Разработка комплексного освоения газовых месторождений в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке

1. Состояние ресурсной базы по добыче газа в Восточносибирском и Дальневосточном регионе и инфраструктура

1.1    Ресурсная база

Россия - одна из немногих стран мира, полностью удовлетворяющая свои потребности в газе за счет собственных ресурсов. Наша страна обладает уникальными запасами природного газа (1-е место в мире): разведанные запасы - 49,2 трлн. м, прогнозные (вероятные) запасы - около 230-240 трлн. м.

На территории рассматриваемых регионов сосредоточены значительные ресурсы природного газа, конденсата и нефти. Начальные суммарные ресурсы газа суши Восточной Сибири и Дальнего Востока (44,9 трлн. м³) составляют около 19,0% НСР России. Помимо суши, весьма значителен газовый потенциал морского шельфа - около 15,0 трлн. м³ (таблица 1.1). Не выявленные ресурсы газа категории Сз-Д суши и шельфа Восточной Сибири и Дальнего Востока составляют 51.9 трлн. м³ или около 33.0% от общероссийских.

Запасы газа суши Восточной Сибири и Дальнего Востока составляют по категории С1 - 3.8 трлн. м³ и по категории С; - 2,8 трлн. м³ Максимальная часть запасов газа категории С1 приходится на территории Иркутской области -1,55 трлн. м³ и Республики Саха (Якутия) - 1,2 трлн. м³. Значительные запасы выявлены в пределах Эвенкийского АО - 279,1 млрд. м³. Красноярского края - 93.6 млрд. м³ и Сахалинской области (суша - 47.8 млрд. м³ шельф - 863.8 млрд. м³).

В этих же субъектах Российской Федерации имеются значительные запасы газа категории С1 в Эвенкийском АО - 776,2 млрд. м³, в Красноярском крае -202,8 млрд. м³. в Иркутской области - 707,9 млрд. м³ в Республике Саха (Якутия) -1063.7 млрд. м³ и на шельфе о. Сахалин - 326.1 млрд. м³.

Низкая степень разведанности газового потенциала Восточной Сибири и Дальнего Востока (8.6% для суши и 5,8% для шельфа), благоприятные геологические предпосылки открытия крупных и гигантских месторождений газа и нефти указывают на высокие перспективы подготовки запасов и добычи газа в этом регионе.

В пределах Восточной Сибири к настоящему времени открыты два уникальных по запасам газа месторождения: Ковыктинское газоконденсатное с суммарными запасами категорий С1-С2 - 2.0 трлн. м³ (Иркутская область) и Чаяндинское нефтегазоконденсатное - 1,2 трлн. м³ (Республика Саха (Якутия)).

Таблица 1.1. Распределение запасов и ресурсов газа Россия на 01.01.2004 по Сибирскому и Дальневосточному федеральным округам (млрд. м³)

Крупными являются Юрубчено-Тохомское - 773.0 млрд. м³ Куюмбинское -207,7 млрд. м³ и Собинско-Пайгинское - 200.6 млрд. м³ НГКМ в Эвенкийской АО Верхнечонское НПСМ - 129.2 млрд. м³ в Иркутской области, Среднетюнгское ГКМ - 165,4 млрл. м³. Среднеботуобинское НГКМ - 174,6 млрл. м³, Средневилюйское ГКМ - 129,9 млрл. м³ и Талаканское НГКМ с извлекаемыми запасами нефти категории С1 105.0 млн. т и категории С2 18.1 млн. т в Республике Саха (Якутия). Кроме того, на Дальнем Востоке значительные запасы и ресурсы газа сосредоточены на шельфе о. Сахалин, где открыты нефтегазоконденсатные месторождения: Лунское (запасы газа категории (С1 - 452.3 млрд. м³, категории С2 - 78.6 млрд. м³). Чайво-море (С1 - 237,4 млр. м³. С2 - 80,2 млрд. м³), Пильтун-Астохское (С1 - 86.3 млрд. м³. С2 - 32,9 млрд. м») и Аркутун-Дагннское (С; - 22.0 млрд. м³. С2 - 62.2 млрд. м³). Состояние запасов газа и жидких углеводородов по регионам и месторождениям следующее.

Красноярский край вместе с Эвенкийским и Таймырским АО. Запасы газа категории С1 составляют 658.2 млрд. м³. категории С2 - 1046,6 млрд. м³, в том числе по Красноярскому краю соответственно 93.6 и 202.8 млрд. м³. в Эвенкийском АО -279,1 и 776,2 млрд. м³, в Таймырском АО - 285,5 и 67.6 млрд. м³.

В программу освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока вовлекаются расположенные в зоне действия планируемых газо- и нефтепроводов Юрубчено-Тохомское и Собинско-Пайгинское месторождения.

Юрубчено-Тохомское НГКМ. Запасы УВ по категории С1 - 117,0 млрд. м³ газа. 9,4 млн. т конденсата, 66.0 млн. т нефти извлекаемых, по кат. С2 соответственно 583,8 млрд. м*, 45,3 млн. т и 321.8 млн. т.

Газ содержат метана 83,0%, гомологов метана 10.0-11,0%, углекислого газа 0.36%, азота 5-6%. гелия 0,18%. Содержание конденсата в газе 133,9 г/м³.

Куюмбинскаё НГКМ. Запасы газа по категории С1 составляют 9,7 млрд. м³\ конденсата - 0.8 млн. т и нефти - 54,4 млн. т извлекаемых; С2 соответственно 168,8 млрд. м³\ 13.1 и 134,9 млн. т. Состав газа: метана 80.0%, гомологов метана -11.43-15,47%, азота 5,58-8,73%, углекислого газа 0.55%, конденсата 10,77 г./м³.

Оморинское ГКМ. Запасы газа категории С1 и С2 составляют 4.9 млрд. м и 4,0 млрд. м³ соответственно. Извлекаемые запасы конденсата категории С; оцениваются в 0.5 млн. т. при этом на долю запасов категории С; приходится 0.4 млн. т.

Содержание метана в газе 78.8%, гомологов 11,41%, азота ло 9.8%. конденсата 167,1 г/м³.

Собинско-Пайгинское НГКМ. Запасы свободного газа категории С1 -147,5 млрд. м³. конденсата - 9.0 млн. т и нефти - 4.8 млн. т извлекаемых: С2 соответственно -19.7 млрд. м³\1,8 млн. т и 8.8 млн. т извлекаемых.

Свободный газ содержит метана 62.9-75,0%. гомологов метана до 7,07%, азота 23-28.1% н углекислого газа 0.18%. Отмечается высокое (до 0.58%) содержание гелия. Содержание стабильного конденсата 93,6-109,0 г\м³. Конденсаты имеют низкую плотность (0,678-0,723 г.\см³), вязкость, сернистость и смолистость. Нефть месторождения легкая и средняя по плотности 0,824-0,859 г.\см³ малопарафинистая. малосмолистая и смолистая, малосернистая.

