейшее увеличение в ближайшие десятилетия мирового потребления энергетических ресурсов, прежде всего – углеводородов. В региональном плане наиболее быстро спрос на нефть и газ будет возрастать в странах АТР, главным образом, в Китае, Индии, Индонезии, Филиппинах. Вместе с тем, в глобальном масштабе остается лишь несколько крупных сырьевых баз углеводородов, за счет которых возможно удовлетворение перспективных энергетических потребностей. Это – политически нестабильные Ближний Восток и Африка, экономически и технологически труднодоступные и геологически слабо изученные шельфы арктических морей, а также Север Западной Сибири (Ямало-Ненецкий и Ханты-Мансийский автономные округа) и территория Сибирской платформы (Иркутская область, объединенный Красноярский край, Республика Саха). Существуют также возможности значительного увеличения добычи нефти и газа на шельфе Дальневосточных морей (о-ва Сахалин и др.). Из перспективных источников энергетического сырья к емким рынкам АТР, включая крупнейшего в регионе импортера нефти и газа – Японии, быстро наращивающего импорт углеводородов – Китаю (второму после США потребителю энергии в мире), располагающей развитой инфраструктурой по переработке, транспортировке и хранению газа Южной Корее, наиболее приближены Восточная Сибирь и Дальний Восток.

Газовая промышленность – один из наиболее стабильно работающих элементов топливно-энергетического комплекса и всей экономики России, крупнейший элемент мировой системы энергообеспечения. Доля газа в первичном топливно-энергетическом балансе страны составляет около 50 %. Россия занимает первое место в мире по добыче, разведанным запасам и прогнозным ресурсам газа и обеспечивает около 25 % его мирового производства. Россия – крупнейший в мире экспортер газа, обеспечивающий более 40 % международных поставок.

Начальные суммарные ресурсы свободного газа России составляют 236,15 трлн м3, в том числе 160,3 трлн м3 – на суше и 75,8 трлн м3 – на шельфе. Разведанные запасы свободного газа (включая газ газовых шапок) превышают 47,8 трлн м3. Около 78 % разведанных запасов газа сосредоточено в Западной Сибири, более 7 % – на шельфе северных морей, 6,7 % – в европейской части, около 8,5 % – в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, включая шельф Охотского моря.

В рамках Энергетической стратегии России до 2020 г. стратегическими целями развития газовой промышленности являются: (1) стабильное, бесперебойное и экономически эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на газ; (2) развитие действующей Единой системы газоснабжения страны (ЕСГ) и ее расширение на Восток России; (3) совершенствование организационной структуры газовой отрасли с целью повышения экономических результатов ее деятельности и формирования либерализованного рынка газа; (4) обеспечение стабильных поступлений в доходную часть государственного бюджета и стимулирование спроса на продукцию сопряженных отраслей (металлургии, машиностроения и др.); (5) обеспечение экономических интересов России в Европе и сопредельных государствах, а также в Азиатско-Тихоокеанском регионе.

В 70-е – 80-е годы XX столетия в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) были созданы основы мощной сырьевой базы новых центров добычи нефти и газа, открыто большое число нефтяных и газовых месторождений, в том числе такие уникальные, как Юрубчено-Тохомское, Ковыктинское, Чаяндинское, крупные Талаканское, Верхнечонское, Собинское, Среднеботуобинское и др. На шельфе острова Сахалин открыты крупные месторождения – Чайво, Лунское, Пильтун-Астохское, Одопту.

По прогнозам СО РАН на этой территории имеются серьезные предпосылки для новых открытий и наращивания минерально-сырьевой базы. Правительство Российской Федерации в ряде документов («Стратегия экономического развития Сибири», утверждена распоряжением Правительства РФ № 765-р от 7.06.2002 г.; «Энергетическая стратегия России», утверждена распоряжением Правительства РФ № 1234-р от 28.08.2003; Постановление Правительства РФ от 13.03.2003 г.) одобрило формирование на этой базе нового крупного нефтегазодобывающего района. Ряд серьезных открытий сделан на северо-западе Сибирского федерального округа, в Туруханском районе Красноярского края и в Таймырском (Долгано-Ненецком) автономном округе.

Согласно оценке, выполненной ИГНГ СО РАН, на территории и акватории Восточной Сибири и Дальнего Востока начальные извлекаемые ресурсы углеводородов равны 85–90 млрд т условных углеводородов, в том числе нефти 20–22 млрд т, попутного газа – 1,5–2 трлн м3, свободного газа – 58–61 трлн м3, конденсата – 3–5 млрд т.

Для завершения разведки и подготовки к промышленной разработке открытых к настоящему времени нефтяных и газовых месторождений требуются инвестиции в объеме около 2,5 млрд долл. Инвестиции должны формироваться в основном за счет собственных средств компаний, а также финансовых ресурсов, привлеченных на условиях проектного финансирования.

В последние годы в процессе доразведки уже открытых месторождений (Ковыктинское, Юрубчено-Тохомское, Лунское, Пильтун-Астохское и др.) происходит значительное увеличение запасов. По оценке ИГНГ СО РАН, суммарные запасы газа на Ковыктинском месторождении и прилегающих к нему лицензионных участках могу3т составить не менее 3 трлн м3, извлекаемые запасы нефти Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакополения (Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское месторождения) равны около 1 млрд т, газа – 1,7–2,0 трлн м3, запасы газа Чаяндинского месторождения составляют не менее 1,3 трлн м3.

Вместе с тем, к настоящему времени в целом на территории и акватории Восточной Сибири и Дальнего Востока проведены сравнительно небольшие объемы ГРР и процесс выявления углеводородных месторождений находится в начальной стадии, что обусловливает низкую долю запасов высокодостоверных категорий в структуре начальных суммарных ресурсов. Степень разведанности начальных ресурсов нефти составляет 4,4 %, газа – 7,6 %.

В случае резкого расширения в регионе геологических и геофизических работ в пределах Непско-Ботуобинской, Байкитской, Катангской, Ангаро-Ленской областей Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции ожидается открытие новых месторождений со значительными объемами нефти, конденсата свободного и попутного газа.

Проблемы, перспективы и условия формирования новых центров газовой промышленности на востоке России

Отсутствие полномасштабного использования имеющейся ресурсной базы и на этой основе эффективного развития отраслей обрабатывающей промышленности, транспортной и коммунальной инфраструктуры приводит к серьезным социально-экономическим трудностям в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока (низкий уровень жизни большинства населения, перебои с энергообеспечением, высокая зависимость от привозного сырья), что усиливает негативные миграционные процессы и способствует ускорению депопуляции на значительной части этой территории.

