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

17.07.2008
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 затратобъекты 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+С12.

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,
млн. долл. США

Накопленный

дисконтированный денежный поток,
млн. долл. США

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,
млн. долл. США

Накопленный

дисконтированный денежный поток,
млн. долл. США

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,
млн. долл. США

Накопленный

дисконтированный денежный поток,
млн. долл. США

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,
млн. долл. США

Накопленный

дисконтированный денежный поток,
млн. долл. США

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,
млн. долл. США

Консолидированный

накопленный

дисконтированный денежный поток,
млн. долл. США

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.

Часть 1

Часть 2

Часть 3

Часть 4

Часть 5

Теги: |Рубрики: Восточная газовая программа, Документы, Концепции | Комментариев нет »

Комментарии закрыты