Появление и развитие технологии извлечения углеводородов из глинистых пород, прозванное «сланцевой революцией», существенно повлияло на мировой рынок нефти и газа. «Распространён тезис о кратковременности этого бума, особенно большой скепсис высказывают в нашей стране, – замечает директор Института проблем нефти и газа СО РАН Анатолий Сафронов. – Если относительно сланцевого газа его можно понять, потому что у нас много традиционного природного газа, то в отношении добычи нефти ситуация иная». Но и в части «голубого топлива», следует из его доклада, сланцы уже оказали влияние на мировой рынок, которое в дальнейшем будет усиливаться. Так, в США объявлено о строительстве 20 заводов по производству сжиженного природного газа, суммарная мощность которых составит 200 млн тонн. Сейчас мировой рынок СПГ, на котором в качестве поставщика доминирует Катар, составляет 150 млн тонн, причём наи­более ёмкую нишу занимают Япония, Южная Корея и Китай. Но к 2020 году на нём за счёт сланцевых углеводородов появятся ещё 60 млн тонн законтрактованного сырья из Северной Америки. При этом необходимо учитывать, что сейчас стоимость природного газа в США в разы ниже, чем в Северо-Восточной Азии: к примеру, в хабе Хёрста на восточном побережье он обходится в 2 доллара за 1 млн британских термических единиц (71,6 доллара за 1 тыс. кубометров), тогда как в Японии – в 16 долларов за миллион британских термических единиц, или 572,8 доллара за тысячу кубов. Так что появление североамериканского СПГ на этом рынке неизбежно приведёт к снижению цен.

Начало поставок сжиженного природного газа из Северной Америки в Европу намечено на 2016 год, при этом законтрактованные объёмы поставок сырья из США составляют 43 млн тонн, а из Канады – 15 млн тонн. Вдобавок Германия планирует с 2020 года импортировать канадский СПГ. Одновременно будет наращиваться объём поставок трубопроводного газа в государства Евросоюза из Центральной Азии и с Ближнего Востока, тогда как экспорт из России, напротив, будет сокращаться. 

Пределы роста

Последнее обстоятельство учтено в готовящейся Энергетической стратегии России на период до 2035 года. В её основных положениях, находящихся в открытом доступе, сказано, в частности, что роль Азиатско-Тихоокеанского региона возрастёт, а его доля в зарубежных поставках газа через 20 лет достигнет 31% вместо нынешних 6%. На перспективы экспорта разработчики документа, подготовленного до наступления нынешнего экономического кризиса, смотрят довольно оптимистично. Так, в целевом сценарии, предполагающем рост ВВП России в ближайшие два десятка лет в среднем на 3,8%, его объём к 2035 году достигнет 360 млрд кубометров. В сценарии риск-анализа, построенном на росте ВВП в 2,8%, речь идёт о 300 млрд кубометров. Для сравнения: по итогам 2014 года за рубеж было поставлено 183,3 млрд кубометров газа, что на 6,7% меньше, чем в 2013 году. Объём добычи при этом составил 641 млрд кубометров, а по замыслу разработчиков Энергостратегии, к 2035 году он может вырасти до 860–940 млрд кубометров. 

Отчасти с этим согласны некоторые участники конференции, проходившей в Иркутске. «Прогнозируемая добыча газа к 2050 году позволит не только удовлетворить внутреннюю потребность, но и обеспечить экспорт до 300 миллиардов кубов, – сообщает ведущий научный сотрудник ИСЭМ СО РАН Анатолий Лагерев. – Объёмы добычи газа принимались по материалам тех энергетических организаций, которые занимаются этими вопросами, и рассматривались в наших расчётах как предельные возможности добычи газа в стране». Основой такого прогноза стал сценарий, по которому ВВП России до 2025 года будет расти на 2,9–3,7% в год с последующим замедлением в следующем десятилетии до 2,4–3,6% в год и снижением до 2,2–3% ежегодно в 2035–2050 годы. 

Как следствие, добыча газа в России в первой половине XXI века, по прогнозу, возрастёт до 840–875 млрд кубометров ежегодно, из которых 555–575 млрд кубометров будут уходить на внутренние нужды. Основным регионом-поставщиком останется Западная Сибирь, в которой объём добычи к 2035 году возрастёт до 605–645 млрд кубометров, а впоследствии снизится до 600–615 млрд кубометров ежегодно. Ожидается, что на фоне истощения действующих месторождений в Надым-Пуртазовском районе возрастёт добыча на Ямале, Обско-Тазовской губе и в Большехетской впадине. В Восточной Сибири, согласно тому же прогнозу, к 2035 году будут добывать 50–60 млрд кубометров природного газа в год, а к 2055 году – до 55–65 млрд кубометров. Это возможно при благоприятных условиях, в которых будет организована полномасштабная разработка Ковыктинского месторождения. Чуть больше – 71–73 млрд кубометров к 2035 году и 72–77 кубов к 2050 году – будут добывать на Дальнем Востоке за счёт освоения месторождений в Якутии и на шельфе Охотского моря. Разработка Штокмановского месторождения может привести к тому, что объём добычи в европейской части России возрастёт соответственно до 100 и 115–120 млрд кубометров в год. 

