Эксперты оценили перспективы перехода от морских маршрутов к трубопроводам

Слушать.

Москва. Ситуация с Ормузским проливом вновь напомнила миру о рисках зависимости от ключевых морских маршрутов. Как должна измениться стратегия развития транспортной инфраструктуры для энергоресурсов: стоит ли делать ставку на расширение трубопроводных систем или важнее диверсифицировать пути поставок? Агентство нефтегазовой информации попыталось ответить на эти вопросы вместе с ведущим аналитиком ФНЭБ Игорем Юшковым и президентом Союза нефтегазопромышленников России Генадием Шмалем.

Игорь Юшков считает, что радикальных изменений в общей стратегии не произойдет: рынок будет воспринимать угрозу перекрытия Ормузского пролива как временный риск. Тем не менее ситуация в регионе подтолкнет страны к поиску способов снизить зависимость от этого маршрута. Наиболее вероятный ответ - строительство новых и расширение существующих нефтепроводов.

«Объединенные Арабские Эмираты (ОАЭ), например, уже рассматривают такие варианты. В стране есть нефтепровод в обход Ормузского пролива - он идет к Оманскому заливу, в порт Фуджейра. Сейчас его мощность составляет 1,8 млн б/с, и ее целесообразно увеличить до 4-5 млн барр. - в соответствии с реальными объемами добычи», - отмечает эксперт.

Другой вариант, по словам аналитика, - проложить маршрут через территорию Саудовской Аравии к портам на Красном море. Однако это осложняется непростыми политическими отношениями между странами: сначала потребуется достичь соответствующих договоренностей. При этом даже строительство нового маршрута не гарантирует полной энергетической безопасности.

«Иран уже демонстрировал способность наносить удары по ключевым объектам - в том числе по нефтепроводу в Саудовской Аравии, ведущему к порту Янбу на Красном море. Из‑за атак, в т. ч. с применением беспилотников, отгрузка через этот порт временно прекращалась. К тому же протяженность предполагаемого маршрута из ОАЭ к Красному морю будет значительной, а значит, проект окажется весьма затратным», - добавляет Игорь Юшков.

Аналогичные шаги могут предпринять и другие страны региона. Например, Саудовская Аравия может рассмотреть вариант расширения своих нефтепроводов до 9-10 млн б/с для вывода мощностей к Красному морю. Ирак тоже может модернизировать нефтетранспортную систему, чтобы перекачивать сырье с южных месторождений на север и выходить к турецкому порту Джейхан.

«Идея проложить нефтепровод через территорию Израиля к Средиземному морю, о которой иногда говорят, вряд ли будет реализована, - считает ведущий аналитик ФНЭБ. - В целом же фокус сместится не на создание принципиально новых маршрутов, а на расширение уже существующих нефтетранспортных артерий - это позволит снизить зависимость от Ормузского пролива при выводе нефти на мировой рынок».

Особую сложность испытывает Катар: на его территории расположены заводы по производству сжиженного природного газа (СПГ), и любая альтернатива потребует строительства аналогичных мощностей за рубежом. Например, при улучшении отношений с Саудовской Аравией Катар мог бы проложить газопроводы к Красному морю - но тогда ему пришлось бы возводить новые СПГ‑заводы уже на территории партнера. Это крайне затратно и снижает контроль над экспортом, поэтому вопрос о том, как его обезопасить, остается для Катара открытым.

Игорь Юшков отмечает, что Китай, в свою очередь, заинтересован в снижении зависимости от морских маршрутов - в частности, от Малаккского пролива. В условиях геополитического давления со стороны США страна может расширить сеть нефте‑ и газопроводов через Мьянму.

«В целом глобальная трансформация от морского транспорта к трубопроводам вряд ли произойдет. Однако страны будут уделять больше внимания надежности поставок. Китай, например, уже переосмысливает приоритеты: маршруты с юга (более уязвимые) уступают в приоритете северным направлениям. Не исключено, что КНР решится подписать контракт по газопроводу «Сила Сибири - 2». Шансы на это особенно высоки в текущем году - в т. ч. в ходе крупных международных мероприятий, таких как ПМЭФ», - добавляет эксперт.

Кроме того, Китай может активнее включиться в проекты арктического СПГ, в т. ч. «Арктик СПГ‑2».

«Если с 2025 года страна начала принимать санкционный СПГ, то в дальнейшем она вполне может помочь России в строительстве СПГ‑танкеров ледового класса для вывоза продукции, - считает Игорь Юшков. - Возможно, КНР также возобновит сборку модулей оборудования, которые затем будут доставляться в Белокаменку и монтироваться на железобетонных платформах для СПГ‑завода. В результате поднебесная получит больше арктического СПГ (в т. ч. по сниженным ценам - за исключением поставок «Ямал СПГ») и укрепит энергетическую безопасность».

Развитие инфраструктуры для транспортировки нефти и газа в России

В СССР была создана уникальная система трубопроводного транспорта нефти и газа, которую специалисты считают величайшим инженерным сооружением XX века. В Советском Союзе построили 250 тыс. км магистральных и около 600 тыс. км распределительных газопроводов. Кроме того, проложили порядка 80 тыс. км магистральных нефтепроводов и 20 тыс. км продуктопроводов.

