Современное состояние

Современное состояние системы нефтепроводного транспорта России сложилось, с одной стороны, в ходе ее постепенного развития на протяжении последних 50 лет, а с другой, в результате разделения единой системы нефтеснабжения на национальные подсистемы при распаде СССР.

Первоначальный, достаточно длительный период, когда нефтепереработка была сосредоточена в районах добычи нефти, закончился в начале 60-х годов. Его итогами были, как правило, локальные сети нефтеснабжения Волго-Уральского региона, сформированные нефтепроводами диаметром до 500 мм и небольшой протяженности, а также первый экспортный нефтепровод «Дружба -I».

С момента открытия и начала разработки нефтяных месторождений Западной Сибири основной концепцией стало размещение нефтепереработки в местах массового потребления нефтепродуктов, отдаленных от мест добычи на тысячи километров. Такая стратегия потребовала сооружения сверхдальних нефтепроводов диаметром 1020... 1220 мм, которые в основном определяют нынешний облик нефтепроводного транспорта России и стран СНГ.

После распада СССР в остальных странах оказались локальные нефтепроводы, либо транзиты, обслуживающие Россию.

Современная сеть нефтепроводов России, по которым нефть различных месторождений поступает на отечественные НПЗ и на экспорт, составлена из трубопроводов следующих направлений:

- северо-западного направления (Альметьевск-Горький-Рязань-Москва; Горький-Ярославль-Кириши);

- «Дружба» (Куйбышев-Унеча - Мозырь-Брест; Мозырь-Бро-ды-Ужгород; Унеча-Полоцк-Венспилс);

- западного направления (Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск; Нижневартовск-Курган-Куйбышев, Сургут-Горький-Полоцк);

- восточного направления (Александроское-Анжеро-Суд-женск-Красноярск-Иркутск);

- южного направления (Усть-Балык-Омск-Павлодар);

- юго-западного направления (Куйбышев-Лисичаиск-Кре-менчуг-Херсон; Куйбышев-Тихорецк-Новороссийск, Тихорецк-Туапсе).

Управление российскими нефтепроводами осуществляет акционерная компания «Транснефть», образованная по Указу Президента РФ от 17.11.92 № 1403 и Постановлению Совета Министров РФ от 14.08.93 № 810. Функциями АК «Транснефть» являются: централизованное управление поставками, учет ресурсов нефти, ведение перекачки нефти по транзитным нефтепроводам, управление нештатными ситуациями, контроль технологической дисциплины и управление централизованными средствами.

В состав Компании входит 10 нефтепроводных предприятий:

Балтнефтепровод (г. С.-Петербург)

Верхне-Волжские МНП (г. Новгород)

Дружба (г. Брянск)

МНП Центральной Сибири (г. Томск)

Приволжские МНП (г. Самара)

Северные МНП (г. Ухта)

Северо-Западные МНП (г. Бугульма)

Сибнефтепровод (г. Тюмень)

Транссибирские МНП (г. Омск)

Уралсибнефтепровод (г. Уфа)

Черноморские МНП (г. Новороссийск),

Институт по проектированию магистральных трубопроводов Гипротрубопровод, Центр технической диагностики, а также предприятия Подводтрубопроводстрой, Стройнефть и Связьнефть.

Нефтепроводные предприятия большинства государств, ставших независимыми после распада СССР, фактически продолжают координировать свою деятельность с Компанией.

Современная система нефтепроводного транспорта России состоит из более 50 тыс. км магистральных нефтепроводов пропускной способностью свыше 450 млн.тн в год. 20 % действующих нефтепроводов базируется на месторождениях нефти в Западной Сибири.

Действующие нефтепроводы имеют достаточно солидный «возраст»: до 20 лет эксплуатируются 45,7 % из них, от 20 до 30 лет -29 %, свыше 30 лет - 25,3 %. В связи с этим актуальными являются вопросы их обслуживания и ремонта. Практически весь комплекс профилактических и ремонтно-восстановительных работ на всех объектах магистральных нефтепроводов Компания выполняет собственными силами и средствами. В состав нефтепроводных предприятий входят 190 аварийно-восстановительных пунктов, 71 ремонтно-восстановительная колонна для выполнения капитального ремонта линейной части, 9 центральных (региональных) баз производственного обслуживания и ремонта и 38 баз производственного обслуживания.

