на Запал в объеме 27.8 м-лрл. м? в гол (к 2030 году), где совместно с газом месторождений юга Красноярского края, поступавшего в район Н. Поймы в объеме 16. млрд. м? в год, обеспечивает потребителей Иркутской области н Красноярского края в объеме 8.9 млрд. м? в гол, а с 2011 гола полается в район КС Проскокозо для ЕСГ в объеме 10 млрд. м? в год. Начиная с 2015 гола, объем подачи газа в ЕСГ России составит 35 млрд. м? год:

на Восток в объеме до 7.0 млрд. м? в гол. где совместно с газом Чаяндянского НГКМ в объеме до 19.6 млрд. м? в год обеспечивает потребителей Читинской области и Республики Бурятия (до 1.6 млрд. м? в год) и экспорт в Китай и Республику Корея с 2010 года в объеме до 25 млрд. м? в год.

Газ месторождений шельфа о. Сахалин полается с 2005 года потребителям Сахалинской области, Хабаровского края, частично потребителям Амурской области, а с 2007 года потребителям Приморского края, с 2007 года на завод по сжижению газа в объеме до 30 млрд. м? в год для дальнейшего экспорта.

В сценарии «Запад» без ЕСТ (целевой) Чаяндинское месторождение не разрабатывается, потребители Республики Саха (Якутия) в районе Алдана не газифицируются.

На Юрубчено-Тохомском НГКМ добыча предусматривается с 2011 года в объемах, обеспечивающих потребителей Красноярского края и технологические нужды газопровода (до 5.8 млрд. м? гол).

Газ Ковыктинского месторождения с 2008 года обеспечивает потребителей Иркутской области в объеме до 4.5 млрд. м? в год, с 2010 года - потребителей Читинской области и Республики Бурятия в объеме до 1.6 млрд. м? в год и экспортируется в Китай и в Республику Корея в объеме до 25 млрд. м? в год.

Добыча и распределение сахалинского газа соответствуют сценарию «Запад» с ЕСГ (целевой).

Спенарий «Центр» с ЕСТ (целевой) предусматривает обеспечение с 2008 года газом Ковыктинского ГКМ потребителей Иркутской области, частично потребителей Республики Бурятия и Читинской области в объеме до 4.7 млрд. м в год. С 2010

гола совместно с газом месторождений Красноярского края, поступающего в район Н. Поймы в объеме до 9.4 млрд. м? в гол, обеспечиваются потребители Красноярского края в объеме до 4.4 млрд. м? в год. Начиная с 2011 года, смешанный газ подается в район КС Проскоково лля ЕСГ в объеме 10 млрд. м в год и достигает в 2015 году объема в 35 млрд. м? год.

Газ Чаянлинского НГКМ с 2010 гола обеспечивает потребителей Алланского улуса. Амурской области в объеме ло 1.8 млрд. м в год и полается на экспорт в Китай в объеме до 15 млрд. м? в гол.

Газ месторождении шельфа о. Сахалин полается с 2005 гола потребителям Сахалинской области. Хабаровского края (ло 3.3 млрд. м? в гол), с 2007 гола на завод по сжижению в объеме до 30 млрд. м? в год с последующим его экспортом, с 2010 гола потребителям Приморского края в объеме до 5.1 млрл. м в гол и на экспорт в Республику Корея в объеме до 10 млрд. м? в гол.

В сценарии «Центр» без ЕСТ (целевой) добыча газа на Ковыктинском ГКМ предусмотрена с 2008 гола в объемах, обеспечивающих потребителей Иркутской области, частично потребителей Читинской области. Республики Бурятия и технологические нужды газопроводов (до 4.9 млрд. м тол).

Добыча и распределение газа Юрубчено-Тохомского соответствуют сценарию «Запад» без ЕСГ (целевой), а Чаянлннского НГКМ и месторождений о. Сахалин сценарию «Центр» с ЕСГ (целевой).

В соответствии с балансом по сценарию «Восток» с ЕСТ (целевой) разработка Чаянлинского НГКМ не предусматривается, потребители Республики Саха (Якутия) в районе Аллана не газифицируются.

Добыча и распределение газа Ковыктинского НГКМ и месторождении Красноярского края соответствует сценарию «Центр» с ЕСГ (целевой).

Газ месторождений шельфа о. Сахалин полается с 2005 года потребителям Сахалинской области. Хабаровского края (в объеме до 8,3 млрд. м) в гол), с 2007 гола на завод по сжижению в объеме до 30 млрд. м» в гол с последующим экспортом, с 2010 года потребителям Приморского края в объеме ло 5,1 млрд. м в гол и на экспорт в Китай и в Республику Корея в объеме до 25 млрд. м в год.

Добыча н распределение газа Ковыктинского ПСМ н месторождений Красноярского края по сценарию «Восток» без ЕСТ (целевой) соответствуют сценарию «Центр» без ЕСГ (целевой), месторождений шельфа о. Сахалин - сценарию «Восток» с ЕСГ (целевой).

Сценарии с вариантом интенсивного внутреннего потребления (развитие газохимии) в отличие от варианта с внутренним потреблением предусматривают дополнительную подачу газа на газохимические комплексы: с 2017 года в объеме 3,0 млрд. м в год на Красноярский НГКХ. с 2020 года в объеме 7.0 млрд. м? в год на Чаяндинский ГКХ и с 2023 года в объеме 5.0 млрд. м' в год на Иркутский НГКХ.

Для удовлетворения нужд газохимии во всех сценариях предусмотрено увеличение добычи газа сверх объемов, предусмотренных в сценариях с целевым вариантом, на месторождениях Красноярского края. Республики Саха (Якутия) и Иркутской области.

В сценариях «Запал» без ЕСГ (интенсивный). «Восток» с ЕСГ (интенсивный), «Восток» без ЕСГ (интенсивный) с 2020 года предусмотрена добыча газа на Чаяндинском НГКМ на уровне 7.3 млрд. м? в год.

