Из недавнего выступления премьер-министра России Михаила Мишустина следует, что правительство предлагает расширить географию месторождений, откуда разрешён экспорт сжиженного природного газа (СПГ), добавив в перечень перспективные участки недр, расположенные на значительном удалении от Единой системы газоснабжения (ЕСГ), к которым, соответственно, экономически нецелесообразно подводить трубопроводные магистрали. Речь идёт прежде всего о северных территориях Красноярского края и Ямало-Ненецкого автономного округа.
На лицензионных участках Газпрома на севере Ямала — Малыгинском и Тамбейской группе месторождений — запасы газа составляют 9,9 трлн кубометров. Вот сообщение на официальном сайте Газпрома от 2 ноября 2021 года: “Сегодня зарегистрировано Общество с ограниченной ответственностью “Газпром добыча Тамбей”, созданное на паритетной основе ООО “Газпром недра” (100%-е дочернее общество ПАО “Газпром”) и АО “РусГазДобыча”. Совместное предприятие будет разрабатывать и обеспечивать обустройство Тамбейского месторождения на полуострове Ямал с началом добычи газа с 2026 года. Лицензии на пользование участками недр, на которых расположено месторождение, будут переданы из ООО “Газпром недра” в ООО “Газпром добыча Тамбей” в 2022 году. Газ Тамбейского месторождения характеризуется высоким содержанием этана. Поэтому оно, наряду с месторождениями Надым-Пур-Тазовского региона, станет сырьевой базой для Комплекса по переработке этансодержащего газа в районе п. Усть-Луга Ленинградской области…” Справка: “Комплекс по переработке этансодержащего газа (КПЭГ) в п. Усть-Луга Ленинградской области — уникальный в мире кластер, объединяющий газопереработку, газохимию и сжижение природного газа. Строительство начато в мае 2021 года”. Цитирую далее: “В состав КПЭГ войдут два мощных предприятия. Первое — интегрированный комплекс по переработке и сжижению природного газа (Газоперерабатывающий комплекс, или ГПК КПЭГ)”. Я понимаю, как звучит этот “комплекс комплекса” (ГПК КПЭГ), но ничего поделать не могу — таков стиль пресс-службы Газпрома. Продолжаю цитировать: “Второе — технологически связанный с ГПК газохимический комплекс (ГХК КПЭГ)”. То есть Газпром на двоих с РусГазДобычей намерен с 2026 года добывать на Тамбейском месторождении газ с повышенным содержанием этана. Этот газ по системе газопроводов Газпрома будет идти в Усть-Лугу, где его примет газоперерабатывающий завод, технологическая задача которого — извлечь этан и отправить его на дальнейшую переработку уже на газохимический комплекс. А ставший кристально чистым метан с этого завода будет отправляться на сжижение на СПГ-завод. То есть не два, а три предприятия. Очень грубо, без деталей: смесь этана и метана из Тамбейского месторождения приходит на газоперерабатывающий завод, который будет отделять этан от метана. После этого фракционирования этан — на газохимический комплекс, метан — на сжижение. В этом же сообщении Газпром раскрывает, какие компании какими предприятиями в Усть-Лужском комплексе владеют и кто является компанией-оператором.
Завод, отделяющий этан от метана вместе с СПГ-заводом, — РусХимАльянс, который является совместным предприятием Газпрома и РусГазДобычи. Завод по переработке этана, он же газохимический комплекс — ООО “Балтийский Химический Комплекс”, дочерняя компания РусГазДобычи. РусГазДобыча на двоих с Газпромом будет добывать тамбейский газ — это СП “Газпром добыча Тамбей”. Разделение метана и этана — тоже на двоих, но у этого СП другое название — РусХимАльянс. Сжижать газ Газпром и РусГазДобыча будут тоже на двоих. А вот перерабатывать эта РусГазДобыча должна была в гордом одиночестве, чтобы в таком же гордом одиночестве зарабатывать дополнительную прибыль на продаже полимеров, которые будет производить газохимический комплекс. Причина того, что Газпром сначала стоял в стороне от газохимического комплекса — не в злой воле РусГазДобычи, не в некоей коррупционной схеме, просто Газпром обязан действовать по правилам, установленным ФАС. Газпром подал прошение о разрешении купить 50% акций в газохимическом комплексе у РусГазДобычи. ФАС разрешила — Газпром получил от неё право купить 50% акций вот в том самом ООО “Балтийский химический комплекс”.
