Предусмотрена возможность установления предельного уровня коммерческой добычи нефти и газового конденсата, при достижении которого установленная налоговая ставка применяется с коэффициентом 1 вместо 0.5 в течение всего срока действия СРП.

Установлены предельный уровень компенсационной продукции в общем объеме произведенной продукции (не выше 75%, а при добыче на континентальном шельфе - 90%) и доля инвестора в произведенной продукции (не выше 68%) в случае прямого раздела продукции.

Госдума России приняла в третьем, окончательном чтении поправки и дополнения в законодательство, регулирующее режим применения соглашений о разделе продукции (СРП) в недропользовании. В соответствие с законодательством, для вступления в силу закон должен быть одобрен Советом Федерации и подписан президентом.

Поправки, в частности, меняют схему применения режима СРП. Теперь этот режим может быть применен только в том случае, если инвесторы откажутся приобрести права на участки недр (лицензии, выставляемые на конкурс или аукцион) на условиях национального налогового режима. При этом принятый закон предусматривает, что участки, уже включенные в перечь недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях СРП, также будут выставлены на аукционы.

Однако это не касается тех участков, которые расположены на континентальном шельфе России, в пределах исключительной экономической зоны, а также участков, возможность разработки которых на условиях СРП установлена международными договорами. К ним относятся «Сахалин-1», «Сахалин-2», «Сахалин-3» (Киринский блок), Приразломное и Штокмановское месторождения (арктический шельф), месторождения Каспия, а также Харьягинское (Ненецкий АО).

В настоящее время список участков недр, к которым может быть применен режим СРП, насчитывает 28 месторождений полезных ископаемых. Однако за последние десять лет практическая реализация началась только по трем нефтегазовым проектам на основе СРП, включая «Сахалин-1», «Сахалин-2» и Харьягинское месторождение.

Возможные варианты включения Международного Консорциума в соглашение о разделе продукции по проекту разработки КГКМ

1) Заключение соглашения между государством и международным консорциумом без конкурса.

При переводе действующей лицензии на условия СРП без конкурса, как указывалось ранее, соглашение может быть заключено с указанным пользователем недр, либо с другим юридическим лицом или объединением юридических лиц, созданных с участием этого Пользователя.

РУСИА Петролеум создает объединение юридических лиц со своим участием (Международный консорциум).

После принятия ФЗ «Об участках недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции», совместного решения Правительства РФ и органа исполнительной власти субъекта РФ о возможности заключения соглашения о разделе продукции без проведения конкурса или аукциона и создания Правительством РФ по согласованию с органом исполнительной власти субъекта РФ переговорной комиссии, РУСИА Петролеум по согласованию с субъектом РФ сообщает Комиссии Правительства РФ по СРП и переговорной комиссии о намерении выступить стороной СРП указанным объединением юридических лиц.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 1.11. Схема заключения СРП без проведения конкурса с международным консорциумом

Необходимо особо подчеркнуть, что этот вариант заключения соглашения представляется наименее оптимистичным, так как порядок утверждения федеральными законами перечня участков недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции и соглашения о разделе продукции, заключенного без проведения конкурса, вносит существенную долю политического риска. Определенно можно сказать, что активное участие иностранных инвесторов в проектах на условиях раздела продукции вызывает несогласие депутатов Государственной Думы.

2) Заключение соглашения между государством и компанией без участия иностранных инвесторов, без проведения конкурса является более реалистичным, так как в определенной степени уменьшает степень политического риска, связанного с необходимостью утверждения соглашения Государственной Думой. Однако, с учетом экономических возможностей ОАО «Газпром» по реализации проекта такого масштаба, а также намерений потенциальных инвесторов из стран АТР получить гарантии по участию в проекте на условиях СРП, необходимым условием реализации проекта будет являться директивное решение Комиссии Правительства по СРП о дальнейшем привлечении иностранных инвесторов после выполнения ТЭО проекта при сохранении за российским участником 51% доли в проекте.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 1.12. Схема заключения СРП без конкурса с ОАО «Газпром»

В данном случае Комиссия Правительства РФ по СРП может рассмотреть вопрос о закреплении в директивном порядке достигнутых договоренностей по вопросу доли участия международного консорциума в проекте на условиях раздела продукции в целях предоставления определенных гарантий потенциальным участникам проекта из стран СВА. Это важно прежде всего на стадии разработки ТЭО проекта. Положения указанной директивы могут выглядеть следующим образом:

«Федеральные органы исполнительной власти будут содействовать включению Ковыктинского газоконденсатного месторождения в перечень участков недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции, для заключения соглашения между Государством и компанией «РУСИА Петролеум» на условиях раздела продукции, при условии сохранения за российской компанией не менее 51% доли в проекте, с дальнейшим привлечением Международного Консорциума после выполнения ТЭО проекта».

3) При заключении соглашения о разделе продукции по проекту разработки КГКМ на общем основании (при проведении конкурса или аукциона), возникает определенный коммерческий риск потери лицензии компанией при выявлении иного победителя на право заключения СРП.

Однако, этому варианту не присущ политический риск, так как в этом случае не предусматривается утверждение соглашения Государственной Думой (в данном случае утверждение Государственной Думой только один раз).