Формирование новых крупных центров газовой промышленности в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке сдерживает ряд негативных факторов. Наиболее существенные из них:

• Многолетнее невыполнение рядом недропользователей крупнейших объектов условий лицензионных соглашений.
• Предоставление лицензий на геологическое изучение и добычу полезных ископаемых ряда крупных месторождений мелким недропользователям, не имеющим финансовых средств для освоения месторождений в предельно сложных физико-географических и природно-климатических условиях.
• Отсутствие согласованной политики администраций субъектов федерации на территории Восточной Сибири и Республики Саха, попытки проводить независимую политику освоения месторождений отдельных регионов без учета межрегиональных и общероссийских интересов.
• Отсутствие согласованной программы оптимального размещения трасс газопроводов, что сдерживает их проектирование и строительство.
• Недостаточно активная энергетическая дипломатия России в Азиатско-Тихоокеанском регионе.

Кроме того, в настоящий момент существенными сдерживающими факторами организации крупных поставок трубопроводного газа из России в страны Северо-Восточной Азии являются:

(1) отсутствие со стороны Правительств Китая, Кореи, Японии и их уполномоченных операторов (крупнейших газовых компаний) официальных гарантий относительно объемов российского газа, который они готовы закупать;

(2) отсутствие со стороны Правительств Китая, Кореи, Японии и их уполномоченных операторов четкой и однозначной позиции относительно формулы цены, по которой они готовы закупать российский газ на условиях долгосрочных контрактов;

(3) отсутствие со стороны Правительств Китая, Кореи, Японии и их уполномоченных операторов четкой и однозначной позиции относительно сроков, в которые они готовы начать закупки российского газа.

Эти вопросы тем более актуальны, потому что:

(1) пока не во всех странах Северо-Восточной Азии создана инфраструктура для приема, дистрибуции и использования значительных объемов российского газа, как, например, в странах Западной Европы и Северной Америки;

(2) продолжается рост спроса на газ в Европе, где в связи с экологическими проблемами и неустойчивостью конъюнктуры цен на нефть, происходит замещение нефтепродуктов газом; и Правительства европейских стран поднимают вопрос об увеличении поставок из России и других стран СНГ;

(3) как известно, при проведении переговоров о поставках нефти из России Правительствами стран Северо-Восточной Азии даны гарантии об объемах закупок и согласована формула цены; в результате в России уже начато строительство крупнейшего нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан»; для начала реального строительства магистральных газопроводов в Северо-Восточной Азии такие гарантии крайне необходимы.

Все эти факторы в совокупности делают крайне неопределенными реальные сроки формирования новых крупных центров добычи нефти и газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, уже отодвинули и продолжают отодвигать сроки начала реализации проектов.

Создание центров газовой промышленности на востоке России позволяет решить ряд крупнейших государственных проблем. Создание этих комплексов будет способствовать росту валового регионального продукта (ВРП) в регионе и росту ВВП в стране в целом, росту уровня и качества жизни населения в Восточной Сибири, резко улучшит демографическую обстановку в регионе, повысит рождаемость и изменит направленность миграционных потоков. Создание нового нефтегазового комплекса и газификация промышленных центров на юге Восточной Сибири существенно улучшит экологическую обстановку в этих центрах, в частности, в районе озера Байкал. Кроме того, уникальные свойства восточносибирских газов и нефтей позволят развернуть на юге Восточной Сибири крупнотоннажное, высокотехнологичное производство полимерных материалов, по использованию которых Россия далеко отстает от развитых стран мира, создать здесь центр по производству гелия мирового масштаба.

Важнейшие условия формирования восточносибирского газового комплекса – развитие транспортной инфраструктуры и расширение геологоразведочных работ.

Поскольку подавляющее большинство месторождений углеводородов Восточной Сибири нефтегазовые, осваивать ресурсы газа и нефти нужно в рамках единой национальной Программы.

Формирование на востоке страны новых крупных центров газа международного значения следует проводить в рамках единой для нефти и газа государственной программы. Необходимость комплексного освоения нефтяных и газовых запасов и ресурсов обусловлена:

• территориальным распределением и качеством (включая комплексный характер большинства месторождений, особый состав газов) сырьевой базы;
• высокой капиталоемкостью, социальной и геополитической значимостью проектов;
• рациональным размещением центров переработки и потребления, включая внешние рынки;
• необходимостью создания единой транспортной инфраструктуры.

Начальные геологические ресурсы гелия в регионе (около 70 млрд м3 при его концентрации в природном газе 0,2–0,6 %) превосходят современные ресурсы и запасы в США – крупнейшем производителе и экспортере гелия в мире. Ежегодная добыча гелия в Восточной Сибири и Республике Саха может полностью обеспечить внутренние потребности страны в этом ценном сырье для ряда высокотехнологичных отраслей гражданской и военной промышленности, позволит России занять доминирующие позиции на мировом рынке гелиевого концентрата. Необходимо предусмотреть строительство заводов по выделению гелия и его хранилищ.

Уникальные свойства восточносибирских газов и нефтей позволят развернуть на юге Восточной Сибири крупнотоннажное, высокотехнологичное производство полимерных материалов, по использованию которых Россия далеко отстает от развитых стран мира, создать здесь центр по производству гелия мирового масштаба. Такое производство следует развернуть, в первую очередь, в Иркутской области и Красноярском крае. Следует изучить возможность формирования подобных предприятий в Республике Бурятия и Читинской области. Это может существенно укрепить экономику этих регионов, улучшит социальную обстановку.

В долгосрочной перспективе возможна также организация промышленной добычи металлов (литий, магний, стронций и др.), содержащихся в высоких концентрациях в подземных рассолах нефтегазовых месторождений. Откладывать освоение этих месторождений на долгие годы – это, значит, сдерживать развитие экономики Восточной Сибири и Дальнего Востока, снижать темпы роста ВВП, снижать уровень и качество жизни населения, терять рынки для экспорта нашей продукции. Этого также допустить нельзя.

Имеется ряд принципиальных положений, связанных с необходимостью учета интересов социально-экономического развития Восточной Сибири и Республики Саха, повышением народнохозяйственного эффекта от освоения ресурсов и запасов месторождений углеводородов востока страны. Предусмотренная консервация на долгосрочную перспективу полномасштабного освоения ряда уникальных и крупных месторождений (Чаяндинское, Ковыктинское), затягивание с формированием предприятий глубокой переработки и химии углеводородов, региональная ограниченность проектов газификации – все это означает фактическое «замораживание» социально-экономического развития востока России, что расходится со стратегическими ориентирами, поставленными Президентом РФ В.В. Путиным.