С января 2021 года в этом большом проекте работают целых три компании. Газ на Тамбее будет добывать “Газпром добыча Тамбей”, которая 50/50 принадлежит Газпрому и РусГазДобыче. По трубопроводам этот газ придёт на газоперерабатывающий завод компании РусХимАльянс, которая 50/50 принадлежит Газпрому и РусГазДобыче. Этот же РусХимАльянс будет сжижать метан на СПГ-заводе, а вот этан будет поступать на газохимический комплекс компании “Балтийский химический комплекс”, которая 50/50 принадлежит Газпрому и РусГазДобыче. Проект один, но в трёх частях, каждая из которых ведётся отдельными компаниями, принадлежащими одним и тем же владельцам. Зачем Газпрому и этой самой РусГазДобыче не одно, а целых три СП? Сейчас будем разбираться.
Добыча газа на Тамбейском месторождении, пусть это месторождение и весьма сложное, о чём поговорим чуть позже, никаких импортных технологий уже не требует: так уж получилось, что в постсоветское время мы научились добывать газ даже из юрских отложений — глубоких и с высоким пластовым давлением. Значит, сюда никаких иностранных компаний с лицензиями-патентами не требуется, потому и отдельное СП с названием “Газпром добыча Тамбей”. Переработка этана — это уже сложнее, потому как хочется самое современное, самое лучшее, самое экономически выгодное. Такие технологии в России отсутствуют, но технологии не являются чем-то эксклюзивным. Значит, есть возможность спокойно выбирать компанию-лицензиара, торговаться с поставщиками оборудования, пытаться что-то локализовать в России, на наших отечественных предприятиях. Потому компания “Балтийский химический комплекс” — отдельно. А самое сложное с технологической точки зрения — это фракционирование метана и этана и, конечно, сжижение метана, поскольку как не было у нас собственной технологии крупнотоннажного сжижения, так и нет. И вот тут выбор минимален: крупнотоннажные сжижения на нашей планете имеются только у двух компаний — у американской Air Products и у немецкой Linde. Так сложилось. При этом и Air Products, и Linde имеют технологии фракционирования, то есть для компании РусХимАльянс имелась возможность договориться о комплекте технологий с одной из них. Логика простая: заказ технологии фракционирования плюс заказ технологии крупнотоннажного сжижения — это много денег, что даёт шанс основательно поторговаться. И выбор между американцами и немцами был сделан достаточно быстро и достаточно уверенно. Строящийся в городе Свободном газоперерабатывающий завод — это технологии Linde. Мало того, проект компании НОВАТЭК под названием “Арктик СПГ 2”, три технологических линии мощностью по 6,5 млн тонн в год каждая, — это тоже технология Linde. Два здоровенных многомиллиардных заказа в России у Linde имелись уже на момент создания дуумвирата Газпрома и РусГазДобычи, так что не должно быть ни малейшего удивления тому, что и газоперерабатывающий завод (ГПЗ) с СПГ-заводом были заказаны тоже у немцев. И, разумеется, не стоит сбрасывать со счетов и то, что три отдельных юридических лица — это разное проектное финансирование, весьма распространённая практика как в нефтяном, так и в газовом бизнесе. Памятуя об этом, разберёмся и с объёмами газа во всём этом проекте.
Усть-Луга — это не только единая производственная площадка для газоперерабатывающего завода, СПГ-завода и газохимического комплекса. Это ещё, как известно, — берег Балтийского моря и то самое место, где берёт начало магистральный газопровод “Северный поток — 2” (МГП СП-2). Следовательно, сюда же, в Усть-Лугу, приходит наземная часть СП-2, а это, напомню, 50 млрд кубометров газа в год. Ресурсный источник СП-2 — ЕСГ. Не какое-то отдельное месторождение, а вся наша ЕСГ, которая является самым надёжным ресурсным источником. Газпром управляет десятками месторождений, что позволяет ему комбинировать режим работы каждого из них. Для примера: на месторождении № 10 надо провести профилактический ремонт, но то, что на время ремонта придётся прекратить подачу газа в ЕСГ, можно компенсировать тем, что на месторождениях с первого по девятое объём добычи увеличим на 11%. Потому, когда Алексей Миллер и Александр Новак говорят о Газпроме как о надёжнейшем поставщике газа европейским потребителям, они делают это с полным основанием: нет таких возможностей ни у одной из стран, отправляющих в Европу газ по трубопроводам.