2. Оценка стоимости добычи, транспорта, конкурентоспособности российского газа на внутреннем и внешнем рынках

2.1 Оценка стоимости добычи природного газа месторождении Восточной Сибири и Дальнего Востока

	Объекты	мощности	Мощности с перетоком газа з ЕСГ
			«Запад»	«Центр»	«Восток»
1. 2. 3. 4. 5. 6.	Скважины УКПГ.УППГ ДКС Платформы ЛБК ПУК	шт.	1357	1003	802
		шт. млрд. м*	17/92	1267	11.49
		МВт	592	576	528
		шт.	5	5	5
		шт.	4	4	4
		шт.	1	3	6

Суммарные капитальные вложения в добычу газа определены по аналогам проектно-сметной документации и составят (млрд. долл. США) по сценариям: «Запад» - 16,8; «Центр» - 14.6 и «Восток» - 15.5.

Удельные капитальные сложения в добычу газа, рассчитанные исходя из суммарных капитальных вложений в период 2005-2030 гг. и максимальных годовых объемов добычи предполагаются в диапазоне от 183,8 долл./ м? (на перспективных объектах Красноярского края) до 85.6 долл./ м? (на Чаяндннском месторождении).

Эксплуатационные расходы (суммарные) за период 2005-2030 гг. по сценариям составят (млрд. долл. США): «Запад» - 31.4. «Центр» - 29.5. «Восток» - 28,4. в том числе: по Сахалинскому центру газодобычи соответственно: 10.5: 12.7 и 16.1.

Исходя из капитальных вложений, эксплуатационных расходов и внутренней нормы доходности проекта разработки месторождений на конеп 25-летнего периода, развой 15%, средняя стоимость добычи газа (долл. США) составит в сценариях: «Запад» - 33.4. «Центр» - 33,4, «Восток» - 33,8. в Сахалинском центре газодобычи по сценариям соответственно: 36,0; 35,8 и 34,6.

Накопленный за 25-летний период разработки месторождений максимальный чистый доход будет в сценарии «Центр» целевого варианта с учетом поступления газа в ЕСГ и составит 28,6 млрд. долл. США.

		Ед. изм. мощност	Мощности	без перетока газа в ЕСГ
			«Запад»	«Центр»	«Восток»
1. 2. 3. 4. 5. б.	Скважины. УКПГ. УППГ ДКС Платформы ЛБК ПУК	шт.	587	491	290
		шт. млрд. м»»	9.41	4.29	3 11
		МВт	256	480	432
		шт.	5	5	5
		шт.	4	4	4
		шт.	1	6	6

Суммарные капитальные вложения в добычу газа определены по аналогам проектно-сметной документации и составят (млрд. долл. США) по сценариям: «Запад» - 9.9; «Центр» - 9,7 и «Восток» -10.6.

Удельные капитальные сложения в добычу газа, рассчитанные исходя из суммарных капитальных вложений в период 2005-2030 гг. и максимальных годовых объемов добычи, предполагаются в диапазоне от 180 (на Юрубчено-Тохомском НГКМ) до 87 долл. США 1000 м (на Чаяндннском месторождении).

Эксплуатационные расходы (суммарные) за период 2005-2030 гг. составят (млрл. долл. США): «Запал» -19.5. «Центр» -20.4, «Восток» -19.3, в том числе по Сахалинскому центру газодобычи соответственно: 10,5. 12,7 и 16.1.

Исходя из капитальных вложений, эксплуатационных расходов и ВИД проекта разработки месторождений на конец 25-летнего периода, равной 15%. средняя стоимость добычи газа (долл. США» '1000 м) составит в сценариях: «Запад» - 34.9. «Центр» - 34.0. «Восток» - 34.6. в Сахалинском центре газодобычи соответственно: 36. 0,35.8 и 34,6.

Накопленный за 25-летний период разработки максимальный чистый доход будет в сценарии «Центр» целевого варианта без учета поступления газа в ЕСГ и составит 20.3 млрд. долл. США.

Суммарные капитальные вложения в добычу газа определены по аналогам проектно-сметной документации и составят (млрд. долл. США) по сценариям: «Запад» - 18,7; «Центр» - 18.0 и «Восток» - 19.3.

Удельные капитальные сложения в добычу газа, рассчитанные исходя из суммарных капитальных вложении в период 2005-2030 гг. и максимальных годовых

объемов добычи, предполагаются з диапазоне 180,7-206.0 (на перспективных объектах Красноярского края) и 78,5-80,0 долл. США 1000 м (на Чаяндинском НГКМ).

Эксплуатационные расходы (суммарные) за период 2005-2030 гг. по сценариям составят (млрд. долл. США): «Запад» - ЗЗ.б. «Центр» -31,7, «Восток» -31,5, в том числе: по Сахалинскому центру газодобычи соответственно: 10,5 12,7 и 16.1.

Исходя из капитальных вложений, эксплуатационных расходов и ВИД проекта разработки месторождений на конец 25-ти летнего периода, равной 15%. средняя стоимость добычи газа (долл. США.ЮООм?) составит в сценариях: «Запад» н «Центр» - 33.3, «Восток» - 33,8. в Сахалинском центре газодобычи соответственно: 36.0.35.8 и 34.6.

Накопленный за 25-ти летний период разработки максимальный чистый доход будет в сценарии «Центр» интенсивного варианта с учетом поступления газа в ЕСГ и составит 29,1 млрд. долл. США.

При интенсивном спросе на саз (без перетока в ЕСГ) предполагаются следующие объемы добычи саза (млрд. м):

	Объекты	Ед. изм. мощности	Мощности без перетока газа в ЕСГ
			«Запад»	«Центр»	«Восток»
1. 2. 3. 4. 5. 6.	Скважины. УКПГ. УППГ ДКС Платформы ЛБК ПУК	шт.	843	684	528
		шт. млрд. м*	1467	863	7.35
		МЗт	376	584	552
		шт.	5	5	5
		шт.	4	4	4
		шт.	1	3	6

Суммарные капитальные сложения в добычу газа определены по аналогам проектно-сметной документации и составят (млрд. долл. США) по сценариям: «Запад» - 13,0; «Центр» - 12,0 и «Восток» - 13,4.

