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 5

17.07.2008
Источник: Минрегионразвития РФ
Дата публикации: 15.06.08

22. Характеристика рекомендуемого сценария

Для всех рассмотренных вариантов внутреннего и внешнего спроса наилучшими значениями показателей экономической эффективности характеризуются сценарии Восток: «Восток» без ЕСГ, «Восток» с ЕСГ, «Восток-50».

Для достижения поставленных целей в Программе определена очерёдность разработки газовых ресурсов региона. Промышленная добыча газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке начинается на наиболее подготовленных к эксплуатации месторождениях шельфа о. Сахалин (проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2»);

Газификацию потребителей Сахалинской области и Хабаровского края предполагается на начальном этапе осуществлять за счёт поставок газа с месторождений проекта «Сахалин-1», в том числе по действующей газотранспортной системе «Комсомольск-на-Амуре – Хабаровск». Для газификации Приморского края и поставок сетевого газа на экспорт в КНР и Республику Корея планируется строительство газотранспортной системы «Сахалин-Владивосток». При этом в Хабаровском крае предусматривается строительство газоперерабатывающего завода (ГПЗ). С ростом объёма поставок трубопроводного газа потребителям Дальнего Востока и на экспорт будут введены в эксплуатацию месторождения проекта «Сахалин-3», перспективные объекты шельфа о. Сахалин и  месторождений Якутского центра газодобычи со строительством газотранспортной системы «Якутский центр газодобычи – Хабаровск», а также ГПЗ.

Ввод двух очередей завода СПГ в рамках проекта «Сахалин-2» (суммарной мощностью 9,6 млн. тонн в год) позволит начать поставки российского сжиженного газа в страны АТР. В дальнейшем планируется строительство  новых мощностей по производству СПГ в регионе (дополнительно 9,6 млн. тонн в год).

Газ с месторождений Иркутского и Красноярского центров газодобычи планируется направить на газификацию регионов и, при необходимости, в ЕСГ. Для переработки газа месторождений Иркутской области и Красноярского края (в том числе выделения гелия) предусматривается строительство ГПЗ в Иркутской области и в Красноярском крае.

В случае реализации варианта с поставками в ЕСГ предусматривается строительство газопровода из Восточной Сибири в район Проскоково.

Предусмотренные Программой мероприятия по развитию газотранспортной системы оптимизированы с учетом маршрута нефтепроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан».

Детализация решений Программы для уточнения параметров спроса на природный газ и синхронизации с ним этапов развития региональных систем газоснабжения будет осуществляться в генеральных схемах газоснабжения и газификации регионов, разрабатываемых администрациями регионов совместно с ОАО «Газпром».

Предлагаемая схема газоснабжения позволяет адаптировать сроки реализации программных мероприятий к развитию рынка природного газа на востоке России и в странах АТР и, при необходимости, организовать поставки газа в ЕСГ.

Ниже приведены основные технико-экономические показатели реализации варианта «Восток-50» без ЕСГ.

Спрос на газ по этому варианту возрастает к 2030 г. до 120,8 млрд. м3 в год.

Баланс добычи и потребления газа Восточной Сибири и Дальнего Востока приведен в таблице 22.1.

Удовлетворение спроса на газ обеспечивается за счет ввода в эксплуатацию месторождений:

Иркутский центр газодобычи

 

Братское ГКМ

с 2009 г.

Марковское НГКМ

с 2009 г.

Южно-Ковыктинская пл.

с 2009 г.

Ковыктинское ГКМ

с 2017 г.

Красноярский центр газодобычи

 

попутный газ месторождений Красноярского края

с 2010 г.

Юрубчено-Тохомское НГКМ

с 2016 г.

Собинско-Пайгинское НГКМ

-

Якутский центр газодобычи

 

Чаяндинское НГКМ

с 2016 г.

Сахалинский центр газодобычи

 

проект «Сахалин-1»

с 2007 г.

проект «Сахалин-2»

с 2008 г.

проект «Сахалин-3»

с 2014 г.

перспективные участки сахалинского шельфа

с 2025 г.

Таблица 22.1 – Баланс добычи и потребления газа Восточной Сибири и Дальнего Востока

Вариант «Восток-50» без ЕСГ

млрд. куб. м

 

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2020

2025

2030

ДОБЫЧА ГАЗА, всего

8,0

8,8

13,2

19,5

27,4

28,7

35,5

38,8

41,3

44,0

108,3

118,2

120,8

Восточная Сибирь

3,8

4,0

4,0

4,2

4,9

5,7

6,4

7,1

7,8

8,5

13,6

14,6

15,2

Иркутский центр газодобычи

 

 

 

0,2

0,4

0,8

1,3

1,7

2,1

2,6

4,9

5,5

5,7

Красноярский центр

 

 

 

 

0,5

0,9

1,2

1,4

1,7

2,0

4,8

5,1

5,4

Норильскгазпром

3,8

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

Дальний Восток

4,2

4,9

9,2

15,3

22,5

23,0

29,0

31,7

33,5

35,4

94,6

103,6

105,7

Якутский центр газодобычи

1,7

2,0

2,2

2,4

2,6

2,6

2,7

2,7

2,8

2,8

34,6

34,8

34,9

Сахалинский центр газодобычи

2,5

2,9

7,0

12,9

19,4

19,9

25,9

28,5

30,2

32,1

59,4

68,2

70,0

месторождения Камчатской обл.

