4. Ресурсная база угольной промышленности Восточной Сибири и Дальнего Востока, оценка объемов добычи угля

Регионы Восточной Сибири и Дальнего Востока обладают значительными запасами ископаемых углей. Разведанные запасы угля восточных регионов по категориям А+В+С₁+С₂, учтенные Государственным балансом запасов полезных ископаемых по состоянию на 01.01.2005, составляют 116207,2 млн. т, кроме того имеется около трех триллионов тонн прогнозных ресурсов. При условии сохранения нынешних темпов угледобычи в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке обеспеченность балансовыми запасами составит более тысячи лет.

Регионы Восточной Сибири и Дальнего Востока совместно с Кузнецким угольным бассейном являются основной сырьевой базой угольной промышленности России, как в настоящее время, так и на отдаленную перспективу. Для наиболее эффективного открытого способа угледобычи здесь пригодны более 60% балансовых запасов.

По категориям А+В+С₁ балансовые запасы углей по восточным регионам страны составляют 80564,1 млн. т, в том числе в Восточной Сибири 61113 млн. т, на Дальнем Востоке 19451,1 млн. т (таблица 4.1).

Таблица 4.1 — Распределение балансовых запасов углей по субъектам восточных

регионов Российской Федерации (по состоянию на 01.01.2005)

Наименование регионов	Запасы угля по категориям, млн. т		А+В+С1	С2	Россия	193772,2	77988,1	Регионы Восточной Сибири:	61113,0	28078
	Таймырский автономный округ	1383,3	851,5
Красноярский край	46099,8	20127,3
Эвенкийский автономный округ	6,6	3,1
Иркутская область	7866,6	6053,7
Усть-Ордынский Бурятский автономный округ	299,8	558,1
Республика Бурятия	2225,7	357,7
Читинская область	3231,2	126,6
Регионы Дальнего Востока:	19451,1	7565,1
Республика Саха (Якутия)	9808,9	4626,6
Амурская область	3634,0	165,8
Хабаровский край	1648,0	691,5
Еврейская автономная область	2,8	0,4
Приморский край	2491,3	1456,1
Сахалинская область	1866,1	624,7

Наиболее благоприятные для отработки высококачественные каменные угли сосредоточены, в основном, в Республике Саха (Якутия), бурые угли — в Канско-Ачинском бассейне, на месторождениях Иркутской и Читинской областей.

На территории Восточной Сибири расположены: основная часть Таймырского, Тунгусского и Канско-Ачинского бассейнов, Иркутский бассейн, а также угольные месторождения Забайкалья.

Большинство месторождений Восточной Сибири отличается благоприятными условиями залегания углей: наличием мощных пологих пластов с неглубоким залеганием, что позволяет вести разработку углей наиболее эффективным открытым способом. Запасы углей для открытой добычи сосредоточены, в основном, в Красноярском крае (80%), Иркутской (13%) и Читинской (5%) областях. Основную часть балансовых запасов категорий А+В+С₁ составляют бурые угли.

На территории Дальневосточного округа выявлено и изучено 17 угольных бассейнов, в том числе Ленский, Южно-Якутский, Тунгусский, Буреинский и ряд других угольных бассейнов и месторождений. Большая часть балансовых запасов округа представлена бурыми углями, сосредоточенными в основном в Республике Саха, Приморском крае, в Амурской и Сахалинской областях.

Несмотря на высокую обеспеченность запасами энергетических углей, отдельные районы испытывают дефицит в качественных углях. Прирост запасов углей возможен на территории большинства субъектов Российской Федерации Восточной Сибири и Дальнего Востока,  что требует проведения геологоразведочных работ на перспективных площадях.

Угольная промышленность восточных регионов располагает сырьевой базой, позволяющей существенно увеличить добычу угля. В 2005 г. добыча угля составила: в регионах Восточной Сибири — 62,5 млн. т, в регионах Дальнего Востока — 31,4 млн. т.

Важнейшей задачей угольной промышленности на предстоящий период является сохранение и наращивание производственного и экономического потенциала отрасли с целью надежного удовлетворения спроса на российский уголь на внутреннем и внешнем рынках. Основным направлением совершенствования технологической структуры угольного производства является увеличение удельного веса наиболее эффективного открытого способа добычи с применением высокопроизводительного оборудования.

Удовлетворение потребности экономики страны в энергетических углях будет связано, прежде всего, с развитием добычи угля в бассейнах федерального значения — Кузнецком и Канско-Ачинском, расположенных в восточных регионах страны. Предусматривается также развитие добычи угля на Мугунском, Тугнуйском и др. месторождениях Восточной Сибири, а также на Ургальском, Ерковецком, Эльгинском и др.  месторождениях Дальнего Востока.

С учетом прогнозируемой потребности народного хозяйства в топливно-энергетических ресурсах и наличия балансовых запасов угля оценены перспективы возможной добычи угля в регионах Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Динамика добычи углей на перспективу по субъектам Российской Федерации приведена в таблице 4.2

Таблица 4.2 — Прогноз динамики добычи угля в районах Восточной Сибири и Дальнего Востока

млн. т

Наименование территорий	2003 г.	2004 г.	2005 г.	2010 г.	2015 г.	2020 г.	2025 г.	2030 г.
Регионы Восточной Сибири, всего	66,9	58,0	62,5	77,7	84,6	105,5	123,5	139,0
Красноярский край	37,9	32,7	36,5	45,0	50,0	70,0	85,0	100,0
Иркутская область	12,5	11,7	12,2	16,8	17,3	17,7	18,0	18,0
Читинская область	12,2	9,2	8,6	9,2	9,5	9,8	12,0	12,0
Республика Бурятия	4,3	4,4	5,2	6,7	7,8	8,0	8,5	9,0
Регионы Дальнего Востока, всего	29,5	30,8	31,4	41,7	48,8	55,7	60,2	66,7
Республика Саха (Якутия)	10,5	11,1	11,4	18,0	24,0	30,0	35,0	43,5
Амурская область	2,6	3,1	3,6	4,0	4,5	4,5	4,5	4,5
Хабаровский край	2,6	2,6	2,1	3,1	3,8	4,0	4,0	4,0
Приморский край	11,0	10,7	10,9	12,1	13,5	14,5	14,0	12,0
Сахалинская область	2,8	3,3	3,4	4,5	3,0	2,7	2,7	2,7
Итого по Восточной Сибири и Дальнему Востоку	96,4	88,8	93,9	119,4	133,4	161,2	183,7	205,7

В 2030 г. добыча угля в рассматриваемых регионах возрастет в 2,19 раза по сравнению с 2005 г. и составит 205,7 млн.т, в том числе в Восточной Сибири — 139,0 млн. т и на Дальнем Востоке — 66,7 млн.т.

При необходимости и наличии финансовых ресурсов, возможно увеличение уровней добычи угля по сравнению с указанными в таблице 4.2 .

Главными рынками сбыта продукции угольных предприятий являются регионы Сибири и Дальнего Востока. Угольные ресурсы поставляются: тепловым электростанциям, котельным и коммунально-бытовым потребителям. В перспективном периоде угли Южно-Якутского бассейна и некоторых других месторождений восточных регионов также предполагается направлять на внешние рынки.

Перспективы развития добычи угля в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке предопределяют необходимость поиска новых решений, способствующих повышению конкурентоспособности угольной продукции. Новые технологические решения должны быть направлены прежде всего на повышение качества товарной угольной продукции, снижение затрат на добычу и улучшение экологической ситуации.

Для стабильного обеспечения в перспективном периоде потребителей угля необходимо осуществить:

—      строительство и ввод новых мощностей по добыче угля, в частности, имеется возможность увеличить мощности по добыче угля на разрезах Канско-Ачинского бассейна, на Эльгинском, Ерковецком, Мугунском, Тугнуйском, Харанорском месторождениях и на некоторых других;

—      замену устаревшего добычного и горно-транспортного оборудования;

—      строительство углеобогатительных и углеперерабатывающих предприятий;

—      реализацию комплекса мер по стимулированию привлечения инвестиций и других механизмов поддержки угольной промышленности.

Конкретные объемы ввода производственных мощностей на угледобывающих предприятиях Восточной Сибири и Дальнего Востока будут в значительной степени зависеть от спроса на него на внутреннем и внешнем энергетических рынках, от темпов освоения новых газовых месторождений и объемов добычи газа, а также от соотношения цен угля и газа.

5. Ресурсная база для развития нефтяной промышленности в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, оценка объемов добычи нефти

Подготовленная ресурсная база и наличие крупных месторождений, которые могут рассматриваться в качестве базовых, позволяют начать формирование на территории Восточно-Сибирского и дальневосточного регионов новых центров нефтедобычи.

В настоящее время в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке добыча нефти осуществляется в небольшом объеме и сосредоточена, в основном, на о-ве Сахалин (около 4 млн.т), в центральных и западных районах Республики Саха (Якутия) (около 0,4 млн. т).

Основными факторами, сдерживающими развитие нефтяной промышленности в регионе, является слабая разведанность минерально-сырьевой базы и отсутствие эффективной системы поставок нефти из экономически слабо освоенных внутренних районов Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия).

Анализ, базирующийся на подтвержденных запасах открытых месторождений, позволяет прогнозировать добычу нефти на месторождениях Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) к 2020 г. в объеме 56,4 млн. т в год по данным Министерства природных ресурсов (таблица 5.1).

В Восточной Сибири открыты крупные нефтегазоносные месторождения: Юрубчено-Тохомское и Собинско-Пайгинское в Красноярском крае, Верхнечонское месторождение в Иркутской области.

Собинско-Пайгинское месторождение подготовлено к разработке (газоконденсатные залежи), требуется доразведка нефтяных оторочек. Максимальная годовая добыча нефти составит в 2017 г. 0,4 млн. т.

Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатное месторождение находится в разведке, одновременно с которой проводится ОПЭ нефтяной оторочки пласта Р-1.

Таблица 5.1 — Прогнозная динамика добычи нефти в Восточной Сибири и Дальнем Востоке*

млн. т

Объект	Год
	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2020
Базовые месторождения	0.3	1.0	1.2	1.9	4.0	13.2	17.3	21.3	25.4	28.2	30.1	30.7
Талаканское	0.2	0.7	0.7	0.7	0.5	6.5	6.5	6.3	6.4	6.5	6.3	6.9
Верхнечонское	0.1	0.2	0.5	0.9	2.0	4.1	6.0	7.6	8.5	8.5	8.5	8.2
Юрубчено-Тохомское				0.1	0.4	0.7	1.9	3.5	5.7	7.5	8.6	9.0
Куюмбинское				0.1	1.0	2.0	2.9	3.8	4.7	5.7	6.6	6.6
Месторождения-спутники							1.3	3.4	4.6	5.0	5.4	6.3
Талаканско-Верхнечонская зона (Вакунайское, Даниловское, Тымпучиканское, Алинское, Чаяндинское)							0.9	2.0	2.1	2.3	2.4	2.8
Ботуобинская зона (Среднеботуобинское, Тас-Юряхское, Иреляхское, Маччобинское, Станахское, Мирнинское, Иктехское, Верхневилючанское)							0.3	1.2	2.1	2.2	2.3	2.5
Ярактинско-Дулисьминская зона (Марковское, Ярактинское, Дулисьминское, Пилюдинское)							0.1	0.2	0.2	0.3	0.4	0.7
Собинское, Пайгинское							0.0	0.1	0.1	0.2	0.3	0.4
Ресурсы С3+Д1										0.6	1.8	19.4
ВСЕГО, Восточная Сибирь и Республика Саха (Якутия)	0.3	1.0	1.2	1.9	4.0	13.2	18.6	24.8	30.0	33.7	37.3	56,4
Сахалинская область	1,6	14.1	14,4	13,8	18,3	19,1	19,5	18,9	18,7	18,7	17,4	14,2
«Сахалин-1»		12.4	12.4	10.1	12.2	12.6	12.7	12.5	12.5	12.6	11.6	7.5
«Сахалин-2»	1,6	1,7	2,0	3,7	6,1	6,5	6,8	6,4	6,2	6,1	5,8	5,0
«Сахалин-3»												1.7
ВСЕГО, Восточная Сибирь и Дальний Восток	1,9	15,1	15,6	15,7	22,3	32,3	38,1	43,7	48,7	52,4	54,7	70,6

* —  по данным МПР России

Выход на максимальный уровень годовой добычи нефти предполагается в 2018 г. — 9,6 млн. т.

Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение является самым крупным нефтяным месторождением в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Оно подготовлено к промышленному освоению. Его ресурсная база позволяет осуществлять ежегодную добычу нефти в объеме 8-9 млн.т. Эффект от освоения месторождения можно увеличить при его освоении совместно с Талаканским НГКМ и ежегодной суммарной добычей нефти 15 млн.т.

В Республике Саха (Якутия) оценка объемов добычи нефти связано с освоением Чаяндинского, Талаканского и Среднеботуобинского месторождений.

На Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении залежь нефти расположена в северной части структуры (северный блок) и относительно изолирована от южного блока. Предполагается разрабатывать нефтяную оторочку с максимальным годовым уровнем добычи нефти в 2019 г. — 2,0 млн. т.

Талаканского нефтегазоконденсатное месторождение по разведанным запасам нефти является самым крупным в Республике Саха (Якутия) и на континентальной части всего Дальневосточного региона Российской Федерации. С 1977 г. на месторождении проводится опытно-промышленная эксплуатация (годовой объем добычи доведен до 0,4 млн.т). Максимальный объем добычи нефти 6,9 млн.т/год может быть реализован при завершении строительства нефтепроводов и ввода в эксплуатацию нефтеперерабатывающего завода.

Центральный нефтяной блок Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения находится в ОПЭ с 1984 г. Сейчас его эксплуатация ведется по временной схеме с весьма незначительными объемами добычи нефти (порядка 50 тыс. т в год). Планируется пуск нефтеперерабатывающего завода с мощностью до 500 тыс. т нефти в год в г. Ленске при увеличении годовой добычи нефти до 800 тыс. т в год.

Оценка объемов добычи нефти по Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) до 2020 г. представлена в таблице 5.1.

Добыча нефти на крупнейших месторождениях шельфа Сахалина (проекты «Сахалин-1», «Сахалин-2», «Сахалин-3») может составить около 20 млн. тонн.

Устойчивый уровень добычи нефти по проекту «Сахалин-1» составит свыше 12 млн. т в год. В рамках проекта «Сахалин-2» на сегодняшний день ведется добыча нефти в рамках первого этапа работ по проекту, максимальный уровень добычи нефти достигнет в 2011 г. — 6,8 млн. т. В рамках проекта «Сахалин-3» максимальный годовой отбор нефти может составить около 5 млн. т.

Оценка объемов добычи нефти по Восточной Сибири и Дальнему Востоку до 2020 г. представлена в таблице 5.1.

Указанные показатели свидетельствуют о наличии определенных перспектив развития нефтедобычи в регионе.

6. Прогноз потребности Восточной Сибири и Дальнего Востока в топливно-энергетических ресурсах и конкурентоспособность энергоносителей по регионам

6.1. Прогноз потребности Восточной Сибири и Дальнего Востока в топливно-энергетических ресурсах

Доминирующее положение в топливном балансе регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока в настоящее время занимает уголь — 81,5% по Восточной Сибири и 63,7% по Дальнему Востоку, а в целом по двум регионам — 74,1%.

Уровень потребления газа в Восточносибирском и Дальневосточном регионах низок. Доля газа в структуре котельно-печного топлива двух регионов составляет около 6,0%, мазута — около 9%, прочих видов топлива — 11%.

В Восточной Сибири в настоящее время газифицирован только Норильский промышленный узел в Красноярском крае, а в Дальневосточном ФО имеются локальные сети в Республике Саха (Якутия), Сахалинской области и Хабаровском крае.

Добыча угля ведется во всех регионах ВС и ДВ. Восточная Сибирь свою потребность в угле практически полностью удовлетворяет собственной добычей. В Дальневосточном ФО помимо собственной добычи осуществляются поставки угля из других регионов. В настоящее время крупнейшие угледобывающие предприятия региона работают на 50-60% мощности.

Мазут производится в Иркутской и Сахалинской областях, Красноярском и Хабаровском краях.

Перспективный спрос на котельно-печное топливо в регионах ВС и ДВ как и других регионов страны определяется прогнозной динамикой роста валового регионального продукта и его структурой, прогнозируемыми вводами новых промышленных производств, степенью развития социальной сферы, соотношением цен на топливно-энергетические и другие виды ресурсов, а также степенью развития топливно-энергетического комплекса.