Иркутская область - запасы природного газа составляют по категории С1 - 1555.4 млрд. м³ и по категории С2 - 707.9 млрд. м³. из них к разработке подготовлено 90,4% по категории С1 (Ковыктинское месторождение).

Ковыктинсков ГКМ. Запасы газа по категориям С1 и С2, принятые на начало 2004 года, составляли 1406,6 млрд. м³. и 572.0 млрд. м³ соответственно. Извлекаемые запасы конденсата категории С1 - 68.3 млн. т. категории С2 - 15.5 млн. т.

Состав газа: метана 93,9%. гомологов метана до 6.0%. азота 1,55%. углекислого газа 0,14%. Содержание стабильного конденсата до 67.0 г.\м³. Месторождение характеризуется высоким содержанием гелия - 0.25%, что соответствует 3.4 млрд. м его запасов по категории С1 и 1,6 млрд. м - по категории С2.

Верхнечонское НГКМ. Суммарные извлекаемые запасы нефти категории С1 составляют 159,5 млн. т, на долю запасов категории С2 приходится 42.1 млн. т. Выявленные запасы газа категорий С1 и С2 оцениваются в 11.7 млрд. м³ и 83,8 млрд. м³ соответственно, конденсата - 0,4 и 3,0 млн. т. Нефть плотностью 0,85 г./см³ содержит парафина 1,2%, серы 0,4%, смол 5,7-7,8%. Газ метановый (80,0-82,0%), содержание гомологов метана до 18,0-20.0%. гелия 0,17-0,25%, конденсата до 40,0 г/м³.

В 2004 голу в результате проведенных геологоразведочных работ на лицензионных участках Левобережном. Правобережном и Ангаро-Ленском (недропользователь ООО «Петромир»). расположенных в северо-восточной части Ангаро-Ленского плато (к юго-западу от Ковыктинского газоконденсатного месторождения) открыто Левобережное газоконденсатное месторождение с залежами в отложениях венда и кембрия. Запасы газа (распределенный фонд) по категории С1 составляют 0.8 млрд. м³. по категории С2 - 1643.7 млрд. м³. извлекаемые запасы конденсата по категории С 2 - 19.3 млн. т по нераспределенному фонду запасы газа по категории С2 составляют 115.8 млрд. м³^. запасы конденсата по категории С2 - 1,0 млн. т. Ресурсы категории С3 по распределенному фонду недр на 01.06.2004 составляют 84.8 млрд. м³^: по нераспределенному фонду - 12.8 млрд. м³.

Республика Саха (Якутия) - суммарные запасы газа категории Ст составляют 1213.6 млрд. м³. на долю запасов категории С; приходится 1063.7 млрд. м.

Чаяндинское НГКМ. В пределах месторождения разведано 379.7 млрд. м³ газа категории С1 5,7 млн. т конденсата и 42,5 млн. т нефти извлекаемых, запасы газа категории С2 составляют 861.2 млрд. м³. 12.7 млн. т конденсата и 7.5 млн. т нефти. Содержание метана 84,0%, гомологов метана 7,5-8,0%. азота 5,6-7,8, конденсата 18,5 г/м³.

Содержание гелия в газе Чаяндинского месторождения составляет 0.58%. Суммарные запасы гелия составляют здесь 7.2 млрд. м³ из них 1.8 млрд. м³ приходится на категорию С1. Плотность нефти 0.884 г.\см³, вязкость 11.81 МПа-с. Нефть малосмолистая, малопарафинистая, малосернистая.

Тапаканское НГКМ. Извлекаемые запасы нефти по категории С1 составляют 105,0 млн. т, кат. С2 - 18,1 млн. т (менее 20% от суммарных запасов кат. С1+ С2). Запасы газа в газовой шапке - 35,5 млрд. м³ по категории С1 и 18.6 млрд. м³ по категории С2, самостоятельного значения для разработки они не имеют.

Газ содержит метана 87,23%, гомологов метана до 9,97%, азота 3,4-4.0%, углекислого газа 0,1-0.3%. гелия 0.19-0.57%.

Запасы газа категории С1-С2 по близлежащим месторождениям следующие: Средне-Ботуобинское - 169,7 млрд. м³, Тас-Юряхское - 114,0 млрл. м³. Верхневилючанское - 107,5 млрд. м³.

Хабаровский край. В континентальной части Хабаровского края выделены семь нефтегазоносных районов: Юдомо-Майский, приуроченный к впадине восточной окраины древней Сибирской платформы, входящей в состав Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции; материковые мезозойско-кайнозойские осадочные бассейны - Верхне-Буреинский а Средне-Амурский, а также продолжающиеся в Охотское море н Татарский пролив Охото-Котуйский, Удско-Торомский, Шантарскай и Нижне-Амурский мезозойско-кайнозойские осадочные бассейны. Ресурсы углеводородов материковой части оцениваются в размере 990,0/297.0 млн. т у.т. геол.\извлек., в т.ч.: Юдомо-Майский соответственно 420.0 и 126.0 млн. т у.т. Верхне-Буреинский - 250,0 и 75.0, Средне-Амурский - 200.0 и 60.0 и Нижне-Амурский -120,0 н 36.0 млн. т у.т. Остальные пока не имеют количественной опенки. Официальная опенка НСР газа суши Хабаровского края составляет 74.0 млрд. м³. Наиболее газо- и нефтеперспективны - Верхне-Буреинский. Средне-Амурский и Юдомо-Майский осадочные бассейны.

В Верхне-Буреинском открыто Адниканское газовое месторождение с запасами по категориям С1 - 0.4 млрд. м³ и С2 - 1,6 млр. м³. Содержание метана 79.2%. гомологов метана до 1.29%, азота до 5,28%. углекислого газа до 14,5%.

Средне-Амурский осадочный бассейн расположен вблизи трассы газопровода Оха-Хабаровск. По данным бурения установлены благоприятные предпосылки нефтегазоносности.

Нижнеамурский нефтеперспективный район выделен от береговой линии моря по долине р. Амур протяженностью 250 км при ширине около 75 км. Бассейн простирается до западного побережья о. Сахалин, где установлены газо- и нефтепроявления. В пределах бассейна проложен действующий нефтегазопровод Оха - Комсомольск-на-Амуре.

Шельфоеая юна Хабаровского края включает следующие перспективные газонефтяные бассейны: Шантарский, Кашеварова, Лисянский и Северо-Сахалинский.

По опенкам ФГУП ДМНГ, ВНИГРИ, СахалинНИПИморнефть, ИТиГ ресурсный потенциал «Хабаровского» сектора шельфа Охотского моря оценивается в 3.5 млрд. т у.т. Для проведения поисково-разведочных работ наиболее благоприятен шельф Татарского пролива, где локализованные ресурсы углеводородов оценены: в объеме: нефти - 276,3 млн. т. газа - 399.7 млрд. м³. Наиболее перспективными из выявленных структур являются Иннокентьевская, Приморская, Тумнинская и Чапчанская.