Удельные капитальные сложения в добычу газа, рассчитанные исходя из суммарных капитальных вложений в период 2005-2030 гг. и максимальных годовых объемов добыча, предполагаются в диапазоне от 233 (на Собинско-Пайгинском НГКМ) до 93.5 долл. США/м (на Южно-Киринской структуре проекта «Сахалин-3»).

Исходя из капитальных вложений, эксплуатационных расходов и ВИД проекта разработки месторождений на конец 25-ти летнего периода, равной 15%. средняя стоимость добычи газа (долл. США/1000 м) составит в сценариях: «Запад» - 35,9, «Центр» - 33,8. «Восток» - 34,6. в Сахалинском центре газодобычи соответственно: 35,8 и 34,6.

Накопленный за 25-ти летний период разработки максимальный чистый доход будет в сценарии «Центр» интенсивного варианта без учета поступления газа в ЕСГ и составит 22.2 млрд. долл. США.

2.2 Оценка стоимости транспортировки российского газа

Для определения стоимости транспортировки газа к конечным пунктам потребления были разработаны схемы потоков газа, на основе которых выполнены гидравлические расчеты, определены сроки ввода газотранспортных мощностей, оценены капитальные вложения в объекты транспорта газа и выполнены расчеты тарифов на услуги по транспортировке газа.

Сроки ввода мощностей на объектах транспорта газа с месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1. Мощности ятя транспортировки газа с месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока

Показатели		Сценарии	Варианты спроса
		С перетоком в ЕСГ	Без перетока в ЕСГ
	«Запад»	«Центр»	«В ОС ТОЮ»)	«Запад»	«Центр»	«Восток»
		Целевой вариант спроса
Протяженность, км	6524	7224	5284	4383	5663	3723
Диаметр газопроводов, мм	1420/1220/ 1020/820/ 720	1420/1220/ 1020.820 720	1420/1220/ 1020/820/ 720	1420 1020 820/ 720	1220/820/ 720	1420/1220/ 820720
Давление. МПа	9,8/7,4	16,7/9,8/7,4	16/7/9,8/7,4	9.8/7.4	16,7/9,8/7,4	16,7/9,8/7,4
Количество КС. шт.	20	23	20	11	16	13
Установленная мощность. МВт	1194	1342	1330	448	640	628
	Интенсивный вариант спроса
Протяженность, км	6524	7224	5284	4757	6037	4097
Диаметр газопроводов, мм	1420.1220. 1020/820/ 720	1420/1220/ 1020.820' 720	1420/1220/ 1020/820/ 720	1420/1020/ 820/720	1220/820/ 720	1420/1220/ 820720
Давление. МПа	9,8/7,4	16,7/9,8/7,4	16.7/9.8/7,4	9,8/7,4	16,7/9,8/7,4	16,7/9.8/7,4
Количество КС. шт.	20	23	20	11	16	13
Установленная мощность. МВт	1192	1367	1355	448	640	628

Опенка капитальных вложении в транспорт газа провозилась по участкам газопроводов с учетом вводов линейной части газопроводов и компрессорных станций.

Удельные показатели стоимости строительства магистральных газопроводов разработаны на базе данных: проектных и подрядных организаций (проекты-аналоги, тендерные предложения оферентов по контрактным пенам на строительство газотранспортных объектов, акты сдачи-приёмки объектов в эксплуатацию), стоимости строительства аналогичных объектов в различных регионах с корректировкой на природно-топографические условия их размещения.

Специфика условий строительства (в том числе: отсутствие производственной, социальной и транспортной инфраструктуры; наличие участков трассы, где строительство газопроводов можно осуществить в одном коридоре с существующими и будущими газо- и нефтепроводами: экономические, экологические, сейсмические и другие региональные факторы) в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке определена в результате анализа предпроектных разработок институтов ОАО «Газпром».

Сводные капитальные вложения по всем сценариям Программы с разбивкой по газотранспортным объектам представлены в таблице 2.2.

Анализ капитальных вложений свидетельствует о том, что наиболее предпочтительным является сценарий «Восток». Реализация Программы по этому сценарию уменьшит инвестиции против сценариев «Запад» и «Центр» соответственно на 14-20% и на 28-39%.

Наименьший объем капитальных вложений (6.8 млрд. долл. США) потребуется при реализации сценария «Восток» без ЕСГ целевого варианта спроса.

Эксплуатационные затраты в транспорте газа определялись по укрупненной структуре затрат раздельно для вновь вводимых и существующих газотранспортных объектов в Республике Саха (Якутия) и Сахалинской области.

В эксплуатационные затраты включены: материалы, газ на собственные нужды газопроводов, оплату труда, единый социальный налог, амортизационные отчисления, затраты на капитальный ремонт, на экологический мониторинг и прочие расходы.

Таблица 2.2. Капитальные вложения в транспорт газа по Восточной Сибири и на Дальнем Востоке в 2005-2030 гт.

	с перетоком в ЕСТ	без перетока в ЕСГ
	«Запад»	« Центр»	«Зосток»	«Запад»	«Центр»	«Восток»
Магистральные газопроводы с Ковыктивского ГКМ н месторождений Красноярского края	5.7	5.5	5.5	1.4	1.4	1.4
Магистральные газопроводы с Чаяндннского НГКМ (и Ковык-тннского ГКМ)	6.0	5.2		4.5	5.2
Магистральные газопроводы с месторождений шельфа о. Сахалин	1.9	4,3	5,2	1.9	4.3	5Л
Действующий газопровод с месторождений шельфа о. Сахалин - Хабаровск	0.1	0.1	0,1	0.1	0.1	0.1
Действующая система газопроводов Республики Саха (Якутия)	0.1	0.1	0.1	0.1	0.1	0.1
ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ И ДАЛЬНИЙ ВОСТОК, всего	13,7	15.2	10,9	8,0	ПД	6.8

Оценки стоимости транспорта газа по магистральным газопроводам определялась, исходя из условия достижения заданной экономической эффективности бизнес-процесса «транспорт газа», определяемой при ЗНД. разной 12% на коней расчетного периода. Они обеспечивают окупаемость капитальных вложений в объекты транспорта газа, покрытие затрат на эксплуатацию газотранспортных объектов.