Не является секретным и ещё один факт: 5 декабря 2018 года Владимир Путин в режиме видеоконференции принял участие в церемонии ввода в эксплуатацию третьего, финального, газового промысла Бованенковского месторождения. С 2021 года добыча на Бованенковском месторождении достигла проектной величины — 115 млрд кубометров газа в год. Условно можно считать, что с этого момента именно Бованенковское месторождение обеспечивало поставку газа по обоим “Северным потокам”. Они у нас были по 55 млрд кубометров в год каждый, объём добычи на Бованенковском, повторюсь, — 115 млрд кубов в год. Бованенковский газ доведён до Ленинградской области, но, казалось бы, к газохимическому кластеру отношения не имел, поскольку содержание этана в бованенковском газе минимально. Но это только на первый взгляд, поскольку у Газпрома в Усть-Луге получилась не арифметика, а вполне серьёзная алгебра.
Этансодержащего газа на фракционирование должно будет приходить 45 млрд кубометров в год. После удаления этана 20 млрд кубометров метана должно будет отправляться на сжижение — в составе СПГ-завода предусмотрены две технологические линии мощностью по 6,5 млн тонн в год каждая. Порядка 2 млрд кубометров в год предназначены для собственной электростанции: все эти заводы достаточно энергоёмки, зависеть от энергетической системы Ленинградской области Газпром с РусГазДобычей не намерены. Еще 3 млрд кубометров — это тот самый выделенный этан, который должен будет уходить на газохимический комплекс. Да, именно так в цифрах выглядит фраза “богатый этаном газ” — из 45 млрд кубометров газа после фракционирования можно извлечь 3 млрд кубометров этана, и этот показатель считается весьма высоким. Ещё разок, чтобы ничего не перепуталось: 45 млрд кубов газа прибыло, из них на дальнейшую химическую переработку убыло 3 млрд кубов, на электростанцию 2 млрд кубометров, на сжижение ещё 20 млрд кубометров. В остатке — 20 млрд кубометров метана, очищенного от любых примесей. И вот эти 20 млрд кубов по плану должны были уходить в СП-2, который, как все мы помним, вполне успешно мог начать работу зимой 2021 года, если бы не приключившееся у Олафа Шольца “разжижение головного мозга”.
В Арктике, на Ямале, комбинация выглядит следующим образом: к тому времени, когда начнётся разработка Тамбейского месторождения, оно уже должно быть соединено с Бованенковским месторождением. Мощность трубопроводов, соединяющих Бованенково с Усть-Лугой, как я уже сказал, — 115 млрд кубометров, для СП-2 столько не требовалось, и это тоже важно.
На Бованенково газ — “сухой”, этана в нём практически нет, газ с этаном — только на Тамбее. Смешивать газ двух этих месторождений нельзя ни в коем случае — замучаешься потом этан выделять. Следовательно, вот те 45 млрд кубов, которые должны приходить на газохимический кластер Усть-Луги с Тамбея, от Бованенково должны идти по выделенному трубопроводу. Есть выделенный трубопровод под газ с этаном — есть газохимический комплекс, нет выделенного газопровода — нет газохимического комплекса. Надеюсь, что рассказал достаточно понятно. “Газпром добыча Тамбей” должна выйти на 45 млрд кубометров годовой добычи, эти 45 млрд кубометров будут по трубе приходить к Бованенково и уходить с него по выделенному трубопроводу. Дальше вот та самая усть-лужская алгебра: из 45 млрд кубов 20 млрд кубов — на сжижение, 2 млрд кубов — на электростанцию, 3 млрд кубов этана — на дальнейшую переработку, 20 млрд кубов чистого метана — в трубы СП-2. Строительство газохимического кластера в Усть-Луге было начато, как уже было сказано, в мае 2021 года. К маю 2021 года был подписан контракт по оборудованию газохимического комплекса — это там, где из этана будут производить полиэтилен. Контракт с китайской компанией, и я даже не буду уточнять, с какой именно, поскольку важно именно начало строительства и сам факт контракта. Началось строительство и газоперерабатывающего завода вместе с СПГ-заводом, поскольку и контракт с Linde был уже подписан. И это — май 2021 года. Май 2021 года — момент, когда, скажем так, Рубикон был перейдён: под химический кластер выкупили все земельные участки, подписали контракт на само строительство — разумеется, не с российской компанией, а с китайской. Почему “разумеется”? Не от хорошей жизни, поскольку требовалась не просто строительная компания, а EPC-компания, ЕРС-контракт. Это не только строительство, но и переговоры с поставщиками оборудования, контракты с ними, поставка оборудования и его монтаж на месте. EPC — Engineering, Procurement, Construction. Для того чтобы взять на себя такой контракт, нужно иметь опыт одновременных переговоров с несколькими десятками зарубежных производителей, опыт проверки качества оборудования на заводах-изготовителях, разбросанных по разным странам, опыт логистики, доставки оборудования на площадку, опыт его монтажа и даже, по-хорошему, опыт переговоров с Ростехнадзором. Ростехнадзор вот на таких проектах ведёт себя жёстко, требовательно, и хорошо бы заранее знать, каким будет уровень жёсткости и требовательности, чтобы не переделывать, допустим, монтаж одного и того же оборудования по три-четыре раза.