В качестве исходных условий прогноза энергопотребления по рекомендации и согласованию с Минэкономразвития России были приняты два варианта социально-экономического развития регионов на период до 2030 г.: базовый и целевой. Рост ВРП по сравнению с 2000 г. составит в 2020 и 2030 гг.:

—      в базовом варианте — по регионам Восточной Сибири в 2,4 и 3,5 раза, по регионам Дальнего Востока — в 2,1 и 2,8 раз соответственно;

—      в целевом варианте — по регионам Восточной Сибири в 2,9 и 4,8 раза, по регионам Дальнего Востока — в 2,6 и 4,0 раз соответственно к 2020 и 2030 гг.

Кроме этого, был рассмотрен интенсивный вариант развития газохимического производства в отдельных регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока. Влияние газохимического производства на величину ВРП в этом варианте рассматривается в главе 10.

Наличие в регионах крупных месторождений газа и потенциальных потребителей газа создает предпосылки для развития газоснабжения регионов и рационального увеличения доли газа в их топливно-энергетических балансах.

По мере поступления природного газа в регионы в их топливном балансе будет снижаться доля мазута, поскольку высокий уровень цен на мазут и зависимость большинства регионов ВС и ДВ от его завоза не позволят ему конкурировать с газом и углём. Кроме того, объемы производства мазута на НПЗ уменьшаются в связи с повышением глубины переработки нефти и увеличением производства светлых нефтепродуктов. Мазут будет потребляться, в основном, для энергоснабжения удаленных потребителей и в качестве резервного топлива на ТЭЦ и в крупных котельных.

При формировании перспективных топливно-энергетических балансов газифицируемых регионов на вовлечение газа в структуру этих балансов накладываются определенные ограничения. Эти ограничения определяются теми  целями, которые, прежде всего, должны быть достигнуты в результате прихода газа в регион. Такими целями являются:

—      повышение эффективности производства за счет использования газа в технологических процессах и в качестве сырья;

—      повышение эффективности производства электроэнергии и тепла за счет использования газа в парогазовых и когенерационных установках;

—      снижение выбросов вредных веществ в экологически неблагоприятных районах;

—      решение социальных задач, повышение комфортности жизни населения;

—      снижение выбросов вредных веществ в экологически неблагоприятных районах;

—      сохранение угледобывающей промышленности;

—      повышение эффективности использования угля в результате применения прогрессивных способов его использования («циркулирующий кипящий слой»,  парогазовый цикл с внутрицикловой газификацией, «экологически» чистые технологии и др.).

В таблице 6.1 представлены прогнозы потребления котельно-печного топлива в регионах ВС и ДВ для рассматриваемых вариантов развития экономики.

В базовом варианте за период с 2005 г. по 2020 г. потребление КПТ в целом возрастет примерно в 1,3 раза, угля в 1,2 раза, а с 2005 г. по 2030 г. соответственно в 1,44 и 1,3 раза.

В целевом варианте за период с 2005 г. по 2020 г. потребление КПТ в рассматриваемых регионах возрастет примерно в 1,5 раза, угля  в 1,2 раза, а с 2005 г. по 2030 г. соответственно в 1,7 и 1,4 раза.

В интенсивном варианте с 2005 г. по 2020 г. потребление КПТ возрастает примерно в 1,7 раза, а с 2005 г. по 2030 г. примерно в 1,9 раза, потребление угля увеличится по сравнению с 2005 г. в 1,2 раза к 2020 г. и в 1,4 раза к 2030 г.

В газифицируемых регионах Восточной Сибири потребление газа в базовом варианте возрастет к 2020 г. до 4,22 млн. т у.т. (3,7 млрд. м³) и до 5,17 млн.т у.т. (4,5 млрд. м³) к 2030 г. В целевом варианте потребление газа составит 10,5 млн. т. у.т. (9,1 млрд. м³) к 2020 г. и возрастет до 12,4 млн.т у.т. (10,8 млрд. м³) к 2030 г. В интенсивном варианте потребление газа составит 18,1 млн.т у.т. (15,7 млрд. м³) к 2020 г. и возрастет до 20,0 млн.т у.т. (17,4 млрд. м³) к 2030 г.

Потребление газа на Дальнем Востоке в базовом варианте возрастет к 2020 г. до 12,4 млн.т у.т. (10,8 млрд. м³) или будет в 3,1 раза больше по сравнению с 2005 г., а к 2030 г. величина потребления газа составит 13,6 млн.т у.т. (11,9 млрд. м³). Потребление газа в целевом варианте составит 17,5 и 21,8 млн.т у.т. (15,2 и 18,95 млрд. м³) в 2020 и 2030 гг. соответственно. В интенсивном варианте потребление газа составит 25,5 и 29,85 млн.т у.т. (22,2 и 25,95 млрд. м³) в 2020 и 2030 гг. соответственно.

Таблица 6.1 — Фактическое и прогнозное потребление КПТ по Восточной Сибири

и Дальнему Востоку

                                                                                                                             млн. т у. т.

Варианты	Годы						2000	2005	2010	2015	2020	2030	базовый вариант							Потребление КПТ* всего	69,7	67,3	75,1	80,5	87,1	96,7
	газ	4,1	4,1	9,2	13,6	16,7	18,8
мазут	7,2	5,8	5,4	5,0	4,5	4,1
уголь	51,7	49,8	53,6	55,1	58,8	66,3
прочие виды топлива	6,7	7,5	6,8	6,8	7,1	7,4
целевой вариант
Потребление КПТ* всего	69,7	67,3	78,3	87,6	99,1	113,9
газ	4,1	4,1	11,1	19,0	27,9	34,2
мазут	7,2	5,8	5,4	4,9	4,7	4,2
уголь	51,7	49,8	54,7	56,2	58,8	67,7
прочие виды топлива	6,7	7,5	7,0	7,5	7,7	7,8
интенсивный вариант
Потребление КПТ* всего	69,7	67,3	78,3	87,6	114,8	129,5
газ	4,1	4,1	11,1	19,0	43,6	49,9
мазут	7,2	5,8	5,4	4,9	4,7	4,2
уголь	51,7	49,8	54,7	56,2	58,8	67,7
прочие виды топлива	6,7	7,5	7,0	7,5	7,7	7,8
Газ на газохимию	0,0	0,0	0,0	0,0	15,6	15,6

* — без собственных нужд газопроводов

6.2. Оценка конкурентоспособности энергоносителей

Объём потребления котельно-печного топлива в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока тесно связан с уровнем и перспективой развития промышленного потенциала региона, социально-экономического развития, уровнем жизни населения и зависит от соотношения цен на энергоресурсы.

Экономическая привлекательность реализации Программы зависит от того, как быстро будет сформирован свободный рынок топливно-энергетических ресурсов, когда цена на энергоресурсы определяется под влиянием рыночных факторов и потребительских свойств товара.

Ускорение промышленного и социально-экономического развития регионов приведёт к наращиванию объёмов потребления ТЭР и, в частности, природного газа.

Основными промышленными направлениями использования газа  являются —  машиностроение, нефте- и газохимия, электро- и теплоэнергетика. Часть поставляемого в регионы газа пойдёт на нужды населения и коммунально-бытовых потребителей. Наряду с традиционной газификацией существует возможность использования сжиженного природного газа на автотранспорте, мелкими потребителями, удаленность которых от трасс магистральных газопроводов составляет более чем 100 км.

На конкурентоспособность энергоносителей влияет ряд факторов, к которым относятся:

—      уровень цен на основные энергоносители;

—      уровень востребованности данного энергоносителя;

—      возможность замены данного энергоносителя другим;

—      затраты связанные с заменой энергоносителя;

—      уровень платёжеспособного спроса потребителей и др.

Доминирующее положение в топливном балансе регионов ВС и ДВ занимает уголь. В структуре потребления КПТ доля угля достигает 81,5% (Восточная Сибирь) и 63,7% (Дальний Восток).

Добыча угля ведется во всех регионах Восточной Сибири  и Дальнего Востока. Восточная Сибирь практически полностью обеспечивает свою потребность энергоресурсами за счёт собственной добычи угля. В Дальневосточном округе помимо собственной добычи потребность в угле покрывается за счёт поставок угля из сопредельных регионов.

Уровень конечной цены на уголь в регионах Сибири значительно ниже, чем в среднем по России. Невысокий уровень цен на уголь обусловлен особенностями его добычи в регионе. Большинство угольных бассейнов разрабатываются открытым способом, который является наименее затратным.

Конечная цена на уголь в регионах ДВ напрямую зависит от затрат на его доставку потребителю.

Промышленные запасы углей Восточной Сибири и Дальнего Востока обеспечивают проектную загрузку мощностей существующих добывающих предприятий на многие сотни лет. В настоящее время крупнейшие угледобывающие предприятия региона работают на 50-60% мощности.

Темпы прироста добычи угля на предприятиях Восточной Сибири и Дальнего Востока превышают среднероссийский показатель. Угольная промышленность в настоящее время находиться на подъёме. Положительные результаты работы угольной промышленности во многом достигнуты за счет привлечения частного капитала. Бурное развитие предприятий черной металлургии привело к тому, что промышленные группы и металлургические холдинги стали активно вкладывать средства в развитие собственной сырьевой базы. В результате в Сибири появились крупные региональные холдинги, способные вкладывать денежные средства в развитие угольной промышленности.

Доминирующее положение угля в топливно-энергетическом балансе Восточной Сибири и Дальнего Востока в ближайшие годы сохранится. В этих регионах сосредоточены значительные запасы угля, которые могут практически полностью удовлетворить потребность округов в топливном ресурсе за счёт собственной добычи. Уровень цен на уголь по регионам Восточной Сибири и Дальнего Востока различен в зависимости от удалённости мест потребления от мест добычи. Доля транспортных расходов в отпускной цене угля на месте потребления может составлять 30-35% и выше.

Ориентация Восточной Сибири и Дальнего Востока на развитие угольной промышленности привела к тому, что в этих регионах сформировался  нерациональный баланс котельно-печного топлива, зависящий от одного вида ресурса. Энергетические ресурсы более высокого качества слабо представлены в ТЭБ регионов.

В результате этого во многих городах и промышленных центрах Восточной Сибири и Дальнего Востока сложилась тяжелая экологическая обстановка: загрязнения воздушного бассейна в ряде городов превышает допустимые санитарно-гигиенические нормы.

На территории рассматриваемых регионов сосредоточены значительные ресурсы нефти, вполне достаточные для того, чтобы уже сейчас начать реализацию крупных проектов.

Основными потребителями нефти выступают достаточно крупные нефтеперерабатывающие  предприятия — Ачинский, Ангарский, Хабаровский и Комсомольский-на-Амуре.  Регион полностью обеспечен нефтепродуктами собственного производства. Анализ динамики потребления мазута позволяет предположить, что его потребление будет стабильно снижаться. Высокий уровень цен на мазут и зависимость большинства регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока от его завоза не позволяет ему конкурировать с газом и углём. По мере поступления природного газа в регионы доля мазута в топливном балансе будет снижаться.

В Восточной Сибири  добыча природного газа ведется на севере Красноярского края — в Норильском промышленном узле — ОАО «Норильскгазпром».

На Дальнем Востоке добыча газа осуществляется в незначительных количествах в Республике Саха (Якутия) (ОАО «Якутгазпром») и на севере Сахалинской области (ОАО «Сахалинморнефтегаз»).

При больших начальных суммарных запасах газа Восточной Сибири и Дальнего Востока разведанность газового потенциала рассматриваемых регионов составляет 8,3%, а используется менее 1%. В большинстве рассматриваемых регионов нет ни собственной добычи, ни завоза газа. При этом уровень неудовлетворенного платёжеспособного спроса на газ в большинстве регионов достаточно высок.

Направление использования энергоресурсов во многом обусловлено производственным потенциалом регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока — размещением крупных промышленных производств. Регионы Восточной Сибири имеют более высокий уровень промышленного развития (предприятия химии и нефтехимии, металлургические комбинаты, заготовительные и перерабатывающие  производства лесной промышленности и др.)  по сравнению с Дальневосточным округом. При этом основные финансово-экономические показатели на душу населения на Дальнем Востоке выше.

Уровень газификации регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока самый низкий по России. Большинство регионов не газифицировано. В регионах, где потребляется природный газ, разработаны государственные программы газификации. Например, в Республике Саха (Якутия) принята Государственная программа «Газификация населенных пунктов Республики Саха (Якутия) в 2002 — 2006 гг. и основные направления газификации до 2010 г.», одобренная Постановлением Правительства Республики Саха (Якутия) от 24.06.2002 № 320; в Иркутской области принята «Генеральная схема газоснабжения и газификации Иркутской области», одобренная распоряжением губернатора Иркутской области от 28.12.2005 № 417/2-ра.

Повышенное внимание и государственная поддержка со стороны региональных руководителей программы газификации промышленных потребителей и населения предполагает, что природный газ в будущем составит реальную конкуренцию традиционным топливно-энергетическим ресурсам.

С учётом растущей потребности в топливно-энергетических ресурсах и необходимостью решать социально-экономические и экологические проблемы  регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока природный газ может конкурировать с основным на сегодняшний момент энергоресурсом — углём. После создания необходимой нормативно-правовой базы реализации Программы газификации регионов ВС и ДВ в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке сложится рынок энергоносителей, функционирующий в условиях реальной межтопливной конкуренции.

7. Прогноз цен на топливо по регионам Восточной Сибири и Дальнего Востока

В основе прогноза цен на топливно-энергетические ресурсы лежит предпосылка, что в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока сформируется: свободный внутренний рынок газа; оптимальное соотношение цен на природный газ, энергетический уголь и другие энергоносители с учетом их потребительских свойств, обеспечивающее формирование межтопливной конкуренции.

При построении прогноза конкурентоспособных цен на топливо по регионам Восточной Сибири и Дальнего Востока использованы следующие предположения:

— формирование условий для развития и дальнейшего функционирования конкуренции между основными энергоресурсами к моменту начала поставок газа в регионы;

— прогноз стабильного роста основных показателей социально-экономического развития регионов в среднем на 5-6% в год;

— сохранение доминирующего положения угля в региональных топливно-энергетических балансах при снижении его доли в балансе КПТ до 55%;

— ежегодный прирост потребления мазута не превышающий 2-3% в год;

— увеличение доли газа в топливном балансе КПТ к 2020 г. до 35%;

— опережающий рост цен на природный газ по сравнению с углем и мазутом, а также достижение следующего эффективного соотношения цен на данные виды топлива, предусмотренного Энергетической стратегией России на период до 2020 года, — 1 (уголь) / 1,6 (газ) / 1,8 (мазут).

В настоящее время цены на разные виды топлива (особенно на природный газ) не в полной мере отражают их потребительскую ценность и реальные затраты. В перспективе соотношение цен на уголь, природный газ и мазут должно существенно измениться, приблизившись к соотношению, сложившемуся в развитых странах, как это показано в таблице 7.1.

Для построения прогноза цен на основные топливно-энергетические ресурсы была проведена предварительная оценка потенциала развития регионов, рассмотрены основные показатели социально-экономического и промышленного развития регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока.

Расчёт прогнозных цен на газ по регионам ВС и ДВ проведён через соотношение цен на основной энергоресурс региона — уголь. Цена на природный газ формировалась на базе прогнозного уровня цен на уголь с учётом их эффективного соотношения (1,6). При таком соотношении достигаются намеченные в Энергетической стратегии Российской Федерации ориентиры для  формирования эффективной межтопливной конкуренции.

Таблица 7.1 — Соотношение цен на уголь-газ-мазут в России и за рубежом

Страна, регион	2000 г.	2006 г.	2020 г.	Источник
США	1:1:1,1		1:1,8:1,4	МЭА (прогноз развития мировой энергетики)
Великобритания		1:2,5:3,7
Западная Европа	1:1,7:1,7		1:2,2:1,4
Япония	1:2,2:1,1		1:3,0:1,4
Россия	1:0,7:1,4-2,6		1:1,3-1,6:1,3-1,2	Действующие установки	Минпромэнерго
			1:1,6:1,3	Новые установки
	1:0,8:1,3	1:0,88:1,88	1:1,6:1,7	Минэкономразвития РФ
			1:1,6:1,8	Энергетическая стратегии РФ

В настоящее время природный газ получают потребители Республики Саха (Якутия), в Хабаровском и Красноярском краях, на территории Сахалинской и Камчатской областей. Газ промышленным потребителям реализуется по государственно регулируемым ценам, установленным Приказом ФСТ России. Уровень оптовых цен на природный газ, реализуемый промышленным потребителем, представлен в таблице 7.2.