Таблица 2.3. Расчетные тарифы на транспортировку газа, долл. США 1000 м на 100 км

Участки трассы	Целевой вариант спроса	Интенсивный вариант спроса
	«Запад»	«Центр»	«Восток»	«Запад»	«Центр»	«Восток»
Сценарии с перетоком и без перетока в ЕСТ
от Чаяндинского НГКМ до границы с КНР		4.2			4-2
от Ковыктинского ГКМ и Чаяндинского НГКМ до границы с КНР	33			3-3
от месторождений шельфа о. Сахалина	50	2,9	4 >2,3	5	4,1-2-9
от побережья Российской Федерации до восточного побережья Республики Корея через Японское море		6.0	5,8		6.0	5,8
Мирный-Айхал-Удачный	3.3
Сценарии с перетоком в ЕС
от Ковыктинского ГКМ и месторождений Красноярского края до Про-скоково и газопроводу-отводу Балаганск - Иркутск	1-9	1-9	1,9	1-9	1-9	1.9
Сценарии без перетока в ЕСТ
от Юрубчено-Тохомского НГКМ до Ачинска	6.0	6.0	6,0	5-6	5.6	5,6
от Ковыктинского ГКМ до Иркутска	5,6	5.6	5,6	5-6	5.6	5,6

2.3 Оценка конкурентоспособности российского газа на внутреннем рынке

В таблице 2.4 представлены расчетные цены, определенные методом «с+» путем приращения к промысловой пене газа затрат на транспортировку газа до потребителей на трассе газопроводов и конкурентоспособные пены, рассчитанные исходя из эффективного соотношения пен на газ и на уголь.

Как видно из таблицы. расчётные пены добычи и транспортировки газа конкурентоспособных пен на газ в Красноярском крае и Амурской области.

В Красноярском крае имеется собственная добыча угля, пена на который одна из самых низких в Восточной Сибири. Следует иметь в виду, что Красноярский край входит в число наиболее динамично развивающихся регионов России. Ожидается продолжение роста экономики региона. Преобладание промышленности (металлургия, электроэнергетика и др.) в валовом региональном продукте делает возможным увеличение объёма потребления газа и повышение уровня пен на топливно-энергетические ресурсы.

Амурская область характеризуется невысоким уровнем пен на топливно-энергетические ресурсы (ниже среднего уровня пен на ТЭР по Дальневосточному округу). Прогноз конкурентоспособных пен на природный газ в Амурской области ниже пены, полученной с учётом затрат на его добычу и транспортировку газа.

В других регионах расчётные цены добычи и транспортировки газа ниже конкурентоспособных пен на газ.

Прогнозный уровень конкурентоспособных иен на природный газ в Иркутской области выше расчётных начиная с 2020 г. по всем сценариям с перетоком в ЕСГ. Это положительный фактор для реализации программы газификации области и привлечения большего числа эффективных потребителей. По сценариям без перетока в ЕСГ конкурентоспособная пена превысит расчетную только в 2030 году.

Под влиянием высокого уровня пен на уголь и завоза нефтепродуктов в Читинскую область сформировался достаточно высокий уровень пен на топливно-энергетические ресурсы. Расчётная пена на газ будет ниже конкурентоспособной к 2030 г. С учётом предполагаемого перспективного роста промышленного производства, уровня жизни населена региона, создания дополнительных рабочих мест и принятия решения о поставках газа на экспорт в страны АТР. продажа природного газа Читинской области может быть рентабельной.

В Приморском крае конкурентоспособные пены на газ превышают расчётные пены в сценариях «Центр» и «Восток». В сценариях - (Запад» конкурентоспособная пена на газ превысит расчётную в 2030 г.

Высокий уровень пен на энергоносители в Приморском крае будет способствовать привлечению инвестиций в газификацию этого края.

В Хабаровском крае расчётные пены по всем сценариям будут ниже конкурентоспособных пен в 2030 г.

В Хабаровском крае в настоящее время пены на природный газ регулируются и уровень текущих пен на природный газ ниже среднего по России. Это обусловлено близостью местных потребителей к местам его добычи и межтопливной конкуренцией с недорогим углём местной добычи. При заключении договоров на поставку газа контрактные цены: могут быть выше.

В Сахалинской области природный газ реализует ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» по регулируемым пенам, уровень которых также ниже среднероссийских пен на газ как для промышленных потребителей, так и для населения.

Высокий уровень пен на другие топливно-энергетические ресурсы предопределяет более высокие конкурентоспособные пены на природный газ для потребителей Сахалинской области. Расчётная пена во всех сценариях ниже прогнозируемых конкурентоспособных пен на газ.

На основе проведенного анализа пен на природный газ в сценариях можно сделать следующие выводы: Несмотря на то. что в некоторых регионах расчётные иены оказались выше конкурентоспособных пен на природный газ. реализация Программы в целом будет способствовать возрождению промышленности обоих округов, позволит решить многие экологические и социальные проблемы субъектов Российской Федерации.

2.4 Оценка конкурентоспособности российского газа на внешнем рынке

Расчетная стоимость российского газа на северо-востоке Китая ниже конкурентоспособных цен во всех вариантах сценария «Восток».

Анализ конкурентоспособности российского газа в районе Бохайского залива КНР показывает, что во всех сценариях расчетные пены превышают конкурентоспособные, однако наименьшее превышение предполагается в сценарии «Восток».

Расчетные пены в районе г. Сеул (Республика Корея) ниже конкурентоспособных в 2010 году, в 2020-2030 гг. выше.

2.5 Концепция экспортной политики в области поставок российского газа в страны АТР в США

Распоряжением Правительства Российской Федерации от 16.07.2002 №975-р предусмотрена разработка Концепции экспортной политики в области поставок газа в страны АТР. Концепция неразрывно связана с реализацией Программы и рассматривается в качестве ее неотъемлемой составной части.

Как показывают результаты исследований рынков газа стран Северо-Восточной Азии и тихоокеанского побережья США. приведенные в разделе 9 Программы, потребность в природном газе на этих рынках до 2010 года будет удовлетворяться как за счет собственной добычи (КНР. США), так и за счет импорта газа, прежде всего СПГ. из различных регионов мира.