В данном случае также невозможно представление каких-либо гарантий потенциальным инвесторам по их участию в соглашении по проекту разработки КГКМ.

Очевидным является тот факт, что для реализации столь крупномасштабного проекта, как освоение КГКМ, требуются значительные инвестиции.

Необходимо в очередной раз отметить, что важнейшим аспектом в реализации долгосрочных инвестиционных проектов является организация привлечения заемных средств без права оборота и акционерный капитал.

Как уже говорилось в начале данного параграфа, ключевым моментом по участию в капиталоемком проекте иностранные участники видят получение определенных гарантий по участию в проекте после этапа разработки технико-экономического обоснования проекта.

Таким образом, для создания прочной системы работы и мобилизации капитала для эффективной реализации проекта необходимо свести к минимуму риск инвестора потерять вложенные средства. Именно этот факт обуславливает настойчивое желание потенциальных инвесторов в применении на проекте разработки КГКМ схемы, при которой инвесторам будут обеспечены твердые гарантии последующего участия в проекте.

Учитывая вышеизложенное следует отметить, что для успешной реализации проекта освоения КГКМ и последующего строительства экспортного газопровода необходимо сделать следующие шаги:

1) создать четкую систему работы;

2) обеспечить совершенствование законодательной базы работы путем освоения КГКМ на условиях раздела продукции;

3) Необходимо интегрировать этапы доразведки, добычи, транспортировки и реализации продукции с участием в каждом из них всех участников проекта;

4) требуется создание консорциума из участников работ, пользующихся доверием на международном рынке капиталов;

5) Обеспечение газового рынка путем заключения долгосрочных договоров о сбыте газа.

При установлении надежной системы работы данному проекту будет обеспечено доверие на международном рынке см рис 1.13

При создании подобного рода системы работы возможна также мобилизация капитала на строительство трубопровода с международного рынка капиталов.

2. Основные положения концепции развития нефтегазового комплекса дальнего востока и Якутии до 2020 года

Нефтегазовый комплекс является базовым сегментом экономики Дальнего Востока и Якутии, который должен закладывать основы ее долгосрочного и стабильного развития. В то же время отдельные районы Дальнего Востока обладают различными условиями и предпосылками для развития отдельных звеньев нефтегазового комплекса. Эффективность последнего во многом будет зависеть от взаимосвязи и пропорциональности этих звеньев. Концепция развития нефтегазового комплекса на период до 2020 года является документом, отражающим общую стратегическую линию государственной политики в нефтегазовом секторе в указанный период времени. В Концепции рассмотрены цели, задачи и приоритеты развития нефтегазового комплекса с учетом влияния геополитических факторов и факторов внутреннего и внешнего рынков, а также меры и механизмы ее реализации.

Цели, задачи и приоритеты Концепции

Главной целью Концепции является обоснование создания единого нефтегазового комплекса Дальнего Востока и Якутии, способного обеспечить Дальневосточный федеральный округ не только углеводородным сырьём, но и нефтепродуктами, продуктами газонефтехимии - конкурентноспособными как на внутреннем, так и внешнем рынках стран Азиатско-Тихоокеанского.

Для достижения цели необходимо с учетом реализации основных положений «Энергетической стратегии России на период до 2020 года», Федеральных целевых программ «Энергоэффективная экономика на 2002-2005 годы на перспективу до 2010 года» и «Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на 1996-2005 годы и до 2010 года», обеспечить решение следующих основных задач:

- Дать прогнозные оценки уровня добычи нефти и газа в Дальневосточном Федеральном округе в средне- и долгосрочной перспективе с учетом предполагаемой нефтегазоразведки;

Сырьевая база и состояние нефтеразведки

На Дальнем Востоке и Республике Саха (Якутия) сосредоточено 55 месторождений нефти (13 нефтяных, 13 нефтегазовых, 16 газонефтяных, 13 нефтегазоконденсатных) с извлекаемыми запасами 196,9 млн. т категорий АВС1 и 157,2 млн. т категории С2. Информация о ресурсах, запасах и возможных объемах добычи нефти и газа в указанных регионах представлена в таблице 2.1.

2.1 Минерально-сырьевая база нефти и газа Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия)

Согласно предварительной оценке, выполненной ИГНГ СО РАН и СНИИГГИМС, на территории и акватории Дальнего Востока разведанные запасы нефти составляют около 410 млн. т, в том числе на шельфе Охотского моря около 165 млн. т; предварительно оцененные запасы нефти соответственно составляют около 250 млн. т, в том числе на шельфе 150 млн. т. Нефти рассматриваемых регионов отличаются высоким качеством, превосходящим по основным параметрам российский экспортный стандарт. В основном, это легкие и низкосернистые сорта. Большая часть доказанных запасов нефти Дальнего Востока (68,2%) имеет плотность менее 0,87 г./см3, при этом около 78% имеют содержание серы менее 0,5%.

Разведанные запасы природного газа составляют на Дальнем Востоке около 2000 млрд. м3, в том числе на шельфе Охотского моря около 730 млрд. м3, предварительно оцененные запасы равны более 1300 млрд. м3, в том числе на шельфе Охотского моря более 250 млрд. м3.

