ПРОГРАММА СОЗДАНИЯ В ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ И НА ДАЛЬНЕМ ВОСТОКЕ ЕДИНОЙ СИСТЕМЫ ДОБЫЧИ, ТРАНСПОРТИРОВКИ ГАЗА И ГАЗОСНАБЖЕНИЯ С УЧЕТОМ ВОЗМОЖНОГО ЭКСПОРТА ГАЗА НА РЫНКИ КИТАЯ И ДРУГИХ СТРАН АЗИАТСКО-ТИХООКЕАНСКОГО РЕГИОНА — Часть 4

Источник: Минрегионразвития РФ
Дата публикации: 15.06.08
17. Оценка возможности транспортировки газа и нефти в едином транспортном коридоре
Совместное строительство и эксплуатация отдельных объектов и сооружений нефтепровода и газопровода для транспортировки нефти и газа в страны АТР позволит снизить общие затраты на реализацию проектов за счет сокращения общей площади отвода земель, совместного использования объектов производственной инфраструктуры и инженерных коммуникаций, совмещения природоохранных мероприятий и других. Схемы маршрутов возможного прохождения газо- и нефтепроводов представлены на рисунке 17.1.
Возможно 3 варианта строительства нефте- и газопроводов:
1. Автономное строительство, когда затраты по строительству нефте- и газопровода считаются раздельно;
2. Параллельное строительство, когда в затратах учитывается долевое участие в строительстве объектов общего пользования;
3. Опережающее строительство нефтепровода, когда при расчете стоимости строительства газопровода, учитываются компенсации за используемые объекты нефтепровода.
В зависимости от предполагаемых направлений транспорта газа возможна различная протяженность совпадения участков газопроводов с принятой схемой нефтепроводной системы «Восточная Сибирь — Тихий океан». Экспертный анализ объектов, предполагаемых для совместного использования при строительстве и эксплуатации газопровода и нефтепровода, позволил выделить капитальные затраты на строительство и оценить их влияние на экономические показатели при совместном и опережающем строительстве нефтепровода.
В результате выполненных оценок можно отметить следующее.
На результаты расчета экономии капитальных вложений при прохождении нефтепровода и газопровода в одном техническом коридоре повлияли два фактора:
— стадия проектирования — по нефтепроводу детально проработан вопрос состава сооружений и их стоимости, тогда как по газопроводу оценка инвестиций носит концептуальный характер и приведена по укрупненным показателям;
— структура затрат — объекты основного производственного назначения составляют иногда до 80 % затрат на строительство нефте- и газопроводов, поэтому на экономию затрат влияли, в основном, вспомогательные объекты, удельный вес которых в общем объеме инвестиций невысок.
Сравнительный анализ затрат на строительство нефте- и газопровода указывает на достаточно низкий уровень капвложений в нефтепровод по сравнению с газопроводом. Относительно низкий уровень капитальных вложений в строительство нефтепровода оставляет мало места для маневра при расчете экономии затрат при совместном или последовательном строительстве.
Возможная экономия затрат определяется следующими статьями:
— вдольтрассовая ЛЭП,
— электрохимзащита трубопровода,
— объекты связи,
— объекты водоснабжения и канализации,
— внешнее энергоснабжение НПС (КС),
— объекты транспортного хозяйства,
— объекты подсобного и обслуживающего назначения,
— природоохранные мероприятия,
— подготовка территории строительства.
Удельный вес этих затрат в общих затратах на строительство нефтепровода и газопровода в полном объеме составляет 7,6 % и 3,5 % соответственно, что и является базой расчета экономии затрат.
Значительную долю от капвложений в строительство газопровода составляют вдольтрассовые проезды — около 12 % от общих затрат. Эксплуатацию же нефтепровода обеспечивают вертолетные площадки с шагом около 20 км, а дороги используются те, которые были построены во время строительства за счет временных зданий и сооружений и поддерживаются в рабочем состоянии в эксплуатационный период. Однако затраты на временные здания и сооружения для нефтепровода составляют 0,8 % от общих затрат и не могут покрыть затраты на сооружение дорог даже для нужд строительства, тем более в сложных природно-климатических условиях прохождения трассы.
Экономия же затрат при совместном строительстве и использовании вдольтрассовых проездов может составить 6-10 % от затрат на строительство участка нефте- и газопровода в одном коридоре и 4-7 % от общих капвложений.
Один из плюсов совместного строительства и эксплуатации нефтепровода и газопровода — это возможное использование природного газа для привода насосов для перекачки нефти. Эта величина может достигать, в зависимости от варианта транспорта, уровня 0,4 и 0,8 млрд. м3/ год. Осторожность в принятии схемы использования природного газа на нужды насосных станций связана в возможном сдвиге сроков сдачи объектов и жесткой зависимости нефтяной трубы от газовой.
Детальная проработка и уточнение всех составляющих капитальных затрат, в дальнейшем должно быть выполнено в рамках совместного обоснования инвестиций в строительство нефтепровода и газопровода в одном коридоре. Подготовка данного документа возможна после принятия окончательного решения вопроса о сроках и схеме развития газовой отрасли в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Это позволит оптимизировать технические решения на участках совместного прохождения трассы, уточнить структуру капитальных и эксплуатационных затрат и получить точную оценку экономии капитальных вложений и эксплуатационных затрат.
18. Предложения по формированию лицензионной политики и обоснование направлений геологоразведочных работ в восточных регионах
Основой лицензионной политики в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока является комплекс предложений по наиболее эффективным направлениям ГРР и очередности их реализации, обеспечивающих необходимые приросты запасов и добывные возможности.
Красноярский край (с Эвенкийским АО) — обладает наиболее высоким ресурсным потенциалом газа -13,2 трлн.м3. Здесь разведаны крупные нефтегазовые объекты — Юрубчено-Тохомское, Куюмбинское, Собинское и Пайгинское НГК месторождения, а также средние и мелкие. Основные перспективы открытия новых крупных месторождений связаны с Ангарской зоной складок (Берямбинский, Имбинский и др. участки), Юрубчено-Тохомской зоной нефтегазонакопления (восточным и западным флангами), расширением перспектив Оморинской площади и в первую очередь с перспективами Канско-Тасеевской впадины (Богучано-Манзинский выступ), ресурсный потенциал которой превышает 1,5 млрд. т у.т. До 2030 г прирост запасов газа в Красноярском крае может достигнуть 2550 млрд. м3.
Иркутская область. Ресурсный потенциал свободного газа области превышает 6,3 трлн. м3. Разведанные запасы углеводородов сосредоточены в 11 место-рождениях, при этом, в одном уникальном месторождении по газу (Ковыктинском) и одном крупном по нефти (Верхнечонском) содержится, соответственно, 1978,6 млрд. м3 (49,2%) газа и 201,6 млн. т (90,3%) извлекаемых запасов нефти категории А+В+С1+С2.
Степень разведанности запасов свободного газа в области около 15,1 %, что не исключает возможности открытия новых крупных и уникальных объектов.
Перспективы открытия новых зон нефтегазонакопления здесь будут связаны со склонами Непско-Ботуобинской антеклизы, Ангаро-Ленской ступенью и Предпатомским прогибом.
При формировании лицензионной программы и обосновании направлений геологоразведочных работ по Иркутской области следует отметить характерную закономерность — приуроченности основной массы прогнозных ресурсов к многочисленным мелким и средним структурам. Однако вероятность обнаружения гигантских и уникальных скоплений УВ на территории области сохраняется. Возможно, таким объектом будет являться Левобережное газоконденсатное месторождение, расположенное к юго-западу от Ковыктинского месторождения.
Перспективы наращивания ресурсной базы природного газа по Иркутской области связаны с вендским терригенным комплексом и карбонатными образованиями нижнего кембрия.
Программой развития минерально-сырьевой базы газовой промышленности на период до 2030 г предусматривается прирастить по Иркутской области не менее 1,5 трлн. м3 газа, причем уже в текущем десятилетии, при соответствующем планировании и финансировании геологоразведочных работ — до 500 млрд. м3.