Таблица 7.2 — Оптовые цены на природный газ, реализуемый промышленным

потребителям в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока на 01.01.2006 г.

Субъекты РФ	руб./тыс. м3	Отклонение от средней цены, %
Красноярский край (ОАО «Норильскгазпром»)	890	-21
Республика Саха (Якутия)	1103	-2,5
Хабаровский край	772	-31,8
Камчатская область	8655	+665
Сахалинская область	658,5	-41,8
Средняя оптовая цена  на природный газ, реализуемый  промышленным потребителям РФ	1132,1

Расчёт цен на топливные ресурсы проведён в реальных ценах на 01.01.2006, принятых в качестве базовых. Уровень и динамика цен на уголь в регионах различны и во многом зависят от затрат на доставку топливно-энергетических ресурсов потребителю. Поэтому для целей прогнозирования принят рост цен на уголь в размере 2 % в год (без учета инфляции). Прогноз конкурентоспособных цен на природный газ построен относительно цен на уголь в предположении, что эффективность использования газа в сравнении с углем будет на 60 % выше.

Прогноз цен на газ представлен в таблице  7.3.

Таблица 7.3 — Прогнозный уровень конкурентоспособных цен на газ по регионам

ВС и ДВ

руб./тыс. м³

Регионы	2006	2010	2015	2020	2025	2030
Восточная Сибирь	1131,4	1263,9	1596,1	1704,1	1891,7	2050,1
Республика Бурятия			2259,8	2495,0	2754,7	2994,0
Красноярский край	1131,4	754,7	833,3	920	1015,8	1104,0
Иркутская область		2049,8	2263,1	2498,7	2758,8	2998,4
Читинская область			894,7	987,8	1090,6	1185,4
Дальний Восток	1149,2	2154,9	2354,0	2476,7	2646,9	2788,0
Республика Саха (Якутия)	1408,4	1769,9	1954,1	2157,5	2382,1	2589
Приморский край		2711,2	3030,3	3030,3	3030,3	3030,3
Хабаровский край	985,8	1230,1	1358,1	1499,4	1655,5	1799,3
Еврейская АО			1266,5	1398,3	1543,9	1678,0
Амурская область		1310,3	1446,6	1597,2	1763,4	1916,6
Камчатская область	11002,7	7270,7	8027,5	8863,0	9785,4	10635,6
Сахалинская область	844,5	2506,4	2791,2	2791,2	2791,2	2791,2

 

 

8. Сценарии спроса на газ в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока. Распределение и использование газа

Намечаемое развитие в регионах Восточной Сибири и Дальневосточного федерального округа предприятий газовой промышленности и рынка газа должно сыграть существенную роль в повышении качества жизни населения, увеличении доходной части региональных бюджетов и стать одним из факторов, обеспечивающих устойчивое развитие Восточной Сибири и Дальнего Востока в XXI веке.

Особая роль природного газа для регионов Восточной Сибири и Дальневосточного федерального округа связана с необходимостью решения их экономических, энергетических и экологических проблем.

В настоящее время уровень потребления газа в Восточносибирском и Дальневосточном регионах низок. Так, доля газа в структуре котельно-печного топлива составляет всего около 6,0%. При этом в Восточной Сибири газифицирован только изолированный Норильский промышленный узел, расположенный на севере в Красноярского края, а на Дальнем Востоке имеются локальные сети в Республике Саха (Якутия), Сахалинской области и Хабаровском крае.

При развитии в регионах Восточной Сибири и Дальневосточном ФО газовой отрасли приоритетными потребителями газа здесь будет население, промышленность, а также коммунально-бытовые предприятия и сельскохозяйственное производство.

Использование природного газа в технологических процессах в промышленности повышает эффективность существующих производственных процессов, позволяет создавать новые высокоэффективные производства (газохимические, производство гелия, диметилового эфира, полимеров, удобрений, синтетических топлив и др.), повышает качество и конкурентоспособность производимой в регионе продукции, снижает ее энергоемкость.

Исследования, проведенные в процессе формирования ТЭБ, показали, что природный газ может успешно конкурировать с другими видами топлива, несмотря на его более высокую стоимость в отдельных регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока. Согласно выполненным оценкам, природный газ в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока останется конкурентоспособным по отношению к углю при цене примерно в 1,6 раза выше цены угля в пересчете на 1 тонну условного топлива. Таким образом, газ не вытесняет уголь с рынка топливно-энергетических ресурсов. Вместе с тем, в экологически сложных районах газовое топливо будет иметь свою нишу в структуре потребления котельно-печного топлива, даже если цены на него будут выше угля более чем в 1,6 раза (в пересчете на тонну условного топлива).

Направления использования газа определяется получением максимального экономического и социального эффекта. Этот эффект получается в результате использования газа по следующим направлениям:

—      в качестве сырья для производства продукции с высокой добавленной стоимостью (диметилэфир, производство гелия, химическая и агрохимическая промышленность, технологии «газ в жидкость» и т.д.);

—      на новых и модернизированных, в первую очередь малоэнергоемких видах производств;

—      в тепло-, электроэнергетике — на ПГУ, мини-ТЭЦ, в экологически проблемных районах путем замещения угольного топлива на природный газ;

—      в комбыте —  для улучшения социальных условий проживания;

—      в качестве моторного топлива для транспортных средств и сельскохозяйственной техники.

Прогноз спроса на газ выполнен для базового, целевого и интенсивного вариантов развития экономики восточных регионов, с учетом реализации экономически целесообразного потенциала энергосбережения и возможного развития новых газоэффективных технологий.

Исходя из выполненного прогноза, в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока спрос на газ в базовом варианте оценивается в объеме 14,5 и 16,4 млрд. м³ соответственно в 2020 и 2030 гг.; в целевом варианте спрос на газ в 2020 и 2030 гг. прогнозируется в объеме 24,3 и 29,75 млрд. м³; в интенсивном варианте спрос на газ составит в 2020 и 2030 гг. 37,9 и 43,35 млрд. м³ соответственно (таблица 8.1).

Прогнозный спрос на газ в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке для рассматриваемых вариантов развития экономики представлен в таблицах 8.2 и 8.3 соответственно.

Спрос на газ в регионах Восточной Сибири в базовом варианте оценивается в объеме 3,7 и 4,5 млрд. м³ в 2020 и 2030 гг. соответственно; в целевом варианте спрос на газ в 2020 и 2030 гг. прогнозируется в объеме 9,1 и 10,8 млрд. м³; в интенсивном варианте спрос на газ составит в 2020 и 2030 гг. 15,7 и 17,4 млрд. м³ соответственно.

В Дальневосточном федеральном округе в базовом варианте прогнозируется рост спроса на газ с 3,5 млрд. м³ в 2000 г. до 10,8 и 11,9 млрд. м³ соответственно в 2020 и 2030 гг.; в целевом варианте спрос на газ в 2020 и 2030 гг. прогнозируется в объеме 15,2 и 18,95 млрд. м³; в интенсивном варианте спрос на газ составит в 2020 и 2030 гг. 22,2 и 25,95 млрд. м³ соответственно.

Таблица 8.1 — Прогноз потребления газа по Восточной Сибири и Дальнему Востоку

млрд. м³

Варианты	Годы						2000	2005	2010	2015	2020	2030	базовый	3,52	3,53	8,03	11,80	14,48	16,36	целевой	3,52	3,53	9,67	16,52	24,30	29,75
	интенсивный,	3,52	3,53	9,67	16,52	37,90	43,35
в том числе газ на газохимию	0,00	0,00	0,00	0,00	13,60	13,60

Таблица 8.2 — Прогноз потребления газа по Восточной Сибири

млрд. м³

Варианты	Годы						2000	2005	2010	2015	2020	2030	базовый	0,01	0,01	1,26	2,75	3,67	4,50	целевой	0,01	0,01	0,84	4,52	9,12	10,80
	интенсивный,	0,01	0,01	0,84	4,52	15,72	17,40
в том числе газ на газохимию	0,00	0,00	0,00	0,00	6,60	6,60

Таблица 8.3 — Прогноз потребления газа по Дальнему Востоку

млрд. м³

Варианты	Годы						2000	2005	2010	2015	2020	2030	базовый	3,51	3,52	6,76	9,05	10,81	11,86	целевой	3,51	3,52	8,83	12,00	15,18	18,95
	интенсивный,	3,51	3,52	8,83	12,00	22,18	25,95
в том числе газ на газохимию	0,00	0,00	0,00	0,00	7,00	7,00

В таблице 8.4 — 8.6 по рассматриваемым регионам Восточной Сибири и Дальнего Востока показаны доли газа в структуре потребления котельно-печного топливе для трех вариантов социально- экономического развития этих регионов.

Таблица 8.4 — Доля газа в структуре потребления котельно-печного топлива

(базовый вариант)

                                                                                                                                                                        %

Регионы	2000	2005	2010	2015	2020	2030	Восточная Сибирь                   и Дальний Восток	5,81	6,03	12,28	16,86	19,12	19,46	Восточная Сибирь	0,03	0,03	3,28	6,70	8,38	8,99	Красноярский край	0,00	0,00	0,29	1,75	2,85	3,83
Иркутская область	0,10	0,11	8,97	16,19	19,39	19,91
Республика Бурятия	0,00	0,00	0,00	0,53	0,85	1,56
Читинская область	0,00	0,00	0,32	0,42	0,51	0,67
Дальний Восток	14,20	14,48	25,19	31,21	33,86	34,82
Амурская область	0,00	0,00	5,08	12,80	16,06	15,79
Республика Саха (Якутия)	29,91	29,55	38,66	41,68	39,01	40,19
Хабаровский край	17,18	15,24	30,66	37,77	42,35	39,39
Еврейская АО	0,00	0,00	0,00	1,91	2,73	4,91
Приморский край	0,00	0,02	6,40	14,31	19,62	26,50
Сахалинская область	34,30	37,37	48,69	54,86	58,35	55,10
Камчатская область	0,40	0,80	31,89	38,03	39,69	41,34

 

Таблица 8.5 — Доля газа в структуре потребления котельно-печного топлива

(целевой вариант)

%

Регионы	2000	2005	2010	2015	2020	2030	Восточная Сибирь                         и Дальний Восток	5,81	6,03	14,21	21,69	28,19	30,04	Восточная Сибирь	0,03	0,03	2,18	10,35	18,37	18,75	Красноярский край	0,00	0,00	2,87	8,82	19,01	17,96
Иркутская область	0,10	0,11	2,50	14,00	22,29	22,43
Республика Бурятия	0,00	0,00	0,00	1,13	1,28	2,81
Читинская область	0,00	0,00	0,00	11,65	16,48	22,44
Дальний Восток	14,19	14,48	29,84	36,89	41,53	45,75
Амурская область	0,00	0,00	18,18	29,70	32,94	30,47
Республика Саха (Якутия)	29,87	29,55	39,64	41,69	39,49	41,33
Хабаровский край	17,18	15,24	33,46	44,34	50,91	48,82
Еврейская АО	0,00	0,00	0,00	15,74	22,51	27,33
Приморский край	0,00	0,02	12,74	19,76	29,93	42,72
Сахалинская область	34,30	37,37	59,04	64,26	68,09	73,58
Камчатская область	0,40	0,80	31,37	36,80	38,87	41,98

Таблица 8.6 — Доля газа в структуре потребления котельно-печного топлива

(интенсивный вариант)

                                                                                                                                       %

Регионы	2000	2005	2010	2015	2020	2030	Восточная Сибирь                    и Дальний Восток	5,81	6,03	14,21	21,69	37,97	38,49	Восточная Сибирь	0,03	0,03	2,18	10,35	27,94	27,10	Красноярский край	0,00	0,00	2,87	8,82	29,55	26,94
Иркутская область	0,10	0,11	2,50	14,00	34,19	32,85
Дальний Восток	14,19	14,48	29,84	36,89	50,93	53,59
Республика Саха (Якутия)	29,87	29,55	39,64	41,69	67,78	68,37

 

Анализ полученных результатов прогноза спроса на газ в восточных регионах Российской Федерации позволяет сделать следующие выводы.

1. Прогнозные значения величины спроса на газ, прежде всего, зависят от темпов экономического развития этих регионов, структуры валового регионального продукта, соотношения цен на газ и другие энергоносители, выбранных приоритетов использования газа. Так, например, в тех регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока, где природный газ имеет одинаковую с энергетическим углем конкурентоспособность (Иркутская область, Хабаровский край и Амурская область) или даже более низкую (юг Красноярского края), рассматривались также такие направления, где использование газа обусловлено социальными и экологическими причинами, или целесообразностью развития новых высокоэффективных технологий и производств, использующих газ в качестве сырья.

Согласно выполненным расчетам, спрос на газ по ВС и ДВ в целевом варианте в 2020 г. будет на 68% выше, чем в базовом, а в 2030 г. эта разница достигнет 82%.

2. Имеющиеся отличия в направлениях использования газа по регионам Восточной Сибири и Дальнего Востока обусловлены различиями в сложившейся структуре электро- и теплогенерирующих источников и промышленных потребителей, а также временем начала газификации территорий. В Восточной Сибири (за исключением Норильского промышленного узла, который в данной работе не рассматривается) газификация регионов только начинается, тогда, как на Дальнем Востоке некоторые регионы уже частично газифицированы (Республика Саха (Якутия), Хабаровский край и Сахалинская область). Кроме того, в рыночных условиях приоритеты использования газа могут существенно меняться.

3. В интенсивном варианте дополнительная потребность в газе в ВС и ДВ возникает вследствие развития газохимической отрасли, на нужды которой и направляется этот газ.

Развитие газохимического производства в Восточной Сибири начнется с 2017 г., при этом доля газа, направляемого в 2020 и 2030 гг. на газохимию, составит соответственно 42% и 37,9%

Развитие газохимического производства на Дальнем Востоке начнется не раньше 2020 г., при этом доля  газа, направляемого в 2020 и 2030 гг. на газохимию,  составит соответственно 31,6% и 27%.

 

9. Прогноз рынка газа стран АТР и оценка ёмкости для России

Рост спроса на газ в странах Северо-Восточной Азии и в США, развитие национальных рынков и удобное географическое положение российских газовых ресурсов по отношению к внешнему рынку способствует организации поставок российского природного газа в этот регион. В этой связи выявление потенциальных ниш для экспорта российского газа в страны АТР стало одной из основных задач Программы.

Были проанализированы различные прогнозы развития рынков стран АТР, их особенности, выявлены различные факторы, определяющие спрос на газ, проведена оценка степени влияния и неопределенности каждого из факторов. В исследовании широко использовались различные материалы по развитию рынков ведущих мировых агентств и правительственных организаций. Кроме того, принимались во внимание действующие соглашения на поставку СПГ, проекты по добыче и сжижению газа в различных странах Азии, Ближнего Востока, Австралии, Южной Америки.

В результате для стран АТР — потенциальных потребителей российского газа, были определены возможные прогнозы объемов поставок сетевого и сжиженного природного газа из Восточной Сибири и Дальнего Востока.

Экспорт газа был рассмотрен в двух вариантах консервативном и увеличенном. Предполагается, что поставки российского природного газа при консервативном варианте составят 25 млрд. м³/год, а при увеличенном 50 млрд. м³/год к 2020 г.

 

9.1. Китай

Китай является второй страной в мире по потреблению энергоресурсов (14,7%), уступая по этому показателю лишь США (22,2%).

В 2005 г. в Китае потребление первичных энергоносителей составило 2222 млн. т. условного топлива, что на 9,2% выше аналогичного показателя 2004 г. При этом подавляющая доля потребляемых энергоресурсов приходится на уголь — 69,6% и нефть — 21,1%. Доля гидроэлектроэнергии в топливном балансе страны составляет около 5,8%, доля природного газа — 2,7%.

Для Китая традиционно базовым энергоносителем является уголь: на территории страны сосредоточены запасы объемом 114 500 млн. т (3-е место в мире), страна является крупнейшим мировым производителем и потребителем угля. В долгосрочной перспективе уголь останется главным гарантом энергетической безопасности Китая, однако за последнее десятилетие в Китае увеличилось потребление нефти, что обусловлено ростом количества автомобилей и авиаперевозок, а также развитием нефтехимической промышленности.