 

 

 

 

0,4

0,5

0,5

0,5

0,5

0,6

0,6

0,7

0,7

ПОТРЕБЛЕНИЕ ГАЗА, всего

8,0

8,8

13,2

19,5

27,4

28,7

35,5

38,8

41,3

44,0

108,3

118,2

120,8

Восточная Сибирь

3,8

4,0

4,0

4,2

4,9

5,7

6,4

7,1

7,8

8,5

13,6

14,6

15,2

Внутреннее потребление

3,8

4,0

4,0

4,2

4,8

5,4

6,0

6,6

7,2

7,8

12,1

13,0

13,4

Технологические нужды

 

 

 

0,0

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

1,5

1,6

1,7

Дальний Восток

4,2

4,9

9,2

15,3

22,5

23,0

24,0

24,7

25,4

26,0

44,6

53,6

55,7

Внутреннее потребление

4,1

4,8

5,4

6,0

8,1

8,6

9,1

9,5

10,0

10,5

15,0

16,8

18,8

Мощности по сжижению газа на о.Сахалин

 

 

3,6

9,0

13,8

13,8

13,8

13,8

13,8

13,8

20,7

27,6

27,6

Технологические нужды

0,1

0,1

0,2

0,3

0,6

0,6

1,2

1,4

1,6

1,8

8,9

9,2

9,3

Экспорт в страны АТР

 

 

 

 

 

 

5,0

7,0

8,1

9,4

50,0

50,0

50,0

В варианте «Восток-50» предусматривается разработка Чаяндинского НГКМ и строительство газопровода до Хабаровска для обеспечения поставок газа на экспорт в Китай и Республику Корея в объеме 50 млрд. куб. м.

Газ месторождений шельфа о.Сахалин подается на завод по сжижению для дальнейшего его экспорта в Японию, США и др., а также потребителям в Сахалинской области, в Хабаровском и Приморском краях и на экспорт в Китай и в Республику Корея.

Обеспечение потребителей Красноярского края предусматривается за счет месторождений Красноярского центра газодобычи. Добыча газа на месторождениях Иркутского центра газодобычи предусмотрена в объемах, обеспечивающих потребителей северо-восточных и южных районов Иркутской области и на технологические нужды газопроводов.

Геолого-разведочные работы

Капитальные вложения (КВ) в геолого-разведочные работы (ГРР) представлены в таблице 22.2.

Из таблицы видно, что максимум КВ в ГРР приходится на третий, четвертый и пятый 5-летние периоды реализации Программы. В целом капитальные вложения в ГРР зависят от развития добычи газа, синхронизированной с потреблением (спросом).

Добыча газа

Для обеспечения прогнозируемых объемов добычи газа на месторождениях Восточной Сибири и Дальнего Востока по варианту «Восток-50» необходимо ввести следующие производственные мощности: – 730 скважин, 9 УКПГ на 43,8 млрд. м3, ДКС на 752,1 МВт, 3 платформы, 2 ЛБК и 7 ПУК (таблица 22.3).

Таблица 22.2 – Сводные показатели капитальных вложений

Вариант «Восток-50»

млрд. долл. США

 

Технологические

процессы

Годы реализации Программы

Всего

6-10

11-15

16-20

21-25

26-30

1

Геологоразведочные работы

0,93

1,48

2,02

2,01

1,88

8,32

2

Добыча газа

2,57

4,46

5,13

4,56

2,32

19,04

3

Транспорт газа

7,08

11,75

2,54

-

-

21,37

4

Переработка газа

0,96

5,40

4,00

0,04

0,04

10,44

5

Подземное хранение газа

0,01

0,07

0,15

0,08

-

0,31

6

Хранение гелия

-

0,01

0,21

0,23

0,15

0,60

 

В целом по варианту

11,55

23,17

14,05

6,92

4,39

60,08

Таблица 22.3 – Ввод производственных мощностей в добыче газа

Объекты

Ед. изм. мощности

«Восток-50»

Скважины

шт.

730

УКПГ, УППГ

шт./млрд.м3

9/43,8

ДКС

МВт

752,1

Платформы

шт.

3

ЛБК

шт.

2

ПУК

шт.

7

Из таблицы 22.2 видно, что максимум КВ в варианте «Восток-50» приходится – на второй и третий 5-летние периоды реализации Программы.

Эксплуатационные расходы за весь период до 2030 г. в добычу газа по варианту «Восток-50» в сумме составят 29,6 млрд. долл. США.

 

Транспорт газа

Потребность в капитальных вложениях в транспорт газа приведена в таблице 22.2.

Наибольший объем капитальных вложений предусматривается в первый и второй 5-летние периоды нового строительства.

Вариант предусматривает освоение капитальных вложений в строительство магистральных газопроводов от месторождений Иркутского, Красноярского, Сахалинского и Якутского центров газодобычи.

С третьего 5-летнего периода реализации Программы объемы капитальных вложений в транспорт газа резко уменьшаются.

Экономическая эффективность варианта «Восток-50»

Основные показатели бизнес-процесса «Добыча газа»:

Показатели

 

Накопленный дисконтированный денежный поток, млн. долл. США

1341,3

ВНД, %

13,7

Основные показатели бизнес-процесса «Транспорт газа»:

Показатели

 

Накопленный дисконтированный денежный поток, млн. долл. США

827,2

ВНД, %

10,8

Основные показатели бизнес-процесса «Переработка газа»:

Показатели

 

Накопленный дисконтированный денежный поток, млн. долл. США

2050,0

ВНД, %

15,3

Основные показатели бизнес-процесса «Покупка и реализация газа»:

Показатели

 

Накопленный дисконтированный денежный поток, млн. долл. США

352,4

Консолидированные показатели эффективности:

Показатели

 

 

Накопленный дисконтированный денежный поток, млн. долл. США

2266,2

ВНД, %

11,2

Денежные поступления в бюджет РФ при реализации варианта
«Восток-50»

Поступления в бюджеты различных уровней составят, млрд. долл. США:

Показатели

 

Косвенные налоги

12,2

Налоги, включаемые в себестоимость

7,3

Налоги, относимые на финансовые результаты

34,0

Другие обязательные платежи

38,9

Налоги по СРП

2,9

Итого поступления в бюджет

95,2

Дисконтированные поступления в бюджет

20,8

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.

Под макроэкономическими эффектами понимаются доходы, формирующиеся в экономике в результате прямого и косвенного влияния инвестиционного проекта на процесс образования доходов.

Прямой макроэкономический эффект от реализации инвестиционного проекта, оцениваемый в соответствии с Методикой как объем ВВП, обусловленный непосредственным влиянием реализуемого инвестиционного проекта на формирование показателей по счету использования ВВП: объема валового накопления, поставок на внутренний рынок потребительских товаров и услуг, экспорта и импорта по варианту «Восток»-50 составит 9268,1 млрд. руб.:

Косвенный макроэкономический эффект, под которым понимаются 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 по варианту «Восток»-50 составит 11376,6 млрд. руб.