«В постсоветский период строительство магистралей продолжилось. Один из ключевых проектов - нефтепровод ВСТО («Восточная Сибирь - Тихий океан»). Идея проложить нефтепровод на восток возникла еще в 1967-1968 годах, когда началась добыча нефти в Западной Сибири. Тогда обсуждался вариант маршрута «Тюмень - Токио», но приоритет отдали развитию железнодорожного транспорта - в Госплане СССР посчитали, что выгоднее перевозить нефть по железной дороге», - рассказывает президент Союза нефтегазопромышленников России Генадий Шмаль.

Позднее идея строительства нефте‑ и газопроводов в восточном направлении вновь стала актуальной. Решающий вклад в реализацию проекта ВСТО внес Семен Вайншток, возглавлявший Транснефть. Сегодня система ВСТО перекачивает более 84 млн тонн нефти в год при проектной мощности 80 млн тонн. В рамках проекта построен порт Козьмино на Дальнем Востоке и отвод в Китай мощностью 30 млн тонн. В целом поставки нефти в КНР превышают 100 млн тонн в год.

Помимо ВСТО, были созданы две системы БТС («Балтийская транспортная система») для поставок моторных топлив, в основном из Центрального района. Еще один значимый проект - газопровод «Сила Сибири - 1», который вышел на проектную мощность 38 млрд куб. м газа в год, а фактически прокачал около 40 млрд куб. м. Также построены нефтепроводы «Заполярье - Пурпе» и «Куюмба - Тайшет», обеспечившие доступ северо‑восточных месторождений к системе Транснефти.

«Без ВСТО освоение многих месторождений Восточной Сибири было бы невозможно. Из более чем 80 млн тонн, перекачиваемых по этому трубопроводу, около 60 млн тонн добывается непосредственно в Восточной Сибири. В перспективе ожидается полное заполнение ВСТО нефтью из этого региона. Академик Андрей Трофимук поддерживал развитие Восточной Сибири как ключевого нефтегазового региона, считая, что к освоению арктического шельфа стоит переходить лишь через 20-25 лет», - подчеркивает Генадий Шмаль.

Среди других перспективных проектов - газопровод в направлении Мурманска мощностью около 40 млрд куб. м в год. Из них примерно 10 млрд куб. м предполагается использовать для нужд Мурманской области и Карелии, а 30 млрд - сжижать и экспортировать. Его реализация пока задерживается из‑за неопределенности с исполнителем: Газпром сначала проявил интерес к строительству, затем отказался. Более целесообразным видится участие Новатэка, у которого есть опыт в строительстве СПГ‑заводов.

«Важный вопрос - развитие сети продуктопроводов. В России их протяженность составляет всего 22 тыс. км, тогда как в США - 240 тыс. км. Это более чем в 10 раз меньше, и даже не все аэропорты подключены к заводам для снабжения авиатопливом», - рассказывает Генадий Шмаль.

По словам эксперта, Транснефть активно работает над снижением зависимости от западных технологий: построены заводы по производству насосов для трубопроводов диаметром до 1 200 мм и соответствующих электродвигателей. Авиационные заводы Уфы, Перми и Рыбинска разработали турбины для компрессоров при перекачке газа. Уфимский завод «Газпромтрансгаз Уфа» запустил в серию турбину мощностью 16 МВт и работает над моделью на 25 МВт.

Президент Союза нефтегазопромышленников считает, что Стратегия развития до 2050 года не дает четкого ответа на вопрос о дальнейшем расширении инфраструктуры. При этом растет необходимость повышения давления в магистралях: если раньше в газопроводах оно составляло 75 атмосфер, а в нефтепроводах - 56 атмосфер, то сейчас на «Силе Сибири» - 100-120 атмосфер, а на «Голубом потоке» через Черное море - более 250 атмосфер. Это требует новых компрессоров, насосов и труб, способных выдерживать высокие нагрузки.

«Остаются проблемы с техникой для работы в северных условиях: отечественные турбоукладчики уступают зарубежным аналогам (например, КамАЗу японской сборки, работающему при −50…−60 °C), - добавляет Генадий Шмаль. - Также актуален вопрос сварки: ранее использовался комплекс «Север‑1» для автоматической сварки труб диаметром 1 420 мм (было сварено около 60 000 стыков), но производство на Новопсковском заводе прекращено. Сегодня наблюдается дефицит сварщиков и технологий для новых проектов, включая «Силу Сибири - 2».

Внедренная в Транснефти система внутритрубной диагностики позволила существенно сократить число аварий. Однако, как отмечает эксперт, без собственных научных разработок сложно обеспечить долгосрочную надежность и эффективность инфраструктуры. Опора на науку, как это было при освоении Западной Сибири, остается ключевым условием дальнейшего развития трубопроводного транспорта.

Фото с сайта Трансфнеть.рф