Особенностью месторождений газа Республики Саха является содержание в нём значительных концентраций этана, пропана, бутанов и конденсата. Более того, в природном газе месторождений Лено-Тунгусской провинции содержится в высоких концентрациях гелий (0,20-0,60%). Оценочные геологические ресурсы гелия составляют около 60 млрд. м3. Это означает необходимость создания системы транспорта этих продуктов и мощностей по переработке газа с выделением гелия, этана, пропанобутановой фракции, формирования новых предприятий нефте- и газохимической промышленности.

В случае расширения в регионе поисковых геологических и геофизических работ на рассматриваемых территориях и акваториях можно ожидать открытия новых месторождений со значительными объемами нефти, попутного и природного газа.

Разведанные запасы нефти и газа в пределах Якутии и Дальнего Востока могут обеспечить создание нового центра добычи углеводородного сырья, позволяющего полностью удовлетворить потребности Дальневосточного федерального округа в нефти и газе, а также обеспечить совместно с Восточной Сибирью возможность экспорта нефти и газа в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (в первую очередь, Корею, Китай, Японию и США). Увеличение экспорта углеводородов на соответствующие рынки в значительной степени будет зависеть от доразведки месторождений нефти и газа в регионе.

- Оценить перспективы внутреннего потребления нефти, нефтепродуктов и газа на Дальнем Востоке и в Якутии, на основе расчетов оптимального топливно-энергетического баланса региона, с учетом рациональной его структуры;

Прогноз спроса на углеводороды в Дальневосточном федеральном округе и перспективы экспорта в страны АТР.

Спрос на углеводороды в Дальневосточном регионе во многом определяется ценовой политикой и существующими мощностями по переработке нефтепродуктов. Для развития экономики Дальневосточного федерального округа, как известно, необходимо пересмотреть сложившийся топливно-энергетический комплекс.

В структуре ТЭК необходимо пересмотреть ориентацию на уголь и нефтепродукты, направив основные усилия на возрастание в топливном балансе использования природного газа. Эти предложения были высказаны на заседании Правительства Российской Федерации 13 марта 2003 года, по результатам которого было поручено соответствующим службам доработать проект программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран Азиатско-Тихоокеанского региона. Следует особо отметить поставленный приоритет удовлетворения спроса на газ российских потребителей и поддержание устойчивого газоснабжения Дальневосточного федерального округа, оптимизацию топливно-энергетического баланса регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока и обеспечение рациональной доли природного газа в его структуре с учетом формирующейся ценовой политики и его конкуренцией с углем и мазутом.

Все это ни в коей мере не влияет на необходимость развития нефтяного комплекса Якутии и Дальнего Востока и создания системы нефтепроводов Восточная Сибирь - Хабаровский край - Юг Приморья, Сахалин - Хабаровский край.

Согласно прогнозам ИГНГ СО РАН и ряда других международных организаций спрос на нефть в АТР увеличится к 2010 г. до 1580-1650 млн. т в год, к 2020 г. - до 2070-2200 млн. т. к. 2030 г. - до 2350-2480 млн. т. Наиболее интенсивное увеличение спроса прогнозируется на рынках Китая, Южной Кореи, Японии, США и Тайваня.

По прогнозам в Китае предполагается увеличение спроса на нефть к 2010 г. до 400 млн. т. в год, к 2020 г. - до 570 млн. т, к 2030 г. - до 630 млн. т; в Японии - к 2010 г. до 270 млн. т в год, к 2020 г. - до 300 млн. т, к 2030 г. - до 310 млн. т; в Южной Корее - к 2010 г. до 150 млн. т в год, к 2020 г. - до 160 млн. т, к 2030 г. - до 170 млн. т.

Спрос на газ в странах АТР должен возрасти к 2010 г. до 540 млрд. м3 в год, к 2020 г. - до 800 млрд. м3, к 2030 г. - до 1000 млрд. м3. В том числе: в Китае - к 2010 г. до 90 млрд. м3 в год, к 2020 г. - до 200 млрд. м3, к 2030 г. - до 350 млрд. м3; в Японии - к 2010 г. до 90 млрд. м3 в год, к 2020 г. - до 110 млрд. м3, к 2030 г. - до 130 млрд. м3; в Южной Корее - к 2010 г. до 40 млрд. м3, к 2020 г. - до 60 млрд. м3, к 2030 г. - до 90 млрд. м3.

Перенос сроков конкурсов и аукционов по крупным месторождениям Якутии сдерживает начало их геологического изучения и разработки, что в значительной мере влияет на выбор трассы прокладки нефтепровода и газопровода «Восточная Сибирь - юг Приморья», и тем самым сдерживает развитие единого нефтегазового комплекса Дальнего Востока. Необходима разработка программы поэтапного лицензирования недр, которая бы стимулировала интенсивное проведение геологоразведочных работ;

Инвестиционная политика в нефтегазовом комплексе.