Рынок природного газа Китая находится в стадии становления. За период с 1996 по 2005 гг. потребление газа увеличилось более чем в 2,5 раза. До недавнего времени оно было сосредоточено в тех областях, где осуществлялась промышленная добыча. Здесь же существовала локальная трубопроводная система, которая доставляла газ основным потребителям — предприятиям химической и тяжелой промышленности. Динамика потребления газа в Китае в последнее десятилетие представлена в таблице 9.1.

Таблица 9.1 — Потребление газа в Китае

	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005	Потребление газа, млрд. м3	17,9	19,0	19,7	20,9	23,8	26,8	28,6	33,2	39,0	47,0	Годовой прирост, %	2,9	6,1	3,7	6,1	13,9	12,6	6,7	16,1	17,5	20,5

Прогнозы развития газового рынка Китая характеризуются высокой ценовой и объемной неопределенностью и условно делятся на три группы. В первую входят китайские исследовательские центры, делающие самые оптимистичные прогнозы роста спроса на газ (200-240 млрд. м³ в 2020 г.). Во вторую группу входят исследовательские институты других стран Азиатско-Тихоокеанского региона, имеющих с Китаем тесные экономические связи. Их прогнозы, основанные на предположении о сохранении темпов экономического роста и увеличении потребления экологически чистых энергоресурсов в регионе, также достаточно оптимистичны (около 170 млрд. м³ в 2020 г.). Третью группу составляют американские и многие европейские эксперты. Их прогнозы основаны на предположении о не столь быстрых темпах роста китайской экономики и замещения угля газом (от 100 млрд. м³ в 2020 г.).

В целом на потребление природного газа в КНР в рассматриваемый период будут оказывать следующие факторы:

—   темпы экономического  развития страны и рост отдельных отраслей экономики;

—   внимание руководства страны и регионов к экологическим проблемам;

—   развитие «экологических» технологий в угольной промышленности;

—   состояние ресурсной базы, необходимой для обеспечения промышленной добычи газа в требуемых экономикой объемах;

—   значение газа для энергетической безопасности страны в понимании руководства Китая;

—   возможность диверсификации источников поставок газа и участие китайских компаний в проектах по добыче газа на территории других стран.

Необходимо подчеркнуть, что уровень потребления газа во многом будет сформирован не только рыночными механизмами, но и государственной политикой в энергетической сфере.

Китай обладает определенной ресурсной базой для того, чтобы обеспечить часть растущего спроса. Доказанные запасы газа в Китае на конец 2005 г. составляли 2,35 трлн. м³. Добыча может прогрессировать за счет освоения месторождений континентального шельфа и развития добычи угольного метана, ресурсы которого оценивают в 32 трлн. м³. Предполагается, что добыча угольного метана может достигнуть 10 млрд. м³ уже к 2010 г.

Помимо роста внутреннего производства природного газа, Китай начинает импортировать СПГ. В настоящее время уже заключены 2 контракта на поставку СПГ из Индонезии и Австралии. К 2007 г. поставки СПГ в Китай будут осуществляться на два терминала Гуандун и Фуцзянь. К 2010 г. на территории страны могут начать функционировать 3 терминала СПГ. Кроме того, в настоящее время рассматриваются проекты строительства более 10 дополнительных приемных терминалов СПГ, расположенных по всему побережью Китая. Таким образом, российскому газу придется столкнуться с конкуренцией с СПГ из других регионов.

В качестве других неблагоприятных факторов, отрицательно влияющих на развитие спроса на природный газ и затрудняющих возможность поставок газа в Китай могут рассматриваться:

—   недостаточно высокий платежеспособный спрос, необходимость начального переходного периода для формирования рынка природного газа;

—   возможность увеличения поставок угля из других регионов;

—   недостаток инвестиций в развитие экономической и социальной инфраструктуры, для которой газ являлся бы основным энергоносителем.

Наиболее перспективным рынками для российского трубопроводного газа из Восточной Сибири и Дальнего Востока являются северо-восток Китая и район Бохайского залива. Согласно консервативному сценарию, поставки газа в Китай по магистральным газопроводам в эти регионы могут начаться с 2012 г., а к 2020 г. достигнуть 15 млрд. м³ в год.

Также рассмотрен вариант увеличенного экспорта российского сетевого газа на рынок Китая в объеме до 38 млрд. м³. Целевыми рынками в этом случае, помимо указанных выше, будет также район центрального Китая.

Кроме того, возможны поставки российского СПГ на рынок Китая. Однако в силу того, что цены на газ на китайском рынке прогнозируются на более низком уровне, чем на других рынках АТР, а также в силу близости других поставщиков СПГ, объем российских поставок, скорее всего, не будет значительным и не превысит 2 млрд. м³ к 2020 г.

 

9.1.1. Тайвань

Тайвань является регионом с динамично развивающейся экономикой. Однако из-за отсутствия собственных энергетических ресурсов Тайвань практически полностью зависит от импорта. Суммарное потребление энергоресурсов составляет 143 млн. т. условного топлива.

Важнейшим энергоресурсом этого региона является нефть. На ее долю приходится 41,5% потребления всех первичных энергоресурсов. Далее следуют уголь (38,1%), ядерная энергия (9,0%), природный газ (9,6%) и гидроэнергия (1,8%).

Потребление природного газа в Тайване за последние 10 лет выросло более чем в два раза. За исключением нескольких кризисных лет темпы его роста были достаточно высокими. Динамика потребления газа в Тайване за последнее десятилетие представлена в таблице 9.1.1.

Таблица 9.1.1 — Потребление природного газа в Тайване

	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005	Потребление газа,млрд. м3	4,5	5,1	6,4	6,2	6,7	7,4	8,5	8,7	10,2	10,7	Годовойприрост, %	4,7	13,3	25,5	-3,1	8,1	10,4	14,9	2,4	17,2	4,9

Большинство экспертов прогнозируют существенный рост потребления природного газа в Тайване, чему также будет способствовать строительство второго терминала по приему СПГ. Спектр прогнозов потребления газа в Тайване представлен в диапазоне 18-27 млрд. м³ в 2020 г.

Тайвань осуществляет собственную добычу газа на 5 небольших месторождениях. Объемы собственной добычи не превышают 1 млрд. м³ в год.

Импорт СПГ осуществляется через единственный приемный терминал в Юньйане мощностью 9,87 млрд. м³. Также планируется строительство второго терминала в центральной части острова в 2009 г., и третьего на севере страны.

К числу факторов, способствующих увеличению импорта газа, следует отнести:

—   географическую близость источников газа (страны Юго-Восточной Азии и Австралия);

—   развитие национальной инфраструктуры по приему СПГ;

—   снижение доли ядерной энергетики в топливно-энергетическом балансе;

—   дальнейшее развитие электроэнергетики на газе.

Основным негативным фактором, который может оказать решающее влияние на возможность снабжения Тайваня природным газом, остаются политические риски, связанные с неопределенностью отношений между Тайванем и Китаем. В то же время, эта неопределенность вряд ли скажется на уровне потребления газа в Тайване.

С учетом того, что спрос на газ в Тайване характеризуется высокими темпами роста, можно прогнозировать появление свободных рыночных ниш, которые могут быть заполнены, в том числе, и поставками СПГ из России. Однако в силу относительной удаленности российских источников СПГ и близости месторождений традиционных поставщиков, а также в силу прогнозируемого развития системы краткосрочных контрактов доля российского газа на рынке Тайваня не будет значительной. Поставки российского газа на рынок Тайваня могут составить не более 1 млрд. м³ к 2020 г.

9.2. Республика Корея

Другим важным рынком для газа Восточной Сибири и Дальнего Востока является рынок Республики Корея, на который возможны поставки трубопроводного газа и СПГ из России. Высокий потенциал российского газа определяется не только географической близостью российских источников, но и ростом потребления газа в Республике Корее при практически полном отсутствии собственной ресурсной базы.

Республика Корея входит в ряд крупнейших потребителей энергоресурсов в Азиатско-Тихоокеанском регионе, уступая лишь Китаю, Японии и Индии. Совокупное потребление энергоносителей составляет 321 млн. т. условного топлива.

На долю нефти приходится около половины  потребляемых энергоресурсов (47,0%), около четверти — на уголь (24,4%). Примерно 14,8 % занимает ядерная энергия. Доля природного газа в потреблении первичных энергоносителей составляет 13,4%.

Большая часть природного газа  импортируется из Малайзии, Индонезии, Катара и Омана. Республика Корея проводит политику диверсификации источников поставки энергоносителей и укрепления энергобезопасности страны.

Потребление природного газа в Республике Корея за последние 10 лет выросло в 2,5 раза, продемонстрировав самые высокие темпы прироста в Северо-Восточной Азии. Динамика потребления газа в Республике Корея за последнее десятилетие представлена в таблице 9.2.

Таблица 9.2 — Потребление природного газа в Республике Корея

	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005	Потребление газа,млрд. м3	13,5	16,4	15,4	18,7	21,0	23,1	25,7	26,9	31,5	33,3	Годовой прирост, %	32,4	21,5	-6,1	21,4	12,3	10,0	11,3	4,7	17,1	5,7

 

Спрос на природный газ в Республике Корея характеризуется сильными сезонными колебаниями. Это связано с высокой долей населения в структуре потребления газа. В связи с неразвитой инфраструктурой по хранению газа, в зимний период мощностей регазификационных терминалов становится недостаточно, что приводит к тому, что предприятия электроэнергетики переходят на альтернативные топлива. Таким образом, неразвитая инфраструктура приводит к колебаниям цен и препятствует полной реализации потенциала потребления природного газа в Республике Корея. Однако уже в ближайшие годы это препятствие может быть устранено вводом в эксплуатацию новых хранилищ СПГ.

В целом, большинство экспертов прогнозируют увеличение потребления природного газа в Республике Корея, однако годовые темпы роста потребления будут значительно ниже, чем в предыдущий десятилетний период. Спектр прогнозов потребления газа в Республике Корея в 2020 г. ведущих мировых агентств колеблется в диапазоне от 43 млрд. м³ до 63 млрд. м³.

До недавнего времени добыча природного газа в Республике Корея отсутствовала. Но в 2004 г. была начата добыча на месторождении Donghae. Тем не менее, в обозримый период, национальные объемы добычи не превысят 1 млрд. м³.

Основной спрос на природный газ в Республике Корея удовлетворяется за счет поставок СПГ. В 2005 г. объем поставок СПГ в Республику Корея составил около 30,5 млрд. м³ в год.

Важнейшими факторами, которые в перспективе могут оказать положительное влияние на увеличение импорта газа в Республику Корея, являются:

—   экономический рост и увеличение энергопотребления;

—   стремление к диверсификации энергоносителей;

—   развитие потребления газа в коммунально-бытовом секторе;

—   политика охраны окружающей среды и выполнение обязательств по Киотскому протоколу;

—   либерализация газового рынка;

—   переход к рынку покупателя в регионе;

—   развитие инфраструктуры СПГ;

—   расширение газотранспортной системы.

Факторами, сдерживающими потенциальный рост импорта природного газа, являются:

—   возможное увеличение производства ядерной энергии;

—   политические риски, связанные с продолжающимся противостоянием Китая и Республики Корея.

В силу быстрых темпов роста спроса на природный газ наряду с истечением срока действия многих заключенных контрактов на поставку СПГ на корейском рынке образуются не законтрактованные объемы газа, которые могут быть заполнены новыми поставщиками, в том числе и российскими компаниями.

Потенциал российского СПГ на корейском рынке оценивается как высокий. В пользу российских проектов говорит близость корейского рынка к месторождениям о. Сахалин и стремление корейской стороны диверсифицировать источники поставок. К настоящему времени в рамках проекта «Сахалин-2» уже заключен контракт на поставку СПГ с корейской компанией Kogas в объеме 2,1 млрд.  м³ в год. По прогнозу ожидаемые поставки СПГ увеличатся до 6 млрд. м³ к 2020 г.

Корейский рынок является одним из самых перспективных рынков для российского газа, что обусловлено не только растущим спросом на газ в Республике Корея, но и удобным географическим положением потенциальных российских источников. Кроме того, важнейшим фактором, повышающим потенциал российского газа на корейском рынке, является возможность поставок значительных объемов сетевого газа. По прогнозу объем поставок российского сетевого газа к 2020 г. составит 10 млрд. м³.

Также рассмотрен вариант увеличенного экспорта российского сетевого газа на рынок Республики Корея в объеме 12 млрд.м³.

 

9.3. Япония

Япония является ведущим промышленно развитым государством Северо-Восточной Азии и крупнейшим потребителем энергоресурсов в регионе, уступая по этому показателю лишь Китаю. Совокупное потребление энергоносителей в Японии составляет 750 млн. т. условного топлива.

Япония не располагает какими-либо значительными природными ресурсами. Сильная зависимость от импорта углеводородов обусловила развитие в Японии ядерной энергетики и использование возобновляемых источников энергии. В структуре топливно-энергетического баланса доля гидроэлектроэнергии составляет 3,8%. Однако наибольшие доли занимают нефть (46,5%), уголь (23,1%), природный газ (13,9%) и ядерная энергия (12,6%).

Потребление природного газа в Японии за последние 10 лет выросло на 26,7%. Однако в течение этого периода темпы роста были достаточно неравномерными. Динамика потребления природного газа за последнее десятилетие представлена в таблице 9.3.

Таблица 9.3 — Потребление природного газа в Японии

	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005	Потребление газа,млрд. м3	64,0	66,0	68,7	71,7	74,9	76,6	75,2	82,6	78,7	81,1	Годовой прирост, %	4,6	3,1	4,1	4,4	4,5	2,3	-1,8	9,8	-4,7	3,0

Одним из важнейших факторов, сдерживающих темпы роста потребления газа и препятствующих снижению цен, являются инфраструктурные ограничения. Сейчас в Японии функционируют 24 приемных терминала СПГ общей пропускной способностью более 75 млрд. м³ в год, которые не связаны между собой газопроводами. Общая длина газопроводов Японии составляет лишь 3 тыс. км. Таким образом, существуют изолированные сегменты рынка потребления газа, сконцентрированные вокруг этих приемных терминалов. Увеличение общей пропускной способности идет через расширение уже существующих мощностей. В настоящее время объявлено о строительстве еще двух терминалов после 2006 г.

Большинство экспертов предсказывают умеренный рост потребления природного газа. Спектр прогнозов потребления в 2020 г. природного газа в Японии представлен в диапазоне 90-105 млрд. м³.

Ежегодно Япония добывает около 2,5 млрд. м³ природного газа. Основную же долю рынка (97%) занимает природный газ, импортируемый в виде СПГ. Япония — крупнейший в мире импортер СПГ с более чем 30-летним опытом работы на этом рынке.

Важнейшими факторами, которые в перспективе могут оказать положительное влияние на увеличение импорта газа в Японию, являются:

—   экономический рост;

—   стремление к диверсификации энергоносителей;

—   развитие потребления газа коммунально-бытовом секторе;

—   политика охраны окружающей среды и выполнение обязательств по Киотскому протоколу;

—   либерализация газового рынка;

—   переход к рынку покупателя в регионе;

—   развитие новых технологий в потреблении (использование топливных элементов).

Фактором, сдерживающим импорт природного газа является курс на развитие ядерной энергии, что может ограничить потребление газа в электроэнергетике. Кроме того, в более отдаленной перспективе решить проблему газоснабжения Японии может развитие новых технологий получения метана из газогидратов.

Важным преимуществом российского СПГ является близость российских источников к японскому рынку. Так, расстояние от завода СПГ «Сахалин-2» до Токио составляет 1,8 тыс. км, тогда как от берегов Австралии до Японии — 6,8 тыс. км, а от Катара — 12 тыс. км.

С учетом уже законтрактованных японскими компаниями объемов более 8,0 млрд. м³ по проекту «Сахалин-2», поставки российского газа на японский рынок к 2020 г. могут составить 10,5 млрд. м³.

 

9.4. США

В настоящее время газовый рынок США является крупнейшим национальным рынком газа в мире. В 2005 г. суммарное потребление первичных энергоресурсов составило 3341 млн.т. условного топлива. При этом доля природного газа в балансе потребления энергоносителей составила 24,4%, что сопоставимо с долей угля (также 24,6%), но существенно ниже доли нефти (40,4%). Доля ядерной энергии составляет 8%, а гидроэнергии — 2,6%.

