В стране отсутствуют крупные залежи ископаемого топлива. В 2011 г. на японском морском шельфе доказанные запасы составили по нефти 5,3 млн. т, по газу – 21 млрд. куб. м; к перспективным нефтеносным участкам относится шельф Восточно-Китайского моря.
Вблизи Японии разведаны месторождения газогидратов (на шельфах Японского и Охотского морей на глубине до 1 км), однако промышленные технологии извлечения из них метана могут быть созданы не ранее 2035-2040 гг.
Анализ основных характеристик национального энергетического хозяйства с 2000 г. по 2011 г. выявляет устойчивую тенденцию снижения спроса на первичную энергию (на 7%). В указанный период наиболее значительно сократились потребление нефти, а также импорт нефти и нефтепродуктов (на 21% и 19% соответственно). Спрос на газ и уголь, как и их ввоз, демонстрировали стабильный рост; потребление газа увеличилось на 38% (импорт – на 54%), а для угля аналогичный показатель составил примерно 16%.
Основные характеристики энергетического хозяйства Японии в 2000-2011 гг.
| 2000 г. | 2005 г. | 2010 г. | 2011 г. | 2011 г. к 2000 г., % | |
| Потребление первичной энергии, млн. т н. э. | 514,1 | 527,1 | 503,0 | 4776 | -7 |
| Основные показатели нефтяной отрасли | |||||
| Запасы, млрд. т | 0,008 | 0,008 | 0,005 | 0,005 | -40 |
| Добыча, млн. т | 0,3 | 0,3 | … | 0,2 | -33 |
| Потребление, млн. т | 255,4 | 244,4 | 200,3 | 201,4 | -21 |
| Импорт, млн. т | 221,3 | 215,7 | 184,6 | 180,3 | -19 |
| Переработка, млн. т | 206,6 | 204,5 | 178,0 | 169,7 | -18 |
| Основные показатели газовой отрасли | |||||
| Запасы, трлн. куб. м | 0,04 | 0,04 | 0,021 | 0,021 | -48 |
| Добыча, млрд. куб. м | 5,8 | 4,9 | 3,4 | 3,6 | -38 |
| Потребление, млрд. куб. м | 76,2 | 78,6 | 94,5 | 105,5 | 38 |
| Импорт, млрд. куб. м | 70,4 | 75,3 | 92,0 | 108,4 | 54 |
| Уголь | |||||
| Запасы, млрд. т | … | … | … | 0,35 | … |
| Добыча, млн. т | 3,0 | … | … | … | … |
| Потребление, млн. т | 151,9 | 176,7 | 185,4 | 176,5 | 16 |
| Импорт, млн. т | 149,1 | 177,2 | 185,4 | … | … |
| Основные показатели электроэнергетики | |||||
| Уст. Мощность, ГВт | 260,5 | 277,3 | 287,0 | … | … |
| Выработка, млрд. кВт-ч | 1058,6 | 1099,8 | 1119,2 | 1057,8 | -0,008 |
| Потребление, млрд. кВт-ч | 1003,4 | 1042,3 | 1065,9 | … | … |
Источник: РЭА, МВФ, BP, МЭА.
В настоящее время экономика страны вынуждена опираться на атомную энергетику, ВИЭ и масштабный импорт углеводородных энергоносителей, при этом по объему ввоза нефти страна занимает третье место в мире после США и Китая, а по газу и углю является крупнейшим нетто-импортером. Несмотря на критическую зависимость Японии от внешних поставок ископаемого топлива, структура расходной части национального энергобаланса является достаточно диверсифицированной. В 2011 г. в суммарном потреблении первичной энергии доля нефти и нефтепродуктов составила 42%, угля – 25%, газа – 20%, атомной энергии – 8% (в 2010 г. – 13%), ВИЭ (включая крупные ГЭС) – 5%.
После трагедии на АЭС “Фукусима-1” правительством страны было принято решение об остановке всех функционирующих АЭС в 2011-2012 гг. и объявлено об отказе от атомной энергетики после 2040 г. Выпадающая генерация была почти полностью компенсирована тепловыми станциями, в том числе снятыми с консервации, однако в летние месяцы экономика страны все равно испытывала сезонный дефицит электроэнергии. Сокращение выработки электроэнергии на АЭС привело к наращиванию ввоза углеводородных энергоносителей и в первую очередь СПГ (в 2011 г. внутренний спрос на газ, по различным оценкам, вырос на 11-16%).