В табл. 11 приведены сведения о крупнейших нефтепрово­дах в системе АК «Транснефть», в таблице 12 приведены современные трубопроводные прокты «Транснефть». Для сравнения в табл. 13 представлена информация о крупнейших нефтепроводах в различных странах мира. Как видно из сравнения табл. 11 и 13, крупнейшие нефтепроводы мира сосредоточены, в основном, в нашей стране. А сама система нефтепроводов АК «Транснефть» является уникальной и не имеет аналогов в мире.

Программа развития «Транснефти» на период до 2017 г. предполагает реализацию 11 проектов по сооружению трубопроводов общей протяжённостью более 3500 км с совокупным объёмом затрат в 400 млрд рублей.

Среди главных проектов, нацеленных на диверсификацию поставок углеводородов, следует назвать Балтийскую трубопроводную систему-2 (БТС-2) и магистраль Бургас — Александруполис. Первый из них, несмотря на вроде бы очевидные аргументы критиков, имеет довольно крепкий экономический фундамент — переориентация потока сырья с нефтепровода «Дружба» на порт Усть-Луга позволит не только достичь определенной экономии средств, но и загрузить отечественную перевалочную инфраструктуру (почти в 30 млн т в год).

А ряд крупных проектов, реализуемых «Транснефтью», позволит по мере освоения новых месторождений перенаправить часть сырья на экспорт (за счёт наличия единой трубопроводной системы). В качестве примеров можно назвать магистрали Заполярье — Пурпе и Пурпе — Самотлор (мощностью 45 и 25 млн т в год соответственно, с перспективой расширения второй до 40 млн т в год к 2017 г.). Они дадут возможность подключить к единой транспортной системе готовящиеся к разработке участки недр Ямало-Немецкого АО и Красноярского края.

К числу новых экспортных проектов стоит отнести широко обсуждаемый ныне «турецкий вариант» — трассу Самсун Джейхан. Она откроет отечественному сырью путь к крупнейшему транспортному узлу Восточного Средиземноморья. Кроме того, она позволит избежать проблем, связанных с транспортировкой углеводородов через проливы Босфор и Дарданеллы. Порт Джейхана способен принимать суда дедвейтом до 300 тыс. т, в то время как проход крупных танкеров через проливы ограничен. Учитывая стремление властей Турции увеличить интервалы движения судов, а также усиление конкуренции за трафик за счёт наращивания поставок из прикаспийских государств, перебрасывание части российского сырья на трубопроводный маршрут до Джейхана является вполне обоснованным и своевременного. Наконец, не стоит забывать, что этот проект хчджирует риски «зависания» пуска трубопровода Бургас — Александруполис, уже испытывающего не только острую конкуренцию со стороны проекта Констанца — Триест, но и некое политическое давление, прежде всего — со стороны официальной Софии.

Непосредственно связан с поставками через Чёрное море в юго-западном направлении и проект по расширению системы Каспийского трубопроводного Консорциума (КТК) до 63 млн т в год. В течение последних лет Россия активно наращивает в нем своё долевое участие, стремясь в дальнейшем максимально замкнуть на себя не только добычу на казахстанском Тенгизе, но и на иных перспективных среднеазиатских месторождениях.

В соответствии с достигнутым соглашением построен нефтепровод диаметром 1020 мм протяженностью 1580 км и нефтеналивной причал в районе Новороссийска. Вкладом России и Казахстана являются уже построенные участки нефтепровода, Оман финансирует новое строительство с привлечением кредитов.

Проектная пропускная способность нефтепровода и терминала 62 млн. т/год. Она соответствует максимальному развитию добычи в Западном Казахстане в ближайшие 20 лет с учетом подключения месторождений Карачаганак, Жоножол и добычи в Прикаспийских районах России.

Таблица 11 Крупнейшие нефтепроводы в системе АК "Транснефть"

Таблица 12 Современные трубопроводные проекты АК «Транснефть»

Таблица 13 Крупнейшие нефтепроводы за рубежом

Возможно, наиболее ярко новые направления экспортных поставок представления проектом Восточная Сибирь — Тихий океан (ВСТО), который: по завершении прокладкой, обеих его очередей позволит направлять в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) сначала до 50 млн, а в, перспективе — и до 80 млн т. нефти в год. В его рамках запланированы также поставки сырья на Комсомольский, Хабаровский и Приморский НПЗ. Причём первые два будут подключены к «нитке» уже в 2015 г., последний — в 2017 г. Увеличение объёмов переработки в регионе позволит избежать рисков возникновения дефицита нефтепродуктов. К минусам проекта ВСТО относится его достаточно продолжительный срок окупаемости (до 20 лет), что. порождает необходимость существенного повышения транспортных тарифов.