За последнее десятилетие объем потребления природного газа в США существенно колебался и составил в 2005 г. 633,5 млрд.м³. Динамика потребления газа в США за последнее десятилетие представлена в таблице 9.4.

Таблица 9.4 — Потребление газа в США

	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005	Потребление газа, млрд.м3	649,6	653,2	642,2	644,3	669,7	641,4	661,6	643,1	645,0	633,5	Годовой прирост, %	1,8	0,6	-1,7	0,3	3,9	-4,2	3,1	-2,8	0,3	-1,8

В перспективе до 2020 г. различные агентства и правительственные организации прогнозируют увеличение объемов внутреннего потребления природного газа в диапазоне 730-920 млрд. м³.

Развитие газового рынка Западного побережья США

Традиционно к Западному побережью США относят три штата — Калифорнию, Орегон и Вашингтон. В настоящее время потребление природного газа на Западном побережье США находится на уровне 77 млрд. м³, что составляет 12% от общенационального показателя. Согласно прогнозам американских государственных организаций, потребление природного газа на Западном побережье будет расти более быстрыми темпами, чем в целом по стране. Прогнозы потребления газа на Западном побережье Соединенных Штатов, выполненные Департаментом энергетики США и Национальным нефтяным советом свидетельствуют о среднегодовом росте до 2020 г. на уровне 1,5-1,7%.

Основой поставок природного газа на Западное побережье в рассматриваемый период будут, прежде всего, собственная газовая промышленность и традиционного зарубежного поставщика газа — Канады. Тем не менее, в регионе возникнет потребность в поставках СПГ.

Анализ показывает, что благоприятные и неблагоприятные факторы импорта газа на Западном побережье США будут едиными как для российских, так и для зарубежных поставщиков.

К благоприятным факторам с высокой долей влияния на увеличение импорта и высокой вероятностью осуществления можно отнести:

—   развитие инфраструктуры по приему СПГ в США и на сопредельных с США территориях;

—   экономический рост;

—   повышенное внимание в американском обществе к проблемам экологии;

—   прогнозируемое снижение добычи газа в Канаде.

К негативным факторам организации поставок газа можно отнести:

—   нехватку газотранспортных мощностей на западе страны;

—   высокую эластичность спроса на газ в электроэнергетике;

—   развитие газовой промышленности на Аляске и реализацию проекта подачи газа на Западное побережье США через территорию Канады;

—   развитие новых технологий в добыче, прежде всего в получении газа из нетрадиционных источников.

К настоящему моменту 2,2 млрд. м³ российского газа в виде СПГ уже законтрактовано для поставок в Северную Америку через терминал на западном побережье Мексики. Прогнозируется рост объема экспорта до 3,5 млрд. м³ к 2020 г.

10. 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 новых районов Восточной Сибири и Дальнего Востока рассмотрена вариантно на основе оценки добывных возможностей месторождений и прогноза спроса на газ.

Балансы газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке сформированы исходя из прогнозируемого потребления газа по «целевому» и «интенсивному» вариантам внутреннего спроса на газ и «консервативному» варианту внешнего спроса (разделы 8 и 9 Программы). Рассмотрены дополнительные варианты на увеличенный объем внешнего спроса.

Рассматриваемые сценарии отличаются маршрутами транспортировки и подачи газа:

—      внутренним потребителям;

—      на экспорт;

—      на газохимические комплексы;

—      в действующую ЕСГ России.

Разработаны 15 вариантов развития газовой промышленности Восточной Сибири и Дальнего Востока (таблица 10.1) и соответственно балансы добычи и потребления газа по административным округам. В таблице 10.2 представлены объемы добычи и потребления газа на 2030 г. — конечный год реализации Программы.

Таблица 10.1 — Сценарии развития газовой промышленности Восточной Сибири и Дальнего Востока

Сцена-рии	Направления трасс	Вариант внутреннего спроса	Поставки в ЕСГ, млрд.м3 в год	Поставки на экспорт***				Обозначение сценария
				в Китай, млрд.м3 в год		в Республику Корея, млрд.м3 в год
«Запад»	От месторождений Иркутского центра газодобычи в двух направлениях:- Саянск (отвод на Иркутск)- Н.Пойма (поступление в систему газа месторождений Красноярского края) — Красноярск — Проскоково*.-Кунерма (поступление в систему газа месторождений Якутского центра газодобычи) — Чита-Забайкальск.Месторождения Сахалинского центра газодобычи — Хабаровск-Владивосток.	целевой	35	15	пункт передачи в районе г.Забайкальск	10	транзит через территорию Китая, далее через Желтое море в Республику Корея	«Запад» с ЕСГ (целевой)
		интенсивный						«Запад» с ЕСГ (интенсивный)
		целевой	—					«Запад» без ЕСГ (целевой)
		интенсивный						«Запад» без ЕСГ (интенсивный)
		целевой		38		12		«Запад» — 50
«Центр»	Месторождения Иркутского центра газодобычи — Саянск (отвод на Иркутск)- Н.Пойма (поступление в систему газа месторождений Красноярского края) — Красноярск-Проскоково*.Месторождения Якутского центра газодобычи — Алдан — Благовещенск.Месторождения Сахалинского центра газодобычи — Хабаровск -Владивосток.	целевой	35	15	пункт передачи в районе г.Благовещенск	10	пункт передачи в районе г.Владивосток, далее через Японское море в Республику Корея	«Центр» с ЕСГ (целевой)
		интенсивный						«Центр» с ЕСГ (интенсивный)
		целевой	—					«Центр» без ЕСГ (целевой)
		интенсивный						«Центр» без ЕСГ (интенсивный)
		целевой		38		12		«Центр»-50
«Восток»	Месторождения Иркутского центра газодобычи — Саянск (отвод на Иркутск) — Н.Пойма (поступление в систему газа месторождений Красноярского края) — Красноярск-Проскоково*.Месторождения Сахалинского центра газодобычи — Хабаровск -Дальнереченск — Владивосток**.	целевой	35	15	пункт передачи в районе г.Дальнереченск	10	пункт передачи в районе г.Владивосток, далее через Японское море в Республику Корея	«Восток» с ЕСГ (целевой)
		интенсивный						«Восток» с ЕСГ (интенсивный)
		целевой	—					«Восток» без ЕСГ (целевой)
		интенсивный						«Восток» без ЕСГ (интенсивный)
		целевой		38		12		«Восток-50»

* — Для вариантов с перетоком в ЕСГ. Для сценариев без перетока в ЕСГ — месторождения Иркутского центра газодобычи-Ангарск-Иркутск, месторождения Красноярского центра газодобычи — Красноярск;

** — Сценарий «Восток-50» предусматривает подключение в районе г.Хабаровск месторождений Якутского центра газодобычи

*** — Способ транспортировки природного газа от Владивостока до потребителей будет уточнен на стадии реализации Программы.

Таблица 10.2 — Объемы добычи и потребления газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке на 2030 г.

	Сценарии
	«Запад» с ЕСГ (целевой)	«Запад» с ЕСГ (интенсивный)	«Запад» без ЕСГ (целевой)	«Запад» без ЕСГ (интенсивный)	«Запад» — 50	«Центр» с ЕСГ (целевой)	«Центр» с ЕСГ (интенсивный)	«Центр» без ЕСГ (целевой)	«Центр» без ЕСГ (интенсивный)	«Центр»-50	«Восток» с ЕСГ (целевой)	«Восток» с ЕСГ (интенсивный)	«Восток» без ЕСГ (целевой)	«Восток» без ЕСГ (интенсивный)	«Восток-50»
ДОБЫЧА ГАЗА, всего	134,8	150,5	91,3	106,9	120,0	132,8	148,5	91,3	106,9	121,0	130,6	146,3	89,1	104,6	120,8
Восточная Сибирь	68,1	76,0	45,2	52,9	49,7	56,7	64,6	15,2	23,0	15,2	56,7	64,6	15,2	23,0	15,2
Иркутский центр газодобычи	40,3	44,3	35,7	39,7	40,3	40,3	44,3	5,7	9,7	5,7	40,3	44,3	5,7	9,7	5,7
Красноярский центр газодобычи	23,8	27,7	5,4	9,2	5,4	12,4	16,3	5,4	9,2	5,4	12,4	16,3	5,4	9,2	5,4
Норильскгазпром	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
Дальний Восток	66,7	74,4	46,1	53,9	70,3	76,2	83,9	76,2	83,9	105,9	73,9	81,7	73,9	81,7	105,7
Якутский центр газодобычи	23,7	31,5	3,2	10,9	27,3	22,1	29,9	22,1	29,9	49,6	3,2	10,9	3,2	10,9	34,9
Сахалинский центр газодобычи	42,3	42,3	42,3	42,3	42,3	53,3	53,3	53,3	53,3	55,5	70,0	70,0	70,0	70,0	70,0
месторождения Камчатской обл.	0,7	0,7	0,7	0,7	0,7	0,7	0,7	0,7	0,7	0,7	0,7	0,7	0,7	0,7	0,7
ПОТРЕБЛЕНИЕ ГАЗА, всего	134,8	150,5	91,3	106,9	120,0	132,8	148,5	91,3	106,9	121,0	130,6	146,3	89,1	104,6	120,8
Восточная Сибирь	59,8	67,8	20,2	28,6	23,5	56,7	64,6	15,2	23,0	15,2	56,7	64,6	15,2	23,0	17,8
Внутреннее потребление	14,8	14,8	14,7	14,7	14,7	13,6	13,6	13,4	13,4	13,4	13,6	13,6	13,4	13,4	13,4
Поставки газа на ГХК		6,6		6,6			6,6		6,6			6,6		6,6
Поставки газа в ЕСГ	35,0	35,0				35,0	35,0				35,0	35,0
Технологические нужды	10,0	11,4	5,5	7,3	8,9	8,1	9,4	1,7	2,9	1,7	8,1	9,4	1,7	2,9	4,4
Дальний Восток	49,9	57,7	46,1	53,3	46,5	51,2	58,9	51,2	58,9	55,9	48,9	56,7	48,9	56,7	53,0
Внутреннее потребление	17,1	17,1	17,1	17,1	17,1	18,8	18,8	18,8	18,8	18,8	17,1	17,1	17,1	17,1	18,8
Поставки газа на ГХК		7,0		7,0			7,0		7,0			7,0		7,0
Завод по сжижению газа на о.Сахалин	27,6	27,6	27,6	27,6	27,6	27,6	27,6	27,6	27,6	27,6	27,6	27,6	27,6	27,6	27,6
Технологические нужды	5,2	6,0	1,5	1,6	1,8	4,8	5,5	4,8	5,5	9,5	4,2	5,0	4,2	5,0	6,7
Экспорт в страны АТР	25,0	25,0	25,0	25,0	50,0	25,0	25,0	25,0	25,0	50,0	25,0	25,0	25,0	25,0	50,0

В сценариях предусматривается создание с 2009 г. локальной газотранспортной системы для газификации потребителей северных районов Иркутской области в объеме 0,8 млрд. м³ в год к 2030 г., источником которой будут месторождения Иркутского центра газодобычи с небольшими запасами.

Сценарий «Запад» с ЕСГ (целевой) предусматривает транспортировку газа из месторождений Иркутского центра газодобычи в двух направлениях:

—      на Запад в объеме 29,4 млрд. м³ в год (к 2030 г.), где совместно с газом месторождений юга Красноярского края, поступающего в район Н. Поймы в объеме 18,0 млрд. м³ в год, обеспечивает потребителей Иркутской области (южные районы) и Красноярского края в объеме 8,8 млрд. м³ в год, а с 2011 г. подается в район КС Проскоково для ЕСГ в объеме 10 млрд. м³ в год. Начиная с 2015 г., объем подачи газа в ЕСГ России составит 35 млрд. м³/год;

—      на Восток в объеме 9,5 млрд. м³ в год (к 2030 г.), где совместно с газом Якутского центра газодобычи в объеме до 20,1 млрд. м³ в год обеспечивает потребителей Читинской области и Республики Бурятия (до 1,2 млрд. м³ в год) и экспорт в Китай и Республику Корея с 2012 г. в объеме до 25 млрд. м³ в год, а также транспортировку газа из месторождений шельфа о. Сахалин потребителям Сахалинской области, Хабаровского края, и (с 2010 г.) потребителям Приморского края и на завод по сжижению газа в объеме до 27,6 млрд. м³ в год для его дальнейшего экспорта.

Сценарий «Запад» без ЕСГ — целевой предусматривает добычу газа в Красноярском центре газодобычи в объемах, обеспечивающих потребителей Красноярского края и технологические нужды газопровода (до 5,4 млрд. м³/год). Развитие Красноярского центра газодобычи в разрезе всех вариантов этого сценария неизменно.

Согласно этому сценарию газ Иркутского центра газодобычи (с 2009 г.) обеспечивает потребителей южных районов Иркутской области в объеме до 4,4 млрд. м³ в год, потребителей Читинской области и Республики Бурятия в объеме до 1,2 млрд. м³ в год (c 2012 г.) и экспортируется в Китай и в Республику Корея в объеме до 25 млрд. м³ в год.

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

В сценарии «Запад» — 50 предусматривается увеличение поставок газа на экспорт за счет подключения к намеченному экспортному газопроводу газопровода из Якутского центра газодобычи (с 2018 г.).

В этом сценарии газ Иркутского центра газодобычи обеспечивает потребителей южных районов Иркутской области в объеме до 4,4 млрд. м³ в год (с 2009 г.), потребителей Читинской области и Республики Бурятия в объеме до 1,2 млрд. м³ в год (с 2012 г.) и экспортируется в Китай и в Республику Корея совместно с газом Якутского центра газодобычи суммарно в объеме до 50 млрд. м³ в год.

Добыча и распределение сахалинского газа в этом сценарии соответствуют сценарию «Запад» без ЕСГ (целевой).

Для обеспечения требуемых объемов поставок газа по сценарию «Запад-50» с ЕСГ (организация поставок 50 млрд. м3 в год на экспорт в страны АТР и 35 млрд. м3 в год в ЕСГ) недостаточно ресурсов Республики Саха (Якутия), Иркутской области и Красноярского края. Сценарий «Центр» с ЕСГ (целевой) предусматривает обеспечение с 2009 г. газом Иркутского центра газодобычи потребителей южных районов Иркутской области в объеме до 4,4 млрд. м³ в год. С 2010 г. совместно с газом месторождений юга Красноярского края, поступающего в район Н. Поймы в объеме до 9,4 млрд. м³ в год, обеспечиваются потребители Красноярского края в объеме до 4,4 млрд. м³ в год. Начиная с 2011 г., газ из двух центров газодобычи подается в район КС Проскоково в ЕСГ в объеме до 10 млрд. м³ в год с последующим его увеличением до 35 млрд. м³/год в 2015 г.

Газ Якутского центра газодобычи  обеспечивает потребителей Алданского улуса, Амурской области в объеме до 1,7 млрд. м³ в год и подается на экспорт в Китай в объеме до 15 млрд. м³ в год.

Газ месторождений шельфа о. Сахалин подается потребителям Сахалинской области, Хабаровского края (до 8,1 млрд. м³ в год), с 2008 г. на завод по сжижению в объеме до 27,6 млрд. м³ в год с последующим его экспортом, с 2010 г. потребителям Приморского края в объеме до 5,1 млрд. м³ в год и с 2012 г. на экспорт в Республику Корея в объеме до 10 млрд. м³ в год.

В сценарии «Центр» без ЕСГ (целевой) предусматривается добыча газа в Иркутском центре газодобычи в объемах, обеспечивающих потребителей Иркутской области и технологические нужды газопроводов (до 5,7 млрд. м³/год).

Добыча и распределение газа из Красноярского центра газодобычи соответствуют сценарию «Запад» без ЕСГ (целевой), а Якутского и Сахалинского центров газодобычи — сценарию «Центр» с ЕСГ (целевой).

Сценарий «Центр» — 50 предусматривает увеличение поставок газа на экспорт. Газ Якутского центра газодобычи подается потребителям Алданского улуса, Амурской области в объеме до 1,7 млрд. м³ в год и на экспорт в Китай в объеме до 38 млрд. м³ в год.

Добыча и распределение газа из Красноярского центра газодобычи соответствуют сценарию «Запад» без ЕСГ (целевой), а Иркутского и Сахалинского центров газодобычи — сценарию «Центр» без ЕСГ (целевой).

Для обеспечения требуемых объемов поставок газа по сценарию «Центр-50» с ЕСГ (организация поставок 50 млрд. м3 в год на экспорт в страны АТР и 35 млрд. м3 в год в ЕСГ) недостаточно ресурсов Республики Саха (Якутия), Иркутской области и Красноярского края.