Сахалинская область - запасы природного газа категории С1 составляют 907,8 млрд. м³. в том числе на суше - 47.8 млрд. м³. на шельфе - 860.0 млрл. м³. запасы по категории С2 - 343.1 мдрд. м³. в том числе на суше -17,7 млрд. м³. на шельфе -325,4 млрд. м³. Прогнозные ресурсы газа - 5291,4 млрд. м. Прогнозные ресурсы УВ категории Сз+Д по данным ФГУП «Дальморнефтегеофизика» оцениваются в размере 7165,0 млн. т у.т.

В основном, запасы газа охватываются проектами «Сахалин-1» и «Сахалии-2». в тоже время есть целый ряд перспективных участков со значительными геологическими ресурсами углеводородов («Сахалин-3-9»), газовый потенциал которых позволит в перспективе увеличить добычу газа. Извлекаемые запасы нефти на шельфе о. Сахалин кат. А+В+С1 составляют 101,1 млн. т, С2 - 33.1 млн. т; конденсата, соответственно. 64.3 и 24.31 млн. т.

Проект «Сахалин-1» включает месторождения: Чайво, Одопту-море и Аркутун-Дагннское с суммарными запасами газа категории С1 - 317,5 млрд. м³, извлекаемыми запасами конденсата 21.0 млн. т, нефти 105,5 млн. т; С2 - 156.9 млрд. м³ газа, 8,8 млн. т конденсата и 160,6 млн. т нефти.

Чшйво НГКМ. Запасы газа по кат. А-В+С1 составляют 247,3 млрд. м³, конденсата - 18,0 млн. т и нефти - 59.0 млн. т извлекаемых; по С2, соответственно. 94.7 млрд. м. 4.8 и 49.5 млн. т. Газ содержит метана 93.6-93.8%, гомологов метана - 4,22-7,0%, азота - 0.3-0,6%, углекислого газа - 0.3-0.52%.

Одопту-море НГКМ. Запасы газа Центрального и Южного куполов по категории А+В+С1 - 61,9 млрд. м³, конденсата -1.8 млн. т и нефти - 35,1 млн. т извлекаемых; по категории С2, соответственно. 26.4 млрд. м³, 0,6 и 3,1 млн. т. По Северному куполу с нефтяной залежью запасы растворенного газа по категории А-В-С1 - 2.5 млрд. м³, нефти - 4.4 млн. т: по категории С2, соответственно, растворённого газа - 0.2 млрд м³. нефти - 0.2 млн. т. Газ содержит метана 94.4 - 94.85%, гомологов метана - 3,68-5.39%. углекислого газа - 0.12-0.66%. азота - 0.36-1.10%. Начальные дебиты нефти 10.5 - 90т\сут. Плотность нефти - 0.839-0,871 г. см³, вязкость - 0.74-1.18 МПа-с, содержание серы - 0.2-0.4%. парафина - 0,5-1,3%. смол и асфальтенов - 3,91-8,1%.

Аркутун-Лагинское НГКМ. Запасы газа по категории А+В+С1 - 23.2 млрд. м³, конденсата - 1.2 млн. т. нефти - 9.1 млн. т извлекаемых; по категории С2, соответственно. 62,2 млрд. м³, 3.5 и 104,3 млн. т.

Газ содержит: метана - 94.44-90.85%, гомологов метана - 5.66-9.15%. углекислого газа - 0.23-1.03%. азота - 0.3-0,35%.

Проект «Сахалин-2» включает нефтегазоконденсатные Пильтун-Астохское и Лунское месторождения с суммарными запасами газа категории С1 538.7 млрд. м³. извлекаемыми запасами конденсата - 41.6 млн. т и нефти - 97.7 млн. т; С2 - 113,2 млрд. м³ газа. 8,6 млн. т конденсата и 32.2 млн. т нефти.

Пильтун-Астохское НГКМ. Запасы газа по категории А-В+С1 - 86.3 млрд. м³. конденсата - 5.9 млн. т. нефти - 97.4 млн. т. извлекаемых; по категории С1, соответственно. 32.9 млрд. м. 2.4 и 29,4 млн. т. Газ содержит метана 91.75-94.11%. гомологов метана - 5.89-9.25%. углекислого газа - 0.16-0,81%. азота - 0.19-0,84%. Плотность нефти - 0.874-0.876 г./см³, вязкость - 0.11-0.5 МПа-с. содержание серы - 0.12-0,27%, парафина - 0,21-2,56%. смол и асфальтенов - 2.5-4.3%.

Лунское НГКМ. Запасы газа по категории А-В+С1 - 452.4 млрд. м³. конденсата - 35.7 млн. т и нефти - 0.3 млн. т извлекаемых; по категории С1, соответственно. 80.2 млрд. м. 6.1 и 2.8 млн. т. Газ содержит метана 92.06 - 93.0%. гомологов метана -6.98-8.48%. углекислого газа - 0,17-0,28%, азота - 0.62-1,14%.

Проект «Сахалин-З» включает 4 блока с низкой степенью разведанности. По блокам I-II (Восточно-Одоптинскин и Айяшский) совокупные прогнозные ресурсы газа оцениваются в 500 млрд. м³. нефти -114 млн. т.

По блоку III (Венинскнй) совокупные прогнозные ресурсы газа оцениваются более чем в 800 млрд. м³. нефти - почти 700 млн. т.

В пределах блока IV (Киринский) с прогнозными ресурсами газа 873 млрд. м³ и нефти 687 млн. т. (извлекаемых) в 1992 году открыто.

Киринское газоконденсатное месторождение площадью 4.9 км³. Запасы свободного газа по категории С1 -14,8 млрд. м³, по кат. С2 - 60.6 млрд. м³. извлекаемые запасы конденсата по категории С1 -1.7 млн. т, по кат. - С2 6,9 млн. т.

Проект аСахаяшн-4» включает Астрахановский и Западно - Шмидтовскин блоки, где планируется подготовить 940 млн. т у. т углеводородов, в том числе газа -780 млрд. м'.

В пределах лицензионного участка выявлено более 20 газонефтеперспективных структур, большинство из которых расположены на северном подводном продолжении п-ова Шмидта и в западной части Сахалинского залива.

Проект «Сахалин-5» направлен на освоение ресурсов северо-западного и северо-восточного шельфа острова. Прогнозные геологические ресурсы участка составляют 2000 млн. т у.т. В рамках проекта выделены Восточно-Шмидтовская и Кайганско-Васюканская плошади.