Перспективы значительного увеличения спроса на природный газ в АТР и на тихоокеанском побережье США открывают возможности для активной реализации поставок российского газа на этот рынок. В настоящее время в рамках проекта «Сахалин-2» для поставок в Японию и США законтрактовано 8.97 млрд. м газа. К 2010 г. производственные мощности СПГ на Сахалине составят 13.3 млрд. м природного газа, что предполагает продолжение работы по заключению контрактов с потенциальными региональными поставщиками.

В настоящее время, как показывает анализ рынков, складываются предпосылки хтя организации диверсифицированного экспорта российского природного газа в регионе. Акцент должен быть сделан на сочетании поставок газа по магистральным газопроводам в страны континентальной Азии (КНР. Республика Корея) и СПГ как в вышеперечисленные страны, так и в Японию. США и Тайвань. Совокупный экспорт природного газа по трубопроводам в КНР и Республику Корею к 2020 г. может находиться в диапазоне от 17 млрд. м (пессимистический вариант) до 25 млрд. м (консервативный вариант), тогда как объемы поставок российского СПГ могут варьироваться от 16 до 25 млрд. 1г. В рамках анализа чувствительности рассмотрены дополнительные сценарии развития газовой промышленности Восточной Сибири и Дальнего Востока, предусматривающие увеличенный внешний спрос на российский газ в объеме 28 млрд. м в гол в КНР н 22 млрд. м в год в Республике Корее.

Таким образом, в обозримый период экспорт природного газа в страны СЗА может стать важной составляющей региональной внешней торговли России и источником валютных поступлений для бюджета страны.

Особое место в организации экспорта газа в государства СВА будут играть поставки СПГ. Газовые запасы о. Сахалин в этой связи приобретают важнейшее значение для интеграции России на эти рынки. Дополнительным преимуществом является осуществляемое в настоящее время строительство завода по производству СПГ и наличие обширной инфраструктуры по приему СПГ в странах-потребителях. Анализ регионального рынка газа показывает, что в перспективе на базе месторождений о. Сахалин к 2015 г. могут быть развернуты вторая и третья производственные линии завода СПГ. Развитие производства СПГ, отвечающего потребностям регионального газового рынка, даст возможность добиться максимального эффекта диверсификации экспортных поставок и увеличить присутствие российского газа на всех потенциально возможных рынках Северо-восточной Азии и на Тихоокеанском побережье США, избежав риска привязки к одной стране-потребителю.

Возможности эффективного экспорта российского природного газа по магистральным газопроводам на рынок КНР в этот период сдерживаются отсутствием газотранспортной инфраструктуры и недостаточным потреблением газа в Северо-Восточном и Бохайском регионах КНР, которые являются наиболее вероятными импортерами российского газа. В настоящий период эти регионы обладают возможностью удовлетворения своего спроса на энергоресурсы за счет собственных источников газа и угля.

В этой ситуации организация экспортных поставок должна получить государственную поддержку, поскольку обсуждение этого вопроса между российскими и китайскими компаниями может вызвать разногласия по вопросу цены поставляемого газа. Рост потребностей в российском сетевом природном газе в Северо-Восточном и Бохайском регионах КНР в условиях активного экономического роста может наступить в период с 2012 по 2015 гг., что приведет к формированию объективных условий для повышения привлекательности для китайской стороны поставок газа из России. Это сделает более вероятным достижение приемлемого соглашения по экспорт)' российского сетевого газа. Экспорт российского газа в КНР может быть начат именно в этот период, на основании четко определенных объемов поставок и цены поставляемого газа.

Поставки природного газа в Республику Корею из восточных регионов России могут быть осуществлены по магистральным газопроводам н в виде СПГ. Республика Корея проводит активную политику по развитию инфраструктуры СПГ, тем не менее, долгосрочное соглашение между Россией и Республикой Кореей по вопросу поставки газа, которое должно гарантировать долгосрочное и стабильное снабжение корейских потребителей, может быть позитивно воспринято корейской стороной. В этой связи необходимо определить основные маршруты поставок российского сетевого газа и СПГ с тем, чтобы на основе их сочетания обеспечить максимальную эффективность экспортных поставок в эту страну. В период с 2010 по 2014 г. основная роль может быть отведена поставкам СПГ. а во второй половине десятилетия при достижении договоренности о строительстве газопровода в основе российского экспорта будут лежать поставки сетевого газа.

Экспорт газа должен находиться под особым контролем государства и в рамках российского законодательства, регламентирующего степени свободы предпринимательства и коммерческой деятельности юридических и иных лип. в том числе с участием иностранного капитала. Необходимость усиления Познани государства в области организации экспортных поставок определяется следующими факторами:

важнейшим значением природного газа для социально-экономического развития Восточной Сибири и Дальнего Востока в первой половине XXI века;

необходимостью обеспечения потребностей в газе российских потребителей, прежде всего потребителей Восточной Сибири и Дальнего Востока:

требованием обеспечения максимальной эффективности экспорта газа в страны СВА;

обеспечением выполнения будущих межправительственных соглашении по поставкам российского газа на экспорт;

организацией государственной поддержки формирования единого экспортного канала для предотвращения конкуренции между российскими производителями на этом

Исходя из особой государственной важности регулирования будущего экспорта российского природного газа в страны АТР. Правительство Российской Федерации решением от 13.03.2003 (протокол №8) зафиксировало базовые принципы организации поставок российского природного газа в регион. Важнейшими принципами данного документа являются:

приоритет в обеспечении природным газом российских потребителей;

реализация единой экспортной политики, с учетом действующих СРП. на базе одного экспортера российского природного газа.