В сценарии «Восток» с ЕСГ (целевой) добыча и распределение газа из Иркутского и Красноярского центров газодобычи соответствует сценарию «Центр» с ЕСГ (целевой).

В этом сценарии газ месторождений шельфа о. Сахалин подается потребителям Сахалинской области, Хабаровского края (в объеме до 8,3 млрд. м³ в год), на завод по сжижению в объеме до 27,6 млрд. м³ в год с последующим экспортом (с 2008 г.), с 2010 г. потребителям Приморского края в объеме до 5,1 млрд. м³ в год и с 2012 г. на экспорт в Китай и в Республику Корея в объеме до 25 млрд. м³ в год.

Добыча и распределение газа Иркутского и Красноярского центров газодобычи по сценарию «Восток» без ЕСГ (целевой) соответствуют сценарию «Центр» без ЕСГ (целевой), а Сахалинского центра — сценарию «Восток» с ЕСГ (целевой).

Сценарий «Восток» — 50 предусматривает увеличение поставок природного газа на экспорт с 2016 г. за счет подключения (в районе г. Хабаровск) к намеченному экспортному газопроводу с о. Сахалин газа из Якутского центра газодобычи.

Добыча и распределение газа Иркутского и Красноярского центров газодобычи соответствуют сценарию «Центр» без ЕСГ (целевой), а Сахалинского центра — сценарию «Восток» без ЕСГ (целевой).

Показатели сценария «Восток-50» с ЕСГ могут быть определены комбинированием сценария «Восток-50» без ЕСГ (организация поставок 50 млрд. м3 в год на экспорт в страны АТР) и «Восток» с ЕСГ (организация поставок 35 млрд. м3 в год в ЕСГ).

Вследствие нереализуемости сценариев «Запад-50» с ЕСГ и «Центр-50» с ЕСГ из-за отсутствия ресурсной базы, в целях обеспечения комплексного подхода к рассмотрению сценариев далее данная группа сценариев не рассматривается.

Сценарии с вариантом интенсивного внутреннего потребления (развитие газохимии) в отличие от варианта с целевым внутренним потреблением предусматривают дополнительную подачу газа на газохимические комплексы: с 2017 г. в объеме 3,0 млрд. м³ в год на ГХК в Красноярском крае, с 2020 г. в объеме 7,0 млрд. м³ в год на ГХК в Республике Саха (Якутия) и с 2018 г. в объеме 3,6 млрд. м³ в год на ГХК в Иркутской области.

Для удовлетворения потребностей газохимии во всех сценариях предусматривается увеличение объемов добычи газа сверх тех, которые предусмотрены в сценариях с целевым вариантом, на месторождениях Красноярского, Якутского и Иркутского центров газодобычи.

В сценариях «Запад» без ЕСГ (интенсивный), «Восток» с ЕСГ (интенсивный), «Восток» без ЕСГ (интенсивный) с 2020 г. предусмотрена добыча газа в Якутском центре газодобычи на уровне 7,8 млрд. м³ в год.

Прогнозные уровни добычи газа по месторождениям и перспективным объектам Восточной Сибири и Дальнего Востока по сценариям представлены в таблицах 10.3 — 10.17.

 

Таблица 10.3 — Добыча газа из месторождений и перспективных объектов Восточной Сибири и Дальнего Востока Сценарий «Запад» с ЕСГ (целевой)

млрд. м³

Наименование регионов, месторождений	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2020	2025	2030
Восточная Сибирь	3,8	4,0	4,0	4,2	4,9	16,9	29,4	36,7	44,0	51,7	66,4	67,5	68,1
Красноярский край, всего	3,8	4,0	4,0	4,0	4,5	5,0	8,3	11,3	18,2	25,1	27,0	27,4	27,8
в т.ч. Норильский р-н	3,8	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
Юг Красноярского края					0,5	1,0	4,3	7,3	14,2	21,1	23,0	23,4	23,8
— Попутный газ					0,5	1,0	1,2	1,4	1,7	1,9	2,6	1,8	0,8
— Юрубчено-Тохомское НГКМ									4,8	9,2	9,2	8,32	4,06
— Собинско-Пайгинское НГКМ							3,1	5,9	7,7	7,7	7,2	5,2	2,2
Перспектив. объекты Красноярского края (юг)										2,2	4,0	8,2	16,7
Иркутская область				0,2	0,3	12,0	21,2	25,3	25,8	26,6	39,5	40,1	40,3
-Братское ГКМ				0,05	0,10	0,15	0,20	0,25	0,30	0,30	0,30	0,30	0,30
-Марковское НГКМ				0,05	0,13	0,14	0,15	0,15	0,16	0,22	0,38	0,48	0,50
— Южно-Ковыктинская пл.				0,07	0,12	0,50	0,90	1,29	1,67	2,05	3,00	2,70	2,20
— Ковыктинское ГКМ						11,2	19,9	23,6	23,6	24,1	35,8	36,6	37,3
Дальний Восток	4,2	4,9	9,8	16,1	22,5	23,0	29,5	32,4	34,3	36,4	55,3	64,5	66,7
Республика Саха (Якутия), всего	1,7	2,0	2,2	2,4	2,6	2,6	8,7	11,1	12,5	14,2	23,1	23,5	23,7
— действующие месторождения	1,7	2,0	2,2	2,4	2,6	2,6	2,7	2,7	2,8	2,8	3,0	3,1	3,2
-Чаяндинское НГКМ							6,0	8,4	9,8	11,5	20,2	20,4	20,5
Сахалинская область	2,5	2,9	7,6	13,7	19,4	19,9	20,3	20,8	21,2	21,6	31,5	40,4	42,3
— действующие месторождения	2,5	2,6	2,5	2,4	2,3	2,2	2,1	2,0	1,9	1,8	1,3	0,8	0,3
— проект «Сахалин — 1»		0,3	1,5	2,2	3,2	3,7	4,2	4,7	5,3	5,8	9,2	13,4	13,4
— проект «Сахалин — 2»			3,6	9,2	14,0	14,0	14,0	14,0	14,0	14,0	21,0	21,7	21,0
— проект «Сахалин — 3»												4,5	7,6
Камчатская область					0,4	0,5	0,5	0,5	0,5	0,6	0,6	0,7	0,7
Всего ВС и ДВ	8,0	8,8	13,8	20,3	27,4	39,9	59,0	69,0	78,3	88,2	121,7	132,1	134,8

Таблица 10.4 — Добыча газа из месторождений и перспективных объектов Восточной Сибири и Дальнего Востока Сценарий «Запад» без ЕСГ (целевой)

млрд. м³

Наименование регионов, месторождений	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2020	2025	2030
Восточная Сибирь	3,8	4,0	4,0	4,2	4,9	5,7	12,4	15,5	17,6	19,9	43,2	44,5	45,2
Красноярский край, всего	3,8	4,0	4,0	4,0	4,5	4,9	5,2	5,4	5,7	5,9	8,8	9,1	9,4
в т.ч. Норильский р-н	3,8	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
Юг Красноярского края					0,5	0,9	1,2	1,4	1,7	1,9	4,8	5,1	5,4
— Попутный газ					0,5	0,9	1,2	1,4	1,7	1,9	2,6	1,8	0,8
— Юрубчено-Тохомское НГКМ											2,2	3,4	4,6
Иркутская область				0,2	0,3	0,8	7,2	10,0	11,9	14,0	34,5	35,4	35,7
— Братское ГКМ				0,05	0,10	0,15	0,20	0,25	0,30	0,30	0,30	0,30	0,30
— Марковское НГКМ ГКМ				0,05	0,13	0,14	0,15	0,15	0,16	0,22	0,38	0,48	0,50
— Южно-Ковыктинская пл.				0,07	0,12	0,50	0,90	1,29	1,67	2,05	3,00	2,70	2,20
— Ковыктинское ГКМ							6,0	8,3	9,8	11,4	30,8	31,9	32,7
Дальний Восток	4,2	4,9	9,8	16,1	22,5	23,0	23,5	24,0	24,5	25,0	35,1	44,1	46,1
Республика Саха (Якутия), всего	1,7	2,0	2,2	2,4	2,6	2,6	2,7	2,7	2,8	2,8	3,0	3,1	3,2
— действующие месторождения	1,7	2,0	2,2	2,4	2,6	2,6	2,7	2,7	2,8	2,8	3,0	3,1	3,2
Сахалинская область	2,5	2,9	7,6	13,7	19,4	19,9	20,3	20,8	21,2	21,6	31,5	40,4	42,3
— действующие месторождения	2,5	2,6	2,5	2,4	2,3	2,2	2,1	2,0	1,9	1,8	1,3	0,8	0,3
— проект «Сахалин — 1»		0,3	1,5	2,2	3,2	3,7	4,2	4,7	5,3	5,8	9,2	13,4	13,4
— проект «Сахалин — 2»			3,6	9,2	14,0	14,0	14,0	14,0	14,0	14,0	21,0	21,7	21,0
— проект «Сахалин — 3»												4,5	7,6
Камчатская область					0,4	0,5	0,5	0,5	0,5	0,6	0,6	0,7	0,7
Всего ВС и ДВ	8,0	8,8	13,8	20,3	27,4	28,7	35,9	39,4	42,1	44,9	78,4	88,6	91,3

Таблица 10.5 — Добыча газа из месторождений и перспективных объектов Восточной Сибири и Дальнего Востока Сценарий «Центр» с ЕСГ (целевой)

млрд. м³

Наименование регионов, месторождений	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2020	2025	2030
Восточная Сибирь	3,8	4,0	4,0	4,2	4,9	16,9	29,5	36,8	43,5	49,8	55,1	56,1	56,7
Красноярский край, всего	3,8	4,0	4,0	4,0	4,5	5,0	8,3	11,5	12,1	12,7	15,6	16,0	16,4
в т.ч. Норильский р-н	3,8	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
Юг Красноярского края					0,5	1,0	4,3	7,5	8,1	8,7	11,6	12,0	12,4
— Попутный газ					0,5	1,0	1,2	1,4	1,7	1,9	2,6	1,8	0,8
— Юрубчено-Тохомское НГКМ											2,3	5,10	9,32
— Собинско-Пайгинское НГКМ							3,2	6,1	6,4	6,8	6,8	5,2	2,2
Иркутская область				0,2	0,3	12,0	21,2	25,3	31,4	37,1	39,5	40,1	40,3
— Братское ГКМ				0,05	0,10	0,15	0,20	0,25	0,30	0,30	0,30	0,30	0,30
— Марковское НГКМ				0,05	0,13	0,14	0,15	0,15	0,16	0,22	0,38	0,48	0,50
— Южно-Ковыктинская пл.				0,07	0,12	0,52	0,90	1,29	1,67	2,05	3,00	2,70	2,20
— Ковыктинское ГКМ						11,1	19,9	23,6	29,3	34,6	35,8	36,6	37,3
Дальний Восток	4,2	4,9	9,2	15,3	23,3	23,9	30,2	33,1	35,1	37,2	65,2	74,1	76,2
Республика Саха (Якутия), всего	1,7	2,0	2,2	2,4	3,4	3,6	6,0	7,7	9,2	10,3	21,9	22,0	22,1
— действующие месторождения	1,7	2,0	2,2	2,4	2,6	2,6	2,7	2,7	2,8	2,8	3,0	3,1	3,2
— Чаяндинское НГКМ					0,8	1,0	3,3	5,0	6,5	7,5	18,9	19,0	19,0
Сахалинская область	2,5	2,9	7,0	12,9	19,4	19,9	23,7	24,9	25,3	26,4	42,7	51,4	53,3
— действующие месторождения	2,5	2,6	2,5	2,4	2,3	2,2	2,1	2,0	1,9	1,8	1,3	0,8	0,3
— проект «Сахалин — 1»		0,3	0,9	1,4	3,2	3,7	7,6	8,8	9,4	10,6	11,4	13,3	12,4
— проект «Сахалин — 2»			3,6	9,2	14,0	14,0	14,0	14,0	14,0	14,0	21,9	21,7	20,6
— проект «Сахалин — 3»											8,1	15,6	20,1
Камчатская область					0,4	0,5	0,5	0,5	0,5	0,6	0,6	0,7	0,7
Всего ВС и ДВ	8,0	8,8	13,2	19,5	28,2	40,9	59,7	69,9	78,6	87,1	120,3	130,2	132,8

Таблица 10.6 — Добыча газа из месторождений и перспективных объектов Восточной Сибири и Дальнего Востока Сценарий «Центр» без ЕСГ (целевой)

млрд. м³

Наименование регионов, месторождений	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2020	2025	2030
Восточная Сибирь	3,8	4,0	4,0	4,2	4,9	5,7	6,4	7,1	7,8	8,5	13,6	14,6	15,2
Красноярский край, всего	3,8	4,0	4,0	4,0	4,5	4,9	5,2	5,4	5,7	5,9	8,8	9,1	9,4
в т.ч. Норильский р-н	3,8	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
Юг Красноярского края					0,5	0,9	1,2	1,4	1,7	1,9	4,8	5,1	5,4
— Попутный газ					0,5	0,9	1,2	1,4	1,7	1,9	2,6	1,8	0,8
— Юрубчено-Тохомское НГКМ											2,2	3,4	4,6
Иркутская область				0,2	0,4	0,8	1,3	1,7	2,1	2,6	4,9	5,5	5,7
-Братское ГКМ				0,05	0,10	0,15	0,20	0,25	0,30	0,30	0,30	0,30	0,30
— Марковское НГКМ				0,05	0,13	0,14	0,15	0,15	0,16	0,22	0,38	0,48	0,50
— Южно-Ковыктинская пл.				0,07	0,14	0,52	0,90	1,29	1,67	2,05	3,00	2,70	2,20
— Ковыктинское ГКМ											1,2	2,0	2,7
Дальний Восток	4,2	4,9	9,2	15,3	23,3	23,9	30,2	33,1	35,1	37,2	65,2	74,1	76,2
Республика Саха (Якутия), всего	1,7	2,0	2,2	2,4	3,4	3,6	6,0	7,7	9,2	10,3	21,9	22,0	22,1
— действующие месторождения	1,7	2,0	2,2	2,4	2,6	2,6	2,7	2,7	2,8	2,8	3,0	3,1	3,2
-Чаяндинское НГКМ					0,8	1,0	3,3	5,0	6,5	7,5	18,9	19,0	19,0
Сахалинская область	2,5	2,9	7,0	12,9	19,4	19,9	23,7	24,9	25,3	26,4	42,7	51,4	53,3
— действующие месторождения	2,5	2,6	2,5	2,4	2,3	2,2	2,1	2,0	1,9	1,8	1,3	0,8	0,3
— проект «Сахалин — 1»		0,3	0,9	1,4	3,2	3,7	7,6	8,8	9,4	10,6	11,4	13,3	12,4
— проект «Сахалин — 2»			3,6	9,2	14,0	14,0	14,0	14,0	14,0	14,0	21,9	21,7	20,6
— проект «Сахалин — 3»											8,1	15,6	20,1
Камчатская область					0,4	0,5	0,5	0,5	0,5	0,6	0,6	0,7	0,7
Всего ВС и ДВ	8,0	8,8	13,2	19,5	28,2	29,7	36,6	40,2	42,9	45,7	78,8	88,7	91,3

Таблица 10.7 — Добыча газа из месторождений и перспективных объектов Восточной Сибири и Дальнего Востока Сценарий «Восток» с ЕСГ (целевой)