Инвестиционная привлекательность региона является одним из основных факторов обеспечения стратегического развития нефтегазового комплекса. В сложившихся экономических условиях основными источниками инвестиционных средств на Дальнем Востоке в основном являются иностранные. Доля собственных средств предприятий, направляемых на инвестиции, в общем объеме инвестиций очень мала. Значительная часть прибыли предприятий нефтегазового комплекса направляется на решение текущих задач производства (восполнение недостатка оборотных средств, ремонт действующих производств), на капитальное строительство расходуется незначительная ее часть. Высокая степень износа оборудования на предприятиях отрасли не обеспечивает достижения необходимых показателей производства для успешного развития нефтегазового сектора экономики и стабилизации экологической обстановки. Но несмотря на общую положительную динамику роста инвестиций, в основном за счет реализации сахалинских проектов, при сложившейся возрастной структуре основных фондов, их физическом износе, объем инвестиций является недостаточным для осуществления эффективной структурной политики и обновления основных производственных фондов в нефтегазовой отрасли.

Основными факторами, сдерживающими кредитную активность отечественных банков, является низкий уровень рентабельности значительной части отечественных предприятий. В нефтегазовом комплексе проекты, как правило, имеют длительный инвестиционный цикл. В настоящее время для инвесторов наиболее привлекательны проекты, которые не требуют существенных затрат и обладают приемлемым сроком окупаемости. В связи с этим необходима целенаправленная государственная политика для активизации долгосрочного кредитования банками реального сектора экономики.

Приоритетными направлениями инвестиционной политики в нефтегазовом комплексе Дальнего Востока являются: - повышение инвестиционной привлекательности данного сектора экономики за счет снижения инвестиционных рисков и эффективной защиты прав и интересов инвесторов;

- развитие рыночных институтов и механизмов трансформации сбережений в инвестиции;

- создание условий для переориентации банковской системы на долгосрочное кредитование предприятий нефтегазового комплекса;

- активная поддержка высокоэффективных инвестиционных проектов для выпуска конкурентоспособной продукции газонефтехимии;

- создание благоприятных условий для привлечения в нефтегазовый сектор экономики иностранных инвестиций;

- формирование системы гарантий и страхования иностранных инвестиций.

Основными мерами, необходимыми для активизации инвестиционной деятельности в нефтегазовом комплексе, являются:

- обеспечение благоприятного инвестиционного климата в нефтегазовом комплексе;

- совершенствование нормативно-правовой базы, гарантирующей права инвесторов;

- страхование инвестиций от коммерческих и некоммерческих рисков;

- осуществление антиинфляционной политики;

- совершенствование механизма ценообразования на тарифы и услуги естественных монополий.

Формирование транспортной схемы газоснабжения; газификация Дальневосточного федерального округа.

Газовые программы, опирающиеся на большие запасы газа, расположенные в районах Восточной Сибири и Дальнего Востока, должны стать приоритетными в развитии нефтегазового комплекса.

Таким проектом может стать газопровод для транспорта до 100 млрд. м3 газа из газового региона Ямало-Ненецкого автономного округа на восток, пролегающий вблизи газовых месторождений Якутии для газификации Сибири и Дальнего Востока с выходом на юг Приморья и далее - для экспорта газа в Китай, Корею, Японию. Протяженность такого газопровода составит около 4000 км. Газопровод даст мощный импульс развития газовой и нефтяной промышленности Якутии и Дальнего Востока. В коридоре такого газопровода целесообразно прокладывать другие газопроводы, нефтепроводы, продуктопроводы, линии электропередач. Такой мощный энергетический коридор создаст благоприятные условия отечественным и зарубежным инвесторам для разработки новых месторождений, тяготеющих к этой трассе.

Общегосударственное значение этого объекта невероятно велико, ведь благодаря тому, что газопровод создаст надежную основу развития нефтяной и газовой промышленности Якутии и Дальнего Востока, эти районы быстро перестанут быть дотационными, и наоборот, станут новым валютным цехом страны, каким в своё время стал нефтегазовый комплекс Западной Сибири. В связи с тем, что в газе месторождений Якутии и Дальнего Востока содержится большое количество важных химических элементов, его следует использовать в качестве топлива только после переработки на газохимических производствах. Для этого необходимо создать мощные газохимические комплексы по производству современных продуктов и товаров, потребность в которых на мировом рынке постоянно возрастает. Именно такая стратегия развития создаст возможность значительного роста поставок газа и продуктов газохимии за рубеж, прежде всего, в страны Азиатско-Тихоокеанского региона, и получения значительных доходов в бюджет государства на длительную перспективу.

Прокладка газопровода позволит газифицировать вдоль трассы все крупные и средние населенные пункты, промышленные предприятия и тем самым улучшит социальное положение населения.

Завершение строительства газопровода на Камчатке позволит решить проблему энергоснабжения области и уменьшит объемы завоза нефтепродуктов.

Экологическая безопасность.

Охрана окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов относится к одной из глобальных проблем современности. Нефтегазовый комплекс является значительным источником загрязнения окружающей среды. Загрязнение окружающей среды может происходить при обустройстве нефтяных и газовых месторождений, транспорте нефти, нефтепереработке и на предприятиях нефтехимии и газопереработки, как в период эксплуатации, а особенно - при авариях. Дальневосточный регион имеет ряд специфических особенностей, которые необходимо учитывать при разработке природоохранных мероприятий: сейсмичность, низкие отрицательные температуры, шельфовое залегание многих нефтяных и газовых месторождений в замерзающих морях, высокая уязвимость природных систем. Все это создает условия большей вероятности аварий и больших последствий, чем в других регионах страны. Для успешной ликвидации и предотвращения возможных аварий в Дальневосточном нефтегазовом комплексе должно быть предусмотрено обязательное страхование рисков и создание специального фонда отчислений для снижения антропогенной нагрузки на окружающую среду в районе расположения предприятий нефтегазового комплекса.