Территория области по степени предпочтительности открытия крупных скоплений УВ-сырья разделяется на три части: ареал Ковыктинского ГК-месторождения, центральная сводовая часть Непско-Ботуобинской антеклизы и ее юго-восточное крыло, и северо-западные районы области (территории вокруг Верхнечонской и Восточно-Сугдинской площадей).
Наибольшие перспективы промышленной нефтегазоносности связаны с ареалом Ковыктинского месторождения и расширением его ресурсного потенциала на юг, запад и восток. Помимо вскрытых и разведанных запасов УВ, неоткрытые ресурсы этого района экспертно оцениваются в 1,0 трлн. м3 газа.
Вторым по значимости для наращивания разведанных запасов углеводородного сырья является ареал вокруг Верхнечонской и Восточно-Сугдинской площадей, перспективы которого связаны в равной мере с терригенным и карбонатным комплексами венда и нижнего кембрия. Ресурсный потенциал этой территории оценивается в 200-250 млрд. м3 газа и 250-300 млн. т жидких УВ.
На данной территории можно выделить до 10 перспективных для лицензирования участков недр.
Третьим перспективным районом является центральная присводовая часть Непско-Ботуобинской антеклизы и ее юго-восточное крыло. Прогнозные ресурсы углеводородов района — 150-200 млрд. м3 газа и 100-125 млн. т жидких. Перспективы УВ-сырья связаны, в основном, с терригенным комплексом венда и в меньшей степени с карбонатным комплексом нижнего кембрия. Приуроченность территории к южному периклинальному замыканию Непского свода определяет увеличение глубин залегания продуктивных горизонтов до 1700-1900 м. На территории можно выделить для лицензирования не менее 10-12 структур, из числа которых по результатам разведочных работ могут быть обнаружены 2-3 крупных, 2-4 средних и 3-5 мелких месторождений.
Особо следует отметить, как резерв для поисков и наращивания крупных запасов нефти и газа, Предпатомский прогиб, для уверенной оценки перспектив которого необходимо проведение геологических работ регионального этапа.
Республика Саха (Якутия). Ресурсный потенциал свободного газа Республики Саха (Якутия) составляет около 10,4 трлн. м3 — 23,7 % ресурсов суши Восточно-Сибирского и Дальневосточного регионов, разведанность НСР составляет 10,3%. Разведанные запасы распределены по 29 месторождениям, основная часть которых приходится на уникальное Чаяндинское месторождение, а также крупные Среднеботуобинское, Среднетюнгское, Средневилюйское, Верхневилючанское и Тас-Юряхское месторождения.
Преобладающая часть суммарных запасов УВ (около 80%) Республики Саха (Якутия) сосредоточена на юго-западе, в пределах Ботуобинского геологического района. Здесь же прогнозируются основные перспективы дальнейшего прироста запасов УВ, что предопределяет в свою очередь комплексный подход к разработке программы лицензирования и планов проведения широкого фронта геологоразведочных работ, в результате которых на период до 2030 г. намечается прирастить не менее 800 млрд. м3 газа и 200-300 млн. т жидких УВ. Первоочередным объектом поисково-разведочных работ является Талакано-Чаяндинская зона нефтегазонакопления, ресурсный потенциал которой оценивается в 1,5 трлн. м3 газа и 0,5 млрд. т жидких.
Другим перспективным районом прироста является Мирнинский выступ, ресурсный потенциал которого составляет около 200 млрд. м3 газа. В последующем лицензионный интерес сместится на восток — к Вилюйскому геологическому району.
Сахалинская область (суша и шельф). Из начальных суммарных ресурсов свободного газа (6,9 трлн.м3) менее 0,4 трлн.м3 приходится на сушу, а оставшиеся 6,5 трлн.м3 — на шельф Охотского моря (Сахалинский сектор), в основном на его восточный и северо-восточный участки — 6,2 трлн.м3 (проекты «Сахалин-3 — 6»). Меньший интерес представляют южный и юго-западный шельф острова в акватории Японского моря. Первоочередными следует считать объекты в контурах лицензионных участков «Сахалин-3», позволяющими обеспечить до 2030 г. прирост запасов 950 млрд.м3. Выявленные и подготовленные к бурению структуры в пределах лицензионных участков «Сахалин-4, 5 и 6» позволят увеличить прирост запасов газа к 2030 г. до 1,5 трлн. м3 и считать Сахалинский центр газо- и нефтедобычи приоритетным в связи с максимальной концентрацией ресурсов и близостью к потребителям газа и продуктов его переработки.
Ресурсный потенциал Камчатской области, Корякского и Чукотского АО (автономный округ) с прилегающими акваториями составляет в совокупности 2,7 трлн. м3 газа. Этого вполне достаточно для обеспечения топливно-энергетических потребностей этих субъектов Российской Федерации и исключения дорогостоящего завоза энергоносителей. Объектами лицензирования, с целью продолжения регионального и поискового этапов работ на газ и нефть, будут являться шельфы Западной Камчатки и Берингова моря, где промышленная газо- и нефтеносность доказана открытием ряда месторождений на побережье Западной Камчатки (Средне-Кунжикское газовое, Нижне-Квакчинское, Кшукское и Северо-Колпаковское газоконденсатные), Анадырском (Верхне-Телекайское нефтегазоконденсатное, Верхне-Эгинское и Ольховое нефтяные) и Хатырском (Анракоимское газовое и Угловое нефтяное месторождения) районах.
На Западно-Камчатском шельфе газо- и нефтеперспективными объектами являются Утхолокско-Ичинско-Колпаковская зона, а также субпараллельная этой зоне Пьягинско-Прикамчатская зона крупных поднятий, каждая протяженностью около 500 км при ширине 10-50 км.
В Анадырском заливе крупные месторождения углеводородов прогнозируются на межрифтовых поднятиях Ламутском, Анаутском, Сарычева, Гангутском и на склонах прогибов Лагунного, Креста, Восточно-Анадырского; на Хатырском шельфе в пределах северной периклинали Наваринского поднятия, склоне Хатырской впадины, на Склоновом, Южно-Хатырском и Олюторском поднятиях. Такие объекты являются первоочередными для лицензирования.
В акваториях окраинно-континентальных морей Лаптева, Восточно-Сибирского и Чукотского также имеются предпосылки наличия крупных и гигантских месторождений углеводородов в осадочном чехле впадин и прогибов фундамента — Вилькицкого, Северо- и Южно-Чукотских и других, на осложняющих их инверсионных и конседиментационных выступах. Однако для повышения привлекательности лицензионных участков требуется продолжение работ регионального и поискового этапов. В перечисленных регионах до 2030 г. планируется пробурить 200 тыс. м глубокого бурения, затратить 17,3 млрд. руб. и прирастить 300 млн.т у.т.
Лицензионная политика на Востоке России основывается на соблюдении принципов обеспечения энергетической безопасности Российской Федерации, поддержания основ ее суверенитета, а также выполнения обязательств по международным договорам. Реализация данных принципов осуществляется, в том числе посредством предоставления базовым объектам Программы (месторождениям и участкам недр Сахалинского, Иркутского, Красноярского и Якутского центров газодобычи) статуса объектов федерального значения, формирования Федерального фонда резервных месторождений газа и установления особого (безаукционного) порядка недропользования.
19. Предложения по мерам государственного регулирования и стимулирования природоохранной деятельности при реализации Программы
Реализация Программы окажет многообразное и разноплановое влияние на состояние окружающей природной среды Восточной Сибири и Дальнего Востока: атмосферного воздуха, поверхностных и подземных вод, геологической среды, почвенно-растительного покрова и животного мира.
Уровень и характер воздействий определяется предлагаемыми технологическими решениями и природоохранными мероприятиями. В целях минимизации негативного влияния при проектировании объектов газовой промышленности в Программе должны быть рассмотрены альтернативные варианты по природоохранным, социально-экологическим, техническим критериям — вплоть до нулевого варианта (отказа от деятельности).
Важно отметить, что реализация Программы улучшит состояние атмосферного воздуха, поскольку при использовании газа в промышленности или в быту по сравнению с углем, существенно меняется уровень выбросов вредных веществ в окружающую среду (диоксидов серы и азота, твердых частиц, оксидов углерода и др.). Однако Программа предусматривает сохранение доминирующей роли угля в топливном балансе региона и рост его потребления при относительно более высоком росте потребления газа, и поэтому снижение выбросов будет относительным.