У нас таких компаний в газовой отрасли — одна штука, и это — НИПИГАЗ (Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа), и я просто не имею права не сказать хотя бы несколько слов об этом славном институте, без которого наша газовая отрасль просто немыслима. Основан НИПИГАЗ был в 1972 году как головной институт страны в сфере переработки нефтяного газа, находящегося в ведении Миннефтепрома. Уже в 1978 году НИПИГАЗ начал вести свои первые проекты ГПЗ с японской компанией Japan Steel Works и с американцами из Fluor. И без иностранных словечек, скромненько: в 70–80-е НИПИГАЗ осуществлял проектирование и авторский надзор в качестве генерального проектировщика всех газоперерабатывающих мощностей нашей Западной Сибири. НИПИГАЗ — это больше сотни проектов газопереработки в СССР и в современной России. В 1995 году НИПИГАЗ был выкуплен СИБУРом, но кого это интересовало, пока контрольный пакет СИБУРа был в руках Газпрома? А вот после решения правления Газпрома о продаже контрольного пакета СИБУРа НИПИГАЗ, простите, стал частной компанией, такие дела. В современной России НИПИГАЗ — это ЗапСибНефтехим в Тобольске, это модернизация Московского НПЗ, модернизация Омского НПЗ, это строительство с нуля ГПЗ в городе Свободном, это ГХК там же, это “Арктик СПГ 2″… НИПИГАЗ подписал два контракта и по Усть-Луге — на разработку проектной документации для прохождения Главгосэкспертизы и ЕРС-контракт. Как уж там что происходило после Главгосэкспертизы — тайна, покрытая мраком, но результат оказался следующим: ЕРС-контракт по газохимическому комплексу был подписан с китайской СС7, ЕРС-контракт по ГПЗ и СПГ — с Linde, а НИПИГАЗ ушёл прочь: у него своих хлопот полон рот, и он, как и всегда за свои полсотни лет биографии, вполне успешно справляется.
Теперь давайте посмотрим, что получилось на день сегодняшний. Linde стараниями своей германской власти из России ушла целиком и полностью, и даже, поговаривают, смазывает лыжи ещё дальше — через Атлантику. По иску Газпрома арестовано всё имущество Linde, которое в России имелось: СП у немцев было много, проектов в газовой промышленности было немало. Общестроительные работы на площадке продолжаются — их там реально выше головы: три завода, расширение портовых мощностей, электростанция на горизонте, дороги всевозможные и далее по списку. Но и это ведь не всё, американцы нам ещё и трубы обоих “Северных потоков” взорвали. Для газохимического кластера это автоматически стало ещё одной проблемой с большой буквы — а куда девать те самые 20 млрд кубов метана, которые по плану должны были уходить в трубы СП-2? Даже если вдруг мы в самое ближайшее время разработаем и освоим собственную технологию крупнотоннажного сжижения — куда девать 20 млрд кубов метана? Удвоить производство СПГ? Но земельных участков вокруг Усть-Луги уже физически нет, там желающих работать в порту чуть ли не очередь. Наземная часть обоих “Северных потоков” на нашей территории в полном порядке, по ним Газпром вполне способен поставить на нашу западную границу два раза по 55 млрд кубометров газа в год. Предварительный объём инвестиций в газохимический кластер в Усть-Луге — 1 трлн рублей, которые могли бы нас хоть чуточку, но увести подальше от сырьевой иглы, дать возможность производить куда более маржинальную, более прибыльную продукцию.