Прогнозные извлекаемые запасы этих площадей составляют: нефти 600 млн. т. газа 600 млрд. м³. Предполагаемый год начала промышленной добычи углеводородного сырья - 2010 год. Максимальный годовой уровень добычи: 35.5 млн. т нефти и конденсата и 34.2 млрд. м³ газа.

Проект «Сахат-6» - прогнозные ресурсы составляют 1369 млн. т у.т. Зоны газонефтенакопления вытянуты вдоль береговой линии, наиболее приближен к береговой зоне блок «Пограничный».

Проект «Сахалин-7» - геологические ресурсы прогнозируются в объеме 563,0 млн. т у.т. с преобладанием газа.

Наиболее перспективными являются Восточно-Анивская структурно-стратиграфическая и Стародубская структурная ловушки, над которыми зафиксированы прямые сейсмические и геохимические признаки газо- и нефтеносности.

Промышленная газо- и нефтеперспектнвность этого лицензионного участка подтверждена открытием газовых месторождений на берегу залива Анива. находящихся в разработке, и нефтепроявлениями на побережье залива Терпения.

Проект «Сахалин-8» и «Сахалин-9» охватывают полосу Западно-Сахалинского шельфа в Татарском проливе.

Прогнозные ресурсы выделенных лицензионных участков оцениваются соответственно в размерах 80 и 120 млн. т у.т. углеводородов. По результатам проведения поисковых работ оценки ресурсов, вероятно, будут увеличены.

Шельф Магаданской области по опенке ФГУП «Дальморнефтегеофизика» содержит суммарные локализованные ресурсы углеводородов в размере 3451.1 млн. т у.т. в том числе нефти - 1126.9 млн. т. Наиболее крупными ловушками с локализованными ресурсами более 100 млн. т у.т. являются Завьяловская, Ойран-Темпозская., Беринга., Зырянская, Умарская, Приэвенская, Моштаковская, Ольховская. На Магаданском шельфе выделено 4 крупных лицензионных участка.

Проект «Магадан-1» (блоки М1-1, М1-2 и М1-3) - извлекаемые ресурсы углеводородов оцениваются соответственно в следующих размерах 1417,0; 261.0 и 283.0 млн. т у.т., в сумме 1961.0 млн. т у.т.

Проект «Магадан-2» (блоки М²-1, М²-2, М²-3) - извлекаемые ресурсы углеводородов составляют соответственно 210.0: 502.0: 215.0 млн. т у.т. в сумме 927,0 млн. т у.т.

Проект «Магадан-3» (блоки МЗ-1'7 и МЗ-2'8) - извлекаемые ресурсы углеводородов оценены соответственно в размерах 600.0 и 338.0 млн. т у.т., в сумме 938,0 млн. т у.т.

Проект «Магадан-4» - суммарные начальные геологические ресурсы по предварительным опенкам составляют до 1000 млн. т у.т.

Западно-Камчатский шельф располагает ресурсами в размере 778.0 млн. т у.т. в том числе на акваторию Шелиховско-Западно-Камчатской части приходится 600,0 млн. т у.т. а на акваторию Голыгинской части - 178.0 млн. т у.т. К наиболее крупным и газонефтеперспективным структурам отнесены: Центральная-3, Кунжикская, Облуковинская и Первоочередная.

Проект «Камчатка-1» включает три блока (участка): Кунжикский, Центральный и Первоочередной, начальные суммарные геологические ресурсы которых составляют соответственно 53.0; 230.0 и 55.0 млн. т у.т. в сумме 338.0 млн. т у.т.

Планируемые показатели геологоразведочных работ (прирост запасов, объемы ГРР, финансирования)

Запасы и ресурсы углеводородов Восточной Сибири и Дальнего Востока позволяют организовать новые крупные центры газо- и нефтедобычи, обеспечивающие на длительный срок внутренние потребности этих регионов и экспортные поставки в страны АТР.

В газонефтеносном бассейне Охотского моря приоритетным должен являться Сахалинский центр газо- и нефтедобычи, где планируется увеличить добычу газа к 2030 г. до 71.2 млрд. м³. что потребует прирастить 1,5 трлн. м³ запасов промышленных категорий.

В целом по Дальневосточному ФО прирост запасов к 2030 г. планируется довести до 2.6 трлн. м³. а по Сибирскому ФО до 4.1 трлн. м³. что в сумме составит 6.7 трлн. м³.

Для достижения таких результатов планируется пробурить 3.4 млн. м³ глубокого бурения и затратить 267.9 млрд. руб. Эффективность ГРР составит около 40-50 руб. т у.т. или 1900-2500 т у.т./м³.

1.2 Добывные возможности базовых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока

Значительные запасы и перспективные ресурсы природного газа Восточной Сибири и Дальнего Востока позволяют сформировать в данном регионе новые центры газодобычи. Добывные возможности этих центров основываются на имеющихся подтвержденных запасах уникальных и крупных месторождений, а также на приросте запасов за счет активного проведения геолого-разведочных работ.

Имеющийся опыт развития газовой промышленности России показывает, что основой для надежных поставок газа должны служить базовые месторождения со значительными подтвержденными запасами, освоение которых позволит обеспечить на длительную перспективу планируемые уровни добычи газа. Небольшие и мелкие по запасам месторождения, расположенные в окрестности базовых месторождений или вдоль трассы магистральных газопроводов, необходимо использовать для компенсации на короткий период падения добычи по базовым месторождениям или. в отдельных случаях, в качестве регуляторов.

Опенка добывных возможностей региона по газу показывает, что месторождения Восточной Сибири и Дальнего Востока способны в перспективе обеспечить годовую добычу газа в объеме свыше 200 млрд. м³. что свидетельствует о возрастающей роли восточных регионов в балансе газа страны.

Для создания системы газоснабжения восточных регионов России и возможного обеспечения единого экспортного канала с выходом на рынки стран АТР предлагается организовать промышленные центры газодобычи на основе освоения базовых месторождений со значительными запасами газа промышленных категорий (С1 и С2), что гарантирует надежность поддержания прогнозируемых уровней добычи.

В качестве базовых рассматриваются следующие газоконденсатные (ГКМ) и нефтегазоконденсатные (НПСМ) месторождения:

0  месторождения углеводородов морского шельфа острова Сахалин (проекты «Сахалин -1-2» и перспективные блоки Сахалин-3-9).

1  Чаяндинское НПСМ (Республика Саха (Якутия)):

2  Ковыктинское ГКМ (Иркутская область):

- Собинско-Пайгинское и Юрубчено-Тохомское НГКМ (Красноярский край).

На основе расположения базовых месторождений в восточных регионах России целесообразно создать следующие территориальные промышленные центры газодобычи.

1.Сахалинский центр газодобычи - на базе месторождений шельфовой зоны острова Сахалин (проекты «Сахалин-1-2») с дальнейшим развитием центра за счет реализации проектов «Сахалин-З-6».