Газ Восточной Сибири оказывается «заперт» на внутреннем рынке. Представляется целесообразным ориентировать экспорт сахалинского газа только в виде СПГ, а сетевой газ в Китай и Южную Корею поставлять из Восточной Сибири. Это стимулирует экономическое развитие обоих регионов. В проекте не предусматривается газификация сетевым газом Забайкалья – Республики Бурятия и Читинской области, что негативно скажется на социально-экономическом развитии этих регионов.

В проекте «Программы…» абсолютно правильно провозглашает необходимость переработки газа и выделения из него этана, пропан-бутановой фракции, гелия. Однако начать добычу газа программа предусматривает в 2008 г., а развивать газохимию только к 2020 г. В этих условиях необходимо: (1) немедленно с опережением по отношению к добыче газа развивать газопереработку, газохимию, гелиевую промышленность; (2) четко заявить, что на экспорт газ будет поставляться только после выделения из него этана, пропан-бутановой фракции, гелия, иначе это сделают за нас страны-импортеры, а Россия потеряет эти рынки для продуктов высокого передела на газохимических предприятиях.

При реализации стратегии развития нефтегазового комплекса на востоке России и обосновании переговорной позиции России по экспорту углеводородов в АТР следует выполнять следующие принципиальные положения:

(1) Недопустим экспорт природного газа без полного извлечения из него на российской территории углеводородов С2-С5 и гелия.

(2) Цены поставок сетевого природного газа в страны АТР должны соответствовать ценам европейского рынка либо несколько превышать их с учетом более высокой стоимости альтернативных поставок СПГ.

(3) При обосновании маршрутов транспорта газа необходим приоритет социально-экономическому развитию российских ресурсных и транзитных территорий.

(4) Целесообразно прямое участие ОАО «Газпром» в развитии инфраструктуры транспортировки, хранения, распределения и потребления газа на территории стран Северо-Восточной Азии: КНР, Монголии, КНДР, Республики Корея, Японии.

(5) Необходимо обеспечение политической и дипломатической поддержки участию российских компаний в создании либо приобретении объектов нефтегазообеспечения в странах – потенциальных потребителях российского сырья, продуктов нефтегазопереработки и нефтегазохимии; это позволит регулировать уровень и структуру спроса, обеспечить востребованность экспортных поставок. Противоречие.

Таким образом, необходим единый, системно организованный национальный проект формирования Восточно-Сибирского нефтегазового комплекса на основе взаимодействия государства, регионов и бизнеса. Для сбалансированного развития нефтегазового комплекса Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) необходимо:

• одновременное и согласованное развитие систем транспорта, как нефти, так и газа;
• развитие транспортной, энергетической и социальной инфраструктуры;
• развитие газоперерабатывающей и гелиевой промышленности;
• строительство хранилищ гелиевого концентрата, продуктопроводов и пр.;
• развитие нефте- и газохимических производств, обеспечивающих в крупных масштабах выпуск продукции с высокой добавленной стоимостью – уход с чисто сырьевого пути развития экономики.

Общие сведения о Ковыктинском ГМК. Ковыктинское газоконденсатное месторождение – одно из крупнейших в мире газовых месторождений и самое крупное в Восточной Сибири. Открыто в 1987 году. Географически месторождение расположено в Иркутской области, в 450 км к северо-востоку от г. Иркутска и 250 км к западу от озера Байкал. Месторождение территориально почти полностью входит в северо-восточную часть Жигаловского района (административный центр п. Жигалово), частично в Казачинско-Ленский район (административный центр п. Казачинск).

Ковыктинское месторождение расположено в пределах Лено-Ангарского плато, входящего в южную часть Средне-Сибирского плоскогорья. Рельеф района резко пересеченный, склоны водоразделов крутые. Абсолютные отметки водоразделов достигают отметок – 1200 метров. Минимальные отметки в долинах рек Лена и Орлинга – 380–400 метров. Территория месторождения почти повсеместно покрыта лесами. Вблизи месторождения и на его территории имеются месторождения гидроминерального сырья и строительных материалов.

Продуктивные отложения вскрыты двумя параметрическими, пятью поисковыми и 28 разведочными скважинами. Практически всеми скважинами за исключением двух, подтверждена его газоносность. Наряду с разведочным бурением на Ковыктинском ГКМ осуществлено бурение 3-х эксплуатационных скважин с удлинением горизонтального ствола в 365-576 м. При их испытании установлено увеличение продуктивности по отношению к вертикальному стволу в 2-2,5 раза.

По состоянию на 1.01.2007 г. оценка запасов газа на месторождении составила: по категориям С1 + С2 – 1978,6 млрд. куб. м, в том числе по категории С1 – 1406,6 млрд. куб. м, по категории С2 – 572 млрд. куб. м; извлекаемые запасы конденсата по категории С1 – 68,3 млн т, С2 – 15,5 млн т. В настоящее время завершается доразведка месторождения. Имеются перспективы прироста запасов газа и конденсата.

Принципиальные подходы к освоению Ковыктинского ГКМ. Для обеспечения экономической эффективности освоения Ковыктинского месторождения и устойчивой работы газового комплекса на востоке России необходимо формирование гибкой системы поставок газа, газового конденсата, гелия и других ценных компонентов природного газа на внутренний и внешний рынки. Емкость рынка природного газа Иркутской, Читинской областей и Республики Бурятия не превышает 4 млрд м3 природного газа. Поставки в Иркутскую область могут составить около 2,2 млрд м3, в Читинскую область и Республику Бурятия – 1,8 млрд м3 газа.

Для организации полномасштабного освоения разведанных запасов и повышение коммерческой эффективности проекта необходимо формирование поставок природного газа в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) и на экспорт в страны АТР, организация глубокой переработки газа, формирование гелиевой промышленности. Поставки в ЕСГ и на экспорт могут составить не менее 30 млрд м3.

С целью обеспечения промышленной эксплуатации месторождения целесообразно: (1) строительство газоперерабатывающего завода и химического производства для получения этилена на базе «СаянскХимПласта» с установками по стабилизации газового конденсата, производству пропан-бутановых смесей, выделению и сжижению гелия; (2) строительство участка газопровода от Ковыктинского ГКМ до Саянска; (3) строительство участка трубопровода от Саянска до Ангарска – Иркутска, (4) строительство магистрального газопровода Саянск – Проскоково, соединение с ЕСГ; (5) строительство магистрального газопровода экспортного назначения.