Восто́чный нефтепрово́д (трубопроводная система «Восточная Сибирь — Тихий океан», ВСТО) — строящийся нефтепровод,

который должен соединить нефтяные месторождения Западной и Восточной Сибири с нефтеналивным портом Козьмино в заливе Находка и нефтеперерабатывающим заводом под Находкой, что позволит России выйти на рынки США и стран Азиатско-Тихоокеанского региона. Планируемая общая протяжённость трубопровода — 4188 км. Оператор нефтепровода — государственная компания «Транснефть». Сорт нефти, поставляемый на мировой рынок посредством ВСТО, получил название ESPO. 28 декабря 2009 года была запущена первая очередь проекта («ВСТО-1») — трубопровод от Тайшета (Иркутская область) до Сковородино (Амурская область) длиной 2694 км. Мощность первой очереди ВСТО — 30 млн т в год. Далее половина прокачанной нефти будет отправляться по железной дороге в конечную точку нефтепровода — Спецморнефтепорт Козьмино (Приморский край). Ещё 15 млн т в год будет поставляться в Китай по строящемуся ответвлению от Восточного нефтепровода в районе Сковородино.

Основным получателем российского сырья в АТР остается Китай, в начале 2000-х годов обогнавший Японию по объёмам потребления «черного золота», Вторым драйвером роста спроса, причём имеющим едва ли не больший потенциал воздействия на рынок, является Индия. Хотя тут длинное транспортное плечо лишает Россию части преимуществ.

Прогнозы динамики спроса на углеводороды в странах АТР весьма оптимистичны. Так, специалисты Японского института экономики энергетики (Institute of Energy Economics Japan - IEEJ) полагают, что он увеличится с нынешних 1,2 млрд т в год до 2,23 млрд т к 2020 г. и 2,8 млрд т к 2030 г. А эксперты Международного энергетического агентства ожидают, что данный показатель к 2020 г. составит 1810-2230 млн т, а к 2030 г.— 1985 — 2800 млн т. Однако несмотря на эти радужные перспективы не следует впадать в эйфорию: как известно, оценки меняются год от года, реагируя на рыночную и политическую конъюнктуру. Поэтому стоит ориентироваться на нижние границы указанных диапазонов.

Рис. 4. Схема трубопроводов АК "Транснефть"

Рис. 5. Схема проекта прокладки нефтепровода «Восточная Сибирь -Тихий Океан (ВСТО)»

Управление российскими и транзитными проходящими по территории России, осуществляет ОАО «Газпром».

Единая система газоснабжения (ЕСГ) России сегодня - это свыше 150 тыс.км магистральных газопроводов(в однониточном исчислении) и почти 6 тыс.км отводов. Еще около 4 тыс.км составляют магистральные газопровод ы вне ЕГГ. Диаметр трубопроводов составляет, в основном, от 720 до 1420 мм. 268 компрессорных станций с более чем 4000 газоперекачивающими агрегатами общей установленной мощностью 44,8 млн кВт; 3633 газораспределительные станции; 25 подземных газохранилища.

А самый первый магистральный газопровод на территории нашей страны Бугуруслан-Похвистнево—Куйбышев был построен в 19434 году.

Сведения о крупнейших газопроводах нашей страны представлены в таблице 14

Таблица 14 Крупнейшие газопроводы России

Сведения о современных газопроводных проектах нашей страны представлены в таблице 15

Таблица 15 Современные трубопроводные проекты ОАО «Газпром»

Суммарная протяженность системы уренгойских газопроводов составляет более 25 000 км, суммарная годовая производительность - около 180 млрд. м³ , суммарная протяженность системы ямбургских газопроводов составляет около 20000 км, суммарная годовая производительность - до 160 млрд. м³ ,

Сеть магистральных газопроводов России является уникальной и не имеет аналогов в мире.. На рис.6 показана схема важнейших газопроводов России.

Рис. 6. Схема важнейших газопроводов России

Проекты строительства газопроводов решают те же две задачи, что и в нефтяной отрасли: обеспечение внутреннего рынка сырьём с новых месторождений для компенсации падения добычи в традиционных регионах и создание новых путей экспорта. Между тем проблема снабжения «голубым топливом» внутреннего потребителя стоит как никогда остро, его дефицит ощущается ещё с середины 2000-х годов. А с учётом того, что объёмы потребления газа как в промышленности в структуре внутреннего сбыта), так и в энергетике должны при благоприятном развитии мировой экономики расти, создание новых газотранспортных мощностей совершенно необходимо для внутреннего рынка.