Период с 2005 по 2010 гг. должен быть использован государством для создания благоприятных условий будущих экспортных поставок российского газа в страны региона, которые отвечают национальным интересам России, и для консолидации усилий всех заинтересованных в экспорте газа компаний, в том числе участников проектов СРП. Для этого должны быть реализованы следующие мероприятия:

- для предотвращения конкуренции российских производителей газа и повышения эффективности экспорта газа должен быть определен единый оператор поставок российского природного газа в регион. Единый оператор является главным проводником экспортной политики, призванным обеспечить должную защиту государственных интересов при реализации поставок газа. При поддержке заинтересованных компаний единый оператор ведет централизованную работу по подготовке контрактов с покупателями газа, реализуя на рынке именно «российский природный газ», а не газ отдельных компаний и месторождений. При решении по данном) ^- вопросу следует учесть, что ОАО «Газпром» является координатором реализации Программы в соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации (распоряжение от 16.07.2002 Кэ 975-р);

* в едином комплексе должна быть организована работа недропользователей по организации экспортных поставок на рынок СВА и тихоокеанское побережье США. Для обеспечения взаимодействия недропользователей может быть создан Комитет по экспорт) ^- газа в страны АТР и США под председательством единого оператора экспортных поставок газа. Дальнейшая работа по перспективным проектам экспорта газа должна вестись только в соответствии с настоящей Программой:

- переговоры с зарубежными покупателями должны проводиться централизованно единым оператором в рамках согласованных с государственными органами директив, что позволит выполнить решение Правительства Российской Федерации от 13.03.2003 о закреплении на долгосрочный период эффективных условий по экспортным поставкам газа. Таким образом, на основе сочетания экспорта сетевого и сжиженного природного газа сосредоточенных в руках единого оператора поставок газа Восточной Сибири и Дальнего Востока может быть успешно решена задача организации поставок в страны Северо-Восточной Азии и на Тихоокеанском побережье США.

3. Разработка предложений по созданию газотранспортной системы в регионе с учетом выхода на энергетические рынки АТР

3.1 Этапы освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока и принципиальная схема развития газотранспортной системы региона

С учетом изложенных в предыдущих разделах сценариев развития газовой промышленности в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке разработана модель освоения газовых ресурсов и формирования газотранспортной системы.

Для каждого сценария определено 4 этапа освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока:

I этап	2007-2008 гг.
П этап	2009-2010 гг.
Ш этап	2011-2012 гг.
IV этап	2013-2030 гг.

Этапы освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока по сценариям (''Запад». «Центр», «Восток») с вариантом целевого внутреннего потребления следующие:

Первый этап включает начало промышленной добычи газа на наиболее подготовленных к этому периоду Ковыктинском газоконденсатном месторождении и на шельфе о. Сахалин по проектам «Сахалин-1» и «Сахалин-2».

Вводится в эксплуатацию газопровод от Козыктннского месторождения до центров потребления газа в Иркутской области. Для выделения гелия из ковыктинского газа предусматривается строительство первой очереди Иркутского газоперерабатывающего завода.

Из месторождений о. Сахалин осуществляются поставки газа потребителям Сахалинской области и Хабаровского края по действующей газотранспортной системе. На этом этапе предусматривается расширение мощности газопровода Оха-Комсомольск-на-Амуре - Хабаровск.

В 2007 г. завершается строительство первой очереди завода по производству СПГ на о. Сахалин в рамках проекта «Сахалин-2» и начинаются его поставки в страны АТР.

В сценариях «Запал» с ЕСГ. «Запал» без ЕСГ предусматривается строительство первой очереди нового газопровода о. Сахалин-Владивосток (от Хабаровска к Владивостоку) для газификации потребителей Приморского края.

На этом этапе начинается строительство магистральных газопроводов Чаяндинское НГКМ - Чита - Забайкальск (сценарий «Запад» с ЕСГ) н газопровода Ковыктинское ПСМ-Кунерма - Чита - Забайкальск (сценарий «Запад» без ЕСГ).

На этом этапе в сценариях «Центр» с ЕСГ. «Центр» без ЕСГ предусмотрено начало строительства магистральных газопроводов от Чандинского НГКМ до Етаговешенска.

Сценарий с перетоком в ЕСГ предусматривают начало строительства газопровода от Балаганска до Ачинска.

В сценариях «Центр» и «Восток» предусмотрено начало строительства экспортного газопровода с месторождений шельфа о. Сахалин.

Второй этап включает ввод в эксплуатацию газопроводов, начато строительства которых предусмотрено в 1 этапе, что позволит подавать газ внутренним потребителям и в случае достижения договоренностей о поставках газа с Китайской и Корейской сторонами с 2010 г. осуществлять поставки газа на экспорт.

На этом этапе начинается строительство магистральных газопроводов Ковыктинского ГКМ-Кунерма (сценарий «Запад» с ЕСГ) и Юрубчено-Тохомское НГКМ - Ачинск (все сценарии без ЕСГ).

Предусматривается начало промышленной добычи газа на Чаяндинском НГКМ (сценарии «Центр» с ЕСГ, «Центр» без ЕСГ и «Запад» с ЕСГ). Для выделения гелия из газа Чаяндинского НГКМ предусматривается строительство ГПЗ.

Третий этап освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока предусматривает ввод в эксплуатацию месторождений Красноярского края: с 2011 года Юрубчено-Тохомского НГКМ (все сценарий). с 2012 года Собинско-Пайгниского НГКМ (сценарии с ЕСГ) - Для выделения гелия предусматривается строительство Красноярского ГПЗ.

Сценарии с перетоком в ЕСГ предусматривают подключение месторождений Красноярского края к газопроводу Балаганск-Ачинск с его достройкой до Проскоково. Часть газа, добываемого на Козыктинском месторождении и месторождениях Красноярского края, будут направлены в ЕСГ России, что позволит с 2011 г. увеличить приходную часть баланса добычи и потребления газа в районах существующей ЕСГ.

Во всех сценариях «Восток» предусматривается ввод в 2012 голу в эксплуатацию объектов проекта «Сахалин-3».

На четвертом этапе в результате доразведки месторождений Красноярского края предусматривается с 2018 года ввод з эксплуатацию перспективных объектов Красноярского края (сценарий «Запад» с ЕСГ).

Для удовлетворения растущего спроса на газ потребителей Хабаровского и Приморского краев (в сценариях «Запад») осуществляется строительство второй очереди нового газопровода о. Сахалин-Владивосток (до Хабаровска).