Достижение экологической безопасности в нефтегазовом комплексе предусматривает совершенствование нормативно-правовой базы природоохранной деятельности, а также создание государством условий и предпосылок для внедрения нефтегазовыми и нефтехимическими предприятиями ресурсосберегающих и экологически чистых технологий. Это позволит уменьшить отрицательное воздействие на окружающую среду и улучшить экологическую обстановку в зоне действия предприятий нефтегазового комплекса.

В соответствии с единой государственной политикой в области экологии, направленной на охрану окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов, необходимо обеспечить:

- снижение токсичных выбросов загрязняющих веществ и отходов при увеличении добычи, транспорте и переработке нефти и газа за счет внедрения передовых технологических процессов, нового оборудования и материалов;

- безаварийную работу оборудования нефтегазовых и нефтехимических предприятий, что позволит избежать чрезвычайных ситуаций;

- выработку необходимых критериев оценки ущерба от загрязнений углеводородами и продуктами их переработки;

- приведение российских правил и нормативов промышленной безопасности к международным стандартам;

- совершенствование системы управления охраной окружающей среды в отрасли и ее адаптация к международным стандартам;

- повышение экологической культуры работников нефтегазового комплекса.

Стратегия деятельности нефтегазового комплекса на внешнем рынке и влияние присоединения России к ВТО на его развитие.

1 Этап: Принятие принципиального решения Правительства о приоритете создания единого нефтегазового комплекса Дальнего Востока и Якутии. Организация Федерального Агентства по управлению нефтегазовыми проектами Дальнего Востока. Разработка комплекса мер, направленных на создание льготных условий для привлечения инвестиций и развития нефтегазового комплекса.

2 Этап: Разработка единой комплексной программы развития нефтегазового комплекса Дальнего Востока и Якутии с участием всех субъектов федерации Дальневосточного федерального округа, Западной и Восточной Сибири. Стержнем программы должно явиться решение двух суперзадач: первая - разведка и разработка новых нефтегазовых месторождений, вторая - начало строительства нефтепровода и газопровода, связывающих месторождения Восточной Сибири и Якутии с потенциальными потребителями на Тихоокеанском побережье России.

3 Этап: Начало реализации комплексной программы строительства нефтепровода Восточная Сибирь - юг Приморья и разработки новых нефтегазовых месторождений (Карта-схема).

4 Этап: Начало реализации комплексной программы строительства газопровода Восточная Сибирь-Якутия - юг Приморья. (Карта-схема)

5 Этап: Строительство новых предприятий по переработке нефти и газа, предприятий нефтехимии, предприятий по производству пластмасс и удобрений. Частичный или полный перевод основных ТЭЦ и ГРЭС на газ.

2.3 Предполагаемые места строительства новых объектов нефтегазового комплекса Дальневосточного федерального округа

Эффективная реализация комплексной программы развития нефтегазового комплекса может дать существенный импульс для ускоренного экономического роста в регионе, повысит благосостояние населения, позволит внедрить ряд мер, направленных на закрепление и привлечение населения в Дальневосточный регион. И как важный результат - повысит геополитическую роль Дальнего Востока России как полноправного партнера стран Азиатско-Тихоокеанского региона. К 2010 году, когда наступит пик спроса на нефть в странах АТР, Россия будет готова к ее поставкам в необходимом количестве.

Стратегическое значение Восточной Сибири и Дальнего Востока.

Восточная Сибирь и Дальний Восток имеют стратегическое значение для развития России в этом веке. До настоящего времени основой развития ТЭК региона являлись, прежде всего, угольная промышленность и гидроэнергетика. В то же время в восточной части страны открыты крупные месторождения углеводородов.

Интенсивное освоение углеводородных ресурсов региона откроет возможности для ускорения промышленного роста и повышения уровня жизни населения края, позволит закрепить и развить стратегические позиции России на энергетических рынках стран АТР.

Такая задача поставлена в Энергетической стратегии России до 2020 года, утвержденной в 2003 году, в соответствии с которой предусматривается доведение добычи нефти на Востоке страны к 2020 году до 100 млн. тонн в год, а газа - до 105 млрд. мі в год.

Освоение нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока до сих пор сталкивалось с рядом проблем:

· запасы углеводородов рассредоточены на ряде крупных и по большому числу более мелких месторождений, лицензии на разработку которых в значительной степени распределены между различными недропользователями;

· промышленное освоение этих месторождений практически не начато ввиду отсутствия трубопроводной транспортной инфраструктуры, а также из-за невозможности решения отдельными недропользователями проблемы комплексного использования углеводородов месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, в существенном количестве содержащим этан, пропан, бутан, конденсат, гелий.

В настоящее время отечественными и иностранными компаниями ведутся добыча углеводородов и опытная разработка нефтяных и газовых месторождений на востоке страны.