Объекты газовой промышленности сами являются источниками загрязнения атмосферы. На этапе строительства основными из них являются автотранспорт, строительные машины и механизмы. Основными загрязняющими веществами являются оксид углерода, оксиды азота, диоксид серы, углеводороды, соединения свинца, сажа.
В период эксплуатации функционируют организованные и неорганизованные источники выбросов. К первым относятся газоперекачивающие агрегаты компрессорных станций, установки комплексной подготовки газа, газоперерабатывающие заводы. Неорганизованные выбросы происходят вследствие протечек через неплотности арматуры, от емкостей хранения метанола и др. Основные загрязняющие вещества: оксиды азота и углерода, метан, углеводороды, метанол. По объему выбросов обычно преобладает метан, по степени опасности для окружающей среды — оксиды азота. От вспомогательных производств (электросварка и др.) в атмосферу могут поступать и другие вещества. Загрязнение этими веществами носит локальный характер; уровень загрязнения атмосферного воздуха после завершения стадии строительства объектов отрасли сравнительно быстро возвращается к фоновому.
Воздействие на поверхностные воды будет максимальным в период строительства. Нарушение стока, загрязнение вод грунтом, нефтепродуктами и др. могут привести к ущербу для рыбного хозяйства. В период эксплуатации воздействие на режим речного стока, русловые процессы, ледовый режим с учетом проведения предусмотренных в Программе природоохранных мероприятий будет незначительным. В целях предотвращения загрязнения поверхностных водных объектов предусматриваются меры по очистке и утилизации бытовых и производственно-дождевых стоков, оборотная система водоснабжения, оборудование стокоулавливающих канав, размещение объектов на водоразделах и др.
С началом освоения новых месторождений регионов может оказаться значительным воздействие на подземные воды. Источниками загрязнения являются буровые растворы, высокоминерализованные пластовые сточные воды, промышленные и коммунальные сточные воды, склады сухих реагентов. В целях снижения негативного воздействия на пресные водоносные горизонты необходимо предусмотреть строгое соблюдение правил хранения и использования токсичных реагентов, экологически ориентированные технологии приготовления буровых растворов и бурения скважин, подземное захоронение пластовых и сильно загрязненных сточных вод и другие мероприятия.
Загрязнение подземных вод возможно при добыче газа и подземном захоронении сточных вод. Для предотвращения загрязнения необходимо учесть следующие факторы:
— проведение необходимых гидрогеологических исследований, в т.ч. агрессивности грунтовых (пресных и соленых) вод к цементу и металлу для эффективной борьбы с коррозией;
— изоляцию водоносных, поглощающих и газоносных пластов при бурении и креплении эксплуатационных скважин для исключения затрубных межпластовых перетоков;
— контроль состояния эксплуатационных и нагнетательных скважин;
— организацию мониторинга состояния подземных водоносных, в т.ч. питьевых горизонтов с помощью сети наблюдательных скважин.
Серьезным и требующим особого внимания является воздействие на геологическую среду. Охрана нижних этажей геологической среды в зоне отработки продуктивных горизонтов связана с оптимальной схемой кустования, размещением бурового оборудования, применением современных методов горизонтального бурения и поддержания расчетного темпа разработки.
При выборе варианта трассы газопроводов следует учитывать сейсмическую опасность. Должны быть предусмотрены меры по обеспечению надежности транспорта газа и мониторинговые наблюдения глубины и механизма очагов.
К негативным экзогенным процессам относятся наледеобразование, гляциальные лавинные и селевые потоки, склоновая эрозия, термокарст, морозное пучение и др. В целях предотвращения таких процессов в Программе, а затем в проектах обустройства предусмотрен комплекс следующих мероприятий: отсыпка площадок с уклоном к центру, строительство дренажных канав по периметру площадок, оборудование нагорных канав или лотков для перехвата фильтрационной воды с откосов, щебенчатый дренаж, закладка водопропускных труб и др.
Сооружение газовых объектов окажет значительное негативное воздействие на почвенно-растительный покров. Источники воздействия можно подразделить на техногенные, пирогенные (пожарные) и рекреационные.
Под объекты газовой отрасли в постоянное и временное пользование выделяются значительные площади сельскохозяйственных угодий и лесных массивов. Воздействия на почвы сводятся к ликвидации почвенно-растительного слоя, выравниванию поверхности, созданию площадок под промышленное или коммунальное строительство, перемещениям грунта для создания амбаров и котлованов-ловушек и др. Образуются почвогрунтовые и грунтовые смеси с характеристиками, значительно отличающимися от исходных компонентов. При аварийных сбросах происходит загрязнение земель широким спектром химических веществ, прежде всего нефтепродуктов, засоление и перестройка структуры почвенных горизонтов. При строительстве происходит сведение лесов, усыхание и ветровалы деревьев, загрязнение за счет выпадений из атмосферы и т.д.
Для снижения негативного влияния на почвенно-растительный покров в Программе предусмотрено проведение системы противоэрозионных мероприятий, технической и биологической рекультивации.
Дополнительные мероприятия требуются в районах распространения многолетнемерзлых пород. Строительство может осуществляться с сохранением или растеплением ММП. При этом должна обеспечиваться устойчивость сооружений, предусмотрен комплекс мер по предотвращению процессов термоэрозии и др.
Важным разделом природоохранных мероприятий является охрана животного мира. Центральное положение здесь занимает проблема охраны ценных промысловых животных: соболя, лося и др. Строительство и эксплуатация объектов газовой промышленности будут оказывать негативное влияние на животный мир, что выражается в изъятии среды обитания животных, усиленным промыслом и браконьерством, разнообразными экологическими изменениями среды, беспокойством и разрушением цепей питания животных.
В целях снижения воздействия на животный мир проектами строительства должны предусматриваться:
— соблюдение размещения объектов в соответствии с биоэкологическими ограничениями среды;
— проведение специальных мероприятий на местах возможных миграционных путей животных;
— ограничение рекреационного воздействия;
— правильное содержание домашних животных и т.д.
На объектах газовой промышленности возможны аварийные ситуации, которые сопровождаются значительным, но кратковременным воздействием на окружающую среду. Наиболее опасны разрывы газопроводов, сопровождающиеся выбросами газа. С вероятностью около 50% при разрывах происходит воспламенение или взрыв газа. В этих случаях наблюдается образование воронки взрыва, термическое воздействие; возможны лесные и полевые пожары. При разрывах технологических трубопроводов и емкостей происходит загрязнение почв и поверхностных вод токсичными веществами (нефтепродукты, метанол и др.); возможны также пожары.
В целях сокращения негативного воздействия при размещении объектов должны быть учтены следующие экологические ограничения:
— особо охраняемые территории, зеленые зоны населенных пунктов и лечебно-оздоровительные зоны, эталонные и типичные места природы, представляющие высокую научную ценность;
— территории водоохранных зон и прибрежных защитных;
— леса первой категории;
— места обитания редких и исчезающих видов растений и животных;
— территории со сложными инженерно-геологическими условиями и (или) с проявлением опасных физико-геологических процессов и явлений, а также территории, имеющие категорию неустойчивых к внешним нагрузкам и загрязнителям, требующие реализации специальных мер при их использовании;
— участки с аномально высоким водопоглощающим режимом, служащие местами транзита загрязнения подземных вод питьевого назначения;
— наиболее ценные места для традиционного хозяйствования коренного населения — ягельники, охотугодья, участки сбора некоторых диких пищевых растений — плантации дикоросов, рыбные ловли, нерестилища промысловых рыб, участки массовой миграции млекопитающих и птиц;
— археологические памятники, культовые места и памятники культуры;
— территории, объекты и виды деятельности, требующие сезонной регламентации при промышленном использовании;
— территории с критической экологической ситуацией, требующие неотложных мер реабилитации — сильно нарушенные и загрязненные территории с наличием аварийных объектов.
Особое значение имеет Байкальская природная территория, относящаяся к регионам Всемирного наследия, что исключает возможность прохождения трасс трубопроводов (нефтяных и газовых) вблизи береговой зоны озера..