Совокупный макроэкономический эффект от реализации Программы, характеризует объем ВВП, обусловленный реализацией инвестиционного проекта по варианту «Восток»-50 составит 20644,8 млрд. руб.

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 варианту «Восток-50» составит более 0,01%, что свидетельствует о признании проекта соответствующим критерию экономической эффективности.

Характеристика рекомендуемого варианта в региональном разрезе

Реализация варианта «Восток-50» предусматривает следующие объемы поставок газа на внутренний рынок (млрд.  м3/год на 2030 г.):

Иркутская область

5,2

Юг Красноярского края, всего

4,2

в том числе:

 

Красноярск

4,2

Ачинск

-

Республика Саха Якутия

3,2

Амурская область

1,5

Еврейская автономная область

0,2

Сахалинская область

3,6

Хабаровский край

4,5

в том числе:
Комсомольск-на-Амуре

1,6

Хабаровск

2,9

Приморский край

5,1

При этом структура потребления ожидается следующая:

Наименование

региона

Направления использования природного газа в 2030 г., %

Тепловые электростанции

Котельные

Непосредственное потребление

Всего

в т. ч. коммунально-бытовое

Иркутская область

33,4

28,4

38,1

7,4

Юг Красноярского края

36,9

26,5

36,5

12,6

Республика Саха (Якутия)

33,4

28,3

38,3

19,0

Амурская область

22,6

17,4

60,0

15,1

Еврейская автономная область

52,1

30,0

18,0

9,4

Сахалинская область

48,4

14,5

37,1

21,2

Хабаровский край

41,4

18,3

40,3

17,9

Приморский край

40,2

16,1

43,8

18,0

Потребность в капитальных вложениях в региональном разрезе составит (млрд. долл. США):

Регионы, области

ГРР

Добыча газа

Транспорт газа

Переработка газа

ПХГ

Хранение гелия

Итого
Иркутская область

-

2,15

0,74

0,78

0,13

0,04

3,84

Юг Красноярского края

2,49

1,36

1,27

1,93

0,01

0,01

7,07

Республика Саха(Якутия)

2,21

4,84

5,51

4,48

-

0,55

17,59

Сахалинская область

3,02

10,68

0,40

-

-

-

14,10

Хабаровский край

-

-

3,98

3,25

0,16

-

7,39

Приморский край

-

-

4,33*

-

-

-

4,33

Амурская область

-

-

4,13

-

0,01

-

4,14

Еврейская АО

-

-

1,02

 

 

 

1,02

Другие

0,60

-

-

-

-

-

0,60

* с учетом морского участка.

Выручка от реализации газа в региональном разрезе (по конкурентоспособным ценам) за период до 2030 г. составит, млрд. долл. США:

Потребители

 

Иркутская область

8,2

Юг Красноярского края, всего

2,4

в том числе:

 

Красноярск

2,4

Ачинск

-

Республика Саха (Якутия)

6,0

Амурская область

1,6

Еврейская автономная область

0,1

Сахалинская область

7,0

Хабаровский край

5,1

в том числе:

 

Комсомольск-на-Амуре

2,0

Хабаровск

3,2

Приморский край

7,6

ВСЕГО

38,0

При этом налоговые поступления в региональные бюджеты (без учета эффекта в смежных областях) составят, млрд. долл. США:

Потребители

 

Иркутская область

2,0

Юг Красноярского края, всего

2,8

Кемеровская область

-

Республика Саха (Якутия)

5,9

Амурская область

1,7

ЕАО

0,7

Сахалинская область

5,7

Хабаровский край

5,1

Приморский край

2,7

ВСЕГО

25,6

 

Возможные сроки реализации рекомендуемого сценария

Перевод ресурсов газа в запасы промышленных категорий в Программе согласован со сложившимися на практике сроками подготовительных мероприятий, таких как:

-      приобретение лицензий на право проведения поисковых и разведочных работ, разведку и последующую эксплуатацию месторождений – срок 1 год;

-      проведение поисковых работ с целью выявления и подготовки структур для последующего поискового бурения – 1-2 года;

-      поисковое бурение, позволяющее открыть и оценить запасы УВ нового месторождения – 1-2 года;

-      разведочное бурение, позволяющее подготовить месторождение для разработки – 2-3 года.

Поэтому подготовка запасов на каждом новом нефтегазоперспективном объекте потребует 5-8 лет. С учетом возможностей опережающего ввода в разработку на стадии оценки или разведки, этот срок может составить 5-6 лет.

Составление проектов разработки и обустройства, экспертиза и начало строительства могут занять до 3-4 лет.

Таким образом, подготовительный период до ввода в разработку месторождений по всем сценариям, включая и рекомендуемый вариант «Восток»-50, составит  8-12 лет, а с учетом возможностей опережающего ввода в разработку на стадии оценки или разведки месторождений – 8-10 лет.

При этом следует подчеркнуть, что на объектах «Сахалин-3» уже проведены поисковые работы по выявлению и подготовке структур. В связи с этим, представляется реальным уже в 2014 году по рекомендуемому сценарию «Восток» ввести в разработку первоочередной объект «Сахалин-3» – Южно-Киринскую структуру. Остальные три структуры «Сахалин-3» (Мынгинская, Киринская и Северо-Венинская) предполагается ввести в период 2018-2023 гг.

Развитие рекомендуемого варианта «Восток-50»

Развитие газовой промышленности на востоке России по варианту «Восток-50» также может предусматривать, при необходимости, поставки природного газа в ЕСГ.

В этом случае газ с месторождений Иркутского и Красноярского центров газодобычи планируется помимо газификации регионов направлять в ЕСГ путем строительства газопровода из Восточной Сибири в район Проскоково.

Для успешной реализации намеченных планов потребуется пробурить 1294 скважин и проложить около 9,3 тыс. км. трубопроводов высокого давления, металлоемкость составит 6,1 млн. тонн.

Суммарный объем добычи природного газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке к 2030 году составит 162,4 млрд. куб. м.

При этом суммарные капитальные вложения возрастут до 84,8 млрд. долл. США (таблица 22.4) или 2440,5 млрд. руб. (таблица 22.5), а накопленный дисконтированный денежный поток вырастет до 5961,5 млн. долл. США.

