III. ДОЛГОСРОЧНАЯ ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ПРОИЗВОДСТВА СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА В РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Ямало-Ненецкий автономный округ по обеспеченности минерально-сырьевыми ресурсами относится к числу наиболее богатых территорий мира - запасы природного газа по категориям AB1C1 + B2C2 (по данным государственного баланса на 1 января 2019 г.) составляют свыше 42 трлн. куб. метров (58 процентов российских запасов). Данный регион является основным газодобывающим центром России и в перспективе сохранит за собой ключевую роль в снабжении внутреннего рынка газом и реализации экспортного потенциала Российской Федерации.

В 2019 году в Ямало-Ненецком автономном округе было добыто 602,7 млрд. куб. метров газа (82 процента добычи газа в России и 15 процентов мировых объемов добычи). Объем потребления природного газа в России в 2019 году составил 481 млрд. куб. метров.

Объемы экспорта трубопроводного газа в 2019 году составили 199 млрд. куб. метров в Европу и 1,5 млрд. куб. метров в Китай.

В соответствии со сценарием Энергетической стратегии Российской Федерации к 2035 году объем внутреннего потребления газа составит 520,1 млрд. куб. метров, объем экспорта сетевого газа достигнет уровня 300,6 млрд. куб. метров. По имеющимся оценкам, объем запасов природного газа для обеспечения текущего и перспективного уровней загрузки Единой системы газоснабжения составляет более 60 трлн. куб. метров по категориям AB1C1 + B2C2.

Перспективными группами месторождений для реализации проектов по производству сжиженного природного газа являются следующие:

Южно-Тамбейская группа (Южно-Тамбейское, Верхнеутейское, Западно-Сеяхинское, Сядорское месторождения и перспективные лицензионные участки, предоставленные в пользование для целей геологического изучения). Запасы природного газа по категориям C1 + C2 с учетом доразведки ресурсов оцениваются в 1,9 трлн. куб. метров. Потенциал производства сжиженного природного газа - 25 млн. тонн в год. В 2017 году на базе Южно-Тамбейского месторождения введена первая линия проекта "Ямал СПГ", в 2018 году завершено строительство второй и третьей линий проекта. Завершается строительство четвертой линии проекта. Планируется реализация проекта "Обский СПГ" мощностью 5 - 6 млн. тонн, предусматривающего возможность использования созданной инфраструктуры в рамках проекта "Ямал СПГ" на базе ресурсов Верхнетиутейского и Западно-Сеяхинского месторождений;

Утренняя группа (Салмановское (Утреннее) месторождение, перспективные лицензионные участки, предоставленные для целей геологического изучения и нераспределенный фонд недр). Запасы природного газа по категориям C1 + C2 - 2,2 трлн. куб. метров. Потенциал производства сжиженного природного газа - более 20 млн. тонн в год. На базе Утреннего месторождения ведется реализация проекта "Арктик СПГ-2" проектной мощностью 20 млн. тонн сжиженного природного газа в год;

Геофизическая группа месторождений (Геофизическое, Гыданское, Солетско-Ханавейское, Трехбугорное месторождения, Бухаринский лицензионный участок и перспективные лицензионные участки, предоставленные для целей геологического изучения). Запасы природного газа по категориям C1 + C2 с учетом доразведки прогнозируются на уровне 1,1 трлн. куб. метров. Потенциал производства сжиженного природного газа - более 20 млн. тонн в год. На ресурсной базе данной группы планируется реализация проекта "Арктик СПГ-1" мощностью 20 млн. тонн;

Северо-Обская группа (Северо-Обское месторождение и перспективные лицензионные участки, предоставленные для целей геологического изучения). Запасы природного газа по категориям C1 + C2 составляют 0,3 млрд. куб. метров. Прогнозные ресурсы по категориям Д0 + ДЛ составляют 3 трлн. куб. метров газа. Рассматривается возможность ввода до 2030 года проекта мощностью 6,6 млн. тонн сжиженного природного газа в год на данной ресурсной базе;

месторождения публичного акционерного общества "Нефтяная компания "Роснефть" в Ямало-Ненецком автономном округе, на Гыданском полуострове и на севере Красноярского края в рамках изучения и интегрированной разработки запасов нефти и газа;

месторождения Тамбейского добычного кластера.

Для достижения показателей Энергетической стратегии Российской Федерации целесообразно закрепить данные участки в качестве ресурсной базы для производства целевого объема сжиженного природного газа.

По данным государственного баланса полезных ископаемых, на 1 января 2019 г. 89 процентов совокупных запасов природного газа по категориям AB1C1 + B2C2 Западной Сибири (преимущественно Ямало-Ненецкий автономный округ), или 41 трлн. куб. метров, подключены к Единой системе газоснабжения или потенциально могут быть подключены к ней. Около 7 процентов запасов уже являются ресурсной базой или запланированы как ресурсная база для проектов по производству сжиженного природного газа, по которым принято окончательное инвестиционное решение. Еще 3 процента запасов природного газа (более 1 трлн. куб метров) могут быть монетизированы за счет потенциальных проектов по производству сжиженного природного газа (структура распределения запасов Западной Сибири (крупнейшие месторождения) по наличию инфраструктуры для монетизации представлена в таблице 10 приложения N 1 к настоящей программе).

На долгосрочном горизонте перспективным регионом для производства сжиженного природного газа может стать Арктический шельф (структура распределения запасов Арктического шельфа (крупнейшие месторождения) по наличию инфраструктуры для монетизации представлена в таблице 11 приложения N 1 к настоящей программе). Флагманским активом российской Арктики является Штокмановское месторождение в Баренцевом море с запасами природного газа по категориям AB1C1 + B2C2 4 трлн. куб. метров, однако дальнее расположение от берега (550 км от г. Мурманска и 300 км от архипелага Новая Земля) делает проект нерентабельным в текущих рыночных условиях. Потенциал Штокмановского месторождения может быть реализован на долгосрочном горизонте (после 2030 года).

Крупнейшими шельфовыми проектами в открытом море могут стать Русановское и Ленинградское месторождения с запасами природного газа по категориям AB1C1 + B2C2 779 млрд. куб. метров и 1900 млрд. куб. метров соответственно.

В Восточной Сибири может быть реализована отдельная система газоснабжения по аналогии с Единой системой газоснабжения в Западной части Российской Федерации за счет строительства газопровода "Сила Сибири" и потенциальных газопроводов "Сила Сибири-2" и "Алтай". В регионе также есть запасы природного газа, монетизация которых возможна за счет сжиженного природного газа (структура распределения запасов Восточной Сибири (крупнейшие месторождения) по наличию инфраструктуры для монетизации представлена в таблице 12 приложения N 1 к настоящей программе). Так, в п. Аян Хабаровского края ожидается строительство завода мощностью до 15 млн. тонн на базе "запертых" месторождений Центральной Якутии (Средневилюйского, Толонского, Мастахского и др.).

На шельфе острова Сахалина уже идет добыча природного газа для производства сжиженного природного газа в рамках проекта "Сахалин 2". Кроме того, возможна монетизация ресурсов газа проекта "Сахалин 1" за счет сжиженного природного газа. Оставшиеся крупные запасы газа относятся к проекту "Сахалин 3" и используются для внутреннего потребления регионов Дальнего Востока (структура распределения запасов шельфа острова Сахалин (крупнейшие месторождения) по наличию инфраструктуры для монетизации представлена в таблице N 13 приложения N 1 к настоящей программе).