2.Якутский центр газодобычи - на базе Чаянданского месторождения, развитие центра связывается с освоением соседних месторождений - Среднеботуобинского, Тас-Юряхского, Верхневилючанского и других.

3.Иркутский центр газодобычи - на основе Ковыктинского месторождения, развитие центра связано с освоением соседних месторождений - Дулисьминского, Марковского и других.

4.Красноярский центр газодобычи - на базе Собинско-Пайгинского а Юрубчево-Тохомского месторождений, в дальнейшем, для поддержания уровней добычи газа, в разработку могут быть вовлечены месторождения Оморинское, Куюмбнн-ское, Агалеевское и другие.

На основе опенки возможных сроков ввода и максимальных уровней добычи газа аз месторождений и перспективных объектов разработан вариант добывных возможностей по газу восточных регионов России.

Опенка добывных возможностей по газу была выполнена с учетом наличия подготовленных запасов, сроков проведения ГРР. степени подготовленности отдельных объектов к началу организации промышленной добычи. Для формирования очередности освоения месторождений а выбора варианта организации газоснабжения регионов необходимо сопоставление комплексных технико-экономических показателей, учитывающих все аспекты развития газовой отрасли.

Развитие Иркутского центра газодобычи начинается с освоения Ковыктинского ГКМ в Иркутской области, с первоочередной подачей газа в Ангарский промышленный узел (Ангарск, Иркутск) и потребителям юга Красноярского края (Красноярск. Ачинск). Максимально возможный уровень добычи газа - 37,3 млрд. м³. Освоение месторождения позволит обеспечить удовлетворение существующей потребности в газе потребителей индустриального пояса Иркутской области и Красноярского края, расположенных вдоль трассы Транссибирской железной дороги и при необходимости организовать переток газа в Единую систему газоснабжения.

Ковыктинское газоконденсатное месторождение является подготовленным к промышленному освоению. На 01.01.2004 большая часть запасов отнесена к промышленным категориям С1 (1.4 трлн. м³). Суммарные запасы категорий С1+С2 составляют 2.0 трлн. м³. Опытно-промышленная эксплуатация в течение 3 лет позволит подготовить проект разработки и ввести месторождение в промышленную разработку. На месторождении в настоящее время реализуется первая стадия разработки, предусматривающая газоснабжение местных потребителей. Проектный отбор в период постоянной добычи - 37.3 млрд. м³ год и будет связан с поставками газа за пределы области. Месторождение характеризуется высоким содержанием гелия (до 0.25%).

Прогнозный прирост запасов по результатам проведения геолого - разведочных работ позволит обеспечить добычу с перспективных объектов в объеме не менее 9 млрд. м³ год к 2030 году и удержать добычу по Иркутской области в объеме до 46.3 млрд. м³ год после 2030 года на длительный период.

На территории Дальнего Востока возможен ввод в эксплуатацию Чаяндинского НГКМ, рассматриваемого в качестве базового для газификации южных районов Республики Саха (Якутия), Амурской области, а также возможных экспортных поставок газа в страны Северо-Восточной Азии. Максимальный уровень годовой добычи газа составит 30 млрд. м³.

Чияндинское нефтегазоконленсатное месторождение характеризуется высоким содержанием конденсата, нефти и гелия в промышленно-значимых количествах. На 01.01.2004 запасы газа промышленных категорий С] (0,4 трлн. м\куб составляют 30% от общих запасов категорий С1+С2 (1 - трлн. м³). Срок доразведки месторождения, с учетом климатических условий и удаленности, может превысить 3 года. Соответственно бурение, опытно-промышленная эксплуатация, утверждение запасов и проекта разработки могут занять до 3 лет.

Прогнозный прирост запасов по результатам проведения геолого-разведочных работ позволит обеспечить добычу с перспективных объектов в объеме не менее 20 млрд. м³ /год к 2030 году и удержать добычу по Республики Саха (Якутия) в объеме 53 млрд. м³ год после 2030 года на длительный период.

Базовые месторождения - Ковыктинское и Чляндинское - являются объектами стратегического характера для газоснабжения в Российской Федерации.

За пределами 2010 года возможно освоение газовых залежей нефтегазоконденсатных месторождений Красноярского края, включая Эвенкийский АО (Юрубчено-Тохомское и Собинско-Пайгинское НГКМ). Более поздние сроки освоения газовых залежей указанных месторождений обусловлены их геологическими особенностями, требующими первоначального освоения нефтяных залежей с целью максимального извлечения жидких углеводородов. Максимальный уровень годовой добычи газа по рассматриваемым месторождениям - 17.7 млрд. м³. в том числе по Юрубчено-Тохомскому - 10.3 млрд. м³. Собинско-Пайгинскому - 7.7 млрд. м³.

Юрубчено-Тохомское и Собинско-Пайгинское нефтегазоконденсатные месторождения.

Юрубчено-Тохомское НГКМ недоразведано. по состоянию на 01.01.2004 запасы по категории А+В-С1 (117 млрд. м³) составляют лишь 17% от общих запасов категорий С1-С2 запасов (около 700 млрд. м³). Потенциальное содержание в пластовом газе фракций С1 - составляет 133.9 г./м³. Содержание гелия в газе до 0.18%.

Доразведку месторождения и уточнение проектных документов предполагается завершить в течение 3-4 лет. Разработку месторождения планируется начать с освоения запасов нефтяной оторочки. Максимальная годовая добыча газа составит 10,7 млрд. м³.

Собинско-Пайгинское НГКМ в основном разведано. Запасы газа категории С; составляют 138,7 млрд. м³ или более 80% от обшей опенки запасов по месторождению. Отмечается высокое содержание в пластовом газе гелия (до 0.58%).

Ввод Собннско-Пайгинского месторождения в эксплуатацию увязывается со сроками разработки Юрубчено-Тохомского месторождения, исходя из транспорта газа по единой трубопроводной сети. Максимальный уровень постоянной добычи - до 7 млрд. м³ тод.

По мере проведения геолого-разведочных работ на территории края в период после 2015 года в разработку могут быть введены дополнительные ресурсы газа, что позволит довести добычу с перспективных объектов в объеме до 25 млрд. м³ год к 2030 году.

Отдельно следует сказать о месторождениях шельфа острова Сахалин. В Программе в качестве базовых месторождений для газоснабжения российских потребителей Дальнего Востока рассмотрены месторождения газа в рамках проектов «Саха-лин-1» и «Сахалин-2», по которым имеются значительные подтвержденные запасы газа промышленных категорий.

Указанные объемы достаточны для организации газоснабжения Сахалина. Хабаровского и Приморского краев, а также Еврейской автономной области.