Активный интерес к участию в освоении нефтегазовых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока проявляют наши зарубежные партнеры, о чем свидетельствует ряд соглашений, подписанных в последнее время на корпоративном уровне.

Позиция Министерства состоит в том, что необходим комплексный государственный подход к освоению нефтегазовых ресурсов этого региона. Только такой подход позволит определить наиболее рациональные последовательность и сроки освоения месторождений с учётом всех факторов - состояния и перспектив развития внутренних и внешних рынков углеводородов и продуктов их переработки, развития на Востоке страны единой нефте- и газотранспортной системы. Только такой подход позволит организовать работу компаний-недропользователей в соответствии с приоритетными задачами социально-экономического развития региона и страны в целом, даст возможность продать добываемые углеводороды на экспорт на выгодных для России условиях.

Отсутствие системного подхода не выгодно не только государству, но и самим недропользователям, поскольку будет означать для них дополнительные затраты и риски, удорожающие их проекты. Каждый такой проект в отсутствие единой нефте- и газотранспортной системы неизбежно будет ограничиваться локальными трубопроводами, не способными справиться с потоками углеводородного сырья, что в итоге обернется не лучшими технологическими решениями и перерасходом средств. Кроме того, наличие отдельно взятых проектов разрозненных недропользователей приводит к их взаимной конкуренции и, в конечном итоге к большим потерям как для экспортера, так и для государства.

Реализация такого комплексного системного подхода осуществляется в Программе создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учётом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран Азиатско-Тихоокеанского региона., а также при строительстве нефтепроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан», увязанной с Программой геологического изучения и предоставления в пользование углеводородных месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока (МПР России).

«Программа создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учётом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран Азиатско-Тихоокеанского региона» (далее - Программа), разрабатывается Минпромэнерго России, по решению Правительства Российской Федерации (Распоряжение от 16 июля 2002 года №975-р).

Проект Программы обсуждался на заседании Правительства Российской Федерации 13 марта 2003 года. По результатам рассмотрения было принято решение о доработке представленного документа.

Для выполнения этого решения при Минпромэнерго России в 2004 году была создана Межведомственная рабочая группа с участием заинтересованных министерств, ведомств, компаний и научных организаций. В процессе доработки Программы членам рабочей группы удалось согласовать большинство проблемных вопросов. На сегодняшний день проект Программы находится в стадии завершения.

Основой реализации Программы является наличие надёжной ресурсной базы. Начальные суммарные ресурсы газа Восточной Сибири и Дальнего Востока в настоящее время составляют 64,3 трлн. мі, из них: 49,4 трлн. мі - приходятся на сушу, 14,9 трлн. мі - на морской шельф. Газ месторождений Восточной Сибири и Якутии характеризуется высоким содержанием гелия (около 0,25%).

По мере доразведки базовых месторождений необходимо развернуть поисково-разведочные работы по выявлению новых месторождений углеводородов, в первую очередь вдоль трасс вероятного сооружения магистральных газопроводов. Прогнозируется прирост разведанных запасов газа (В+С1) по Восточной Сибири и Дальнему Востоку до 2030 года в объёме 6,6 трлн. мі.

Разведенные запасы газа, а также прогнозируемый прирост, обеспечат добычные возможности по восточным регионам к 2030 году в объёме до 207 млрд. мі газа в год. Приведенные показатели характеризуют достаточно высокую обеспеченность запасами месторождений углеводородов Восточной Сибири и Дальнего Востока и надежность создания на их базе крупного центра газовой промышленности на востоке страны.

Далее были сформированы вариантные прогнозы электро- и теплопотребления, непосредственного потребления топлива и потребления газа на энергетические, технологические нужды и на нужды газохимии. Рассматривались три варианта: базовый, целевой и интенсивный, предусматривающий максимальное развитие газохимии.

Расчеты показали, что максимально возможный уровень спроса на газ по Восточной Сибири и Дальнему Востоку (с учётом развития газохимических производств, без учёта Норильского промузла и собственных нужд газопроводов) составит: к 2020 г. - 33 млрд. мі, к 2030 году - 45 млрд. мі.

Прогноз внешнего спроса на газ оценивался на основе перспективных показателей экономического развития стран Азиатско-Тихоокеанского региона и США, и возможных вариантов конъюнктуры рынка газа в этих странах.

Возможный объём спроса на российский газ в странах АТР и США оценивается в период 2020-2030 гг. в 50 млрд. мі в год, в т.ч. трубопроводного 25 млрд. мі в год.

Основная часть внешнего спроса на сетевой газ придется на Китай и Республику Корея. При оценке перспективных газовых рынков стран АТР и США использовались отчетные и прогнозные показатели ВВП и роста численности населения, анализировались существующие структуры топливно-энергетического баланса и баланса КПТ и факторные оценки их изменения, учитывались варианты собственной добычи газа, законтрактованные и не законтрактованные объёмы поставки газа.

Таким образом, добыча газа на Востоке страны может составить 128 млрд. мі в 2020 году и 146 млрд. мі в 2030 году.

В настоящее время рассматриваются три основных схемы транспортировки природного газа.