Объем капитальных вложений, необходимых для разработки месторождения составит не менее 7 млрд. долл., из них в бурение скважин – свыше 2,1 млрд. долл., в обустройство промысла (площадки, шлейфы, подъездные пути, установки комплексной подготовки газа, центральный компрессор, конденсатопровод, сооружения для доставки газа и др.) – около 5 млрд. долл. Капитальные вложения в строительство газоперерабатывающего и гелиевого заводов, включая трубопровод для транспортировки гелиевого концентрата и систему подземного хранения гелия, составят около 1,4 млрд долл. Газоразделение должно производиться путем двухступенчатого охлаждения всего потока газа, который затем будет разделяться в колонне на фракции: метановую, этановую и пропан-бутановую. Этановая фракция установки газоразделения в печах пиролиза будет трансформироваться в этилен, направляемый на действующие производства пластмасс «СаянскХимПласта». Выделяемый газовый конденсат (в основном смесь пентанов и гексанов) может служить сырьем для производства бензина и дизельного топлива.

Методика оценки социально- экономической эффективности инфраструктурного проекта

В соответствии с Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов общественная эффективность крупномасштабного проекта, его социально-экономический эффект, измеряется как чистый доход, получаемый общественной системой страны в целом за период осуществления проекта. По своему содержанию он представляет собой суммарный чистый доход инвесторов, налоговых поступлений в бюджетную систему России от реализации проекта, прирост (уменьшение) чистых доходов в смежных отраслях, бюджетных поступлений от прироста деятельности в смежных отраслях и прирост реальных доходов населения в регионах реализации проекта.

Общественный эффект представляет собой прирост валового регионального продукта (ВРП) за вычетом совокупных инвестиционных затрат в реализацию проекта. Напомним, что валовой региональный продукт представляет собой совокупный доход, получаемый резидентами и населением региона.

Экспертиза общественной эффективности различных вариантов трасс экспортного газопровода с Ковыктинского месторождения в страны АТР основывается на следующих исходных посылках:

1. Магистральный экспортный газопровод – представляет собой инфраструктурный проект, инициирующий освоение Ковыктинского ГКМ, газовых и газоконденсатных месторождений Восточной Сибири и Р. Саха (Якутия), расположенных в непосредственной сфере влияния трассы газопровода, развитие газоперерабатывающей и газохимической промышленности на Востоке страны, создает экономические предпосылки для газификации коммунально-бытового сектора и энергетики в регионах прохождения трассы газопровода.

2. Мультипликативный экономический эффект представляет собой интегральный общественный эффект от создания экспортного коридора газопроводов от Ковыктинского месторождения. Он выражается приростом регионального продукта в нефтегазовом комплексе и магистральном трубопроводном транспорте и рассчитывается как сумма чистого дохода инвесторов + бюджетные поступления в бюджетную систему России от реализации проектов разработки месторождений + бюджетные поступления от трубопроводного транспорта + прирост валового регионального продукта в смежных отраслях и социальной сфере регионов, возникающий вследствие развития этих отраслей.

К смежным отраслям относятся отрасли, производящие продукцию или услуги для отраслей нефтегазового сектора, предприятия по переработке углеводородного сырья и гелия, размещаемые в регионе, а также отрасли социальной сферы, предоставляющие услуги занятым в нефтегазовом комплексе и членам их семей.

Прирост валового регионального продукта в смежных отраслях представляет собой косвенный эффект реализации крупномасштабного проекта в регионах его осуществления.

Таким образом, интегральный показатель общественной эффективности представляет собой разность между интегральными доходами, образуемыми в экономике в результате реализации инфраструктурного проекта, и затратами на возмещение экологического ущерба, включая инвестиции в охрану окружающей среды.

Интегральные доходы представляют собой сумму следующих показателей:

• чистый дисконтированный доход инвестора в магистральный транспорт нефти и газа, полученный в результате эксплуатации трубопроводов,
• налоги и отчисления в бюджет, выплаченные пользователем трубопроводов,
• чистый дисконтированный доход недропользователей, полученный в результате разведки и освоения объектов углеводородного сырья,
• налоги и отчисления в бюджет, выплаченные недропользователем,
• косвенные мультипликативные доходы от экономического роста в регионах, участвующих в реализации инфраструктурного проекта.

Экологический ущерб предполагается оценить на окончательном этапе, после представления материалов экологической экспертизы.

Оценка экономической и бюджетной эффективности вариантов магистрального газопровода проведена по имитационной динамической модели финансово-экономической оценки строительства и функционирования магистральных трубопроводов, разработанной в ИЭОПП СО РАН. В ней воспроизводится динамика строительства и эксплуатации трубопровода в течение активного функционирования:с 2007 по 2025гг. Предполагается, что 15 лет активного функционирования при высоком уровне использования проектной мощности - срок, достаточный для амортизации большей части основных фондов трубопровода.

Исходные посылки модели:

1. Средний срок строительства линейной части трубопроводов – 3 года, газокомпрессорной станции – 1 год, проектная мощность осваивается за 1- 3 года после окончания линейной части трубопровода по мере ввода мощностей газокомпрессорных станций.

2. Трудоемкость строительства принята по аналогии с трудоемкостью строительства на Севере Западной Сибири, Ямал - Западная Европа. Среднегодовой темп роста производительности труда в строительстве – 2%.

3. Загрузка трубопровода сбалансирована в динамике с объемами добычи газа в Восточной Сибири и Республика Саха (Якутия), с учетом баланса поставок газа на внутренний рынок субъектов Федерации Восточной Сибири и Дальнего Востока и на экспорт в КНР. Предполагается, что в восточных регионах России максимальное потребление природного газа составит 10- 20 млрд.м3, а экспортные потоки 25-50 млрд.м3 газа в период 2015-2025 гг.

Экологический и социальный эффекты освоения Ковыктинского ГКМ. Освоение Ковыктинского газоконденсатного месторождения и строительства объектов добывающей, перерабатывающей и транспортной инфраструктуры может существенным образом изменить экологическую обстановку не только в Иркутской области, но и, в зависимости от сценария, в регионах Восточной Сибири и Забайкалье. Вместе с тем, это может повлиять на уклад жизни части коренного населения, а также обострить гидрологическую обстановку в регионе. Часть трасс будет проходить по водосборной территории озера Байкал. Освоение Ковыктинского газоконденсатного месторождения приведет к значительным изменениям в природных комплексах, как от самого освоения, так и от использования территорий, на которых будут прокладываться дороги и трубопроводы, создаваться объекты перерабатывающей инфраструктуры.

Воздействие на экологическую ситуацию неизбежно при реализации любого крупного промышленного проекта. Одновременно, следует отметить, что в настоящее время «экологический» фактор при выборе проектов используется как элемент в конкурентной борьбе. С учетом значимости реализации проекта для долгосрочного социально-экономического развития Восточной Сибири, усиления ее экономических и геополитических интересов в мире, при необходимости нужно принять соответствующие поправки в экологическое законодательство.