Месторождения шельфа о. Сахалин (Проекты «Сахалин -1,2»)

Проект «Сахалин-1» включает месторождения Чайзо, Одопту, Аркутун-Даги с суммарными запасами газа категории С1 - 318 млрд. м³. Владельцем лицензии на недропользование является консорциум с участием иностранных компаний, в составе: «Эксон Нефтегаз» - 30%. «Содеко» - 30%, «ОМСС». «Роснефть - Сахалнн-морнефтегаз» - 20%. Оператор проекта - компания «Эксон Нефтегаз Лтд.» Согласно планам недропользователей, годовой уровень добычи газа в 2020 голу составит 11 млрд. м³^.

Проект «Сахалнн-2» включает месторождения Пилыун-Астохское и Лунское. с суммарными запасами газа 526 млрд. м³. Владельцем лицензии на недропользование является консорциум иностранных компаний, в составе: «Роял Датч Шелл» -55%, «Мипуи» - 25%. «Мипубиси» - 20%. Оператор проекта - компания «Сахалин Энерлжи Инвестмент Лтд.». Максимальный головой уровень добычи - 22 млрд. м³.

Дальнейшее развитие добычи газа в Сахалинской области связано с реализацией проектов «Сахаянн-З-6». Однако, для надежной оценки лобывных возможностей необходимы проведение масштабной доразведки и подготовка запасов промышленных категорий. Наиболее подготовлены и оценены локализованные ресурсы газа в рамках проекта «Сахалин-3». Доразведка уже открытых двух месторождений позволит начать добычу газа уже в 2012 г. и с учетом дальнейшего проведения ГРР добыча газа по проекту «Сахалнн-3» может возрасти до 28.6 млрд. м³ год к 2025 году. Прогнозный прирост запасов по проектам «Сахалин-4-6» по результатам проведения геолого-развелочных работ позволит обеспечить добычу с перспективных объектов в объеме не менее 17 млрд. м³ /год к 2030 году и удержать добычу в целом по Сахалинской области в объеме 72,2 млрд. м³ /год после 2030 года на период 5-10 лет. В дальнейшем разработка ресурсов по проектам «Сахалин-7-9» обеспечит поддержание достигнутого уровня добычи по Сахалинской области на длительную перспективу.

Таким образом, наличие в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока подготовленных к промышленному освоению запасов позволяет начать добычу газа для поставок отечественным и зарубежным потребителям.

В дальнейшем развитие промышленных центров газодобычи Восточной Сибири и Дальнего Востока будет в значительной мере определяться выполнением программы ГРР и прироста запасов.

1.3 Инфраструктура

Задача строительства в регионе необходимой инфраструктуры по транспортировке углеводородного сырья разбивается на 3 самостоятельных блока проблем. Во-первых, это вопросы транспортировки нефтегазовых ресурсов о. Сахалин. Здесь, в отличие от континентальных месторождений, в целом не требуется значительных вложений в строительство инфраструктурных систем: разрабатываемые нефтегазовые месторождения расположены вблизи потенциальных пунктов перевалки нефти в танкеры для ее последующей транспортировки в любых возможных направлениях, а масштабы строительства нефтепроводов, связывающих береговые пункты подготовки нефти с нефтеналивными терминалами, по масштабам Восточной Сибири и Дальнего Востока относительно невелики (по проекту «Сахалин-1» длина такого нефтепровода составит около 220 км). Строительство газопроводов предполагается в более значительных масштабах, однако эти масштабы, тем не менее, не сравнимы с задачами строительства крупных газопроводов высокого давления для транспортировки газа континентальных месторождений. Речь идет о строительстве газопровода, соединяющего о. Сахалин и японский остров Хоккайдо по дну моря (возможно, с отводом до г. Южно-Сахалинск) в рамках проекта «Сахалин-1», а также магистрального газопровода протяженностью 625 км от береговых сооружений на северо-восточном побережье о. Сахалин до пос. Пригородное на юге острова в рамках проекта «Сахалин-2» в комплексе с сооружением завода по сжижению газа и экспортного терминала СПГ. Затраты на реализацию этих проектов входят в общую стоимость проектов по разработке месторождений шельфа Охотского моря в рамках проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2» и первоначально планировались инвесторами. Экономические параметры этих проектов позволяют говорить об их достаточной рентабельности, реализация проектов уже началась (в частности в рамках проекта «Сахалин-2» решены вопросы землеотвода по трассе магистрального трубопровода, готовятся проектные работы и программы финансирования), либо является вопросом ближайшего будущего.

Вторая группа проблем связана со строительством магистральных нефтепроводов для транспортировки нефти, добываемой на крупных континентальных месторождениях (Юрубчено-Тахомском, Верхнечонском, Среднеботуобинском, Талаканском). В настоящее время существует 2 альтернативных предполагаемых маршрута транспортировки восточносибирской нефти: нефтепровод Ангарск-Дацин протяженностью более 2400 км, обеспечивающий поставки российской нефти в северо-восточные районы Китайской Народной Республики, а также нефтепровод Ангарск-Находка протяженностью более 3750 км, обеспечивающий транспортировку нефти исключительно по территории России вдоль трасс БАМа и Транссиба к морскому перевалочному терминалу, позволяющему обслуживать крупнотоннажные танкеры дедвейтом 300 тыс. т.

Оба проекта находятся в стадии разработки технико-экономического обоснования. ТЭО проекта «Ангарск-Дацин» разрабатывается в соответствие с российско-китайским межправительственном соглашением, при этом предполагаемая стоимость строительства оценивалась в 1,7 млрд. долл. (по оценкам ноября 2002 г. - 2,7 млрд. долл.), начало строительства предполагается в 2003 г., при этом в 2005 г. нефтепровод должен позволить экспортировать 20 млн. т нефти в год, к 2010 г. - 30 млн. т. ТЭО строительства нефтепровода Ангарск-Находка разрабатывается ОАО «АК «Транснефть» и должно быть подготовлено в 2004 году. Ориентировочная стоимость проекта (включая строительство морского перевалочного терминала) составляет, по разным оценкам, от 3,8 до 5,2 млрд. долл., пропускная способность составит до 50 млн. тонн нефти в год. Предполагаемый срок начала строительства - 2004 год, окончание-2007 год.

Обсуждается и несколько возможных вариантов третьего, т.н. «комбинированного маршрута» (строительство в рамках одного проекта сначала ответвления в Китай через Забайкальск, а впоследствии нефтепровода до побережья Японского моря).

Третья группа проблем - строительство магистральных газопроводов высокого давления для транспортировки природного газа, добываемого из восточносибирских месторождений (в первую очередь, Ковыктинского месторождения, а также месторождений республики Саха (Якутия) - Чаяндинского, Среднеботуобинского, Средневилюйского, Среднетюнгского, - и Красноярского края - Собинского и Юрубчено-Тахомского). В отличие от нефтетранспортной инфраструктуры, маршруты строительства магистральных газопроводов в восточных регионах страны значительно менее проработаны. Отчасти это является следствием менее успешного маркетинга основного товара - природного газа, тем не менее только в отношении проекта Ковыктинского месторождения можно говорить о реальной проработке вопросов транспортировки добываемого газа.