К тому же газ Тамбея имеет повышенное содержание не только этана, но ещё и пропана с бутаном, которые тоже должны были стать товарной продукцией усть-лужского газохимического кластера. Кроме проблем вокруг обоих “Северных потоков” и Усть-Луги, не работает (уже из-за наших контрсанкций) МГП “Ямал — Европа”, а это ещё 33 млрд кубометров газа в год на нашей западной границе, точнее, на границе Евросоюза (в лице Польши) и Белоруссии. Из-за отказа Прибалтики и Финляндии покупать наш трубопроводный газ за рубли на 6 млрд кубов теперь недозагружена система магистральных газопроводов “Сияние Севера”. В связи с тем, что в этом году ожидается ввод в промышленную эксплуатацию второго энергоблока Белорусской АЭС, “Сияние Севера” снизит загрузку ещё на 6 млрд кубометров: белорусы уверенно перешли на электрическое теплоснабжение своего промышленного и жилого фонда, поскольку экспорт электроэнергии, планировавшийся в Литву и Польшу, стал невозможен. Итого ещё 12 млрд кубометров газа на нашей западной границе, то есть общая цифра — 175 млрд кубометров!
Что делается для выправления положения? Июнь 2022 года, запрос губернатора Мурманской области Андрея Чибиса: а давайте газифицируем Мурманскую область? В феврале этого года в ведомственном журнале “Газпром проектирование” выудил сообщение о создании рабочего офиса “Центр — Север”: Волхов — Кандалакша и Волхов — Мурманск, 27,5 млрд кубов для Мурманской области и для Карелии. А что со всеми остальными 150 млрд кубометров в год? “Ямал — Европа” позволяет, к примеру сказать, расширить на обоюдовыгодных условиях производственные мощности Гомельского завода азотных удобрений. “Сияние Севера” — потенциальная возможность строить заводы по производству аммиака, аммиачной селитры, карбамида в Псковской и Новгородской областях, что даст им шанс создать новые рабочие места и рвануть вверх с уровнем жизни. Но основная-то масса газа приходит именно в Ленинградскую область, именно там нужно искать, где можно расположить новые газохимические заводы или СПГ-заводы, то есть нужна плотная, серьёзная работа Ленинградской области, Газпрома и всех прочих наших компаний, занятых в газохимической отрасли. Но не все проекты возможны: если удастся включить газохимический комплекс в Усть-Луге, то все прочие объёмы газа окажутся практически чистым метаном, то есть варианты с этаном, пропаном, бутаном отпадают. Метан — это метанол, это аммиак и всё, что можно произвести из аммиака, самое маржинальное — производство карбамида, но под него потребуются серьёзные объёмы ещё и серной кислоты.
Но это шанс на рывок в газопереработке, которого у России не было никогда, в том числе и в советские времена. Аммиак и азотные удобрения — это то, что востребовано в любой стране мира, поскольку кушать хотят все, причём не три раза в неделю, а три раза в день. Такие объёмы — это явная, очевидная возможность разработать и реализовать комплексный проект развития всего нашего Северо-Запада. Того самого русского Нечерноземья, которое давным-давно, с советских времён, не блещет уровнем своего развития. Такой комплексный проект — это тысячи новых рабочих мест в Псковской, Новгородской и Ленинградской областях. Такой объём газопереработки — это, как говорилось во времена исторического материализма, опережающее развитие энергетики, причём серьёзное такое развитие. Напомню, что производство аммиака начинается с парового риформинга метана, а это, если грубо, — сначала пар подогреть до 430 градусов, на втором этапе нужно греть смесь пара и метана уже до 727 градусов. Химическая формула аммиака — NH3, водород — из метана, но нужен ещё и чистый азот, а он у нас из фракционной перегонки жидкого воздуха с тем ещё давлением в 250 атмосфер и работой турбин, то есть электроэнергии и тепловой энергии потребуется просто прорва. Такой комплексный проект, в котором хватит места и государственным, и частным компаниям, — это огромная загрузка химического машиностроения по всей России.
Если всё это моё эмоциональное описание возможного проекта государственного размаха и значения перевести на менее эмоциональный уровень, то всё можно выразить вот таким, пожалуй, предложением. Разрыв торговых связей в газовой отрасли с Евросоюзом позволяет разработать и реализовать в Северо-Западном регионе России масштабный проект территориально-производственного комплекса, а это в нашей стране научились делать ещё в начале 30-х годов прошлого века. На день сегодняшний бизнес-проект Балтийского химического комплекса — переработка этана в полиэтилен с дальнейшим экспортом. Это уже хорошо, поскольку и прибыльность такого бизнеса выше, чем при продаже непереработанного газа или СПГ, и новые рабочие места.