При рассмотрении экологических вопросов, связанных с освоением Ковыктинского газоконденсатного месторождения, важно учесть две группы факторов: (1) социально-экологические, (2) природно-экологические. Воздействие этих факторов на экологическую обстановку будет распространяться в зависимости от сценария – на юг Иркутской области и в Забайкалье; на юг Иркутской области и Красноярского края; в Саянско – Ангарском промышленном узле на юге Иркутской области

Социально-экологический эффект будет заключаться в:

• улучшении экологической обстановки в населенных пунктах российских восточных территорий за счет газификации, прежде всего, в сокращении загрязнения воздушного и водных бассейнов, что особенно актуально для Прибайкалья;
• повышении эффективности и экологической безопасности работы промышленных предприятий охватываемых территорий за счет газификации,
• создании дополнительных рабочих мест при строительстве и эксплуатации систем транспортировки газа и продуктов его переработки,
• обеспечении интересов коренного населения осваиваемой территории, сохранении жизненного уклада и культурных традиций, развитии их экономики и культуры за счет дополнительных налоговых поступлений от строительства и эксплуатации объектов газовой промышленности; прямого финансирования социальной сферы газовыми компаниями.

При этом важно не допустить кризиса в работе угольных предприятий региона за счет обеспечения рационального соотношения цен на внутреннем рыке угля и газа, повышения производительности труда при переориентации части занятых на объекты газовой газоперерабатывающей и газохимической промышленности, введения специальных транспортных тарифов при поставках угля на сверхдальние расстояния.

Природно-экологический эффект будет заключаться в: улучшении экологической обстановки в охватываемом регионе в целом, включая воздушные, лесные и водные природные массивы, в результате газификации, техногенном воздействии на среду обитания животных и растений, появлении новых рисков, связанных со строительством и эксплуатацией объектов производственной и транспортной инфраструктуры.

Особое внимание следует уделять охране пресных подземных вод при проходке и испытании скважин, а также при захоронении в глубокие горизонты попутных подземных вод с высокой минерализацией. При ликвидации последствий аварий на магистральных газопроводах следует предусмотреть мероприятия, направленные на охрану подземных вод. На всем протяжении трассы газопровод будет оказывать воздействие на расселение и сезонные перемещения животных, на отдельных участках – их миграции. Для сохранения биоразнообразия необходимо обеспечить максимальное сохранение структуры обитания фауны и редких животных. Следует оценивать техногенное воздействие и следить за состоянием не отдельных компонентов, не отдельных видов животного или растительного мира, а всей системы в целом. Территория проектируемого освоения является самым крупным массивом кедровых лесов в Иркутской области и самым крупным массивом малонарушенных лесов в центральной её части, исключая север Иркутской области. Эти леса в основном отнесены к категории орехопромысловых зон и представляют собой особо ценные природные комплексы.

Прогностическая оценка внутренних и внешних рынков газа с учетом геополитических факторов, продуктов нефтехимии, гелия и т.д. с учетом возможностей поставок с КГКМ

Внутренний рынок газа. В зависимости от направления формирования газопроводной системы в Восточной Сибири целевыми рынками, газа добываемого в Иркутской области, могут стать регионы Сибирского и Дальневосточного федерального округов (СФО и ДФО), либо потребители европейской части России, подключенные к Единой системе газопроводов РФ (ЕСГ). При строительстве экспортного газопровода из Восточной Сибири в страны АТР газ будет поступать в регионы СФО, при сооружении трубопровода из Иркутской области до Проскоково газ будет поступать в ЕСГ и распределяться российским потребителям, подключенным к этой системе.

Основными центрами потребления газа в Сибирском и Дальневосточном федеральных округах являются юг Западной Сибири (Омская, Новосибирская, Кемеровская и Томская области, Алтайский край и Республика Алтай), Иркутская область, Красноярский край, Забайкалье (Республика Бурятия и Читинская область) и субъекты Дальневосточного ФО. В настоящее время в топливно-энергетическом балансе этих регионов доминирует уголь, если проекты газификации Восточной Сибири и Дальнего Востока будут реализованы, в энергетических балансах восточных районов России значительно повысится роль газа. Частичная замена угля повысит стабильность работы и экологическую безопасность этих энергетических систем, позволит развить нефте- и газохимию. Вместе с тем, нельзя не учитывать, что, ввиду занятости значительной части населения в угольной отрасли и недопустимости дальнейшего снижения уровня добычи угля в России в целом, замена в энергобалансе угля газом должна производиться очень осторожно.

В 2005 г. на юге Западной Сибири использование газа находилось на уровне 10 млрд м3. Относительно высокое потребление природного газа в этом регионе связано с прохождением на этой территории магистральных газопроводов «Парабель–Кузбасс», «Усть-Балык-Омск», «Новосибирск–Барнаул–Троицкое». В перспективе системе энергообеспечения юга Западной Сибири ожидается опережающий рост использования газа (табл. 2.1.). Будет происходить вытеснение мазута из тепло- и электроэнергетики за счет перевода на газ и увеличения использования угля на новой технологической основе. Продолжится газификация коммунально-бытового сектора и промышленности. Также будет увеличиваться использование природного газа в качестве моторного топлива. Согласно прогнозу потребление газа составит в 2010 г. 13,2 млрд м3, в 2020 г. – 18, млрд м3, в 2030 г. – 22,9 млрд м3. Спрос на газ будет полностью удовлетворяться за счет поставок из Ямало-Ненецкого автономного округа и Томской области.

Таблица 2.1. Прогноз потребления природного газа в Сибирском и Дальневосточном федеральных округах до 2030 г., млрд м3
	2005	2010	2015	2020	2025	2030
Сибирский федеральный округ	14,9	20,7	25,9	31,1	34,8	38,6
Юг Западной Сибири	10,7	13,2	15,6	18,0	20,5	22,9
Красноярский край	4,2	6,3	8,3	10,4	11,5	12,5
Республики Тыва и Хакасия	-	0,8	0,9	1,0	1,0	1,1
Забайкалье	-	0,5	1,1	1,7	1,9	2,1
Дальневосточный федеральный округ	6,4	9,3	12,1	15,0	18,8	22,5

В настоящее время потребление природного газа в Красноярском крае составляет около 4 млрд м3. Основная часть газа добывается и используется на севере Красноярского края в районе Норильского промышленного узла. В дальнейшем в средне- и долгосрочной перспективе в Красноярском крае прогнозируется быстрый рост использования газа, прежде всего в промышленно развитых южных районах края. Часть существующих электростанций будет переведена на газовое топливо, кроме того, будут развиваться промышленные объекты по производству газохимии. Будет проведена газификация коммунально-бытового сектора и промышленности, что позволит решить ряд социальных и экономических проблем, улучшить экологическую ситуацию в крае, особенно, в крупнейших промышленных центрах. Согласно прогнозу потребление газа в крае возрастет к 2010 г. до 6,3 млрд м3, к 2020 г. – до 10,4 млрд м3, к 2030 г. – до 12,5 млрд м3. Спрос на газ будет удовлетворяться за счет поставок из месторождений, расположенных в Таймырском и Эвенкийском автономных округах Красноярского края и, частично, из месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа и Томской области.