Предусматриваются следующие направления природоохранных затрат при проектировании промышленных объектов:
— Охрана атмосферного воздуха.
— Охрана поверхностных и подземных вод.
— Охрана геологической среды.
— Охрана и рациональное использование земель.
— Охрана и рациональное использование флоры и фауны.
— Размещение и утилизация отходов.
— Охрана труда работников отрасли и здоровья населения региона.
— Обеспечение промышленной безопасности.
— Соблюдение статуса особо охраняемых природных территорий, прежде всего, природного объекта всемирного наследия — озера Байкал.
— Соблюдение прав и интересов коренных малочисленных народов.
— Общие капитальные вложения оцениваются в 2 млрд. долл. США.
20. Прогноз ввода мощностей, оценка потребности в инвестициях и эксплуатационных затратах при реализации Программы
20.1. Прогноз ввода мощностей в добыче и транспорте природного газа
При целевом спросе на газ предполагаются следующие объемы добычи газа (млрд. м3):
с ЕСГ
Сценарии / годы |
2006 |
2010 |
2015 |
2020 |
2025 |
2030 |
«Запад» |
8,0 |
27,4 |
88,2 |
121,7 |
132,1 |
134,8 |
«Центр» |
8,0 |
28,2 |
87,1 |
120,3 |
130,2 |
132,8 |
«Восток» |
8,0 |
27,4 |
85,3 |
118,0 |
128,0 |
130,6 |
без ЕСГ
Сценарии / годы |
2006 |
2010 |
2015 |
2020 |
2025 |
2030 |
«Запад» |
8,0 |
27,4 |
44,9 |
78,4 |
88,6 |
91,3 |
«Центр» |
8,0 |
28,2 |
45,7 |
78,8 |
88,7 |
91,3 |
«Восток» |
8,0 |
27,4 |
43,9 |
76,6 |
86,5 |
89,1 |
без ЕСГ при увеличенном варианте экспорта
Сценарии / годы |
2006 |
2010 |
2015 |
2020 |
2025 |
2030 |
«Запад»-50 |
8,0 |
27,4 |
45,7 |
107,1 |
117,4 |
120,0 |
«Центр»-50 |
8,0 |
28,2 |
45,6 |
108,5 |
118,4 |
121,0 |
«Восток»-50 |
8,0 |
27,4 |
43,9 |
108,3 |
118,2 |
120,8 |
Прогноз ввода мощностей в добыче и транспорте газа с месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока приведен в таблицах 20.1-20.2.
Таблица 20.1 — Мощности по добыче газа на месторождениях Восточной Сибири и Дальнего Востока
Целевой вариант
Показатели |
Сценарии |
||||||||
с ЕСГ |
без ЕСГ |
||||||||
«Запад» |
«Центр» |
«Восток» |
«Запад» |
«Центр» |
«Восток» |
«Запад»-50 |
«Центр»-50 |
«Восток»-50 |
|
Скважины, шт. |
1439 |
1183 |
903 |
604 |
560 |
339 |
953 |
911 |
730 |
УКПГ, УППГ, шт./млрд. м3 |
17/96,1 |
17/81,1 |
15/58,1 |
14/42 |
8/32,8 |
7/13,8 |
16/70,7 |
11/58,5 |
9/43,8 |
ДКС, МВт |
536,1 |
632,1 |
568,1 |
256,1 |
480,1 |
416,1 |
560,1 |
704,1 |
752,1 |
Платформы, шт. |
3 |
3 |
3 |
3 |
3 |
3 |
3 |
3 |
3 |
ЛБК, шт. |
2 |
2 |
2 |
2 |
2 |
2 |
2 |
2 |
2 |
ПУК, шт. |
1 |
2 |
7 |
1 |
2 |
7 |
1 |
2 |
7 |
Таблица 20.2 — Мощности для транспортировки газа с месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока
Целевой вариант
Показатели |
Сценарии |
||||||||
с ЕСГ |
без ЕСГ |
||||||||
«Запад» |
«Центр» |
«Восток» |
«Запад» |
«Центр» |
«Восток» |
«Запад»-50 |
«Центр»-50 |
«Восток»-50 |
|
Протяженность, км |
6527 |
7337 |
5287 |
4220 |
5610 |
3560 |
4800 |
5610 |
6310 |
Диаметр газопроводов, мм |
1420/1220/ 1020/820/ 720 |
1420/1220/ 1020/820/ 720 |
1420/1220/ 1220/820 |
1420/820/ 720 |
1220/820/ 720 |
1420/1220/820/720 |
1420/1220/1020/820/ 720 |
1420/1220/ 1020/820/ 720 |
1420/1220/ 1020/820/ 720 |
Давление, МПа |
9,8/7,4 |
20,0/9,8/ 7,4 |
20,0/9,8/ 7,4 |
9,8/7,4/5,4 |
20,0/9,8/ 7,4/5,4 |
20,0/9,8/ 7,4/5,4 |
9,8/7,4/5,4 |
13,0/9,8/ 7,4/5,4 |
13,0/9,8/ 7,4/5,4 |
Количество КС, шт. |
19 |
22 |
19 |
8 |
12 |
9 |
10 |
24 |
20 |
Установленная мощность, МВт |
1086 |
1275 |
1241 |
345 |
504 |
470 |
568 |
1572 |
1300 |
При интенсивном спросе на газ предполагаются следующие объемы добычи газа (млрд. м3):
с ЕСГ
Сценарии / годы |
2006 |
2010 |
2015 |
2020 |
2025 |
2030 |
«Запад» |
8,0 |
27,4 |
88,2 |
137,4 |
147,8 |
150,5 |
«Центр» |
8,0 |
28,2 |
87,1 |
136,0 |
145,9 |
148,5 |
«Восток» |
8,0 |
27,4 |
85,3 |
133,8 |
143,7 |
146,3 |
без ЕСГ
Сценарии / годы |
2006 |
2010 |
2015 |
2020 |
2025 |
2030 |
«Запад» |
8,0 |
27,4 |
44,9 |
93,9 |
104,2 |
106,9 |
«Центр» |
8,0 |
28,2 |
45,7 |
94,4 |
104,3 |
106,9 |
«Восток» |
8,0 |
27,4 |
43,9 |
92,2 |
102,1 |
104,6 |
Прогноз ввода мощностей в добыче и транспорте газа с месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока приведен в таблицах 20.3-20.4.
Таблица 20.3 — Мощности по добыче газа на месторождениях Восточной Сибири и Дальнего Востока
Интенсивный вариант
Показатели |
Сценарии |
||||||
с ЕСГ |
без ЕСГ |
||||||
«Запад» |
«Центр» |
«Запад» |
«Центр» |
«Запад» |
«Центр» |
||
Скважины, шт. |
1625 |
1331 |
1148 |
818 |
732 |
549 |
|
УКПГ, УППГ, шт./млрд. м3 |
19/111,8 |
19/92,8 |
18/73,9 |
16/57,6 |
11/48,9 |
10/29,9 |
|
ДКС, МВт |
632,1 |
744,1 |
680,1 |
368,1 |
560,1 |
528,1 |
|
Платформы, шт. |
3 |
3 |
3 |
3 |
3 |
3 |
|
ЛБК, шт. |
2 |
2 |
2 |
2 |
2 |
2 |
|
ПУК, шт. |
1 |
2 |
7 |
1 |
2 |
7 |
Таблица 20.4 — Мощности для транспортировки газа с месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока
Интенсивный вариант
Показатели |
Сценарии |
|||||
с ЕСГ |
без ЕСГ |
|||||
«Запад» |
«Центр» |
«Восток»» |
«Запад» |
«Центр» |
«Восток» |
|
Протяженность, км |
6527 |
7337 |
5447 |
4754 |
5984 |
4094 |
Диаметр газопроводов, мм |
1420/1220/ 1020/820/ 720 |
1420/1220/ 1020/820/ 720 |
1420/1220/ 1020/820/ 720 |
1420/1020/ 820/720 |
1220/1020 820/720 |
1420/1220/ 820/720 |
Давление, МПа |
9,8/7,4 |
20,0/9,8/7,4 |
20,0/9,8/7,4 |
9,8/7,4/5,4 |
20,0/9,8/ 7,4/5,4 |
20,0/9,8/ 7,4/5,4 |
Количество КС, шт. |
20 |
23 |
20 |
7 |
11 |
8 |
Установленная мощность, МВт |
1290 |
1407 |
1373 |
345 |
504 |
470 |
20.2. Оценка потребности в инвестициях на реализацию Программы
Строительство объектов газовой отрасли, предлагаемое в Программе, характеризуется не только огромными масштабами (например, потребуется проложить более 6 тысяч километров магистральных газопроводов), но и очень сложными условиями выполнения строительно-монтажных работ.