В сценариях «Запад» и «Центр» для увеличения поставок сетевого газа предусматривается ввод в эксплуатацию объектов проекта «Сахалин-3». а во всех сценариях «Восток» - перспективных объектов о. Сахалин.

Сценарии с вариантом интенсивного внутреннего потребления (развитие газохимии) в основном аналогичны соответствующим вариантам с целевым внутренним потреблением. Отличия заключаются в следующем:

все сценарии с интенсивным потреблением предусматривают на четвертом этапе освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока строительство и ввод в эксплуатацию газохимических комплексов: в 2017 году в Красноярском крае, в 2020 году в Республике Саха (Якутия), в 2023 году Иркутской области.

сценарии Запад. «Центр» с ЕСГ, «Восток» с ЕСГ предусматривают ввод в эксплуатацию в 2023 году перспективных объектов Иркутской области;

сценарии без ЕСГ предусматривают ввод в эксплуатацию Собинско-Пайгинского НГКМ в 2028 голу и строительство газопровода от Собинско-Пайгинского НГКМ до п. Богучаны:

в сценарий «Запад» с ЕСГ предусматривается ввод перспективных объектов Красноярского края в 2017 году, а в сценариях «Центр» с ЕСГ и «Восток» с ЕСГ в 2025 году;

сценария «Запад» без ЕСГ. «Восток» на четвертом этапе также предусматривается ввод в эксплуатацию Чаяндинского НГКМ и ГПЗ.

Схемы потоков газа по сценариям целевого и интенсивного вариантов внутреннего потребления представлены на рисунках 3.2.1 - 3.2.8. В схемы потоков газа не включены добыча и потребление газа в Камчатской области и в Норильском пром. узле.

3.2 Оценка возможности транспортировки газа и нефти в едином транспортном коридоре

Совместное строительство и эксплуатация отдельных объектов и сооружений нефтепровода и газопровода для транспортировки нефти и газа в страны АТР позволит снизить общие затраты на реализацию проектов за счет сокращения обшей плошали отвода земель, совместного использования объектов производственной инфраструктуры и инженерных коммуникаций, совмещения природоохранных мероприятий и других.

Возможно 3 варианта строительства нефте- и газопроводов:

Автономное строительство, когда затраты по строительству нефте- и газопровода считаются раздельно:

Параллельное строительство, когда в затратах учитывается долевое участие в строительстве объектов общего пользования:

3. Опережающее строительство нефтепровода, когда при расчете стоимости строительства газопровода, учитываются компенсации за используемые объекты нефтепровода.

В зависимости от предполагаемых направлений транспорта газа возможна различная протяженность совпадения участков газопроводов с принятой схемой нефтепроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан». Экспертный анализ объектов, предполагаемых для совместного использования при строительстве и эксплуатации газопровода и нефтепровода, позволил выделить капитальные затраты на строительство и их влияние на экономические показатели при совместном и опережающем строительстве нефтепровода.

В результате выполненных опенок можно отметить следующее.

На результаты расчета экономии капитальных вложений при прохождении нефтепровода и газопровода в одном техническом коридоре повлияли два фактора:

стадия проектирования - по нефтепроводу выполнено обоснование инвестиций н соответственно более детально проработан вопрос состава сооружений и их стоимости, по газопроводу же опенка инвестиций приведена по укрупненным показателям и носит концептуальный характер;

структура затрат - объекты основного производственного назначения составляют иногда до 80% затрат на строительство нефте- и газопроводов, поэтому на экономию затрат влияли, в основном, вспомогательные объекты, удельный вес которых в общем объеме инвестиций невысок.

Сравнительный анализ затрат на строительство нефте- и газопровода указывает на достаточно низкий уровень капвложений в нефтепровод по сравнению с газопроводом. Соответственно затраты, определяемые процентом от СМР. в частности, временные здания н сооружения, также несопоставимы. Относительно низкий уровень капитальных вложений в строительство нефтепровода оставляет мало места для маневра при расчете экономии затрат при совместном или последовательном строительстве.

Возможная экономия затрат определяется следующими статьями:

вдольтрассовая ЛЭП,

электрохимзашита трубопровода.

объекты связи.

объекты водоснабжения и канализации.

внешнее энергоснабжение НПС (КС).

объекты транспортного хозяйства.

объекты подсобного и обслуживающего назначения.

природоохранные мероприятия.

подготовка территории строительства.

Удельный вес этих затрат в общих затратах на строительство нефтепровода и газопровода в полном объеме составляет 7.6% и 3.5% соответственно, что и является базой расчета экономии затрат.

Значительную долю от капвложений в строительство газопровода составляют вдольтрассовые проезды - около 12% от общих затрат. Эксплуатацию же нефтепровода обеспечивают вертолетные площадка с шагом около 20 км а дороги используются те. которые были построены во время строительства за счет временных зданий и сооружений и поддерживаются в рабочем состоянии в эксплуатационный период. Однако затраты на временные здания и сооружения для нефтепровода составляют 0,8% от общих затрат и не могут покрыть затраты на сооружение дорог даже для нужд строительства, тем более в сложных природно-климатических условиях прохождения трассы.

Экономия же затрат при совместном строительстве и использовании вдольтрассовых проездов может составить 6-10% от затрат на строительство участка нефте- и газопровода в одном коридоре и 4-7% от общих капвложений.

Один из плюсов совместного строительства и эксплуатации нефтепровода и газопровода - это возможное использование природного газа для привода насосов для перекачки нефти. Эта величина может достигать, в зависимости от варианта транспорта, уровня 0.4 и 0.8 млрд. м год. Осторожность в принятии схемы использования природного газа на нужды насосных станций связана в возможном сдвиге сроков сдачи объектов и жесткой зависимости нефтяной трубы от газовой.

Детальная проработка и уточнение всех составляющих капитальных затрат, в дальнейшем должно быть выполнено в рамках совместного обоснования инвестиций в строительство нефтепровода и газопровода в одном коридоре. Подготовка данного документа возможна после принятия окончательного решения вопроса о сроках и схеме развития газовой отрасли в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Это позволит оптимизировать технические решения на участках совместного прохождения трассы, уточнить структуру капитальных и эксплуатационных затрат и получить точную опенку экономии капитальных вложений и эксплуатационных затрат.