Инфраструктура по транспорту газа месторождений Восточной Сибири

Существует 3 основных возможных маршрута строительства магистральной газопроводной инфраструктуры, при этом 2 из них полностью нацелены на снабжение природным газом северо-восточных регионов Китая и, возможно, республики Корея - т.н. «восточный» маршрут в обход территории Монголии (примерно совпадающий с маршрутом нефтепровода Ангарск-Дацин) и более короткий и дешевый «западный» маршрут, пересекающий Монголию. Третий, т.н. «широтный» маршрут предполагает строительство магистрального газопровода по территории России вдоль трасс БАМа и Транссиба с выходом к побережью Японского моря (по аналогии с маршрутом строительства нефтепровода Ангарск-Находка) и предполагающий строительство завода по сжижению природного газа и морского терминала по перевалке СПГ. Существуют и более «амбициозные» газотранспортные проекты, в частности, проект строительства газопровода Ямал-Китай, соединяющего месторождение п-ова Ямал в Западной Сибири с рынками сбыта газа на территории КНР, который при благоприятных обстоятельствах мог бы быть пущен в эксплуатацию уже в 2005 г. и обеспечил бы транспортировку 25-35 млрд. куб. м газа ежегодно в течение 30 лет. В настоящее время подписано генеральное соглашение о возможных поставках газа в КНР по этому газопроводу из ямальских Ново-Уренгойского и Восточно-Уренгойского месторождений. Ориентировочная протяженность газопровода - 5 тыс. км, точный маршрут пока не определен.

Однако экономические параметры данного проекта не позволяют говорить о реалистичности его реализации. Так, ориентировочная стоимость строительства оценивается в 16 млрд. долл., а обеспеченность проекта ресурсами неочевидна в связи с нарастающим спросом на газ ямальского происхождения в европейской части России и странах Европы (для снабжения газом которых в течение ряда лет сооружается целевой инфраструктурный проект «Ямал-Европа») и истощением базовых западносибирских месторождений газа. Стоимость проекта строительства газопровода с Ковыктинского месторождения, включая добычной комплекс и транспортную инфраструктуру, оценивается приблизительно в 10 млрд. долл. США. Примерно определен первый участок газопровода - он пройдет от Ковыкты через Ангарск, обходя Байкал с юга. Далее возможны 3 варианта:

·              вдоль трассы Транссибирской магистрали через Улан-Удэ и Читу в северо-восточный Китай (Дацин и Харбин), далее в Далянь и в Корею. Протяженность маршрута до побережья Китая - около 3720 км (в т.ч. по китайской территории - 1770 км). Самый сложный участок газопровода - морская часть трассы (530 км) по дну Желтого моря;

·              через Монголию (вдоль железной дороги Улан-Удэ-Улан-Батор-Пекин) и далее к портовому городу Циндао. Протяженность трассы 3910 км (в том числе по территории Монголии - 845 км, по территории Китая - 1175 км) Морская часть трассы - 580 км. Против этого варианта возражает китайская сторона;

·              вариант газопровода из Китая через Северную Корею в Южную Корею. В этом случае длина маршрута составит 3810 км, из которых 2010 км проходит по Российской территории.

Наиболее «дешевым» из числа предполагаемых маршрутов транспортировки восточносибирского газа является т.н. «западный» маршрут, проходящий через территорию Монголии, протяженность линейной части которого составляет около 3,4 тыс. км, а ориентировочная стоимость строительства (с учетом подводной части, проходящей по дну Желтого моря к южнокорейскому порту Сампхо, где предполагается строительство терминала по сжижению газа) - около 3 млрд. долл. Все остальные маршруты, очевидно, являются более дорогостоящими, однако, ни в отношении одного из них ТЭО строительства еще не разработано.

Перспективы проектов строительства газопроводов для транспортировки газовых ресурсов месторождений Восточной Сибири во многом зависят от достижения определенности в отношении сбыта газа, добываемого в рамках основного месторождения региона - Ковыктинского. Проект его разработки находится в наиболее продвинутой стадии, и с учетом того, что это наиболее крупное месторождение региона, расположенное ближе других к перспективным рынкам сбыта газа, можно утверждать, что выбор маршрута строительства газопроводной инфраструктуры будет основан именно на экономических перспективах реализации ковыктинского газа, при этом строительство эксклюзивной инфраструктуры для обеспечения транспорта газа отдельно для любого другого из месторождений региона (Чаяндинского, Собинского, Юрубчено-Тахомского и др.) будет нерентабельным, и операторы этих месторождений будут вынуждены осуществлять поиск интегрированных решений в области инфраструктурного строительства с операторами ковыктинского проекта. В этом отношении перспективы реализации проектов по строительству газопроводов, не связанных с ковыктинским проектом (в частности, проект газопровода от Чаяндинского месторождения до Благовещенска, далее на Харбин и порт Далянь, ТЭО которого разрабатывает компания «Саханефтегаз»), представляются мало реалистичными. Проект первоочередного строительства автономного газопровода в КНР от Чаяндинского месторождения в последнее время активно лоббируется ОАО «Газпром», при этом в качестве аргумента приводятся ссылки на якобы имеющееся согласие китайской стороны закупать природный газ на границе России и КНР по ценам выше предлагаемых КНР цен закупки ковыктинского газа. Однако это скорее следует считать элементом политики, направленной на «понижение» стоимости активов Ковыктинского проекта, поскольку стоимость чаяндинского газа на границе с КНР исходя из реальных затрат на его добычу и транспортировку составит не менее 70-80 долл. за 1000 куб. м, тогда как до сих пор официальных подтверждений китайской стороны о готовности покупать газ по ценам выше 40 долл. за 1000 куб. м не существовало.

С учетом потенциальной оценки китайского рынка сбыта природного газа, добываемого в России (см. раздел «Рынки сбыта»), с точки зрения российских интересов представляется оптимальным, чтобы газопроводный маршрут позволял избежать рисков чрезмерной зависимости от неблагоприятной конъюнктуры китайского рынка, в первую очередь ценовой, и позволял в максимально возможной степени диверсифицировать направления сбыта газа. Из возможных на сегодня маршрутов транспортировки газа такому критерию отвечает только один - т.н. «широтный» газопровод, проходящий вдоль трасс БАМа и Транссиба с выходом к побережью Японского моря. Пропускная способность такого трубопровода могла бы составить до 50 млрд. куб. м газа, при этом часть объемов газа (до 30 млрд. куб. м) могла бы экспортироваться в виде СПГ* /*Требуемая мощность завода по сжижению газа составит в этом случае 22 млн. т в год./, остальная - поставляться российским потребителям или экспортироваться в Китай и Корею по отводам.