Условия строительства в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке характеризуются труднодоступностью районов; удалённостью от производителей материально-технических ресурсов; неразвитостью социальной, транспортной, энергетической и рыночной инфраструктуры; большой протяжённостью участков с суровым климатом; вечной мерзлотой; болотистой и гористой местностью; сложным рельефом; высоким уровнем сейсмичности и другими удорожающими факторами. Всё это, с учётом высокой металлоёмкости и капиталоёмкости сооружаемых объектов, предопределяет значительные инвестиции, необходимые для реализации Программы.
Свод результатов расчётов капитальных вложений с налогом на добавленную стоимость по сценариям и вариантам Программы в целом и в разрезе бизнес-процессов представлен в таблицах 20.5-20.6 (целевой вариант) и 20.7-20.8 (интенсивный вариант).
Суммарные капитальные вложения приведены в таблицах: 20.9 (млрд.долл. США) и 20.10 (млрд.рублей).
Из таблиц видно, что наибольший удельный вес капитальных вложений в целевом варианте сценариев Программы соответствует бизнес-процессу «добыча и переработка газа» (49 ? 61%). В бизнес-процессе «транспорт газа» этот показатель находится в пределах 24 ? 36%.
Аналогичная картина наблюдается в интенсивном варианте спроса на газ.
Таблица 20.5. Капитальные вложения в бизнес-процессы газовой промышленности Восточной Сибири и Дальнего Востока за период 2006 — 2030 гг. (в ценах 2006 г.)
(по целевому варианту)
млрд. долл. США
Бизнес-процессы |
Целевой вариант |
||||||||
с ЕСГ |
без ЕСГ |
||||||||
«Запад» |
«Центр» |
«Восток» |
«Запад» |
«Центр» |
«Восток» |
«Запад»-50 |
«Центр»-50 |
«Восток»-50 |
|
Геологоразведочныеработы |
7,2 |
7,5 |
8,9 |
5,0 |
5,4 |
7,1 |
6,6 |
6,9 |
8,3 |
Добыча и переработка газа |
44,3 |
36,8 |
37,0 |
24,1 |
22,2 |
21,1 |
32,5 |
28,1 |
29,5 |
Хранение гелия |
1,7 |
1,2 |
0,5 |
0,1 |
0,3 |
|
1,1 |
0,7 |
0,6 |
Транспорт газа |
19,4 |
20,9 |
15,8 |
11,1 |
14,4 |
9,3 |
18,1 |
19,2 |
21,4 |
Подземное хранениегаза |
0,3 |
0,3 |
0,3 |
0,3 |
0,3 |
0,3 |
0,3 |
0,3 |
0,3 |
ИТОГО: |
72,9 |
66,7 |
62,5 |
40,6 |
42,6 |
37,8 |
58,6 |
55,2 |
60,1 |
Таблица 20.6. Капитальные вложения в бизнес-процессы газовой промышленности Восточной Сибири и Дальнего Востока за период 2006 — 2030 гг. (в ценах 2006 г.)
(по целевому варианту)
млрд. руб.
Бизнес-процессы |
Целевой вариант |
||||||||
с ЕСГ |
без ЕСГ |
||||||||
«Запад» |
«Центр» |
«Восток» |
«Запад» |
«Центр» |
«Восток» |
«Запад»-50 |
«Центр»-50 |
«Восток»-50 |
|
Геологоразведочныеработы |
206,6 |
215,3 |
256,7 |
144,5 |
155,1 |
205,2 |
189,4 |
198,0 |
239,4 |
Добыча и переработка газа |
1273,8 |
1059,7 |
1064,3 |
693,3 |
639,2 |
607,5 |
935,4 |
807,9 |
848,1 |
Хранение гелия |
49,2 |
34,2 |
15,5 |
4,0 |
7,5 |
|
31,4 |
19,0 |
17,3 |
Транспорт газа |
558,6 |
602,1 |
454,7 |
318,0 |
413,6 |
266,5 |
521,2 |
553,7 |
615,3 |
Подземное хранениегаза |
8,9 |
8,9 |
8,9 |
8,9 |
8,9 |
8,9 |
8,9 |
8,9 |
8,9 |
ИТОГО: |
2097,1 |
1920,2 |
1800,1 |
1168,7 |
1224,3 |
1088,1 |
1686,3 |
1587,5 |
1729,0 |
Таблица 20.7. Капитальные вложения в бизнес-процессы газовой промышленности Восточной Сибири и Дальнего Востока за период 2006 — 2030 гг. (в ценах 2006 г.)
(по интенсивному варианту)
млрд. долл. США
Бизнес-процессы |
Интенсивный вариант |
|||||
с ЕСГ |
без ЕСГ |
|||||
«Запад» |
«Центр» |
«Восток» |
«Запад» |
«Центр» |
«Восток» |
|
Геологоразведочные работы |
7,7 |
8,1 |
10,6 |
6,1 |
6,0 |
7,3 |
Добыча и переработка газа |
53,0 |
48,4 |
49,3 |
35,2 |
32,8 |
32,7 |
Хранение гелия |
2,1 |
1,9 |
1,0 |
0,7 |
0,9 |
0,2 |
Транспорт газа |
20,3 |
21,3 |
16,5 |
12,3 |
15,3 |
10,5 |
Подземное хранение газа |
0,3 |
0,3 |
0,3 |
0,3 |
0,3 |
0,3 |
ИТОГО: |
83,4 |
80,0 |
77,7 |
54,6 |
55,3 |
51,0 |
Таблица 20.8. Капитальные вложения в бизнес-процессы газовой промышленности Восточной Сибири и Дальнего Востока за период 2006 — 2030 гг. (в ценах 2006 г.)
(по интенсивному варианту)
млрд. руб.
Бизнес-процессы |
Интенсивный вариант |
|||||
с ЕСГ |
без ЕСГ |
|||||
«Запад» |
«Центр» |
«Восток» |
«Запад» |
«Центр» |
«Восток» |
|
Геологоразведочные работы |
220,5 |
234,3 |
303,9 |
174,7 |
173,0 |
211,0 |
Добыча и переработка газа |
1526,5 |
1391,5 |
1418,3 |
1012,8 |
944,6 |
940,0 |
Хранение гелия |
59,6 |
53,8 |
29,1 |
19,9 |
27,1 |
4,3 |
Транспорт газа |
584,5 |
613,3 |
475,4 |
353,1 |
439,5 |
301,6 |
Подземное хранение газа |
8,9 |
8,9 |
8,9 |
8,9 |
8,9 |
8,9 |
ИТОГО: |
2400,0 |
2301,8 |
2235,6 |
1569,4 |
1593,1 |
1465,8 |
Таблица 20.9. Суммарные капитальные вложения в освоение газовых ресурсов по сценариям и вариантам Программы (в ценах 2006 г.)
млрд. долл. США
Варианты/сценарии |
«ЗАПАД» |
«ЦЕНТР» |
«ВОСТОК» |
с ЕСГ (целевой вариант) |
72,9 |
66,7 |
62,5 |
без ЕСГ (целевой вариант) |
40,6 |
42,6 |
37,8 |
без ЕСГ(целевой вариант -50) |
58,6 |
55,1 |
60,1 |
с ЕСГ(интенсивный вариант) |
83,4 |
80,0 |
77,7 |
без ЕСГ(интенсивный вариант) |
54,5 |
55,3 |
50,9 |
Таблица 20.10. Суммарные капитальные вложения в освоение газовых ресурсов по сценариям и вариантам Программы
млрд. руб.