Баланс добычи и потребления газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке для варианта «Восток-50» с ЕСГ приведён в таблице 22.4.

Таблица 22.4 – Баланс добычи и потребления газа Восточной Сибири и Дальнего Востока

Сценарий «Восток-50» с ЕСГ (целевой)

млрд. куб.м

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2020

2025

2030

ДОБЫЧА ГАЗА, всего

8,0

8,8

13,2

19,5

27,4

39,9

58,5

68,5

77,0

85,3

149,7

159,7

162,3

Восточная Сибирь

3,8

4,0

4,0

4,2

4,9

16,9

29,5

36,8

43,5

49,8

55,1

56,1

56,7

Иркутский центр газодобычи

 

 

 

0,2

0,3

12,0

21,2

25,3

31,4

37,1

39,5

40,1

40,3

Красноярский центр газодобычи

 

 

 

 

0,5

1,0

4,3

7,5

8,1

8,7

11,6

12,0

12,4

Норильскгазпром

3,8

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

Дальний Восток

4,2

4,9

9,2

15,3

22,5

23,0

29,0

31,7

33,5

35,4

94,6

103,6

105,7

Якутский центр газодобычи

1,7

2,0

2,2

2,4

2,6

2,6

2,7

2,7

2,8

2,8

34,6

34,8

34,9

Сахалинский центр газодобычи

2,5

2,9

7,0

12,9

19,4

19,9

25,9

28,5

30,2

32,1

59,4

68,2

70,0

месторождения Камчатской обл.

 

 

 

 

0,4

0,5

0,5

0,5

0,5

0,6

0,6

0,7

0,7

 ПОТРЕБЛЕНИЕ ГАЗА, всего

8,0

8,8

13,2

19,5

27,4

39,9

58,5

68,5

77,0

85,3

149,7

159,7

162,3

Восточная Сибирь

3,8

4,0

4,0

4,2

4,9

16,9

29,5

36,8

43,5

49,8

55,1

56,1

56,7

Внутреннее потребление

3,8

4,0

4,0

4,2

4,8

5,5

6,1

6,7

7,3

7,9

12,2

13,1

13,6

Поставки в ЕСГ

 

 

 

 

 

10,0

20,0

25,0

30,0

35,0

35,0

35,0

35,0

Технологические нужды

 

 

 

0,01

0,1

1,5

3,4

5,1

6,2

6,9

7,8

8,0

8,1

Дальний Восток

4,2

4,9

9,2

15,3

22,5

23,0

29,0

31,7

33,5

35,4

94,6

103,6

105,7

Внутреннее потребление

4,1

4,8

5,4

6,0

8,1

8,6

9,1

9,5

10,0

10,5

15,0

16,8

18,8

Мощности по сжижению газа на о.Сахалин

 

 

3,6

9,0

13,8

13,8

13,8

13,8

13,8

13,8

20,7

27,6

27,6

Технологические нужды

0,1

0,1

0,2

0,3

0,6

0,6

1,2

1,4

1,6

1,8

8,9

9,2

9,3

Экспорт в страны АТР

 

 

 

 

 

 

5,0

7,0

8,1

9,4

50,0

50,0

50,0

Таблица 22.5. Капитальные вложения в бизнес-процессы газовой промышленности  Восточной Сибири и Дальнего Востока за период 2006 – 2030 гг. (в ценах 2006 г.)

(«Восток-50» с ЕСГ)

                                                               млрд. долл. США

Бизнес-процессы

 

Геологоразведочные работы

10,1

Добыча и переработка газа

45,3

Хранение гелия

1,1

Транспорт газа

27,9

Подземное хранение газа

0,3

ИТОГО:

84,8

Таблица 22.6. Капитальные вложения в бизнес-процессы газовой промышленности  Восточной Сибири и Дальнего Востока за период 2006 – 2030 гг. (в ценах 2006 г.)

( «Восток-50» с ЕСГ)

                                                                           млрд. руб.

Бизнес-процессы

 

Геологоразведочные работы

290,9

Добыча и переработка газа

1304,4

Хранение гелия

32,8

Транспорт газа

803,5

Подземное хранение газа

8,9

ИТОГО:

2440,5

Экономическая эффективность варианта «Восток-50» с ЕСГ

Основные показатели бизнес-процесса «Добыча газа»:

Показатели

 

Накопленный дисконтированный денежный поток, млн. долл. США

2556,6

Основные показатели бизнес-процесса «Транспорт газа»:

Показатели

 

Накопленный дисконтированный денежный поток, млн. долл. США

1390,1

Основные показатели бизнес-процесса «Переработка газа»:

Показатели

 

Накопленный дисконтированный денежный поток, млн. долл. США

2696,2

Основные показатели бизнес-процесса «Покупка и реализация газа»:

Показатели

 

Накопленный дисконтированный денежный поток, млн. долл. США

2103,7

Консолидированные показатели эффективности:

Показатели

 

 

Накопленный дисконтированный денежный поток, млн. долл. США

5961,5

Прямой макроэкономический эффект от реализации Программы составит в этом случае 12521 млрд. руб. косвенный макроэкономический эффект – 15331 млрд. руб., а совокупный макроэкономический эффект – 27851 млрд. руб.

23. Предложения по определению источников финансирования Программы

Обеспечение финансирования должно осуществляться на основе учёта особенностей Программы, а также состояния инвестиционного климата в стране и за рубежом.

С точки зрения определения источников финансирования наиболее существенными особенностями Программы являются:

-      высокая стоимость и большая капиталоёмкость. Капиталовложения в Программу оцениваются от 40 до 84 млрд. долларов США;

-      длительные сроки реализации и окупаемости. Срок окупаемости в зависимости от вариантов составляет 14-20 лет;

-      высокая значимость Программы для развития национальной экономики России. Влияние результатов реализации Программы на социально-экономическую среду регионов и страны в целом;

-      комплексный и широкомасштабный характер Программы, требующий привлечения к ее выполнению большого количества участников;

-      международный характер – экспорт газа на рынки Китая, Республики Корея, Японии и на тихоокеанское побережье США;

-      высокие риски и низкая доходность отдельных бизнес-процессов Программы;

-      стремление государственных органов к минимизации финансовых ресурсов при рассмотрении предложений по инвестиционным программам нефтегазовых корпораций.