Необходимо подчеркнуть, что и до фукусимской трагедии в национальной структуре производства электроэнергии ведущая роль принадлежала ТЭС, доля которых в 2010 г. составила 60% (в том числе газовых – 29%, угольных – 25%, мазутных – 7%); для АЭС данный показатель составил 31%, ГЭС – 9%, станций на базе ВИЭ – около 0,3%. К основным потребителям электроэнергии относились (доля в суммарном потреблении, %): промышленность – 43 (в том числе машиностроение – 10, черная металлургия – 8), сектор недвижимости – 27 и сфера услуг – 27.
В сегменте тепловой электрогенерации Япония активно внедряет новейшие технологии использования угля, в том числе дешевого сырья низкого качества. С 2007 г. в стране функционирует один из 6 заводов, действующих в мире, использующий метод газификации лигнита (предприятие “Nakoso” компании “Mitsubishi”, мощность (эл.) – 250 МВт), что позволило повысить КПД оборудования до 45-47%. К 2017 г. компания “Hitachi” планирует ввести в эксплуатацию второе аналогичное производство вблизи Осаки (“Osaki CoolGen”, мощность (эл.) – 140 МВт).
В течение многих десятилетий под воздействием ресурсного фактора транспортная инфраструктура Японии формировалась с учетом потоков ввоза природных ископаемых ресурсов. В настоящее время в стране функционирует более 30 регазификационных терминалов (большинство из них сконцентрированы вблизи Токио, Осаки и Нагои) и несколько крупных морских портов, переваливающих уголь, нефть и нефтепродукты.
Мощность крупнейших терминалов по перевалке углеводородного сырья в Японии в 2010 г.
| Средняя пропускная способность, млн. т/год | |
| Газ | |
| СПГ-терминал Содегаура | 2,7 |
| СПГ-терминал Сенбоку-2 | 1,5 |
| СПГ-терминал Химедзи-Джойнт | 1,4 |
| СПГ-терминал Негиси | 1,3 |
| Нефть и нефтепродукты | |
| Порт Кавасаки | 21 |
| Порт Тиба | … |
| Порт Итихара | … |
| Порт Ниигата | … |
| Уголь | |
| Порт Кавасаки | 6 |
| Порт Тиба | … |
| Порт Итихара | … |
Источник: РЭА.
В Японию масштабные поставки газа в виде СПГ начали осуществляться одновременно с мировым развитием технологии сжижения природного газа и растущими ценами на нефть, что сделало СПГ конкурентоспособным на внутреннем рынке страны. В 1969 г. в страну было ввезено 182 тыс. т сжиженного газа из США (Аляска, Кенай), а в дальнейшем география импорта расширилась. Бруней начал поставлять СПГ с 1972 г., ОАЭ и Индонезия – с 1977 г., Малайзия, Австралия и Египет – с начала 1980-х годов. В настоящее время импортерами СПГ в Японии являются следующие государства: Австралия, Алжир, Бруней, Египет, Индонезия, Малайзия, Нигерия, Россия, Оман, Йемен, Катар, Тринидад и Тобаго, Экваториальная Гвинея, ОАЭ и США.
В национальной энергетике роль атомной энергии начала возрастать. В конце 90-х годов предполагалось, что в долгосрочной перспективе данный показатель увеличится в 2-3 раза, однако трагедия на АЭС “Фукусима-1” может кардинально изменить намеченные планы. Да и в целом события, произошедшие на стыке десятилетий нового века (“сланцевая” революция в США, изменение мировых тенденций развития ценообразования на углеводороды, кризисные явления в глобальной экономике), несомненно, в дальнейшем приведут к существенной трансформации парадигмы развития национальной энергетики.