Варианты/сценарии |
«ЗАПАД» |
«ЦЕНТР» |
«ВОСТОК» |
с ЕСГ (целевой вариант) |
2097,1 |
1920,2 |
1800,1 |
без ЕСГ(целевой вариант) |
1168,7 |
1224,3 |
1088,1 |
без ЕСГ(целевой вариант — 50) |
1686,3 |
1587,5 |
1729,0 |
с ЕСГ(интенсивный вариант) |
2400,0 |
2301,8 |
2235,6 |
без ЕСГ(интенсивный вариант) |
1569,4 |
1593,1 |
1465,8 |
Наименьшие капитальные вложения соответствуют сценарию «Восток». Реализация Программы по этому сценарию потребует на 3 — 14 % капитальных вложений меньше, чем по сценариям «Запад» и «Центр».
Основная часть капитальных вложений в разрезе сценариев и вариантов Программы потребуется в период 2006 — 2015 гг.- в целевом варианте 45-69%, а в интенсивном — 45-59%.
Для финансового обеспечения таких КВ потребуются как собственные, так и заёмные средства, в том числе использование возможностей региональных бюджетов. Ниже представлены КВ в разрезе субъектов Российской Федерации. Для строительства объектов в Иркутской области потребуется 769 млрд. рублей, в Красноярском крае — 709 млрд. рублей, в Сахалинской области — 406 млрд. рублей и в Республике Саха (Якутия) — 471 млрд. рублей.
Участие региональных бюджетов в инвестировании Программы предопределяется фактором прохождения газопроводов по территориям соответствующих субъектов РФ, обеспечивающим техническую возможность газификации этих регионов. КВ в газораспределительные сети предполагаются в объеме от 40 до 120 млрд. рублей.
В Программе предлагается использование отечественных технологий, оборудования и трудовых ресурсов в первую очередь.
Выявление и эффективное использование административно-хозяйственных и инвестиционных ресурсов субъектов Российской Федерации является одним из основных факторов успешной реализации Программы освоения Восточной Сибири и Дальнего Востока.
20.3. Оценка эксплуатационных затрат
Суммарные эксплуатационные затраты в добыче газа суммарно за период до 2030 гг. составят в ценах 2006 г.:
Сценарии |
Эксплуатационные затраты |
||
млрд. долл. США |
млрд. руб. |
||
Целевой вариант |
|||
с ЕСГ |
«Запад» |
42,5 |
1223,8 |
«Центр» |
39,3 |
1131,5 |
|
«Восток» |
37,7 |
1084,9 |
|
Без ЕСГ |
«Запад» |
24,4 |
701,0 |
«Центр» |
23,6 |
678,7 |
|
«Восток» |
22,0 |
632,2 |
|
«Запад-50» |
31,5 |
906,9 |
|
«Центр-50» |
29,4 |
845,6 |
|
«Восток-50» |
29,6 |
850,9 |
|
Интенсивный вариант |
|||
с ЕСГ |
«Запад» |
46,7 |
1343,8 |
«Центр» |
44,1 |
1270,4 |
|
«Восток» |
43,1 |
1239,2 |
|
Без ЕСГ |
«Запад» |
28,9 |
831,7 |
«Центр» | 27,8 | 799,1 | |
«Восток» |
26,7 |
767,9 |
Суммарные эксплуатационные затраты в транспорте газа суммарно за период до 2030 гг. составят в ценах 2006 г.:
Сценарии |
Эксплуатационные затраты |
||
млрд. долл. США |
млрд. руб. |
||
Целевой вариант |
|||
с ЕСГ |
«Запад» |
20,9 |
600,9 |
«Центр» |
23,3 |
669,2 |
|
«Восток» |
18,8 |
540,0 |
|
Без ЕСГ |
«Запад» |
11,3 |
326,2 |
«Центр» |
14,9 |
428,7 |
|
«Восток» |
10,4 |
299,5 |
|
«Запад-50» |
16,1 |
463,3 |
|
«Центр-50» |
22,1 |
635,7 |
|
«Восток-50» |
21,1 |
606,9 |
|
Интенсивный вариант |
|||
с ЕСГ |
«Запад» |
22,2 |
639,6 |
«Центр» |
24,0 |
690,5 |
|
«Восток» |
19,6 |
565,0 |
|
Без ЕСГ |
«Запад» |
12,1 |
347,8 |
«Центр» | 15,5 | 446,2 | |
«Восток» |
11,1 |
320,7 |
Для реализации Программы освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока предусмотрены значительные объёмы нового строительства.
Помимо ввода новых мощностей в добыче, транспорте и переработке газа в Программе предлагается уделять существенное внимание проведению на месторождениях геологоразведочных работ, а также извлечению, хранению и использованию гелия.
21. Экономическая эффективность реализации Программы
Экономическая оценка сценариев создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР дифференцирована по следующим бизнес-процессам:
— «Добыча газа»;
— «Переработка газа»;
— «Транспорт газа»;
— «Покупка и реализация газа».
Показателями экономической оценки сценариев являются прогнозные значения коммерческой и бюджетной эффективности.
Структура материальных и денежных потоков, учитываемых в расчетах, приведена на рисунке 21.1, где:
оплата газа конечными потребителями в России и за рубежом;
оплата услуг по транспортировке газа;
оплата газа, потребляемого на технологические нужды в бизнес-процессе «Транспорт газа».
Использованы следующие допущения:
— стоимость добычи газа в бизнес-процессе «Добыча газа» определяется автономно, исходя из условия достижения внутренней нормы доходности (ВНД) на конец расчетного периода (25 лет разработки месторождений), равной 15%.
— тариф оплаты услуг в бизнес-процессе «Транспорт газа» определяется автономно, исходя из условия достижения ВНД на конец расчетного периода (25 лет), равной 12%;
— в бизнес-процесс «Переработка газа» включены затраты на строительство подземного хранилища азотно-гелиевого концентрата и на его эксплуатацию. Затраты на получение «сухого газа» учтены в цене прочей продукции.
Стоимость газа для технологических нужд газопроводов при расчете транспортного тарифа определялась исходя из цены газа на промысле и затрат на среднюю дальность транспортировки.
Бизнес-процесс «Покупка и реализация газа» включает в себя следующие составляющие:
• покупка газа у бизнес-процесса «Добыча газа» по цене добычи;
• реализацию газа по прогнозируемым рыночным ценам:
— российским потребителям (промышленность и коммунальная сфера, население);
— на экспорт.
Основными этапами расчета экономических показателей бизнес-процесса «Покупка и реализация газа» являются:
• расчет выручки;
• расчет затрат по составляющим:
— затраты на покупку промыслового газа;
— затраты на транспортировку газа по Российской Федерации;
— затраты на транзит природного газа вне Российской Федерации;
— собственные нужды бизнес-процесса.
• расчет налогов и отчислений, в составе которых учитываются:
— экспортная таможенная пошлина на газ, поставляемый за рубеж;
— таможенные сборы за газ, поставляемый за рубеж;
— налог на добавленную стоимость, исходя из выручки от реализации газа в Российской Федерации.
В расчетах учитывается налог на добавленную стоимость, уменьшенный на его величину, включенную в оплату товаров и услуг в составе затрат на осуществление бизнес-процесса «Покупка и реализация газа».
Расчеты выполнены в условиях экономического окружения, в котором ставки налогов и сборов, а также способы их начисления приняты в соответствии с Налоговым Законодательством, действующим на территории Российской Федерации с 01.01.2006 г.