Инвестиционное окружение Программы характеризуется: неликвидностью и неразвитостью внутреннего рынка заимствований, отсутствием у российских банков практики долгосрочного кредитования, недостаточным развитием в стране нормативно-законодательных условий для широкомасштабного использования принципов проектного финансирования и стимулирования долгосрочных инвестиций. Всё это предопределяет проблемы, требующие решения при определении источников финансирования Программы.

23.1. Принципы финансирования Программы

С учётом целей и задач Программы, а также проблем привлечения финансовых ресурсов, в основу определения источников финансирования должны быть положены следующие принципы.

• Соблюдение приоритетности государственных задач. В первую очередь задач обеспечения национальной безопасности и геополитики.

• Обеспечение равной инвестиционной привлекательности для всех инвесторов и субъектов управления. В методическую основу определения источников финансирования должен быть положен принцип равной отдачи за равный риск.

• Использование всех возможных источников финансирования не противоречащих целям и задачам Программы. Источники финансирования должны обеспечивать оптимальную схему финансирования Программы с целью минимизации расходов по обслуживанию привлекаемых средств.

• Финансирование Программы должно осуществляться в соответствии с графиком реализации проектов и полностью исключить недофинансирование любого из них.

• Стимулирование привлечения рискового капитала за счёт высокой доходности по отдельным проектам.

• Привлечение финансовых ресурсов стратегических инвесторов под малодоходные направления за счёт предоставления государственных гарантий.

• Участие государства в финансировании Программы должно осуществляться в рамках свойственных ему функций. Важнейшей функцией государства должно стать обеспечение гарантий под заёмные средства.

• Активная политика государства по поддержке инвестиций в секторах, структурно сдерживающих развитие восточных регионов страны.

• Управляемость процессом финансирования Программы со стороны государства. Проводником интересов государственного сектора, помимо правительственных органов, должны являться коммерческие организации, в которых государство имеет контрольный пакет акций.

• Первоочередная поддержка государством отечественных инвесторов и отечественных корпораций, заинтересованных в реализации Программы, при получении международных займов.

• Ответственность и контроль за использованием финансовых ресурсов, направляемых на реализацию Программы.

23.2. Механизм привлечения финансовых ресурсов

При формировании источников финансирования следует исходить их того, что ключевым звеном финансового обеспечения Программы является механизм привлечения финансовых ресурсов, который, в свою очередь, является частью хозяйственного механизма реализации Программы.

Хозяйственный механизм реализации Программы должен включать в себя: систему мотиваций; организационно-институциональную структуру; механизм управления, включая важнейшие регуляторы и регулирующий режим и планирование; принципы, приоритетные формы и методы привлечения источников финансирования; нормативные соотношения, информационное обеспечение.

Предложения по формированию мотивационного механизма привлечения источников финансирования состоят в следующем.

• Исходным условием определения источников финансирования должен быть критерий инвестиционной привлекательности  Программы и входящих в неё проектов. Инвестиционная привлекательность определяется и формируется для различных групп инвесторов, работающих в сфере как производственного, так и банковского капитала.

• Инвестиционная привлекательность должна определяться для каждой группы инвесторов с учётом уровней риска, а также получаемого эффекта от участия в Программе.

• Следует исходить из того, что Программа имеет инвестиционную привлекательность для государства как инициатора её разработки.

• Для частных инвесторов важным фактором обеспечения инвестиционной привлекательности Программы является участие в нём государства. Считается, что участие государства значительно снижает финансовый риск для частных инвесторов.

При привлечении источников финансирования предлагается исходить из следующих положений:

• Минпромэнерго России как оператор Программы должен выполнять следующие функции: координацию проектов Программы, экспертизу проектов; формирование обоснованных инвестиционных решений;

• государству необходимо установить единый порядок взаимодействия инвесторов с органами власти. Также должен быть разработан порядок взаимодействия государства и частных инвесторов;

• государству необходимо в законодательном порядке предоставить твёрдые гарантии инвесторам правовой защиты его капиталов;

• государство должно обеспечить максимальную прозрачность и стабильность в отношении законов и подзаконных актов, регулирующих инвестиционный режим;

• требуется установить дополнительные налоговые льготы для вводимых в разработку новых  месторождений;

• должны быть подготовлены условия для использования ресурсной базы ТЭК в качестве залога для получения внутренних облигационных займов под конкретные проекты;

• необходимо обеспечивать целевое финансирование отдельных важнейших проектов Программы, которые не могут быть реализованы на коммерческой основе, так как по ним, в силу объективных условий, не может быть обеспечен возврат вложенных средств в разумные сроки;

• для решения стоящих задач необходимо выяснить интересы независимых инвесторов (частный сектор), определить соотношение гарантированного и рискового капитала. Необходимо провести исследования по определению зоны рискового капитала (имеющего наибольшую доходность (эффективность)).

23.3. Институциональная структура источников финансирования

Определение источников финансирования должно базироваться на тщательной проработке возможностей институциональной структуры привлекаемого капитала. В условиях диверсификации источников финансирования необходимо учитывать, что каждый источник имеет свою область целесообразного применения и свою ёмкость рынка.

Для определения места субъектов институциональной структуры привлекаемых средств в финансовом обеспечении Программы, необходимо проведение разработок на предмет оценки возможности их использования в качестве источников финансирования. При этом необходимо учитывать следующее.

1. Финансирование Программы как совокупности формирующих её проектов осуществляется следующими способами: самофинансирование (акционерный капитал) и использование заемных и привлекаемых средств (кредиты банков, целевое бюджетное финансирование). Приоритетное использование акционерного финансирования необходимо для финансирования проектов и работ, связанных с высокой степенью риска, таких как поисково-разведочные работы, подготовка проектной документации и т.д.

Учитывая широкомасштабный характер Программы и разнообразие решаемых при её реализации задач, при недостаточном объёме акционерного капитала, определяется величина дополнительного финансирования в виде заёмных средств у системы финансовых институтов.