млрд. м³

Наименование регионов, месторождений	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2020	2025	2030
Восточная Сибирь	3,8	4,0	4,0	4,2	4,9	16,9	29,5	36,8	43,5	49,8	55,1	56,1	56,7
Красноярский край, всего	3,8	4,0	4,0	4,0	4,5	5,0	8,3	11,5	12,1	12,7	15,6	16,0	16,4
в т.ч. Норильский р-н	3,8	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
Юг Красноярского края					0,5	1,0	4,3	7,5	8,1	8,7	11,6	12,0	12,4
— Попутный газ					0,5	1,0	1,2	1,4	1,7	1,9	2,6	1,8	0,8
— Юрубчено-Тохомское НГКМ											2,3	5,10	9,32
— Собинско-Пайгинское НГКМ							3,2	6,1	6,4	6,8	6,8	5,2	2,2
Иркутская область				0,2	0,3	12,0	21,2	25,3	31,4	37,1	39,5	40,1	40,3
— Братское ГКМ				0,05	0,10	0,15	0,20	0,25	0,30	0,30	0,30	0,30	0,30
— Марковское НГКМ				0,05	0,13	0,14	0,15	0,15	0,16	0,22	0,38	0,48	0,50
— Южно-Ковыктинская пл.				0,07	0,12	0,52	0,90	1,29	1,67	2,05	3,00	2,70	2,20
— Ковыктинское ГКМ						11,1	19,9	23,6	29,3	34,6	35,8	36,6	37,3
Дальний Восток	4,2	4,9	9,2	15,3	22,5	23,0	29,0	31,7	33,5	35,4	63,0	71,9	73,9
Республика Саха (Якутия), всего	1,7	2,0	2,2	2,4	2,6	2,6	2,7	2,7	2,8	2,8	3,0	3,1	3,2
— действующие месторождения	1,7	2,0	2,2	2,4	2,6	2,6	2,7	2,7	2,8	2,8	3,0	3,1	3,2
Сахалинская область	2,5	2,9	7,0	12,9	19,4	19,9	25,9	28,5	30,2	32,1	59,4	68,2	70,0
— действующие месторождения	2,5	2,6	2,5	2,4	2,3	2,2	2,1	2,0	1,9	1,8	1,3	0,8	0,3
— проект «Сахалин — 1»		0,3	0,9	1,4	3,2	3,7	9,8	10,7	11,4	11,4	11,4	13,3	12,4
— проект «Сахалин — 2»			3,6	9,2	14,0	14,0	14,0	15,8	16,5	17,4	21,9	21,7	20,6
— проект «Сахалин — 3»									0,4	1,5	24,8	28,6	24,2
— перспективные участки Сахалинского шельфа												3,7	12,6
Камчатская область					0,4	0,5	0,5	0,5	0,5	0,6	0,6	0,7	0,7
Всего ВС и ДВ	8,0	8,8	13,2	19,5	27,4	39,9	58,5	68,5	77,0	85,3	118,0	128,0	130,6

Таблица 10.8 — Добыча газа из месторождений и перспективных объектов Восточной Сибири и Дальнего Востока Сценарий «Восток» без ЕСГ (целевой)

млрд. м³

Наименование регионов, месторождений	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2020	2025	2030
Восточная Сибирь	3,8	4,0	4,0	4,2	4,9	5,7	6,4	7,1	7,8	8,5	13,6	14,6	15,2
Красноярский край, всего	3,8	4,0	4,0	4,0	4,5	4,9	5,2	5,4	5,7	5,9	8,8	9,1	9,4
в т.ч. Норильский р-н	3,8	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
Юг Красноярского края					0,5	0,9	1,2	1,4	1,7	1,9	4,8	5,1	5,4
— Попутный газ					0,5	0,9	1,2	1,4	1,7	1,9	2,6	1,8	0,8
— Юрубчено-Тохомское НГКМ											2,2	3,4	4,6
Иркутская область				0,2	0,4	0,8	1,3	1,7	2,1	2,6	4,9	5,5	5,7
-Братское ГКМ				0,05	0,10	0,15	0,20	0,25	0,30	0,30	0,30	0,30	0,30
— Марковское НГКМ				0,05	0,13	0,14	0,15	0,15	0,16	0,22	0,38	0,48	0,50
— Южно-Ковыктинская пл.				0,07	0,14	0,52	0,90	1,29	1,67	2,05	3,00	2,70	2,20
— Ковыктинское ГКМ											1,2	2,0	2,7
Дальний Восток	4,2	4,9	9,2	15,3	22,5	23,0	29,0	31,7	33,5	35,4	63,0	71,9	73,9
Республика Саха (Якутия), всего	1,7	2,0	2,2	2,4	2,6	2,6	2,7	2,7	2,8	2,8	3,0	3,1	3,2
— действующие месторождения	1,7	2,0	2,2	2,4	2,6	2,6	2,7	2,7	2,8	2,8	3,0	3,1	3,2
Сахалинская область	2,5	2,9	7,0	12,9	19,4	19,9	25,9	28,5	30,2	32,1	59,4	68,2	70,0
— действующие месторождения	2,5	2,6	2,5	2,4	2,3	2,2	2,1	2,0	1,9	1,8	1,3	0,8	0,3
— проект «Сахалин — 1»		0,3	0,9	1,4	3,2	3,7	9,8	10,7	11,4	11,4	11,4	13,3	12,4
— проект «Сахалин — 2»			3,6	9,2	14,0	14,0	14,0	15,8	16,5	17,4	21,9	21,7	20,6
— проект «Сахалин — 3»									0,4	1,5	24,8	28,6	24,2
— перспективные участки Сахалинского шельфа												3,7	12,6
Камчатская область					0,4	0,5	0,5	0,5	0,5	0,6	0,6	0,7	0,7
Всего ВС и ДВ	8,0	8,8	13,2	19,5	27,4	28,7	35,5	38,8	41,3	43,9	76,6	86,5	89,1

Таблица 10.9 — Добыча газа из месторождений и перспективных объектов Восточной Сибири и Дальнего Востока Сценарий «Запад» с ЕСГ (интенсивный)

млрд. м³

Наименование регионов, месторождений	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2020	2025	2030
Восточная Сибирь	3,8	4,0	4,0	4,2	4,9	16,9	29,4	36,7	44,0	51,7	74,4	75,5	76,0
Красноярский край, всего	3,8	4,0	4,0	4,0	4,5	5,0	8,3	11,3	18,2	25,1	30,9	31,4	31,7
в т.ч. Норильский р-н	3,8	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
Юг Красноярского края					0,5	1,0	4,3	7,3	14,2	21,1	26,9	27,4	27,7
— Попутный газ					0,5	1,0	1,2	1,4	1,7	1,9	2,6	1,8	0,8
— Юрубчено-Тохомское НГКМ									4,8	9,2	9,2	8,32	4,06
— Собинско-Пайгинское НГКМ							3,1	5,9	7,7	7,7	7,2	5,2	2,2
Перспектив. объекты Красноярского края (юг)										2,2	7,9	12,1	20,6
Иркутская область				0,2	0,3	12,0	21,2	25,3	25,8	26,6	43,5	44,1	44,3
— Братское ГКМ				0,05	0,10	0,15	0,20	0,25	0,30	0,30	0,30	0,30	0,30
— Марковское НГКМ				0,05	0,13	0,14	0,15	0,15	0,16	0,22	0,38	0,48	0,50
— Южно-Ковыктинская пл.				0,07	0,12	0,50	0,90	1,29	1,67	2,05	3,00	2,70	2,20
— Ковыктинское ГКМ						11,2	19,9	23,6	23,6	24,1	35,8	36,6	37,3
Перспективные объекты Иркутской области											4,0	4,0	4,0
Дальний Восток	4,2	4,9	9,8	16,1	22,5	23,0	29,5	32,4	34,3	36,4	63,1	72,3	74,4
Республика Саха (Якутия), всего	1,7	2,0	2,2	2,4	2,6	2,6	8,7	11,1	12,5	14,2	30,9	31,3	31,5
— действующие месторождения	1,7	2,0	2,2	2,4	2,6	2,6	2,7	2,7	2,8	2,8	3,0	3,1	3,2
— Чаяндинское НГКМ							6,0	8,4	9,8	11,5	27,9	28,2	28,3
Сахалинская область	2,5	2,9	7,6	13,7	19,4	19,9	20,3	20,8	21,2	21,6	31,5	40,4	42,3
— действующие месторождения	2,5	2,6	2,5	2,4	2,3	2,2	2,1	2,0	1,9	1,8	1,3	0,8	0,3
— проект «Сахалин — 1»		0,3	1,5	2,2	3,2	3,7	4,2	4,7	5,3	5,8	9,2	13,4	13,4
— проект «Сахалин — 2»			3,6	9,2	14,0	14,0	14,0	14,0	14,0	14,0	21,0	21,7	21,0
— проект «Сахалин — 3»												4,5	7,6
Камчатская область					0,4	0,5	0,5	0,5	0,5	0,6	0,6	0,7	0,7
Всего ВС и ДВ	8,0	8,8	13,8	20,3	27,4	39,9	59,0	69,0	78,3	88,2	137,4	147,8	150,5

Таблица 10.10 — Добыча газа из месторождений и перспективных объектов Восточной Сибири и Дальнего Востока Сценарий «Запад» без ЕСГ (интенсивный)

млрд. м³

Наименование регионов, месторождений	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2020	2025	2030
Восточная Сибирь	3,8	4,0	4,0	4,2	4,9	5,7	12,4	15,5	17,6	19,9	51,0	52,3	52,9
Красноярский край, всего	3,8	4,0	4,0	4,0	4,5	4,9	5,2	5,4	5,7	5,9	12,6	12,9	13,2
в т.ч. Норильский р-н	3,8	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
Юг Красноярского края					0,5	0,9	1,2	1,4	1,7	1,9	8,6	8,9	9,2
— Попутный газ					0,5	0,9	1,2	1,4	1,7	1,9	2,6	1,8	0,8
— Юрубчено-Тохомское НГКМ											2,2	3,4	4,6
— Собинско-Пайгинское НГКМ											3,8	3,8	3,8
Иркутская область				0,2	0,3	0,8	7,2	10,0	11,9	14,0	38,5	39,4	39,7
— Братское ГКМ				0,05	0,10	0,15	0,20	0,25	0,30	0,30	0,30	0,30	0,30
— Марковское НГКМ				0,05	0,13	0,14	0,15	0,15	0,16	0,22	0,38	0,48	0,50
— Южно-Ковыктинская пл.				0,07	0,12	0,50	0,90	1,29	1,67	2,05	3,00	2,70	2,20
— Ковыктинское ГКМ							6,0	8,3	9,8	11,4	34,8	35,9	36,7
Дальний Восток	4,2	4,9	9,8	16,1	22,5	23,0	23,5	24,0	24,5	25,0	42,9	51,9	53,9
Республика Саха (Якутия), всего	1,7	2,0	2,2	2,4	2,6	2,6	2,7	2,7	2,8	2,8	10,7	10,8	10,9
— действующие месторождения	1,7	2,0	2,2	2,4	2,6	2,6	2,7	2,7	2,8	2,8	3,0	3,1	3,2
-Чаяндинское НГКМ											7,8	7,8	7,8
Сахалинская область	2,5	2,9	7,6	13,7	19,4	19,9	20,3	20,8	21,2	21,6	31,5	40,4	42,3
— действующие месторождения	2,5	2,6	2,5	2,4	2,3	2,2	2,1	2,0	1,9	1,8	1,3	0,8	0,3
— проект «Сахалин — 1»		0,3	1,5	2,2	3,2	3,7	4,2	4,7	5,3	5,8	9,2	13,4	13,4
— проект «Сахалин — 2»			3,6	9,2	14,0	14,0	14,0	14,0	14,0	14,0	21,0	21,7	21,0
— проект «Сахалин — 3»												4,5	7,6
Камчатская область					0,4	0,5	0,5	0,5	0,5	0,6	0,6	0,7	0,7
Всего ВС и ДВ	8,0	8,8	13,8	20,3	27,4	28,7	35,9	39,4	42,1	44,9	93,9	104,2	106,9

Таблица 10.11 — Добыча газа из месторождений и перспективных объектов Восточной Сибири и Дальнего Востока Сценарий «Центр» с ЕСГ (интенсивный)

млрд. м³

Наименование регионов, месторождений	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2020	2025	2030
Восточная Сибирь	3,8	4,0	4,0	4,2	4,9	16,9	29,5	36,8	43,5	49,8	63,0	64,1	64,6
Красноярский край, всего	3,8	4,0	4,0	4,0	4,5	5,0	8,3	11,5	12,1	12,7	19,6	20,0	20,3
в т.ч. Норильский р-н	3,8	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
Юг Красноярского края					0,5	1,0	4,3	7,5	8,1	8,7	15,6	16,0	16,3
— Попутный газ					0,5	1,0	1,2	1,4	1,7	1,9	2,6	1,8	0,8
— Юрубчено-Тохомское НГКМ											2,3	5,10	9,32
— Собинско-Пайгинское НГКМ							3,2	6,1	6,4	6,8	6,8	5,2	2,2
Перспектив. объекты Красноярского края (юг)											4,0	4,0	4,0
Иркутская область				0,2	0,3	12,0	21,2	25,3	31,4	37,1	43,5	44,1	44,3
-Братское ГКМ				0,05	0,10	0,15	0,20	0,25	0,30	0,30	0,30	0,30	0,30
— Марковское НГКМ				0,05	0,13	0,14	0,15	0,15	0,16	0,22	0,38	0,48	0,50
— Южно-Ковыктинская пл.				0,07	0,12	0,52	0,90	1,29	1,67	2,05	3,00	2,70	2,20
— Ковыктинское ГКМ						11,1	19,9	23,6	29,3	34,6	35,8	36,6	37,3
Перспективные объекты Иркутской области											4,0	4,0	4,0
Дальний Восток	4,2	4,9	9,2	15,3	23,3	23,9	30,2	33,1	35,1	37,2	73,0	81,9	83,9
Республика Саха (Якутия), всего	1,7	2,0	2,2	2,4	3,4	3,6	6,0	7,7	9,2	10,3	29,7	29,8	29,9
— действующие месторождения	1,7	2,0	2,2	2,4	2,6	2,6	2,7	2,7	2,8	2,8	3,0	3,1	3,2
-Чаяндинское НГКМ					0,8	1,0	3,3	5,0	6,5	7,5	26,7	26,7	26,7
Сахалинская область	2,5	2,9	7,0	12,9	19,4	19,9	23,7	24,9	25,3	26,4	42,7	51,4	53,3
— действующие месторождения	2,5	2,6	2,5	2,4	2,3	2,2	2,1	2,0	1,9	1,8	1,3	0,8	0,3
— проект «Сахалин — 1»		0,3	0,9	1,4	3,2	3,7	7,6	8,8	9,4	10,6	11,4	13,3	12,4
— проект «Сахалин — 2»			3,6	9,2	14,0	14,0	14,0	14,0	14,0	14,0	21,9	21,7	20,6
— проект «Сахалин — 3»											8,1	15,6	20,1
Камчатская область					0,4	0,5	0,5	0,5	0,5	0,6	0,6	0,7	0,7
Всего ВС и ДВ	8,0	8,8	13,2	19,5	28,2	40,9	59,7	69,9	78,6	87,1	136,0	145,9	148,5

Таблица 10.12 — Добыча газа из месторождений и перспективных объектов Восточной Сибири и Дальнего Востока Сценарий «Центр» без ЕСГ (интенсивный)

млрд. м³

Наименование регионов,  месторождений	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2020	2025	2030
Восточная Сибирь	3,8	4,0	4,0	4,2	4,9	5,7	6,4	7,1	7,8	8,5	21,4	22,4	23,0
Красноярский край, всего	3,8	4,0	4,0	4,0	4,5	4,9	5,2	5,4	5,7	5,9	12,6	12,9	13,2
в т.ч. Норильский р-н	3,8	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
Юг Красноярского края					0,5	0,9	1,2	1,4	1,7	1,9	8,6	8,9	9,2
— Попутный газ					0,5	0,9	1,2	1,4	1,7	1,9	2,6	1,8	0,8
— Юрубчено-Тохомское НГКМ											2,2	3,4	4,6
— Собинско-Пайгинское НГКМ											3,8	3,8	3,8
Иркутская область				0,2	0,4	0,8	1,3	1,7	2,1	2,6	8,9	9,5	9,7
— Братское ГКМ				0,05	0,10	0,15	0,20	0,25	0,30	0,30	0,30	0,30	0,30
— Марковское НГКМ				0,05	0,13	0,14	0,15	0,15	0,16	0,22	0,38	0,48	0,50
— Южно-Ковыктинская пл.				0,07	0,14	0,52	0,90	1,29	1,67	2,05	3,00	2,70	2,20
— Ковыктинское ГКМ											5,2	6,0	6,7
Дальний Восток	4,2	4,9	9,2	15,3	23,3	23,9	30,2	33,1	35,1	37,2	73,0	81,9	83,9
Республика Саха (Якутия), всего	1,7	2,0	2,2	2,4	3,4	3,6	6,0	7,7	9,2	10,3	29,7	29,8	29,9
— действующие месторождения	1,7	2,0	2,2	2,4	2,6	2,6	2,7	2,7	2,8	2,8	3,0	3,1	3,2
-Чаяндинское НГКМ					0,8	1,0	3,3	5,0	6,5	7,5	26,7	26,7	26,7
Сахалинская область	2,5	2,9	7,0	12,9	19,4	19,9	23,7	24,9	25,3	26,4	42,7	51,4	53,3
— действующие месторождения	2,5	2,6	2,5	2,4	2,3	2,2	2,1	2,0	1,9	1,8	1,3	0,8	0,3
— проект «Сахалин — 1»		0,3	0,9	1,4	3,2	3,7	7,6	8,8	9,4	10,6	11,4	13,3	12,4
— проект «Сахалин — 2»			3,6	9,2	14,0	14,0	14,0	14,0	14,0	14,0	21,9	21,7	20,6
— проект «Сахалин — 3»											8,1	15,6	20,1
Камчатская область					0,4	0,5	0,5	0,5	0,5	0,6	0,6	0,7	0,7
Всего ВС и ДВ	8,0	8,8	13,2	19,5	28,2	29,7	36,6	40,2	42,9	45,7	94,4	104,3	106,9