Результаты расчетов экономических показателей по бизнес-процессам
Основные показатели бизнес-процесса «Добыча газа» в сценариях следующие:
Сценарии |
Накопленный денежный поток, |
Накопленный дисконтированный денежный поток, |
ВНД*, % |
|
Целевой вариант спроса на газ |
||||
с ЕСГ |
«Запад» |
32691,9 |
2723,1 |
14,2 |
«Центр» |
32063,4 |
2749,6 |
14,3 |
|
«Восток» |
28315,5 |
2389,9 |
14,2 |
|
без ЕСГ |
«Запад» |
19058,7 |
1593,4 |
14,3 |
«Центр» |
18605,2 |
1534,4 |
14,2 |
|
«Восток» |
14857,2 |
1174,6 |
14,0 |
|
«Запад-50» |
22739,5 |
1738,7 |
14,0 |
|
«Центр-50» |
21853,1 |
1727,8 |
14,2 |
|
«Восток-50» |
18895,7 |
1341,3 |
13,7 |
|
Интенсивный вариант спроса на газ | ||||
с ЕСГ |
«Запад» с ЕСГ |
34899,2 |
2821,3 |
14,2 |
«Центр» с ЕСГ |
35652,8 |
2896,7 |
14,2 |
|
«Восток» с ЕСГ |
31742,1 |
2470,9 |
14,0 |
|
без ЕСГ |
«Запад» без ЕСГ |
21653,4 |
1664,0 |
14,0 |
«Центр» без ЕСГ |
21542,9 |
1664,3 |
14,1 |
|
«Восток» без ЕСГ |
17632,2 |
1238,5 |
13,7 |
* — в связи с тем, что последний год расчетного периода для отдельных проектов наступает после 2030 года, ВНД в течение срока рассмотрения Программы ниже 15%
· Основные показатели бизнес-процесса «Транспорт газа» в сценариях следующие:
Сценарии |
Накопленный денежный поток, |
Накопленный дисконтированный денежный поток, |
ВНД, %* |
|
Целевой вариант спроса на газ |
||||
с ЕСГ |
«Запад» |
37585,0 |
1548,8 |
11,4 |
«Центр» |
44610,9 |
1849,5 |
11,4 |
|
«Восток» |
33838,5 |
1450,7 |
11,4 |
|
без ЕСГ |
«Запад» |
23321,6 |
893,8 |
11,3 |
«Центр» |
33442,8 |
1279,9 |
11,3 |
|
«Восток» |
22680,8 |
887,8 |
11,3 |
|
«Запад-50» |
29005,5 |
839,8 |
11,0 |
|
«Центр-50» |
41604,4 |
1483,9 |
11,2 |
|
«Восток-50» |
36639,0 |
827,2 |
10,8 |
|
Интенсивный вариант спроса на газ | ||||
с ЕСГ |
«Запад» |
40176,8 |
1630,1 |
11,4 |
«Центр» |
45442,7 |
1873,4 |
11,4 |
|
«Восток» |
34535,7 |
1451,8 |
11,4 |
|
без ЕСГ |
«Запад» |
25122,5 |
930,6 |
11,3 |
«Центр» |
35363,7 |
1330,1 |
11,3 |
|
«Восток» |
24476,5 |
920,4 |
11,3 |
* — в связи с тем, что последний год расчетного периода для отдельных проектов наступает после 2030 года, ВНД в течение срока рассмотрения Программы ниже 12%
Основные показатели бизнес-процесса «Переработка газа» в сценариях следующие:
Сценарии |
Накопленный денежный поток, |
Накопленный дисконтированный денежный поток, |
ВНД, % | |
Целевой вариант спроса на газ | ||||
с ЕСГ |
«Запад» |
26682,2 |
1634,8 |
13,5 |
«Центр» |
21292,8 |
577,0 |
11,1 |
|
«Восток» |
23615,2 |
1401,8 |
12,8 |
|
без ЕСГ |
«Запад» |
13991,0 |
754,5 |
12,8 |
«Центр» |
11995,5 |
108,8 |
10,3 |
|
«Восток» |
11896,2 |
755,6 |
12,9 |
|
без ЕСГ |
«Запад-50» |
15939,9 |
401,7 |
11,2 |
«Центр-50» |
18571,0 |
1270,2 |
13,4 |
|
«Восток-50» |
22967,3 |
2050,0 |
15,3 |
|
Интенсивный вариант спроса на газ |
||||
с ЕСГ |
«Запад» |
42318,5 |
3401,3 |
15,6 |
«Центр» |
33575,7 |
1503,7 |
12,4 |
|
«Восток» |
41464,4 |
3441,7 |
15,5 |
|
без ЕСГ |
«Запад» |
27286,0 |
1751,5 |
14,2 |
«Центр» |
29435,8 |
2033,8 |
14,4 |
|
«Восток» |
28993,2 |
2508,4 |
16,3 |
Основные показатели бизнес-процесса «Покупка и реализация газа» в сценариях следующие:
Сценарии |
Накопленный денежный поток, |
Накопленный дисконтированный денежный поток, |
|
Целевой вариант спроса на газ |
|||
с ЕСГ |
«Запад» |
-10563,9 |
-2009,5 |
«Центр» |
-6207,3 |
-945,8 |
|
«Восток» |
10882,5 |
2987,6 |
|
без ЕСГ |
«Запад» |
-12648,5 |
-2621,7 |
«Центр» |
-16317,0 |
-3414,6 |
|
«Восток» |
3868,1 |
1236,3 |
|
«Запад-50» |
-6127,7 |
-1285,4 |
|
«Центр-50» |
-2297,6 |
-294,2 |
|
«Восток-50» |
-876,4 |
352,4 | |
Интенсивный вариант спроса на газ | |||
с ЕСГ |
«Запад» |
-8527,8 |
-1578,6 |
«Центр» |
-3948,4 |
-400,3 |
|
«Восток» |
11406,7 |
3134,0 |
|
без ЕСГ |
«Запад» |
-11025,7 |
-2113,4 |
«Центр» |
-11748,6 |
-2330,1 |
|
«Восток» |
3915,9 |
1287,1 |
Оценка коммерческой эффективности вариантов создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР.
Результаты расчета консолидированных показателей эффективности в сценариях представлены в таблице:
Сценарии |
Консолидированный накопленный
денежный поток, |
Консолидированный накопленный дисконтированный денежный поток, |
ВНД, % |
|
Целевой вариант спроса на газ |
||||
с ЕСГ |
«Запад» |
80275,6 |
1995,3 |
10,9 |
«Центр» |
85393,2 |
2049,1 |
10,8 |
|
«Восток» |
89032,6 |
5853,8 |
12,6 |
|
без ЕСГ |
«Запад» |
39447,9 |
-956,7 |
9,3 |
«Центр» |
43141,8 |
-2129,9 |
8,7 |
|
«Восток» |
47203,8 |
2158,5 |
11,7 |
|
«Запад-50» |
55954,8 |
-231,4 |
9,9 |
|
«Центр-50» |
73873,6 |
2100,8 |
11,0 |
|
«Восток-50» |
70520,3 |
2266,2 |
11,2 |
|
Интенсивный вариант спроса на газ |
||||
с ЕСГ |
«Запад» |
102342,5 |
4473,0 |
11,7 |
«Центр» |
106390,8 |
4564,7 |
11,6 |
|
«Восток» |
110127,6 |
8190,0 |
13,2 |
|
без ЕСГ |
«Запад» |
57862,6 |
520,5 |
10,3 |
«Центр» |
69484,9 |
958,7 |
10,5 |
|
«Восток» |
68750,1 |
4161,4 |
12,6 |
Оценка денежных поступлений в бюджет Российской Федерации от реализации Программы
Расчеты поступлений в бюджеты различных уровней выполнены в структуре, используемой для экономической оценки вариантов создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа:
— косвенные налоги:
налог на добавленную стоимость
— налоги, включаемые в себестоимость:
единый социальный налог
подоходный налог с работников
налог на добычу полезных ископаемых
— налоги, относимые на финансовые результаты:
налог на имущество
налог на прибыль
— другие обязательные платежи:
экспортная таможенная пошлина
таможенные формальности
-налоги по СРП:
роялти
прибыльная продукция государства.