На сегодняшний день в Республиках Тыва и Хакасия сетевой природный газ не потребляется. Однако за пределами 2008-2010 гг. по мере формирования инфраструктуры по поставкам сетевого природного газа возможно начало его использования в этих регионах. Здесь также как и в других субъектах федерации Восточной Сибири будет происходить частичное вытеснение мазута из тепло- и электроэнергетики за счет перевода на газ и увеличения экологически безопасного использования угля. Будет проведена газификация коммунально-бытового сектора и промышленности, что позволит решить ряд социальных и экономических проблем, улучшить экологическую ситуацию в населенных пунктах этих республик. Согласно прогнозу потребление газа в Республиках Тыва и Хакасия возрастет к 2010 г. до 0,8 млрд м3, к 2020 г. – до 0,81 млрд м3, в 2030 г. – 0,92 млрд м3. Спрос на газ будет удовлетворяться в основном за счет поставок из месторождений, расположенных в Красноярском крае и Иркутской области.

Начало использования сетевого природного газа в Забайкалье произойдет после завершения строительства газопровода из Иркутской области. К этому времени в регионе должна быть создана инфраструктура по распределению и использованию газового топлива. Будет происходить вытеснение мазута из тепло- и электроэнергетики за счет перевода на газ и увеличения использования угля на новой технологической основе. Будет проведена газификация коммунально-бытового сектора и промышленности, что позволит решить ряд социальных и экономических проблем, улучшить экологическую ситуацию в регионе. Согласно прогнозу потребление газа в Забайкалье составит в 2010 г. 0,42 млрд. м3, в 2020 г. – 1,39 млрд. м3, в 2030 г. – 1,74 млрд. м3. Спрос на газ будет удовлетворяться в основном за счет поставок из месторождений, расположенных в Красноярском крае, Иркутской области и Республике Саха.

В средне- и долгосрочной перспективе в Иркутской области прогнозируется быстрый рост энергопотребления, что обусловлено общеэкономическим подъемом и дальнейшим развитием традиционных для региона (металлургия, нефтепереработка, химия) и новых (нефтегазодобыча) энергоемких отраслей промышленности использования газа. В условиях наличия значительного гидроэнергетического потенциала рост спроса на газ будет происходить за счет вытеснение мазута из тепло- и электроэнергетики, развития химической промышленности, газификация коммунально-бытового сектора и промышленности, развития инфраструктуры газомоторного топлива. Часть добываемого в области газа будет расходоваться для прокачки в другие регионы страны и на экспорт. Согласно прогнозу потребление газа в области возрастет к 2010 г. до 6,25 млрд м3, к 2020 г. – до 10,42 млрд м3, к 2030 г. – до 12,5 млрд м3. потребности в газе в области будут полностью удовлетворяться за счет собственной добычи, при этом систему газообеспечения будут поступать транзитные объемы газа из месторождений, расположенных в Красноярском крае.

Прогнозируется, что в средне- и долгосрочной перспективе в системе энергообеспечения Дальнего Востока будет происходить опережающий рост использования газа. Продолжится газификация коммунально-бытового сектора и промышленности. Также будет увеличиваться использование природного газа в качестве моторного топлива. Согласно прогнозу потребление газа составит в 2010 г. 11,1 млрд м3, в 2020 г. – 18, млрд м3, в 2030 г. – 27 млрд м3. Спрос на газ будет удовлетворяться в основном за счет поставок из месторождений, расположенных на шельфе о-ва Сахалин, в Республике Саха, в Иркутской области и Красноярском крае, частично, для местных нужд за счет добычи в Камчатской области.

Таким образом, целевым рынком сбыта газа месторождений Ангаро-Ленской ступени могут быть Иркутская область, Забайкалье и Республика Хакасия. Кроме того, при строительстве магистрального газопровода из Иркутской области до Проскоково газ добываемый в Иркутской области будет поступать в Единую газопроводную систему России.

Внешний рынок газа. При сооружении экспортного трубопровода из Восточной Сибири в страны АТР целевыми рынками могут стать Китай, Корея, Япония. При строительстве газопровода из Иркутской области до Проскоково экспортным рынков станет Европа.

Ожидается, что в Китае будет происходить опережающий рост потребления газа и моторного нефтяного топлива. Однако, наиболее быстрыми темпами будет развиваться спрос на газ, что обусловлено экологическими, технологическими и экономическими факторами. Согласно прогнозам мировых энергетических агентств значение этого показателя в 2010 г. может составить 60-70 млрд. м3, в 2020 г. – 100-155 млрд м3, в 2030 г. – 110-260 млрд м3 (табл. 2.2.).

Таблица 2.2. Прогноз потребления газа в Китае до 2030 гг., млрд м3
	2005	2010	2020	2030
ИГНГ СО РАН, 2006	44,0	61,0	155,0	260,0
EIA, 2005	44,0	60,5	145,4	185,2
RIIA, 2005*	44,0	64,4	101,9	111,4
AGPRC**	44,0	72,5	155,0	260,0
* Royal Institute of International Affairs
**Secretary General of Asia Gas and Pipeline Research Centre

По данным Asia Gas and Pipeline Research Center of China опережающим ростом будет увеличиваться потребление газа в энергетике, доля которого в 2010 г. может составить 32,3 % (табл.2.3.).

В то же время будет интенсивно расти доля потребления этого энергоносителя в коммунально-бытовом хозяйстве. Несмотря на то, что рост использования газа в химии и промышленности также будет наблюдаться, доля его использования в этих секторах экономики сократится. В связи с относительно низким потреблением газа в Северо-Восточной части Китая, Бохайском кольце, а также в Дельте Янзы опережающим ростом будет расти использование этого энергоносителя в этих регионах (табл. 2.4.).