«Экспорт газа в перспективе будет определяться экономической эффективностью, – добавляет Лагерев. – Он будет зависеть от мировых цен на газ и цен предложения на российский газ». Наиболее перспективным в этом смысле выглядит азиатский рынок – разница между внутренними ценами и экспорт­ной стоимостью здесь выше, чем в Европе. Как следствие, объём экспорта на запад к 2050 году снизится почти в полтора раза: 140–147 млрд кубометров против 219 млрд кубометров в 2013 году, достигнутых за счёт перепродажи сырья из Средней Азии и Азербайджана. В свою очередь, поставки на восток могут возрасти более чем в десять раз с 15 млрд кубометров в 2013 году до 155 млрд кубометров в 2050 году. Приоритетными маршрутами при этом должны стать газопроводы «Сила Сибири» и «Алтай», которые дополнят существующий терминал на Сахалине. Единственное условие – реализованы должны быть оба проекта. Точно так же планы по увеличению объёмов добычи связаны с тем, что в жизнь претворят все планы по освоению ресурсов Ямала и Штокмановского месторождения. 

Элементы неопределённости

Современные экономические реалии, впрочем, внушают определённый скептицизм. Другая группа учёных – заместитель директора ИСЭМ СО РАН Сергей Сендеров и ведущий научный сотрудник Виктор Рабчук – представили более пессимистичный прогноз, ограниченный 2030 годом. В его основе лежит предположение о ежегодном росте валового внутреннего продукта на 

2,5–3%. «Хотелось бы больше, но пусть хотя бы так», – подчёркивает Сендеров. Причина – «крайне сложный инвестиционный климат в стране» и сложности с финансированием крупных проектов, преодолеть которые в ближайшем десятилетии будет непросто. В условия задачи включено и скромное снижение энергоёмкости ВВП на 2% в год. По такому сценарию к 2022-2023 годам внутренние потребности России в газе достигнут 500 млрд кубометров, а к 2030 году сократятся до 490 млрд кубометров. 

В то же время возможности добычи в старых районах с учётом промыслов на Сахалине сократятся с 611 млрд кубометров в 2014 году до 520 млрд кубов в 2022-2023 годах и 370 млрд кубов в 2030 году. В первую очередь это касается Надым-Пуртазовского района в Западной Сибири. Между тем добыча в новых районах, в том числе на Ямале и в Восточной Сибири, возрастёт с 43 млрд кубометров до, соответственно, 150 и 250 млрд кубов. Особые на­дежды возлагаются на Бованенковское месторождение в Ямало-Ненецком автономном округе, где, как ожидается, в 2030 году могут добывать уже 150–180 млрд кубометров газа. Завершение третьей очереди проекта «Ямал-СПГ» на базе Южно-Тамбейского месторождения даст ещё 24 млрд кубов ежегодно, которые будут перерабатываться в сжиженный природный газ. 

Перспективы освоения Штокмановского месторождения в Баренцевом море выглядят не столь радужно. Условия добычи здесь крайне сложны (170 дней в году с отрицательными среднесуточными температурами, 15–20 продолжительных штормов за зиму, мощный ледяной покров и вероятность появления айсбергов) и требует новых технологий и больших финансовых вложений. «Начало добычи газа на Шток­мане явно находится за пределами 2025 года», – резюмирует Сендеров в своём докладе. К 2030 году здесь, возможно, будут добывать сырьё, но не более 20 млрд кубометров ежегодно. Чаяндинское месторождение в Якутии и Ковыктинское в Иркутской области, в свою очередь, могут обеспечить до 25 и 35 млрд кубов в год, однако на их разработку накладывают ограничения объёмы экспорта в Китай – до 38 млрд кубометров ежегодно. Именно столько они будут в совокупности поставлять в «трубу» через 15 лет, а в 2022-2023 годах речь идёт о скромных 5–10 млрд кубометров. 

Что касается экспорта в целом, то он, по прогнозам учёных, составит 190 млрд кубометров в 2022-2023 годах и 220 млрд кубов в 2030 году. При этом объём поставок в Европу, в том числе страны бывшего СССР, будет сокращаться в среднем на 3%. Одновременно будет наращиваться экспорт в Азию. Объём поставок в Китай может достигнуть 68 млрд кубометров, но только при том условии, если в дополнение к «Силе Сибири» будет построен газопровод «Алтай», возведение которого пока находится под вопросом. 

Как это ни парадоксально звучит, но в случае реализации такого прогноза Россия может столкнуться с нехваткой газа к 2030 году: потребность в сырье на удовлетворение внутреннего и внешнего спроса составит 710 млрд кубометров, тогда как возможности добычи и небольшие по объёму поставки из Средней Азии и Азербайджана не превысят 640 млрд кубометров. В этом расчёте учтён газопровод «Алтай», но и без него дефицит может достичь 40 млрд кубов. «Что делать? – задаёт Сендеров очевидный вопрос. – Давно обсуждали эту тему, но кроме радикальных мер по уменьшению доли газа в балансе первичных топливно-энергетических ресурсов в России и компенсации недостающих объёмов за счёт развития других отраслей, к сожалению, нам ничего не удалось придумать».