Результаты расчетов представлены в таблице:
млрд. долл. США
Сценарии |
Косвенные налоги |
Налоги, включаемые в себестоимость |
Налоги, относимые на финансовые результаты |
Другие обязательные платежи |
Налоги по СРП |
Итого поступления в бюджет |
Дисконтированные поступления в бюджет
|
|
Целевой вариант спроса на газ |
||||||||
с ЕСГ |
«Запад» |
24,5 |
10,7 |
42,3 |
18,1 |
2,9 |
98,5 |
23,6 |
«Центр» |
24,1 |
10,0 |
41,0 |
22,5 |
3,2 |
100,8 |
24,0 |
|
«Восток» |
24,1 |
9,6 |
39,9 |
21,7 |
2,9 |
98,2 |
23,5 |
|
без ЕСГ |
«Запад»* |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
«Центр»* |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
|
«Восток» |
10,5 |
4,3 |
22,5 |
21,1 |
2,9 |
61,3 |
14,1 |
|
«Запад-50»* |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
|
«Центр-50» |
11,9 |
7,3 |
33,9 |
40,9 |
2,9 |
96,9 |
21,3 |
|
«Восток-50» |
12,2 |
7,3 |
34,0 |
38,9 |
2,9 |
95,2 |
20,8 |
|
Интенсивный вариант спроса на газ |
||||||||
с ЕСГ |
«Запад» |
24,9 |
12,6 |
51,1 |
18,3 |
2,9 |
109,6 |
25,8 |
«Центр» |
25,5 |
11,4 |
49,3 |
23,1 |
3,2 |
112,5 |
26,2 |
|
«Восток» |
25,9 |
9,4 |
49,5 |
22,1 |
2,9 |
109,7 |
25,6 |
|
без ЕСГ |
«Запад» без ЕСГ |
11,9 |
6,6 |
32,3 |
16,6 |
2,9 |
70,3 |
15,6 |
«Центр» без ЕСГ |
12,2 |
6,5 |
35,8 |
22,3 |
3,2 |
80,0 |
17,8 |
|
«Восток» без ЕСГ |
11,3 |
4,8 |
31,8 |
21,3 |
2,9 |
72,1 |
16,1 |
Поступления денежных средств в федеральный и региональный бюджеты при реализации Программы без учета эффекта в смежных отраслях составят (млрд. долл. США):
Сценарии |
в Федеральный бюджет |
в Региональный бюджет |
Всего |
|
Целевой вариант спроса на газ |
||||
с ЕСГ |
«Запад» |
66,1 |
32,4 |
98,5 |
«Центр» |
69,7 |
31,1 |
100,8 |
|
«Восток» |
67,9 |
30,3 |
98,2 |
|
без ЕСГ |
«Запад»* |
— |
— |
— |
«Центр»* |
— |
— |
— |
|
«Восток» |
44,5 |
16,8 |
61,3 |
|
«Запад-50»* |
— |
— |
— |
|
«Центр-50» |
71,5 |
25,4 |
96,9 |
|
«Восток-50» |
69,6 |
25,6 |
95,2 |
|
Интенсивный вариант спроса на газ |
||||
с ЕСГ |
«Запад» |
70,5 |
39,1 |
109,6 |
«Центр» |
74,9 |
37,6 |
112,5 |
|
«Восток» |
72,1 |
37,6 |
109,7 |
|
без ЕСГ |
«Запад» |
45,7 |
24,6 |
70,3 |
«Центр» |
53,0 |
27,0 |
80,0 |
|
«Восток» |
48,1 |
24,0 |
72,1 |
|
* Денежные поступления в бюджеты всех уровней не приведены, т.к. консолидированный накопленный денежный дисконтированный денежный поток имеет отрицательное значение. |
Анализ чувствительности
Проведен анализ чувствительности показателей эффективности реализации сценариев «Запад-50», «Центр-50», «Восток-50» и «Восток» без ЕСГ (целевой) к изменению цен реализации газа на внешних рынках.
Результаты расчетов приведены в таблице, млн. долл. США:
Цены тыс. м3 газа,долл. США Показатели |
Базовое значение
цен |
Изменение цен |
|
-20% |
20% |
||
«Запад-50» (без ЕСГ) |
|||
Консолидированный накопленный дисконтированный денежный поток |
-231,4 |
-3523,9 |
2644,3 |
Денежные поступления в бюджет РФ |
|
— |
93711,0 |
«Центр-50» (без ЕСГ) |
|||
Консолидированный накопленный дисконтированный денежный поток |
2100,8 |
-1761,2 |
5202,2 |
Денежные поступления в бюджет РФ |
96987,2 |
— |
108677,1 |
«Восток-50» (без ЕСГ) |
|||
Консолидированный накопленный дисконтированный денежный поток |
2266,2 |
-1299,8 |
5145,9 |
Денежные поступления в бюджет РФ |
95231,9 |
— |
106391,4 |
«Восток» без ЕСГ (целевой) |
|||
Консолидированный накопленный дисконтированный денежный поток |
2158,5 |
347,4 |
3748,9 |
Денежные поступления в бюджет РФ |
61320,2 |
56155,3 |
67651,9 |
Проведенный анализ выявил высокую чувствительность показателей эффективности реализации сценариев к изменению цены реализации газа на внешних рынках. Наиболее устойчивыми являются сценарии с консервативным вариантом экспорта газа без поставок в ЕСГ.
Макроэкономический эффект от реализации Программы
Расчет макроэкономического эффекта от реализации Программы проведен в соответствии с «Методикой расчета показателей и применения критериев эффективности инвестиционных проектов, претендующих на получение государственной поддержки за счет средств Инвестиционного фонда Российской Федерации», утвержденной приказом Минэкономразвития России и Минфина России от 23.05.2006 № 139/82н (зарегистрирован Минюстом России 21.06.2006, рег.№ 7959).
Под макроэкономическими эффектами понимаются доходы, формирующиеся в экономике в результате прямого и косвенного влияния инвестиционного проекта на процесс образования доходов.
Прямой макроэкономический эффект (ПМЭ) от реализации Программы обусловлен непосредственным влиянием реализуемых инвестиционных проектов на формирование показателей по счету использования ВВП: объема валового накопления, поставок на внутренний рынок потребительских товаров и услуг, экспорта и импорта.
Косвенный макроэкономический эффект (КМЭ) представляет дополнительные доходы, образующиеся в экономике под влиянием использования прямых (входящих в состав прямого макроэкономического эффекта) доходов участников хозяйственной деятельности (населения, предприятий, государства) на покупки российских потребительских и инвестиционных товаров и услуг.
Совокупный макроэкономический эффект (СМЭ) от реализации Программы характеризует объем ВВП, обусловленный реализацией инвестиционных проектов.
Наибольшее воздействие на значение показателей макроэкономического эффекта оказывает величина капитальных вложений. Тем не менее, в них не отражаются затраты на эксплуатацию объектов газодобычи и газоснабжения. Соответственно, показатели макроэкономического эффект носят информационный характер и не могут являться критерием для выбора варианта.
Значения показателей макроэкономического эффекта для целевого варианта спроса для сценариев, не предусматривающих перетока в ЕСГ, приведены в таблице.
млрд. руб.
Сценарии |
ПМЭ |
КМЭ |
СМЭ |
|
без ЕСГ |
«Запад» |
6127,7 |
7470,6 |
13598,3 |
«Центр» |
6629,9 |
8070,0 |
14699,9 |
|
«Восток» |
5949,3 |
7265,3 |
13214,6 |
|
«Запад-50» |
8684,1 |
10641,6 |
19325,7 |
|
«Центр-50» |
9189,9 |
11240,1 |
20430,1 |
|
«Восток-50» |
9268,1 |
11376,6 |
20644,8 |
Интегральный индикатор экономической эффективности инвестиционного проекта, характеризующий часть суммарного за все годы расчетного периода прогнозируемого реального объема ВВП экономики, которая может быть обеспечена реализацией инвестиционного проекта, по всем 15-ти вариантам составит более 0,01%, что свидетельствует о признании проекта соответствующим критерию экономической эффективности.
Теги: Восточная газовая программа |Рубрики: Восточная газовая программа, Документы, Концепции |
Комментарии к записи ПРОГРАММА СОЗДАНИЯ В ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ И НА ДАЛЬНЕМ ВОСТОКЕ ЕДИНОЙ СИСТЕМЫ ДОБЫЧИ, ТРАНСПОРТИРОВКИ ГАЗА И ГАЗОСНАБЖЕНИЯ С УЧЕТОМ ВОЗМОЖНОГО ЭКСПОРТА ГАЗА НА РЫНКИ КИТАЯ И ДРУГИХ СТРАН АЗИАТСКО-ТИХООКЕАНСКОГО РЕГИОНА — Часть 4 отключены