Что касается экспортных направлений, то здесь стоит выделить две группы проектов: обеспечивающие выход на новые рынки и формирующие альтернативные пути доставки сырья уже существующим покупателям. К первому типу относятся обсуждаемый в настоящее время трубопровод «Алтай», а также целая серия проектов, которые имеют несомненный экспортный потенциал, но одновременно будут выполнять задачу по обеспечению газом внутреннего рынка — главным образом за счёт новых месторождений. Это: Хабаровск — Владивосток, Мурманск — Волхов, Бованенково — Ухта, Ухта — Торжок и СРТО — Торжок. Кроме того, планируется расширить поставки по «Голубому потоку» за счёт ввода в эксплуатацию трубопровода Починки — Изобильное пропускной способностью 26 млрд м', что позволит увеличить подачу газа из Надым-Пур-Тазовского региона. Ко второму типу можно отнести «Северный поток», связанный с ним проект Грязовец — Выборг и «Южный поток» с параллельным расширением внутренней ЕСГ для увеличения подачи сырья на южном экспортном направлении.

В декабре 1997 г. подписано соглашение об увеличении поставок российского газа в Турцию: к 2010 г. они должны возрасти до 30 млрд. м³ в год. В 1999 году был подписан протокол о взаимном применении сторонами льготного налогового режима к новому международному проекту

Для обеспечения финансирования, организации строительства и эксплуатации газопровода "Газпром" и итальянский нефтегазовый концерн ENI создали российско-итальянскую компанию специального назначения "Blue Stream Pipeline Co" (зарегистрирована в Нидерландах). В консорциум, созданный для выполнения работ, вошли "Saipem S.p.A." (Италия), "Bouygues Offshore S.A." (Франция), "Katran-K" (Россия) и "Mitsui & Co", "Sumitomo Corp." и "Itochu Corp." (Япония).

Российско-итальянское совместное предприятие "Blue Stream Pipeline Co" покрыло 20% капитальных затрат за счёт собственного капитала, а остальное – кредитами, полученными под экспорт газа (1,76 миллиардов долларов были предоставлены японскими, итальянскими и британскими экспортными кредитными организациями).

3 февраля 2000 года состоялась символическая сварка первого стыка на российской сухопутной части газопровода в районе Краснодара. Стыковка произошла на 263 км сухопутной трассы газопровода Изобильный (Ставропольский край) - Джубга (Краснодарский край, побережье Черного моря).

В декабре 2004 года российский концерн "Газпром" и турецкая государственная компания "BOTAŞ" подписали меморандум о развитии сотрудничества в газовой сфере.

"BOTAŞ" занималась строительством трубопровода, а за прокладку труб по дну Чёрного моря отвечал концерн ENI (генеральным подрядчиком строительства морского участка выступила итальянская компания "Saipem").

Строительство компрессорной станции "Береговая" началось в августе 2001 года. Это уникальное техническое сооружение, построенное на высоте 235 метров над уровнем моря. До ввода в эксплуатацию станции "Береговая" транспортировка газа обеспечивалась только посредством работы ранее введённых в эксплуатацию компрессорных станций "Краснодарская" и "Ставропольская".

В эксплуатацию трубопровод был сдан в конце декабря 2002 года. На газоизмерительной станции "Дурусу" был подписан протокол о сдаче в эксплуатацию пускового комплекса "Голубой поток". Основным назначением газоизмерительной станции "Дурусу" является снижение давления и измерение объема поставляемого российского природного газа. Измерение объемов поставляемого российского природного газа производится по международным стандартам.

20 февраля 2003 года начались коммерческие поставки в Турцию российского природного газа по газопроводу "Голубой поток" через станцию "Дурусу".

Объем поставок газа в Турцию по трубопроводу в 2003 году составил 2 миллиарда кубометров, в 2004 году - 3,3 миллиарда кубометров.

Однако в 2003 году турецкая сторона выступила с требованиями снижения цены на российский газ и пересмотра прежних контрактов. Анкара заявила о недопустимости сохранения российской монополии на поставки природного газа и начала активные поиски альтернативных источников в Туркмении, Иране, Египте, Катаре и Ираке.

В результате переговоров Россия и Турция нашли компромиссное решение. Россия обязалась уменьшить объем поставок газа, а Турция - оплачивать весь доставляемый газ, вне зависимости от своих текущих потребностей. Кроме того, договор предусматривал, что цена за газ будет меньше летом, чем зимой.