2. Следующие источники финансирования могут быть осуществлены для технически и экономически осуществимых проектов Программы:

• финансирование в рамках Федеральной инвестиционной программы;

• централизованные инвестиционные ресурсы Бюджета развития Российской Федерации;

• образованные для реализации Программы совместные предприятия;

• синдикативное кредитование;

• сформированные для реализации Программы инвестиционные фонды;

• лизинг;

• программа предполагает участие различных юридических лиц, в том числе иностранных в ее реализации;

• средства международного ссудного капитала.

В силу масштабности Программы для её финансирования за счёт заёмных средств должны использоваться все существующие подходы. Следует выделить:

корпоративное финансирование;

государственное (бюджетное) финансирование;

проектное финансирование.

Анализ показал, что возможности корпоративного и государственного финансирования ограничены и не могут покрыть всех потребностей Программы. В связи с этим основное внимание должно быть уделено оценке возможностей использования механизмов привлечения финансовых ресурсов, основанных на принципах проектного финансирования.

Анализ сложившихся рынков капитала, как в России, так и за рубежом позволяет говорить о том, что использование механизмов привлечения инвестиций, основанных на принципах проектного финансирования, должно сыграть существенную роль в обеспечении Программы финансами. Использование проектного подхода позволяет как снизить нагрузку на бухгалтерские балансы компаний участниц Программы, так и разделить риски между спонсорами и кредиторами.

Однако использование достоинств механизмов привлечения ресурсов, основанных на принципах проектного финансирования, возможно лишь при наличии комплекса необходимых условий, которые в настоящее время отсутствуют. В первую очередь это относится к нормативно-законодательным и институциональным условиям. Кроме того, использование принципов проектного финансирования предъявляет повышенные требования к проработанности проектов.

Вопрос о возможности широкомасштабного использования механизмов привлечения финансовых ресурсов, основанных на принципах проектного финансирования, должен быть проработан к моменту принятия решения о реализации выбранного сценария Программы, так как в настоящее время классическая схема применяется редко из-за дефицита потенциально высокоприбыльных проектов. В основном используются схемы проектного финансирования с ограниченным регрессом (оборотом) банка на заемщика или схемы финансирования, предусматривающие полный оборот банка на заемщика. В этом случае обеспечением платежных обязательств заемщика выступает не только, а иногда не столько качество проекта, сколько денежные доходы заемщика от его общей хозяйственной деятельности, а также его активы и разного рода гарантии и поручительства.

24. Социально-экономические результаты реализации Программы

Важным социальным результатом реализации Программы является газификация городов и населенных пунктов рассматриваемого региона. Она обеспечит значительное улучшение бытовых условий жизни населения, снижение выбросов загрязняющих веществ в окружающую среду и оздоровление воздушного бассейна, а также будет способствовать улучшению условий труда и росту его производительности.

Доля газа в котельно-печном топливе по направлениям его использования для трех вариантов социально-экономического развития регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока представлена в разделе 8 (таблицы 8.10-8.12).

Отечественный и мировой опыт подтверждает высокую эффективность использования природного газа в сравнении с другими видами топлива. В частности, перевод с угля на газ топливоиспользующих агрегатов позволяет:

-      повысить коэффициент полезного действия теплоэнергетического оборудования;

-      продлить межремонтный период его службы и тем самым уменьшить затраты на обслуживание и ремонт;

-      осуществить полную автоматизацию всех процессов от подготовки топлива до его сжигания и сократить численность обслуживающего персонала;

-      ликвидировать склады и хранилища замещаемого топлива;

-      сократить выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, снизить затраты на доочистку отходящих газов и экологические штрафные санкции.

Все эти технологические преимущества природного газа в полной мере проявятся при реализации Программы. При экономической оценке указанных эффектов и их влиянии на ВРП необходимо исходить из соотношения цен на газ и уголь. В Программе принят принцип конкурентоспособности цен, то есть цены рассчитаны так, что применение газа и угля в технологических процессах с экономической точки зрения является равноценным. Таким образом, все технологические преимущества газа могут быть приближенно оценены разницей цен на конкурирующие виды топлива.

Исходя из этого положения, выполнена оценка дополнительного ВРП от добычи и поставок газа потребителям Восточной Сибири и Дальнего Востока в качестве котельно-печного топлива, а также от экспорта газа в страны АТР и его поставок в Единую систему газоснабжения. Анализ показал, что при этом суммарный ВРП рассматриваемого региона увеличивается на 2,1 – 7,2 %.

Наряду с традиционным использованием природного газа как топлива, развитие газовой промышленности в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке приведет к созданию здесь новой отрасли промышленности – газопереработки и газохимии.

Выручка от реализации газохимической продукции (пропан-бутановая фракция, этан, полиолефины и др.) будет являться дополнительным источником формирования  валового регионального продукта (ВРП). Следует иметь в виду, что указанные компоненты являются сырьем для последующих переделов с получением таких продуктов, как карбомид, полиэтилен, полипропилен, метанол, диэтиленгликоль и др. (таблица14.6). При производстве этих продуктов величина дополнительной добавленной стоимости (ВРП) существенно возрастает. Анализ показывает, что за счет развития газопереработки и газохимии в восточных регионах, ВРП начиная с 2015 г., увеличивается от 3,5% до 13,4%. Наибольший дополнительный прирост ВРП формируется в тех субъектах РФ где предусматривается размещение газохимических комплексов (ГХК), а именно в Красноярском крае, Иркутской области, Республике Саха (Якутия) и Хабаровском крае. За счет дальнейшего развития межрегиональных и межотраслевых связей дополнительная добавленная стоимость будет формироваться и в других регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока.

Ниже в таблице 24.1 приведена укрупненная оценка дополнительного экономического эффекта, получаемого от реализации мероприятий Программы по производству товарной продукции газопереработки и газохимии с учетом последующих переделов по одному из основных вариантов Программы: – «Восток» с ЕСГ интенсивный.

Таблица 24.1 – Влияние реализации Программы на ВРП* регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока (вариант – интенсивный «Восток» с ЕСГ)

Ед.

измер.

2010

2015

2020

2025

2030

Восточная Сибирь

ВРП без Программы

млрд. руб.

948,5

1195,0

1518,7

1956,9

2589,9

Прирост ВРП

млрд. руб.