В 2011 г. сокращение атомной генерации было компенсировано в основном расширением ввоза СПГ, однако ориентация на данный энергоноситель является сдерживающим фактором для развития экономики ввиду того обстоятельства, что, в отличие от континентальных стран ОЭСР, страна не имеет широких возможностей (как, например, Германия) нарастить внутреннюю газотранспортную инфраструктуру, а также ввиду высокой стоимости СПГ. В 2009-2010 гг. потребление СПГ стабилизировалось вблизи уровня 75 млн. т в год, при этом на внутреннем рынке цены на него (в пересчете на природный газ в свободном состоянии) вдвое превышали аналогичный показатель для Европы и вчетверо – для США; в указанный период наиболее дешевым был российский СПГ ($8-10/млн. БТЕ).
Следует подчеркнуть, что при ввозе СПГ Япония стремится импортировать газ такого химического состава, чтобы его можно было использовать и в качестве сырья для газохимии. Кроме того, в других странах в разработке месторождений, на базе которых строились заводы СПГ, японские компании всегда стремились войти в долевое участие подобных проектов.
Альтернативой СПГ может стать трубопроводный газ. Впервые идея о поставках российского (советского) трубопроводного газа в Японию обсуждалась еще в 1985 г. в ходе переговоров представителей СССР с руководством компании “SODECO” (“Sakhalin Oil Development Co.”). В то время СССР предложил проложить трубопровод на о. Хоккайдо через пролив Лаперуза, однако план не был реализован.
В конце 1990-х годов интерес к проекту газопровода Сахалин – Япония возобновился, что было связано с успешной работой “Exxon Mobil” на месторождениях Одопту и Чайво (“Сахалин-2”). В 1998 г. в Японии была организована специальная проектная компания “Japan Pipeline Development and Operation” (“JPDO”), которая провела предпроектные исследования и создала предварительное ТЭО. В начале 2000-х годов российская сторона предложила поставлять в Японию не газ, а электроэнергию, для чего предполагалось построить на о. Сахалин необходимые генерирующие мощности. В итоге ни одно из указанных предложений пока не реализовано.
Впоследствии в рамках проекта “Сахалин-1” был построен газопровод до Анивского залива. Наличие этого транспортного коридора предоставляет возможность рассматривать вариант маршрута газопровода пропускной способностью 12-15 млрд. куб. м газа в год из России в Японию через пролив Лаперуза и далее через о. Хоккайдо к Сангарскому проливу и затем, по территории о. Хонсю по двум веткам, до Токио на западе и Ниигата на востоке. Согласно расчетам экспертов США, в данном случае цена трубного газа будет примерно на 40% ниже стоимости СПГ.
Проектная мощность этого газопровода может позволить соответствующим образом компенсировать снижение производства электроэнергии с использованием АЭС, однако проект не способен кардинально изменить структуру расходной части энергетического баланса страны, поэтому Япония все равно вынуждена прорабатывать иные возможности импорта энергоносителей.
Например, имеется предложение ввозить газ не в виде СПГ, а в сжатом виде. Перевозка компримированного природного газа (КПГ) в больших объемах и на значительные расстояния (более 2 тыс. морских миль) затрудняется резким снижением рентабельности по сравнению с транспортировкой газа в сжиженном виде, так как при одинаковом весе перевозимого груза объем компримированного газа меньше, чем СПГ.
В случае организации поставок российского КПГ Япония может использовать действующую СПГ-инфраструктуру (около 20 терминалов, расположенных на побережье вблизи тепловых электростанций), а также, используя опыт США и других стран по перевозке емкостей с КПГ, – по железной дороге и автомобильным транспортом. Данное решение не потребует модернизации сложившейся инфраструктуры газопроводов, которая представляет собой разрозненные трубопроводы, не имеющие достаточного числа перемычек и, соответственно, не образующие единую газотранспортную сеть.
В России ресурсной базой подобного проекта могут стать месторождения газа ряда проектов “Cахалин” (1, 2, 3 и т. д.), кроме того, на рынке КПГ можно использовать в качестве моторного топлива, для автономного газоснабжения локальных потребителей, резервирования “пикового” потребления энергоресурсов энергетическими предприятиями, а также в качестве сырья для газохимических производств. В целом развитие сферы КПГ может позволить России нарастить соответствующие поставки газа не только в Японию, но и в другие страны АТР. (БИКИ/Энергетика Украины, СНГ, мира)