Таблица 10.13 — Добыча газа из месторождений и перспективных объектов Восточной Сибири и Дальнего Востока Сценарий «Восток» с ЕСГ (интенсивный)

млрд. м³

Наименование регионов,  месторождений	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2020	2025	2030
Восточная Сибирь	3,8	4,0	4,0	4,2	4,9	16,9	29,5	36,8	43,5	49,8	63,0	64,1	64,6
Красноярский край, всего	3,8	4,0	4,0	4,0	4,5	5,0	8,3	11,5	12,1	12,7	19,6	20,0	20,3
в т.ч. Норильский р-н	3,8	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
Юг Красноярского края					0,5	1,0	4,3	7,5	8,1	8,7	15,6	16,0	16,3
— Попутный газ					0,5	1,0	1,2	1,4	1,7	1,9	2,6	1,8	0,8
— Юрубчено-Тохомское НГКМ											2,3	5,10	9,32
— Собинско-Пайгинское НГКМ							3,2	6,1	6,4	6,8	6,8	5,2	2,2
Перспектив. объекты Красноярского края (юг)											4,0	4,0	4,0
Иркутская область				0,2	0,3	12,0	21,2	25,3	31,4	37,1	43,5	44,1	44,3
— Братское ГКМ				0,05	0,10	0,15	0,20	0,25	0,30	0,30	0,30	0,30	0,30
— Марковское НГКМ				0,05	0,13	0,14	0,15	0,15	0,16	0,22	0,38	0,48	0,50
— Южно-Ковыктинская пл.				0,07	0,12	0,52	0,90	1,29	1,67	2,05	3,00	2,70	2,20
— Ковыктинское ГКМ						11,1	19,9	23,6	29,3	34,6	35,8	36,6	37,3
Перспективные объекты Иркутской области											4,0	4,0	4,0
Дальний Восток	4,2	4,9	9,2	15,3	22,5	23,0	29,0	31,7	33,5	35,4	70,7	79,6	81,7
Республика Саха (Якутия), всего	1,7	2,0	2,2	2,4	2,6	2,6	2,7	2,7	2,8	2,8	10,7	10,8	10,9
— действующие месторождения	1,7	2,0	2,2	2,4	2,6	2,6	2,7	2,7	2,8	2,8	3,0	3,1	3,2
— Чаяндинское НГКМ											7,8	7,8	7,8
Сахалинская область	2,5	2,9	7,0	12,9	19,4	19,9	25,9	28,5	30,2	32,1	59,4	68,2	70,0
— действующие месторождения	2,5	2,6	2,5	2,4	2,3	2,2	2,1	2,0	1,9	1,8	1,3	0,8	0,3
— проект «Сахалин — 1»		0,3	0,9	1,4	3,2	3,7	9,8	10,7	11,4	11,4	11,4	13,3	12,4
— проект «Сахалин — 2»			3,6	9,2	14,0	14,0	14,0	15,8	16,5	17,4	21,9	21,7	20,6
— проект «Сахалин — 3»									0,4	1,5	24,8	28,6	24,2
— перспективные участки Сахалинского шельфа												3,7	12,6
Камчатская область					0,4	0,5	0,5	0,5	0,5	0,6	0,6	0,7	0,7
Всего ВС и ДВ	8,0	8,8	13,2	19,5	27,4	39,9	58,5	68,5	77,0	85,3	133,8	143,7	146,3

Таблица 10.14 — Добыча газа из месторождений и перспективных объектов Восточной Сибири и Дальнего Востока Сценарий «Восток» без ЕСГ (интенсивный)

млрд. м³

Наименование регионов,  месторождений	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2020	2025	2030
Восточная Сибирь	3,8	4,0	4,0	4,2	4,9	5,7	6,4	7,1	7,8	8,5	21,4	22,4	23,0
Красноярский край, всего	3,8	4,0	4,0	4,0	4,5	4,9	5,2	5,4	5,7	5,9	12,6	12,9	13,2
в т.ч. Норильский р-н	3,8	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
Юг Красноярского края					0,5	0,9	1,2	1,4	1,7	1,9	8,6	8,9	9,2
— Попутный газ					0,5	0,9	1,2	1,4	1,7	1,9	2,6	1,8	0,8
— Юрубчено-Тохомское НГКМ											2,2	3,4	4,6
— Собинско-Пайгинское НГКМ											3,8	3,8	3,8
Иркутская область				0,2	0,4	0,8	1,3	1,7	2,1	2,6	8,9	9,5	9,7
— Братское ГКМ				0,05	0,10	0,15	0,20	0,25	0,30	0,30	0,30	0,30	0,30
— Марковское НГКМ				0,05	0,13	0,14	0,15	0,15	0,16	0,22	0,38	0,48	0,50
— Южно-Ковыктинская пл.				0,07	0,14	0,52	0,90	1,29	1,67	2,05	3,00	2,70	2,20
— Ковыктинское ГКМ											5,2	6,0	6,7
Дальний Восток	4,2	4,9	9,2	15,3	22,5	23,0	29,0	31,7	33,5	35,4	70,7	79,6	81,7
Республика Саха (Якутия), всего	1,7	2,0	2,2	2,4	2,6	2,6	2,7	2,7	2,8	2,8	10,7	10,8	10,9
— действующие месторождения	1,7	2,0	2,2	2,4	2,6	2,6	2,7	2,7	2,8	2,8	3,0	3,1	3,2
— Чаяндинское НГКМ											7,8	7,8	7,8
Сахалинская область	2,5	2,9	7,0	12,9	19,4	19,9	25,9	28,5	30,2	32,1	59,4	68,2	70,0
— действующие месторождения	2,5	2,6	2,5	2,4	2,3	2,2	2,1	2,0	1,9	1,8	1,3	0,8	0,3
— проект «Сахалин — 1»		0,3	0,9	1,4	3,2	3,7	9,8	10,7	11,4	11,4	11,4	13,3	12,4
— проект «Сахалин — 2»			3,6	9,2	14,0	14,0	14,0	15,8	16,5	17,4	21,9	21,7	20,6
— проект «Сахалин — 3»									0,4	1,5	24,8	28,6	24,2
— перспективные участки Сахалинского шельфа												3,7	12,6
Камчатская область					0,4	0,5	0,5	0,5	0,5	0,6	0,6	0,7	0,7
Всего ВС и ДВ	8,0	8,8	13,2	19,5	27,4	28,7	35,5	38,8	41,3	43,9	92,2	102,1	104,6

Таблица 10.15 — Добыча газа из месторождений и перспективных объектов Восточной Сибири и Дальнего Востока Сценарий «Запад»-50 без ЕСГ (целевой)

млрд. м³

Наименование регионов,  месторождений	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2020	2025	2030
Восточная Сибирь	3,8	4,0	4,0	4,2	4,9	5,7	12,5	15,6	17,9	20,7	48,3	49,3	49,7
Красноярский край, всего	3,8	4,0	4,0	4,0	4,5	4,9	5,2	5,4	5,7	5,9	8,8	9,1	9,4
в т.ч. Норильский р-н	3,8	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
Юг Красноярского края					0,5	0,9	1,2	1,4	1,7	1,9	4,8	5,1	5,4
— Попутный газ					0,5	0,9	1,2	1,4	1,7	1,9	2,6	1,8	0,8
— Юрубчено-Тохомское НГКМ											2,2	3,4	4,6
Иркутская область				0,2	0,3	0,8	7,3	10,2	12,2	14,7	39,5	40,1	40,3
— Братское ГКМ				0,05	0,10	0,15	0,20	0,25	0,30	0,30	0,30	0,30	0,30
— Марковское НГКМ				0,05	0,13	0,14	0,15	0,15	0,16	0,22	0,38	0,48	0,50
— Южно-Ковыктинская пл.				0,07	0,12	0,50	0,90	1,29	1,67	2,05	3,00	2,70	2,20
— Ковыктинское ГКМ							6,0	8,5	10,1	12,2	35,8	36,6	37,3
Дальний Восток	4,2	4,9	9,8	16,1	22,5	23,0	23,5	24,0	24,5	25,0	58,8	68,1	70,3
Республика Саха (Якутия), всего	1,7	2,0	2,2	2,4	2,6	2,6	2,7	2,7	2,8	2,8	26,7	27,1	27,3
— действующие месторождения	1,7	2,0	2,2	2,4	2,6	2,6	2,7	2,7	2,8	2,8	3,0	3,1	3,2
-Чаяндинское НГКМ											23,7	24,0	24,1
Сахалинская область	2,5	2,9	7,6	13,7	19,4	19,9	20,3	20,8	21,2	21,6	31,5	40,4	42,3
— действующие месторождения	2,5	2,6	2,5	2,4	2,3	2,2	2,1	2,0	1,9	1,8	1,3	0,8	0,3
— проект «Сахалин — 1»		0,3	1,5	2,2	3,2	3,7	4,2	4,7	5,3	5,8	9,2	13,4	13,4
— проект «Сахалин — 2»			3,6	9,2	14,0	14,0	14,0	14,0	14,0	14,0	21,0	21,7	21,0
— проект «Сахалин — 3»												4,5	7,6
Камчатская область					0,4	0,5	0,5	0,5	0,5	0,6	0,6	0,7	0,7
Всего ВС и ДВ	8,0	8,9	13,8	20,3	27,4	28,7	36,0	39,6	42,4	45,7	107,1	117,4	120,0

Таблица 10.16 — Добыча газа из месторождений и перспективных объектов Восточной Сибири и Дальнего Востока Сценарий «Центр»-50 без ЕСГ (целевой)

млрд. м³

Наименование регионов, месторождений	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2020	2025	2030
Восточная Сибирь	3,8	4,0	4,0	4,2	4,9	5,7	6,4	7,1	7,8	8,5	13,6	14,6	15,2
Красноярский край, всего	3,8	4,0	4,0	4,0	4,5	4,9	5,2	5,4	5,7	5,9	8,8	9,1	9,4
в т.ч. Норильский р-н	3,8	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
Юг Красноярского края					0,546	0,9	1,2	1,4	1,7	1,9	4,8	5,1	5,4
— Попутный газ					0,5	0,9	1,2	1,4	1,7	1,9	2,6	1,8	0,8
— Юрубчено-Тохомское НГКМ											2,2	3,4	4,6
Иркутская область				0,2	0,4	0,8	1,3	1,7	2,1	2,6	4,9	5,5	5,7
— Братское ГКМ				0,05	0,10	0,15	0,20	0,25	0,30	0,30	0,30	0,30	0,30
— Марковское НГКМ				0,05	0,13	0,14	0,15	0,15	0,16	0,22	0,38	0,48	0,50
— Южно-Ковыктинская пл.				0,07	0,14	0,52	0,90	1,29	1,67	2,05	3,00	2,70	2,20
— Ковыктинское ГКМ											1,2	2,0	2,7
Дальний Восток	4,2	4,9	9,2	15,3	23,3	23,9	30,2	33,1	34,9	37,0	94,9	103,8	105,9
Республика Саха (Якутия), всего	1,7	2,0	2,2	2,4	3,4	3,6	6,0	7,7	9,1	10,1	49,4	49,5	49,6
— действующие месторождения	1,7	2,0	2,2	2,4	2,6	2,6	2,7	2,7	2,8	2,8	3,0	3,1	3,2
— Чаяндинское НГКМ					0,8	1,0	3,3	4,9	6,3	7,3	31,1	31,1	31,1
— Верхне-Вилючанское ГКМ											8,0	8,0	8,0
-Средне-Ботуобинское ГКМ											7,3	7,4	7,4
Сахалинская область	2,5	2,9	7,0	12,9	19,4	19,9	23,7	24,9	25,3	26,4	44,9	53,6	55,5
— действующие месторождения	2,5	2,6	2,5	2,4	2,3	2,2	2,1	2,0	1,9	1,8	1,3	0,8	0,3
— проект «Сахалин — 1»		0,3	0,9	1,4	3,2	3,7	7,6	8,9	9,4	10,6	11,4	13,3	12,4
— проект «Сахалин — 2»			3,6	9,2	14,0	14,0	14,0	14,0	14,0	14,0	21,9	21,7	20,6
— проект «Сахалин — 3»											10,3	17,8	22,3
Камчатская область					0,4	0,5	0,5	0,5	0,5	0,6	0,6	0,7	0,7
Всего ВС и ДВ	8,0	8,8	13,2	19,5	28,2	29,7	36,6	40,2	42,8	45,6	108,5	118,4	121,0

Таблица 10.17 — Добыча газа из месторождений и перспективных объектов Восточной Сибири и Дальнего Востока Сценарий «Восток»-50 без ЕСГ (целевой)

млрд. м³

Наименование регионов, месторождений	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2020	2025	2030
Восточная Сибирь	3,8	4,0	4,0	4,2	4,9	5,7	6,4	7,1	7,8	8,5	13,6	14,6	15,2
Красноярский край, всего	3,8	4,0	4,0	4,0	4,5	4,9	5,2	5,4	5,7	5,9	8,8	9,1	9,4
в т.ч. Норильский р-н	3,8	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
Юг Красноярского края					0,5	0,9	1,2	1,4	1,7	1,9	4,8	5,1	5,4
— Попутный газ					0,5	0,9	1,2	1,4	1,7	1,9	2,6	1,8	0,8
— Юрубчено-Тохомское НГКМ											2,2	3,4	4,6
Иркутская область				0,2	0,4	0,8	1,3	1,7	2,1	2,6	4,9	5,5	5,7
— Братское ГКМ				0,05	0,10	0,15	0,20	0,25	0,30	0,30	0,30	0,30	0,30
— Марковское НГКМ				0,05	0,13	0,14	0,15	0,15	0,16	0,22	0,38	0,48	0,50
— Южно-Ковыктинская пл.				0,07	0,14	0,52	0,90	1,29	1,67	2,05	3,00	2,70	2,20
— Ковыктинское ГКМ											1,2	2,0	2,7
Дальний Восток	4,2	4,9	9,2	15,3	22,5	23,0	29,0	31,7	33,5	35,4	94,6	103,6	105,7
Республика Саха (Якутия), всего	1,7	2,0	2,2	2,4	2,6	2,6	2,7	2,7	2,8	2,8	34,6	34,8	34,9
— действующие месторождения	1,7	2,0	2,2	2,4	2,6	2,6	2,7	2,7	2,8	2,8	3,0	3,1	3,2
— Чаяндинское НГКМ											31,7	31,7	31,8
Сахалинская область	2,5	2,9	7,0	12,9	19,4	19,9	25,9	28,5	30,2	32,1	59,4	68,2	70,0
— действующие месторождения	2,5	2,6	2,5	2,4	2,3	2,2	2,1	2,0	1,9	1,8	1,3	0,8	0,3
— проект «Сахалин — 1»		0,3	0,9	1,4	3,2	3,7	9,8	10,7	11,4	11,4	11,4	13,3	12,4
— проект «Сахалин — 2»			3,6	9,2	14,0	14,0	14,0	15,8	16,5	17,4	21,9	21,7	20,6
— проект «Сахалин — 3»									0,4	1,5	24,8	28,6	24,2
— перспективные участки Сахалинского шельфа												3,7	12,6
Камчатская область					0,4	0,5	0,5	0,5	0,5	0,6	0,6	0,7	0,7
Всего ВС и ДВ	8,0	8,8	13,2	19,5	27,4	28,7	35,5	38,8	41,3	43,9	108,3	118,2	120,8

Часть 1

Часть 2

Часть 3

Часть 4

Часть 5