3 ноября 2005 года в Геленджикском районе Краснодарского края была введена в эксплуатацию первая очередь компрессорной станции "Береговая", что создало техническую возможность для поставок в Турцию газа в полном объёме. Выход на мощность 16 миллиардов кубометров газа в год запланирован на 2010 год. При строительстве компрессорной станции "Береговая" были применены самые передовые технологии: обычно линейные компрессорные станции располагаются на расстоянии от 80 до 120 километров друг от друга. "Береговая" доставляет газ по морскому участку на расстояние почти 400 километров.

17 ноября 2005 года на газоизмерительной станции "Дурусу" в районе города Самсун состоялись торжественные мероприятия, посвящённые реализации проекта "Голубой поток".В 2006 году по "Голубому потоку" было поставлено 7,5 миллиардов кубометров газа, а в 2007 году – 9,5 миллиардов кубометров."Голубой поток" представляет собой готовый газотранспортный коридор для реализации новых проектов, одним из которых мог бы стать "Голубой поток-2" для поставки российского газа в Израиль и Италию.

Рис.7. Схема прокладки газопровода "Голубой поток"

Перспективы дальнейшего развития связаны с освоением газовых месторождений полуострова Ямал, а также со строительством экспортных газопроводов «Nord Stream» и «Алтай».

Строительство газотранспортной системы Ямал-Запад ОАО «Газпром» осуществляет с учетом прогнозируемого развития европейского рынка и больших потенциальных экспортных возможностей России.

Газопровод «Nord Stream» («Северный поток») предназначен для подачи российского природного газа в Западную Европу по новому маршруту: Грязовец-Выборг-Балтийское море-территория Германии и Нидерландов-Северное море-Бэктон (Англия).

Проект "Северный поток" реализует компания Nord Stream AG, которая является совместным предприятием ОАО "Газпром" (51%), немецких концернов BASF и E.On (по 20%) и N.V. Nederlandse Gasunie (9%). Проложенный по дну Балтийского моря газопровод Nord Stream впервые обеспечит прямые поставки российского природного газа в Западную Европу из российского Выборга в германский Грайфсвальд. Сырьевой базой Nord Stream определено Штокмановское месторождение.
Первоначально против строительства газопровода консолидировано выступали страны Балтии и Польша, которые усматривают в прокладке СЕГ политический подтекст. В частности, в ноябре 2005 года парламентарии Литвы, Латвии, Эстонии и Польши приняли резолюцию, требующую от России и Германии учесть их экологические и экономические интересы. Премьер-министр Швеции Йоран Персон в августе 2006 заявил, что готов воспрепятствовать прокладке газопровода по дну Балтийского моря.
Однако на прошедшем 4 июня 2008 года саммите стран Балтийского моря Литва, Латвия, Эстония и Швеция уже не возражали против проекта.
9 апреля 2010 года компания "Газпром" официально открыла строительство газопровода Nord Stream. В бухте Портовая состоялась символическая сварка для соединения российских и европейских газотранспортных сетей.
Строительство второй нитки будет завершено в 2012 г., после чего "Северный поток" сможет транспортировать из РФ в Европу 55 млрд куб. м газа в год, что достаточно для обеспечения 26 млн домохозяйств.

Газопровод «Южный поток», о строительстве которого 23 июля 2007 г. достигнуты договоренности Газпрома с итальянским концерном Eni SpA, пройдет по дну Черного моря через территорию Болгарии, а потом разделится на две ветки – южная пойдет на Грецию и Италию, а северная на Венгрию.
Проект находится на начальной стадии разработки. Планируется приступить к его реализации только в 2008 или 2009 годах. Проект «Южный поток» составит серьезную конкуренцию другим проектам строительства газопроводов в данном регионе, особенно еще одному совместному проекту Газпрома и ENI – «Голубой поток», который должен соединить Россию и Турцию через акваторию Черного моря и далее пойти в Венгрию и страны южной Европы, а также проекту газопровода «Набукко», по которому предполагается поставлять каспийский газ в Европу через Турцию, минуя Россию.
С целью диверсификации направлений экспорта российского газа ОАО «Газпром» приступил к технико-экономическому исследованию строительства газотранспортной системы «Алтай». Пройдя через западный участок российско-китайской границы газопровод, соединит месторождения Западной Сибири с Синьцзян-Уйгурским автономным округом на западе Китая. Там российский газ вольется в китайский трубопровод «Запад-Восток», по которому дойдет до Шанхая.