Таблица 2.3. Прогноз структуры спроса на газ в Китае в 2005-2020 гг., млрд м3
	2005		2010		2015		2020
	млрд м3	%	млрд м3	%	млрд м3	%	млрд м3	%
Энергетика	12,2	27,8	23,4	32,3	49,9	32,2	84,5	32,5
Химия	9,9	22,4	12,3	17	25,6	16,5	41,6	16
Промышленность	10,9	24,8	15,2	21	32,4	20,9	53,8	20,7
Коммунально-бытовое хозяйство	11	25	21,5	29,7	47,1	30,4	80	30,8
Всего	44	100	72,5	100	155	100	260	100

Таблица 2.4. Прогноз спроса на газ в Китае c дифференциацией по регионам до 2020 гг., млрд м3
	2005		2010		2015		2020
	млрд м3	%	млрд м3	%	млрд м3	%	млрд м3	%
Юго-Западная часть Китая	7,3	16,7	8,3	11,4	15,8	10,2	23,6	9,1
Юго-Восточная часть Китая	7,0	15,9	13,0	17,9	28,3	18,3	41,7	16,0
Дельта Янзы	5,8	13,2	10,2	14,0	24,0	15,5	44,9	17,3
Бохайское кольцо	5,6	12,8	13,2	18,3	28,5	18,4	49,6	19,1
Центрально-Южная часть Китая	5,4	12,3	7,2	9,9	17,0	11,0	31,3	12,1
Северо-Западная часть Китая	5,2	11,8	6,0	8,3	12,2	7,9	20,2	7,8
Северо-Восточная часть Китая	5,1	11,5	10,8	14,9	21,7	14,0	35,7	13,7
Центрально-Западная часть Китая	2,6	5,8	3,8	5,2	7,4	4,8	13,0	5,0
Всего	44,0	100,0	72,5	100,0	155,0	100,0	260,0	100,0

По прогнозу ИГНГ СО РАН потребление газа в Китае в 2010 г. может составить около 60 млрд. м3, в 2020 г. – 155 млрд. м3, в 2030 г. – 260 млрд. м3. Открытия в последние годы в Таримском и Ордосском бассейнах, а так же в Бохейванском заливе ряда крупных газовых месторождений (Дина, Сулигэ, Лунегу, Корла и др.) не позволяют ни сейчас, ни в будущем удовлетворить потребности Китая в этом виде топлива. Однако это стимулирует создание инфраструктуры газообеспечения (трубопроводы, ТЭЦ с использованием газа, в качестве топлива, газораспределительные сети и др. установки), что в долгосрочной перспективе будет стимулировать рост импортных поставок.

По прогнозам мировых энергетических агентств, а так же крупнейших национальных нефтегазовых компаний (PetroChina, Sinopec) добыча газа в 2010 г. может составить 71-78 млрд. м3, в 2020 г. – 94-106 млрд. м3, в 2030 г. – 115-121 млрд. м3. По прогнозу ИГНГ СО РАН значение этого показателя в 2010 г. составит 55 млрд. м3, в 2020 г. – 75 млрд. м3, в 2030 г. 90 млрд. м3 (табл. 2.5.).

Таблица 2.5. Прогноз добычи газа в Китае до 2030 гг., млрд м3
	2005	2010	2020	2030
ИГНГ СО РАН, 2006 IPGG SB RAS, 2006	40,0	55,0	75,0	90,0
CNPC, 2005*	40,0	78,0	106,7	121,0
RIIA, 2005**	40,0	71,7	94,6	115,2
* China National Petroleum Corporation
** Royal Institute of International Affairs

Нетто-импорт может составить в 2010 г. 29 млрд. м3, в 2020 г. – 120 млрд. м3, в 2030 г. – 247 млрд. м3 (табл.2.6.).

Таблица 2.6. Прогноз нетто-импорта газа в Китай до 2030 гг. (прогноз ИНГГ СО РАН, 2006), млрд м3
	2005	2010	2020	2030
Добыча	45,0	55,0	75,0	90,0
Потребление	44,0	61,0	155,0	260,0
Нетто-импорт	-1,0	6,0	80,0	170,0

Анализ ресурсных, технических и экономических возможностей по созданию инфраструктуры и возможностей поставок сжиженного природного газа из Индонезии, Австралии, Малайзии, Катара и др. стран указывает на то, что для обеспечения устойчивой работы энергетики и транспорта Китай будет вынужден покупать значительные объемы сетевого газа из России. В настоящее время руководство этой страны приняло концепцию развития национальной газовой отрасли, составной частью которой стало подписание протокола с Россией о закупках 20 млрд. м3. Ожидается, что в долгосрочной перспективе ввиду отсутствия возможностей крупномасштабных поставок этого вида топлива из других стран, возможно наращивание экспорта газа из России до 50 млрд. м3 в год.

В то же время китайское руководство подтвердило намерение заключить с Индонезией, Австралией и Малайзией договор на импорт сжиженного природного газа. Поставки могут начаться после 2007-2008 гг. В долгосрочной перспективе крупными поставщиками СПГ в Китай станут страны Персидского залива, обладающие значительными объемами доказанных запасов газа и перспективами наращивания инфраструктуры по экспорту этого вида сырья. Согласно информации Qatar Gas компания намерена через 10 лет увеличить объем экспорта сжиженного природного газа с 14 до 40 млн. т в год. Основными покупателями станут Китай, Корея, Индия и ряд европейских стран. Таким образом, поставки газа из Катара в 2030 г. могут составить 35-40 млрд. м3, из Ирана – 20-25 млрд. м3, из Саудовской Аравии, ОАЭ и Кувейта по 10-15 млрд. м3, из Омана – 5-10 млрд. м3.

Таким образом, в долгосрочной перспективе (после 2010 г.) Китай будет значительно наращивать объем потребления газа, в первую очередь за счет импорта. Импорт возрастет в в 2020 г. – 80 млрд. м3, в 2030 г – 170 млрд. м3. Поставки из других регионов могут удовлетворить лишь часть импортного спроса Китая. Ожидается, что емкость китайского рынка для импорта Российского газа составит в 2015 г. – 10 млрд. м3, в 2020 г. –20 млрд. м3, в 2030 г. – 30-50 млрд. м3.

В настоящее время потребление газа в Южной Корее полностью удовлетворяется за счет импортных поставок сжиженного природного газа. В 2005 г. основная часть поставок осуществлялась из Катара в объеме 9,3 млрд. м3 (в переводе на исходное вещество), из Индонезии – 8,5 млрд. м3, Омана – 7,0 млрд. м3, Малайзии – 7,3 млрд. м3.