Список литературы:

1. «Оценка крупных проектов: некоторые принципы». Уильям Джек, Мировой банк, 1993 г.

2. «Концептуальные положения определения эффективности крупномасштабных инвестиционных проектов.» А. Астахов Академия Народного Хозяйства Москва 1993 г.

3. «Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования», официальное издание под руководством А.Г. Шахназарова, Москва 1994 г.

4. «Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленности» А.Ф. Андреев, В.Ф. Дунаев, В.Д. Зубарева, В.В. Иваник, Ю.С. Кудинов, В.А. Паномарев, А.С. Саркисов, А.Н. Хрычев, Москва 1997 г.

5. «Как управлять проектами?», В.Н. Бурков, Д.А. Новиков, Москва 1997 г.

6. «Проблема управления инновационным проектом». В.А. Первушин. «Деловой визит» Май 1998 г.

7. «Экономическая оценка сырьевой базы топливно-энергетического комплекса России в рыночных условиях». Отчет о научно-исследовательской работе. ВНИИКТЭП (Минэкономики России) Москва 1994 г. Н.К. Праведников, Л.П. Гужновский.

8. 9.'Методические рекомендации по экономической оценке технологических вариантов разработки нефтяных месторождений». ВНИИнефть им. Акад. А.П. Крылова, Москва 1995 г.

9. «Технико-экономическое обоснование поисков, разведки и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на условиях соглашения о разделе продукции (ТЭО СРП)», (Дополнение к «Регламенту составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39-007-96). Москва, 1999 г. Под руководством Дунаева В.Ф., вкл. Америка Л.Д., Андреев А.Ф., Зубарева В.Д. Миловидов К.Н. Васильев Г.Г.

10. «Экономический анализ инвестиционных проектов». Г. Бирман и С. Шмидт, Москва 1997 г., издательское объединение «ЮНИТИ».

11. «Инвестиционный анализ и разработка бизнес-планов в нефтепроводном транспорте». В.И. Воронин и В.И. Коробкин, 1997 г.

12. «Коммерческая оценка инвестиционных проектов». Исследовательско-консультационня фирма «Альт», Санкт-Петербург, 1993 г.

13. «Методические рекомендации по разработке удельных капитальных вложений в газовую промышленность на 1991-1995 и на период до 2010 года». ВНИИгаз 1991 г.

14. «Нормативы капитальных вложений в строительство магистральных газопроводов», ВНИИгаз, 1991 г.

15. Федеральный Закон «О Соглашения о разделе продукции». Федеральный Закон «О недрах». «Комментарий к Федеральному Закону «О соглашениях о разделе продукции» С.А. Сосна, Москва 1997| г. (Институт государства и права Российской Академии Наук). «Соглашения о разделе продукции теория, практика, перспективы» С.М. Богданчиков, А.И. Перчик. Москва 1999 г.

16. Гражданский Кодекс Российской Федерации. 22. «Как стать пользователем недр» М.И. Махлина, Москва 1993 г., 23. «СРП в сфере нефтедобычи» Н.Н. Вознесенская ИГГ РАН, Москва 1997 г.

17. Бизнес-план освоения Ковыктинского газоконденсатного месторождения и строительства экспортного газопровода, (октябрь 1995 г.).

18. «Генеральная схема газоснабжения Иркутской области на базе Ковыктинского ГКМ. Корректировочная записка по вопросам газопереработки и гелийсберегающей технологии», Южниигипрогаз, Донецк, 1995 г.

19. «Финансовое предложение по оценке строительства газопровода с Ковыктинского месторождения в Р. Корея». Компания Халла (Р. Корея) 1995 г.

20. «Технико-экономическое исследование поставок природного газа с Ковыктинского газоконденсатного месторождения в Китай, а также до возможных потребителей в третьих странах», 000 «НИИгазэкономика», 1998 г.

21. Государственный баланс запасов полезных ископаемых Российской Федерации, том 7 (горючие газы), Москва 1998 г.

22. «Ресурсная база добычи нефти и газа Восточной Сибири и Дальнего Востока». Материалы к расширенному заседанию коллегии Минтопэнерго России в г. Иркутске, 20 февраля 1999 г.

23. «Перспективы поставок российского природного газа в Китай» Доклад на первом заседании российско-китайской Подкомиссии по сотрудничеству в области энергетики. 000 НИИгазэкономика.

24. «Развитие энергетического сектора Сибири (материалы к энергетической стратегии Сибири)». Российская академия наук Сибирское отделение Институт экономики и организации промышленного производства, Объединенный институт геологии, геофизики и минералогии, Сибирский энергетический институт, Институт катализа, Институт теплофизики Институт угля

25. «Комплексные сценарии развития ТЭК Сибири», Сибирский энергетический институт им. Л.А. Мелентьева РАН, Иркутск, 1997 г.

26. «Энергетическая стратегия Сибири», ЭКО. - - №10

27. Стратегия развития газовой промышленности России / Общ. ред. Р.И. Вяхирева, А.А. Макарова. Москва. Энергоавтомиздат, 1999 г.

28. «Перспективы развития мировой энергетики до 2020 года». Доклад МЭА для заседания министров энергетики восьмерки крупнейших стран в Москве, 31 марта - 1 апреля 1998 г.

29. «Актуальные проблемы российской энергетики». А.М. Мастепанов, ТЭК - 1993 - №10-12

30. «Энергетическая стратегия России, основные положения». - М.: ИНЭИ РАН.

31. «Энергетический сектор в среднесрочной программе развития экономики России». Прил. к общест.-дел. журналу «Энергетическая политика», Москва. «ВНИИОЭНГ», 1997 г.

32. «Проблемы компелксного развития регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока в процессе интеграции со странами Азиатско-тихоокеанского региона» Материалы парламентских слушаний, Законодательное собрание Иркутской области, Иркутск 1997 г.

добыча газ месторождение стоимость

Размещено на Allbest.ru