1,0

50,8

230,3

340,9

386,4

ВРП с Программой

млрд. руб.

949,5

1245,8

1749,0

2297,8

2976,3

Рост ВРП

%

0,1

4,3

15,2

17,4

14,9

Дальний Восток

ВРП без Программы

млрд. руб.

859,6

1088,1

1362,2

1744,0

2250,4

Прирост ВРП

млрд. руб.

0,8

28,5

142,8

155,5

167,9

ВРП с Программой

млрд. руб.

860,4

1116,6

1505,0

1899,5

2418,3

Рост ВРП

%

0,1

2,6

10,5

8,9

7,5

Итого по Восточной Сибири и Дальнему Востоку

ВРП без Программы

млрд. руб.

1808,1

2283,1

2880,9

3700,9

4840,3

Прирост ВРП

млрд. руб.

1,8

79,3

373,1

496,4

554,3

ВРП с Программой

млрд. руб.

1809,9

2362,4

3254,0

4197,3

5394,6

Рост ВРП

%

0,1

3,5

13,0

13,4

11,5

* в ценах 2006 г.

В результате реализации мероприятий Программы по развитию в восточных регионах газоперерабатывающих и газохимических предприятий индекс роста валового регионального продукта к 2030 г. по отношению к 2005 г. существенно возрастет и составит 380,4%, а без учета мероприятий Программы индекс роста ВРП составил бы 341,3% или меньше на 39%.

25. Государственная поддержка Программы

Для успешного осуществления Программы, являющейся важным средством социально-экономического развития Восточной Сибири и Дальнего Востока, требуется разработка и проведение государством системы эффективных мер, направленных на стимулирование ускоренного развития газовой промышленности в этих районах страны.

Государственная поддержка должна создать благоприятные условия для привлечения инвесторов, долгосрочной работы производственных нефтегазовых предприятий и компаний, установить прозрачные и стабильные отраслевые правила и налоговые механизмы, настроить и запустить в действие механизм эффективного регулирования деятельности субъектов Программы в современных экономических условиях, способствовать внедрению энергосберегающих технологий. Одновременно, с учетом высокой социально-экономической значимости Программы, государство должно создать эффективный механизм мониторинга и контроля ее выполнения, а также стимулирования приоритетного использования отечественных технологий, оборудования и трудовых ресурсов.

Государственная поддержка реализации Программы должна включать, как минимум, комплекс мер в следующих областях:

-       недропользования – в целях стимулирования наиболее рационального вовлечения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока в хозяйственный оборот,

-       налогообложения – в целях создания нефтегазовым предприятиям более благоприятных условий для освоения включенных в Программу месторождений газа, чем те, которые они имеют в традиционных газодобывающих районах с уже сложившейся инфраструктурой, стимулирования инвесторов местными властями и стимулирования развития энергосбережения;

-       ценообразования, тарифной политики, привлечения инвестиций – для создания условий реализации проектов Программы. Цены на газ с самого начала реализации Программы должны формироваться на базе спроса и предложения с учетом потребительских свойств природного газа и создания рынка межтопливной конкуренции. Такой принцип закреплен в решении Правительства Российской Федерации от 13.03.2003 (протокол № 8), требуется его детализация, а также разработка и принятие документов, реализующих данное решение. Цены на газ должны обеспечивать инвесторам возврат капитала в разумные сроки и возможное участие в распределении прибыли;

-       экспортной политики – для повышения эффективности экспорта российского газа;

-       региональной политики, позволяющей четко разграничить права и ответственность федерального центра, федеральных округов и региональных органов власти при реализации Программы;

-       инновационной деятельности, ресурсо- и энергосбережения – для повышения эффективности функционирования энергетического сектора страны необходимо создание благоприятных условий для научной, научно-технической и инновационной деятельности в отраслях ТЭК, а также стимулирование мероприятий по эффективному использованию топлива и энергии;

-       экологической политики, дающей дополнительные стимулы для перехода на газ потребителей в наиболее сложных с экологической точки зрения районах;

-       таможенной политики, предоставляющей предприятиям и организациям, реализующим отдельные проекты Программы, дополнительные стимулы и повышающие коммерческую привлекательность проектов Программы посредством предоставления целевых таможенных льгот.

25.1. Предложения в области недропользования

Необходимо устранить проблемы, сдерживающие повышение эффективности геологоразведочных работ, освоение уже имеющихся крупных и уникальных месторождений углеводородов и опережающий прирост запасов, в частности:

-      обеспечить законодательные основы получения базовыми месторождениями Программы (месторождениям и участкам недр Сахалинского, Иркутского, Красноярского и Якутского центров газодобычи) статуса объектов федерального значения, лицензии на которые предоставляются решениями Правительства Российской Федерации российским нефтегазовым компаниям с государственным участием, имеющим многолетний опыт освоения и эксплуатации крупных и уникальных месторождений;

-      координировать проведение лицензионной политики по месторождениям и участкам недр Программы и обеспечить ее выполнение;

-      обеспечить нормативно-правовое регулирование эффективной добычи, хранения и использования гелия, в т.ч. принятие соответствующего федерального закона;

-      изучение целесообразности внесения гелия в «Перечень основных видов стратегического минерального сырья»;

-      обеспечить государственное финансирование и опережающее продолжение геологоразведочных работ регионального этапа, включая проведение высокоточной грави- и магниторазведки, отработку дополнительных региональных сейсмопрофилей и бурение параметрических скважин в наиболее высокоперспективных, но недостаточно изученных, сложных по строению глубоких синеклизах и предгорных прогибах Восточной Сибири, на шельфах о. Сахалин, Западной Камчатки, Магаданской области, Хабаровского края, Чукотки и арктических морей;

-      обеспечить гарантии получения лицензии на разработку месторождений по праву первооткрывателя в случае проведения геологоразведочных работ за счет собственных средств и компенсации государственных затрат, если таковые имели место;

-      принять специальную программу проведения ГРР и лицензирования недр в соответствии со сроками и объемными показателями исходя из платежеспособного спроса на природный газ и в соответствии с Программой и Генеральной схемой развития газовой отрасли Российской Федерации;

-      обеспечить государственную поддержку ГРР для создания и развития местных центров газо- и нефтедобычи, удовлетворения собственных нужд, с целью снижения объемов завоза углеводородного сырья и топлива для отдаленных труднодоступных районов (север Красноярского края, Республика Саха (Якутия), Хабаровский край, Магаданская область, Камчатка, Чукотка и др.);

-      стимулировать увеличение объемов поискового и разведочного бурения для восполнения запасов газа в процессе добычи;

-      в разумных объемах обеспечить применение механизма дотации производителям и потребителям, а также налоговых льгот и кредитов для Чукотского и Корякского АО, Хабаровского края, Камчатской и Магаданской областей;

-      обеспечить уточнение количественной оценки ресурсов углеводородов не реже одного раза в пять лет.