Согласно Энергетической стратегии РФ на период до 2030 г., в общей сложности в эксплуатацию должно быть введено 30 — 35 тыс. км газопроводов. Однако на сегодняшний день под вопросом находится реализация как минимум двух крупнейших проектов — «Алтай» и «Южный поток» — совокупной мощностью до 93 млрд м³. Важнейшими добычными проектами, формирующими сырьевую базу для новых трубопроводных систем, остаются разработка Бованенковского и Штокмановского месторождений.

К 2030 г. основную долю в структуре российского экспорта газа будут по-прежнему занимать трубопроводные поставки. При этом в страны АТР будет направляться около 2096 экспорта. На СПГ придётся не более 1596 поставок. То есть реальной диверсификации направлений транспортировки сырья наблюдаться не будет. С одной стороны, это может вынудить «Газпром» пойти на существенные уступки в вопросах ценообразования, но, с другой стороны, именно это послужит для монополии веским аргументом в пользу реализации альтернативных трубопроводных проектов на европейском направлении.

«Газпром» может взять на вооружение стратегию «каждому покупателю — отдельная труба». Но тут имеются два существенных препятствия. Во-первых, это приведёт к значительному увеличению расходов на создание транспортной инфраструктуры. А, во-вторых, через 5-10 лет в качестве европейских потребителей мы рискуем увидеть не столько независимые государства, сколько более-менее оформившуюся конфедерацию с едиными центром принятия решений по энергетическим вопросам. Кроме того, рынок может оказаться перенасыщен СПГ.

Но и затягивать решение данного вопроса нельзя. Ведь если бы трубопроводы Бургас -Александруполис и «Южный поток» были сооружены лет 10 назад, то они, вероятно, уже окупились бы. А России не пришлось бы идти на те уступки, которые она предоставляла Украине и Белоруссии в 2000-х годах. Так, только на украинских поставках РФ теряет около 4 млрд долларов в год, компенсируя «Газпрому» дисконтную цену для Киева путём отказа от взимания экспортной пошлины на эти объемы газа.

Что касается «восточного вектора», то тут для России открываются широкие перспективы. К 2020 г. спрос на газ в Китае ожидается на уровне от 150 до 200 млрд м' (а согласно мнению экспертов компании Petrochina - до 300 млрд м³, специалистов Total — 250 — 400 млрд) при собственной добыче порядка 100 мхрд мз в год. Несмотря на возможности увеличения трубопроводных поставок среднеазиатского газа до 40 млрд м³ в год и наращивания импорта СПГ, недостающий объём всё равно составит 30-68 млрд м³. Эти объёмы могла бы предложить Россия.

При этом, по мнению большинства экспертов, к 2020 г. на долю СПГ будет приходиться лишь треть поставок «голубого топлива» в страны АТР. Но автору данной статьи представляется, что она может быть и существенно больше, если «Газпром» сделает ставку на создание новых терминалов по сжижению газа. Это позволит,в частности, проекту «Ямал СПГ» заработать в полную силу (ввод третьей очереди запланирован на 2018 г.). Таким образом, если спрос на газ в АТР возрастёт на 55-6596 и достигнет 680-720 млрд м³ в год, то и объёмы рынка СПГ могут стать значительно больше — свыше 300 млрд м³. Базовые технологические предпосылки в виде проектируемых мощностей в различных регионах мира (Сибирь и Дальний Восток, Ближний Восток, Юго-Восточная Азин) для этого есть.

В том случае, если активное увеличение масштабов поставок СПГ будет однозначно воспринято и потребителями, и производителями как долгосрочный тренд, может существенно (на 15-25% в течение четырёх — пяти лет) снизиться себестоимость его транспортировки. При таком сценарии целесообразность создания экспортных трубопроводных мощностей, ориентированных только на Китай, оказывается под большим вопросом. А потому логичнее было бы ориентироваться на расширение трубопроводных систем по маршруту Хабаровск — Владивосток с ответвлениями в Дальнереченске и Владивостоке, а также в Благовещенске (в случае прокладки газопровода параллельно нефтепроводу ВСТО), но не на «алтайский вариант», поскольку он не даёт возможности переориентироваться на альтернативных покупателей.

Рис.8. Схема трассы газопровода «Алтай»

Рис. 9. Схема прокладки газопроводов Южный поток и «Nord Stream» («Северный поток»)