Однако у России есть ещё одна проблема — среднетоннажная и малотоннажная газохимия. Разделение между средне- и малотоннажной химией достаточно условное, поскольку за основу берут единичную мощность предприятия: от 50 до 150 тысяч тонн в год — среднетоннажная, менее 50 тысяч тонн в год — малотоннажная. В России к такому разделению относятся с ещё меньшим вниманием, поскольку у нас что среднетоннажного, что малотоннажного не хватает катастрофически: есть позиции, по которым импортозависимость по-прежнему составляет 100%.
Вообще продукция средне- и малотоннажной химии насчитывает десятки тысяч наименований, но основные группы — пигменты, катализаторы, сырьё для специальных волокон и специальные пластики. Мировой рынок среднетоннажной химической продукции — порядка 1,1 трлн долларов в год, мировой рынок малотоннажной — около 100 млрд долларов. Можно, кстати, пусть и условно, разделить средне- и малотоннажную химическую продукцию по стоимости килограмма готовой продукции. Среднетоннажная — это от 1,5 до 5 долларов за килограмм, малотоннажная — от 5 до 10 долларов за тот же килограмм. То, что мировым лидером химической отрасли безоговорочно является Китай — просто факт, его доля на мировом рынке составляет 44%. Россию на этом рынке рассмотреть можно только с огромным трудом, и результат тоже понятен: в Китае производство химической продукции в 2021 году составляло 8,9% ВВП этой страны, в России в том же году — 1,1%. Внимание, вопрос: Китай импортирует что природный газ, что нефть, Россия то и другое экспортирует, но на мировом рынке химии лидер не Россия, а Китай. Внутренние цены на природный газ в России — около 70 долларов за тысячу кубометров, средние цены трубопроводного импорта для Китая — 280 долларов за тысячу кубов, импорт СПГ в пересчёте — около 600 долларов, а именно цена сырья является основным параметром для себестоимости продукции переработки. Вопрос прост: нас вот такая ситуация точно устраивает?
Подводя итоги, можно сказать, что ситуация, сложившаяся в связи с прекращением работы магистральных газопроводов “Северный поток — 1” и “Ямал — Европа”, с незапуском “Северного потока — 2” и сокращением объёмов поставок по сети МГП “Сияние Севера” — уникальна. Можно вести себя пассивно — авось само рассосётся, Европа одумается, но это не наш метод. Россия стараниями политиканов Евросоюза получила уникальную возможность кратно увеличить масштабы всего, что связано с химической переработкой природного газа во всех сегментах производств — крупнотоннажных, среднетоннажных и малотоннажных. Гигантский объём газа, поставляемого по четырём указанным маршрутам в Северо-Западный регион нашей страны, по моему глубокому убеждению, требует государственного планирования, которое, разумеется, не должно исключать участия частного бизнеса, но не как определяющей силы, а как сегмента, встраиваемого в государственную экономическую политику. И то, что Северо-Запад России максимально удалён от наших восточных границ, как ни странно, тоже положительный момент, поскольку на востоке нам бы пришлось конкурировать с химической продукцией Китая. Могу ещё раз повторить цифры по объёмам газа, приходящего к нашей западной границе: 110 млрд кубометров для отсутствующих поставок по “Северным потокам”, 20 млрд кубометров, необходимых для реализации проекта усть-лужского кластера, 33 млрд кубометров для отсутствующих поставок по “Ямалу — Европе” и 12 млрд кубометров — снижение объёма поставок по сети “Сияние Севера”. 175 млрд кубометров в год — невероятный объём, невероятные потенциальные возможности для разворачивания химических производств в Ленинградской, Новгородской, Псковской и Смоленской областях, возможность расширения сотрудничества с Белоруссией. Даже если учесть начало разработки проекта поставок газа в Карелию и в Мурманскую область, то это только 25–27 млрд кубов в год, всё равно 150 млрд кубов — в чистом сносе. Переработка такого объёма потребует именно комплексного подхода, с пространственным планированием, с созданием десятков тысяч новых рабочих мест, строительством новых теплоэлектростанций, с расширением транспортной и инженерной инфраструктуры. Надо обязательно воспользоваться такой возможностью!
Оригинал статьи:
https://zavtra.ru/blogs/shans_na_rivok