С одной стороны, строительство такого маршрута обойдется существенно дороже сооружения трасс газопроводов в Китай (оценка возможной стоимости строительства с учетом сооружения на тихоокеанском побережье завода по сжижению природного газа и морского терминала по перевалке СПГ - не менее 6-7 млрд. долл., окончательная цифра может быть названа после разработки ТЭО проекта). Неясны и экономические перспективы бизнеса по сжижению природного газа на тихоокеанском побережье: расстояние транспортировки газа до его сжижения слишком велико (себестоимость 1 тыс. куб. м сжиженного газа на условиях ФОБ оценивается в 126-130 долл.). Однако во всех прочих отношениях проект требует изучения, поскольку:

·              открывает перспективу доступа российского газа на рынок сжиженного природного газа во всех странах Азиатско-Тихоокеанского региона, включая Японию, Корею, Тайвань;

·              диверсифицирует рынки сбыта, не допуская замыкания конечного пункта газопровода на одного покупателя и позволяя избежать проблем, связанных с «рынком одного покупателя» и складывающихся в отношении проекта «Голубой поток»;

·              может обеспечить в определенных объемах сбыт сетевого газа в российских регионах прокладки маршрута - Иркутская область, Забайкалье, Хабаровский край, Приморский край (общий объем требует уточнения после проведения более качественного маркетинга внутреннего рынка, чем проведен ОАО «Газпром»), а также в Корею в объеме до 10 млрд. куб. м к 2010-2015 гг.

Однако следует отдавать себе отчет в том, что реальная реализация такого проекта, во-первых, требует достаточно точной оценки рынка СПГ и стоимости транспортировки и сжижения газа на побережье Японского моря, а во-вторых, сдерживается динамикой спроса на газ в регионе, которая приводит к выводу о слабых перспективах сбыта газа в регионе до 2010-2015 гг. и о том, что синхронизации инфраструктурных решений в сфере транспортировки нефти и газа на Востоке России (строительства «единого энергетического коридора»), скорее всего, ожидать не следует ввиду слишком больших различий в потенциальных сроках реализации проектов и относительно небольшой экономии издержек на совмещении маршрутов (в пределах 10% сметной стоимости строительства, в основном на проектно-изыскательских работах и подводе инфраструктуры).

1.4 Формирование балансов добычи и потребления газа Восточной Сибири и Дальнего Востока

Разведанные запасы и потенциальные ресурсы газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке обеспечат внутренний и внешний спрос, для удовлетворения которого необходимо построить единую систему газоснабжения в этом регионе.

В настоящее время в регионе существуют локальные системы газоснабжения. В Программе предусматривается сохранение газоснабжения потребителей Норильского промузла (Красноярский край), отдельных районов Республики Саха (Якутия) и Камчатской области.

Газификация новь: х районов Восточной Сибири и Дальнего Востока рассмотрена на основе оценки добывных возможностей месторождений и прогноза спроса на газ.

Балансы газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке сформированы исходя из возможного потребления газа по «целевому» и «интенсивному» вариантам внутреннего спроса на газ и «консервативному» сценарию внешнего спроса (разделы 8 и 9 Программы), так как без переработки попутных продуктов и использования газа в качестве сырья для газохимии эффективность освоения месторождений снижается.

Рассматриваемые варианты отличаются маршрутами транспортировки и подачи газа:

1внутренним потребителям:

2на экспорт;

3на газохимические комплексы:

4в действующую ЕСГ России.

Разработаны 12 возможных сценариев развития газовой промышленности Восточной Сибири и Дальнего Востока (таблица 10.1) и соответственно им балансы добычи и потребления газа по административным округам

В соответствии с балансом по сценарию «Запал» с ЕСТ (целевой) товарный газ Ковыктнаского ГКМ транспортируется в двух направлениях:

1на Запал в объеме 27.8 м-лрл. м³ в гол (к 2030 году), где совместно с газом месторождений юга Красноярского края, поступавшего в район Н. Поймы в объеме 16. млрд. м³ в год, обеспечивает потребителей Иркутской области н Красноярского края в объеме 8.9 млрд. м³ в гол, а с 2011 гола полается в район КС Проскокозо для ЕСГ в объеме 10 млрд. м³ в год. Начиная с 2015 гола, объем подачи газа в ЕСГ России составит 35 млрд. м³ год:

2на Восток в объеме до 7.0 млрд. м³ в гол. где совместно с газом Чаяндянского НГКМ в объеме до 19.6 млрд. м³ в год обеспечивает потребителей Читинской области и Республики Бурятия (до 1.6 млрд. м³ в год) и экспорт в Китай и Республику Корея с 2010 года в объеме до 25 млрд. м³ 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. м³ 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. м³ гол).

Газ Ковыктинского месторождения с 2008 года обеспечивает потребителей Иркутской области в объеме до 4.5 млрд. м³ в год, с 2010 года - потребителей Читинской области и Республики Бурятия в объеме до 1.6 млрд. м³ в год и экспортируется в Китай и в Республику Корея в объеме до 25 млрд. м³ 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. м³ в гол, обеспечиваются потребители Красноярского края в объеме до 4.4 млрд. м³ 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. м³ 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. м³ в гол.

Газ месторождении шельфа о. Сахалин полается с 2005 гола потребителям Сахалинской области. Хабаровского края (ло 3.3 млрд. м³ в гол), с 2007 гола на завод по сжижению в объеме до 30 млрд. м³ 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. м³ 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. м³ 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. м³ в год.

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

.1 Оценка стоимости добычи природного газа месторождении Восточной Сибири и Дальнего Востока

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./ м³ (на перспективных объектах Красноярского края) до 85.6 долл./ м³ (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.

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.ЮООм³) 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):

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

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.

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

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:

0важнейшим значением природного газа для социально-экономического развития Восточной Сибири и Дальнего Востока в первой половине XXI века;

1необходимостью обеспечения потребностей в газе российских потребителей, прежде всего потребителей Восточной Сибири и Дальнего Востока:

2требованием обеспечения максимальной эффективности экспорта газа в страны СВА;

3обеспечением выполнения будущих межправительственных соглашении по поставкам российского газа на экспорт;

4организацией 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:

5приоритет в обеспечении природным газом российских потребителей;

6реализация 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

.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:

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:

0 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.

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

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

3 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;

4 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:

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

2.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:

0 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;

1 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:

2вдольтрассовая ЛЭП,

3электрохимзашита трубопровода.

4объекты связи.

5объекты водоснабжения и канализации.

6внешнее энергоснабжение НПС (КС).

7объекты транспортного хозяйства.

8объекты подсобного и обслуживающего назначения.

9природоохранные мероприятия.

10подготовка 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.

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

.        «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.

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

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

.        «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.

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

.        «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.

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

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

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

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

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

.        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.

.        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.

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

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

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

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

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

.        «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.

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

.        «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

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

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

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

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

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

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

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

.        «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