Схема «Запад» предусматривает обеспечение внутренних потребностей региона и подключение Красноярского, Якутского и Иркутского газодобывающих центров к ЕСГ и экспортные поставки сетевого газа в Китай и Корею. Сахалинский центр обеспечивает сетевым газом потребителей Сахалинской области, Хабаровского и Приморского краев и СПГ Японию;

Схема «Центр» предусматривает поставки газа для внутренних нужд региона и подключение Красноярского и Иркутского газодобывающих центров к ЕСГ. Якутский центр обеспечивает внутренние нужды региона и поставки газа в Китай. Сахалинский газодобывающий центр обеспечивает потребности в газе прилегающих территорий Дальнего Востока и экспортные поставки сетевого газа в Корею и СПГ в Японию;

Схема «Восток» предусматривает поставки газа для внутренних нужд региона и подключение Красноярского и Иркутского газодобывающих центров к ЕСГ. Якутский центр работает автономно для обеспечения внутренних нужд прилегающих территорий. Экспортные поставки газа осуществляются только из Сахалинского центра.

Во всех трёх схемах предусмотрена возможность строительства газопроводов - перемычек между четырьмя центрами и создание на их базе единой системы газоснабжения востока страны.

Кроме того, рассматривается вариант освоения Ковыктинского ГКМ, предусматривающий поставки газа в Иркутскую, а также строительство трубопровода для экспорта газа в Китай и Корею, начиная с 2008 года.

Анализ представленных вариантов с целью выбора оптимального продолжается.

В результате усилится межтопливная конкуренция. В структуре потребления КПТ в зависимости от варианта развития доля газа возрастет и составит к 2030 году от 20% до 30% против 6% в 2000 году, а угля - соответственно снизится и составит 69% и 59% против 74% в 2000 г.

Китай - перспективный партнер Газпрома

О необходимости расширения сотрудничества с государствами АТЭС, и в первую очередь с Китаем, в Газпроме говорится уже давно. И все же именно с приходом Алексея Миллера на пост Председателя Правления ОАО «Газпром» в стратегии газовой компании стала все отчетливее проявляться новая тенденция - сбалансировать западное направление его деятельности восточным флангом. Хотя базовым зарубежным рынком Газпрома остается Европа (российский газ занимает на европейском рынке около 26% в среднем по разным странам), на данном этапе все более привлекательной для него становится Азия, где есть хороший потенциал для развития сотрудничества.

В конце августа в Москве состоялись переговоры Председателя Правления ОАО «Газпром» Алексея Миллера с вице-президентом Китайской национальной нефтегазовой корпорации (КННК) Чэн Гэном. Реализуя на практике достигнутые ранее договоренности между Президентом РФ В.В. Путиным и Председателем КНР Цзян Цзэминем о сотрудничестве в области газовой энергетики, руководители Газпрома и КННК обсудили конкретные направления взаимодействия в данной области - совместная разработка нефтегазовых месторождений и строительство газопроводов в развивающихся районах Китая, осуществление проектов поставки газа из России в КНР, координация своих шагов на рынках третьих стран. Китайские партнеры подтвердили, что опыт и потенциал Газпрома могут быть полезны в оптимизации газопроводных путей и строительстве подземных хранилищ газа в Китае. Стороны согласились приступить к созданию совместных предприятий по отдельным проектам и подготовить документы по вопросам стратегического сотрудничества. Подводя итоги этих переговоров, глава Газпрома Алексей Миллер подчеркнул, что они являются хорошим стартом в направлении полномасштабного стратегического партнерства ведущих топливно-энергетических корпораций России и Китая.

Сегодня главным звеном стратегии Газпрома на китайском направлении становится, судя по всему, самый крупный из всех планируемых в настоящее время международных газопроводных проектов «Запад-Восток». По своим грандиозным масштабам и геополитическому значению его можно сопоставить с проектами «Голубой поток» и «Ямал-Европа».

Путь к этому проекту оказался для Газпрома непростым. Так, пройдя в марте 2001 года предварительный отбор и имея все шансы на победу в международном тендере, Газпром в мае неожиданно оказался «вне игры». Этот вопрос пришлось урегулировать на высшем уровне. Итогом июльской встречи Президента РФ Владимира Путина с Председателем КНР Цзян Цзэминем явилось в том числе включение Газпрома в состав потенциальных участников проекта «Запад-Восток». Сейчас Газпром участвует в тендере в консорциуме с англо-голландской «Royal/Dutch Shell» (соглашение о стратегическом альянсе между этими компаниями было подписано еще в 1997 году). Их соперниками являются два других международных консорциума - «British Petroleum» с малайзийским «ПЕТРОНАСом» и американская «Exxon Mobil» с гонконгской «CLP Enterprises». Наиболее сильным конкурентом Газпрома является «British Petroleum», которая за несколько лет работы на китайском газовом рынке смогла добиться заметных результатов, создав, в частности, совместные с КНР предприятия в Северо-Восточном и Южном Китае.

Как ожидается, результаты тендера могут быть объявлены в сентябре текущего года. Сразу после этого планируется приступить к строительству газопровода.