Согласно прогнозу американского энергетического агентств EIA значение этого показателя в 2010 г. может составить 46 млрд. м3, в 2020 г. – 84 млрд. м3, в 2030 г. – 111 млрд. м3 (табл. 2.7.). По прогнозу ИГНГ СО РАН потребление газа в Южной Корее в 2010 г. может составить 40 млрд м3, в 2020 г. – 55 млрд м3, в 2030 г. – 90 млрд м3. Значительная часть тепло- и электроэнергетики Южной Кореи использует в качестве топлива мазут.

Таблица 2.7. Прогноз потребления газа в Южной Кореи до 2030 гг., млрд м3
	2005	2010	2020	2030
ИГНГ СО РАН, 2006 IPGG SB RAS, 2006	34,8	40,0	55,0	90,0
EIA, 2005	34,8	46,2	84,7	111,7

С целью диверсификации использования энергоносителей в этом секторе экономики, чтобы обезопасить себя от возможных срывов поставок нефти и нефтепродуктов из Персидского залива и улучшить экологическую ситуацию в стране часть электростанций будет переведена на газ. Кроме того, планируется использования газа в качестве моторного топлива на части транспорта, главным образом муниципального. Бензин и дизельное топливо будут заменены газом. Демонополизация корейской газовой промышленности и реструктуризация национальной газовой компании COGAS также создаст благоприятные возможности для дальнейшего эффективного развития этого сектора экономики. Несмотря на то, что Корея приглашает иностранные сервисные компании, такие как Halliburton, для проведения геологоразведочных работ, ожидая открытия значительных запасов нефти и газа, эксплуатация которых по информации Korea National Oil Corp. сможет удовлетворить до 10 % спроса на эти виды энергоносителей, прогнозы ИГНГ СО РАН более осторожные. Нетто-импорт в 2010 г. в этой стране может составить не менее 40 млрд. м3, в 2020 г. – 55 млрд. м3, в 2030 г. – 90 млрд. м3 (табл. 2.8).

Таблица 2.8. Прогноз нетто-импорта газа в Южную Корею до 2030 гг. (прогноз ИГНГ СО РАН, 2006), млрд м3
Показатель / Год	2001	2010	2020	2030
Добыча	0,0	0,0	0,0	0,0
Потребление	34,8	40,0	55,0	90,0
Нетто-импорт	34,8	40,0	55,0	90,0

С целью обеспечения гарантированного импорта газа Южная Корея заинтересована в строительстве газопровода из России. Ожидается, что экспорт сетевого природного газа из РФ после 2010 г. может составить 10 млрд м3, в 2020 г. – 15 млрд. м3, в 2030 г. – 20 млрд. м3. Однако основным способом поставок газа в Корею останется СПГ. Компания COGAS приобрела доли в СПГ – проектах в Катаре и Омане, поэтому экспорт из этих ближневосточных стран будет доминировать на корейском рынке, наряду с поставками из Индонезии, Малайзии и Брунея. Строительства завода по сжижению природного газа на Сахалине позволит России выйти на корейский газовый рынок. Объем поставок из РФ СПГ в 2010 г. может составить 2 млрд. м3, в 2020 г. – 6 млрд. м3, в 2030 г. – 10 млрд. м3.

Таким образом, ввиду отсутствия собственной ресурсной углеводородной базы и опережающего роста потребления газа в области электроэнергетики, транспорта и коммунально-бытовой сферы Корея будет значительно наращивать объем использования газа. Импорт возрастет в 2010 г. до 40 млрд м3, в 2020 г. – 55 млрд м3, в 2030 г – 90 млрд м3. Поставки из других регионов могут удовлетворить лишь часть импортного спроса Кореи. Ожидается, что емкость корейского рынка для импорта российского природного газа составит после 2010 г. – 12 млрд м3, в 2020 г. – 21 млрд м3, в 2030 г. – 30 млрд м3, в том числе импорт сетевого газа после 2010 г. – 10 млрд м3, в 2010 – 15 млрд м3, в 2020 – 20 млрд м3; сжиженного газа в 2010 г. – 2 млрд м3, в 2020 г. – 6 млрд м3, в 2030 г. – 10 млрд м3.

В настоящее время в Японии ведется незначительная добыча газа в объеме 2,5 млрд. м3, однако основная часть потребляемого газа удовлетворяется за счет импорта СПГ. Япония – крупнейший импортер СПГ в мире. В 2001 г. импорт составил 76,5 млрд м3 значительная часть поставок осуществлялась из Индонезии в объеме 24,7 млрд. м3 (в переводе на исходное вещество), Малайзии – 15,7 млрд. м3, Австралии – 10,1 млрд. м3, Катара – 8,3 млрд. м3, Брунея – 8,2 млрд. м3 и других регионов (табл. 2.9).

Таблица 2.9. Газообеспечение в Японии в 2005 г., млрд. м3
Добыча	2,5
Потребление	79,0
Импорт	76,5
Сетевой газ	0,0
Сжиженный газ	76,5
Индонезия	24,7
Малайзия	15,7
Австралия	10,1
Катар	8,3
Бруней	8,2
ОАЭ	6,9
США	1,8
Оман	0,8

По прогнозу ИГНГ СО РАН потребление газа в Японии в 2010 г. может составить 90 млрд. м3, в 2020 г. – 110 млрд. м3, в 2030 г. – 130 млрд. м3 (табл.2.10). Значительная часть тепло- и электроэнергетики Японии использует в качестве топлива мазут. С целью диверсификации использования энергоносителей в этом секторе экономики и защиты себя от возможных срывов поставок нефти и нефтепродуктов из Персидского залива, улучшения экологической ситуации в стране при значительной плотности населения, часть электростанций будет переведена на газ.

Таблица 2.10. Прогноз потребления газа в Японии до 2030 гг., млрд м3
Показатель / Год	2005	2010	2020	2030
ИГНГ СО РАН, 2006 IPGG SB RAS, 2006	79,0	90,0	110,0	130,0
EIA, 2005	79,0	91,2	118,5	139,8
TGC, 2005*	79,0	79,8	91,0	93,8
* Tokyo Gas Co

В виду отсутствия значительных запасов газа в перспективе ожидается некоторое снижение добычи газа в Японии с 2,5 до 1,5 млрд. м3. Нетто-импорт в 2010 г. в этой стране может составить не менее 88 млрд. м3, в 2020 г. – 108 млрд. м3, в 2030 г. – 128 млрд. м3 (табл. 2.11).

Таблица 2.11. Прогноз нетто-иморта газа в Японию до 2030 гг. (прогноз ИГНГ СО РАН, 2006), млрд м3
	2005	2010	2020	2030
Добыча	2,5	2,5	2	1,5
Потребление	79,0	90	110	130
Нетто-импорт	76,5	87,5	108	128,5