Ковыкта, расположенная в 350 км от Иркутска, входит в двадцатку крупнейших газовых месторождений мира. Суммарные запасы Ковыкты и прилегающих к ней участков оцениваются примерно в 2 трлн. куб. м. Ковыктинский проект является одним из самых крупных в Азиатско-Тихоокеанском регионе международным планом по разработке газового месторождения и экспорту природного газа. Затраты на его реализацию оцениваются в 10-12 млрд. долл. Количество газа, транспортируемого до российской границы с КНР, должно быть не менее 20 млрд. куб. м в год; срок устойчивой подачи - 30 лет.

Для России Ковыктинский проект имеет стратегическое значение. Его осуществление могло бы способствовать экономическому развитию регионов Сибири и Дальнего Востока, газифицировать Иркутскую и Читинскую области, Республику Бурятия, обеспечить сырьем Ангарский нефтехимический комбинат, стимулировать развитие машиностроительной и металлургической отраслей промышленности, производящих оборудование для прокладки газопровода, а также привлечь значительные зарубежные инвестиции. Кроме того, согласно предварительным оценкам, у России появится возможность экспортировать от 20 до 30 млрд. куб. м газа в Китай и Южную Корею.

В июле 2001 года российско-китайская подкомиссия по сотрудничеству в области энергетики подтвердила обоюдную заинтересованность в продвижении Ковыктинского проекта и в последующих поставках добываемого сырья в Китай. Одновременно подкомиссия пришла к единому мнению, что за координацию экспортных поставок российского газа в КНР должна отвечать одна компания - Газпром. При этом функции государственного координатора всех экспортных проектов возложены на Министерство энергетики РФ.

По мнению руководства Минэнерго, только Газпром в качестве координатора Ковыктинского проекта в состоянии обеспечить сравнительно быструю и эффективную разработку этого месторождения и гарантировать надежность поставок природного газа в Китай. Вот почему придание Газпрому подобных полномочий вселяет надежду на то, что реализация Ковыктинского проекта сдвинется наконец с мертвой точки. Официальную позицию Газпрома об участии в Ковыктинском проекте глава компании Алексей Миллер выразил в одном из интервью следующим образом: «…Ковыкта - это крупное месторождение. Возможность участия в его разработке внимательно изучается нашими специалистами».

Что касается Китая, то для него Ковыктинский проект просто жизненно необходим. Следует подчеркнуть, что на проходившем осенью 2000 года пленуме ЦК Компартии Китая, который был посвящен проблемам развития энергетики, газовая отрасль была названа одним из двух главных направлений в этой области.

Есть у Ковыктинского проекта и свои минусы. До сих пор у многих экспертов нет твердой уверенности в том, что с этого месторождения можно гарантировать тридцатилетние бесперебойные поставки в необходимых объемах. А ведь стабильность поставок - это такая же ценовая составляющая, как качество газа или затраты на добычу и транспортировку. Не случайно в упомянутом выше пятистороннем меморандуме сказано буквально следующее: «Если по результатам доразведки и уточнения запасов Ковыктинского газоконденсатного месторождения будет доказано, что извлекаемые запасы не могут обеспечить поставку газа в КНР и в третьи страны в объеме 20 млрд. куб. м ежегодно в течение 30 лет, то будут рассмотрены возможности дополнительных поставок газа из других месторождений РФ». Еще одной проблемой этого проекта является наличие на месторождении гелия. Его выделение, транспортировка и хранение могли бы повысить себестоимость добываемого природного газа, что негативно отразилось бы на рентабельности месторождения. Кроме того, Ковыкта отличается сложной горно-геологической обстановкой, что увеличивает расходы на добычу и транспортировку газа. Значительные осложнения в реализации проекта вызывают и противоречия среди акционеров «РУСИА Петролеум» (в настоящее время ей принадлежит фактический контроль почти над всем месторождением). В свою очередь, отсутствие координации действий у этих участников проекта затрудняет выработку позиции их китайских партнеров.

Как известно, 31% акций «РУСИА Петролеум» принадлежит англо-американской «British Petroleum», занимающей ключевые позиции в Ковыктинском проекте. «ВР» известна жесткой и прагматичной тактикой в борьбе за свои интересы. В частности, весной 2001 года она лихо обставила Газпром и других конкурентов, получив в Китае выгодный проект по созданию комплексной инфраструктуры добычи, транспортировки, переработки и хранения природного газа. Двусторонние рабочие консультации, которые проводились в первой половине года с представителями «British Petroleum», показали, что эта компания согласна взять на себя треть расходов по реализации проекта. Другую треть она отводит Китаю и Южной Корее, а оставшуюся часть, по ее мнению, должна взять на себя российская сторона. «ВР» в принципе выразила готовность обсуждать возможность использования при строительстве газопровода промышленной продукции российского производства (трубы, газокомпрессорные станции, трактора и т.д.), а также декларировала свою готовность видеть Газпром в качестве главного оператора с российской стороны. Исходя из этого, Газпром запросил у «British Petroleum» данные ТЭО (соглашение о конфиденциальности между двумя компаниями было подписано в сентябре 2000 года), однако ответа не получил. В сложившейся ситуации, по некоторым данным, в «РУСИА Петролеум» было направлено еще одно письмо за подписью заместителя Председателя Правления ОАО «Газпром» Петра Родионова с просьбой предоставить имеющиеся расчеты по Ковыктинскому проекту.