25.2. О мерах в области ценовой, налоговой и таможенной политики

Ценовая политика для топливно-энергетических ресурсов в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока должна предусматривать:

-      формирование системных цен на топливно-энергетические ресурсы, создающих условия для перехода к конкурентному рынку газа;

-      формирование оптимальных соотношений цен на газ и другие энергоресурсы с учетом потребительских свойств и эффективности их использования;

-      формирование в районах Восточной Сибири и Дальнего Востока системы цен, отвечающей требованиям рыночных механизмов.

Программа может быть реализована только в случае, если механизмы ценообразования будут обеспечивать самофинансирование проектов (проектное финансирование) и их разумную рентабельность. Это требует отказа от применения в регионе регулируемых ФСТ РФ цен на газ и тарифов на его транспортировку. Именно такой принципиальный подход закреплен в решении Правительства Российской Федерации от 13.03.2003 (протокол №8).

Прогнозные средневзвешенные цены на газ рассчитаны на альтернативной основе с взаимозаменяемыми видами энергоносителей (уголь). Оценка экономического потенциала показывает наличие эластичности цен для потребителей юга Иркутской, Сахалинской областей, Приморского края и ряда других субъектов. При этом ряд областей будет нуждаться в применении механизма дотации потребителям или налоговых льгот и кредитов.

Формирование региональных внутренних цен на газ, исходя из рыночных принципов, окажет влияние, прежде всего, на такие виды налогов, как НДС и акциз; эти налоги идут полностью в федеральный бюджет.

Повышение региональных внутренних цен на газ исходя из платежеспособности потребителей увеличит денежные поступления в бюджеты всех уровней.

В связи со сложными горно-геологическими и экономико-географическими условиями освоения месторождений, необходимостью создания газотранспортной инфраструктуры необходимо решить вопросы по налоговым льготам (например, 3-х летний льготный период) на добычу газа в начальный период разработки месторождений, а также рассмотреть возможность снижения ставки налога на прибыль в период инвестирования проектов.

Для стимулирования развития ПХГ необходимо введение «сезонных » цен на газ.

Таможенная политика в отношении подрядчиков, оборудования и технологий для реализации проектов Программы должна пресекать их сомнительное происхождение.

25.3. Привлечение инвестиций

Предлагаемые ниже меры, предпринятые российским государством, могут стимулировать привлечение инвестиций на разработку и освоение нефтяных и газовых месторождений Программы:

-      создание условий для самоокупаемости и самофинансирования проектов;

-      установление налоговых льгот для вновь вводимых в разработку месторождений;

-      использование ресурсной базы новых месторождений в качестве залога для получения внутренних облигационных займов под конкретные проекты;

-      преференции в привлечении финансовых средств для освоения новых нефтегазовых месторождений;

-      ускоренная амортизация основных фондов;

-      предоставление твердых гарантий правовой защиты иностранным инвесторам, особенно в области национализации, экспроприации и разрешения споров;

-      создание единого порядка взаимодействия инвесторов с органами власти.

25.4. О региональной политике

Программа осуществляется в целях комплексного развития ТЭК страны и отдельных районов России.

Целями государственной региональной политики в ТЭК на федеральном уровне являются:

-      углубление внутренней интеграции и создание единого энергетического пространства путем развития рынков всех видов энергоресурсов;

-      сбалансированное развитие отраслей ТЭК и обеспечение равного доступа потребителей к природным богатствам страны;

-      максимальное использование местных видов топлива.

-      Региональная энергетическая политика должна исходить из необходимости:

-      достижения единства интересов федеральных и региональных органов государственной власти, предприятий топливно-энергетического сектора и потребителей его продукции в отношении путей и темпов развития ТЭК, защиты окружающей среды;

-      учета географической асимметрии в обеспеченности природными топливно-энергетическими ресурсами и в структуре их потребления в российских регионах.

РЭП осуществляется посредством тех же механизмов, что и энергетическая политика страны в целом. Это цены, налоги, формирование конкурентной среды в ТЭК, создание системы стимулов и условий для энергосбережения, экономическая политика в инвестиционной сфере, нормативно-законотворческая деятельность. Именно на местных уровнях должны реализовываться мероприятия по эффективному использованию топлива и энергии, их сбережению. Однако для действия этих механизмов на региональном уровне требуется законодательное разграничение экономической и политической компетенции в области ТЭК между федеральными органами исполнительной власти и органами власти субъектов Федерации.

Возможно следующее разграничение управления ТЭК в центре и на местах:

Федеральные государственные органы:

-      разрабатывают нормативно-правовую базу и в том числе законодательную основу функционирования ТЭК и отношений в обществе по поводу топлива и энергии, в директивном порядке осуществляют их координацию и контроль;

-      управляют стратегическими запасами энергетических ресурсов;

-      разрабатывают стандарты и нормативы безопасности и эффективности работы энергетических объектов, организацию государственного надзора за их соблюдением;

-      ведут лицензирование деятельности организаций ТЭК;

-      регулируют деятельность естественных монополий на основе законодательной и нормативной базы и исходя из контрольного пакета акций государства в акционерных обществах.

К совместному ведению федеральных органов и субъектов Российской Федерации может быть отнесено:

-      определение условий лицензирования деятельности энергетических предприятий, ответственных за надежное топливо- и энергоснабжение потребителей и контроль за соблюдением выданных лицензий;

-      организация энергоснабжения в условиях чрезвычайных ситуаций.

В исключительном ведении субъектов Российской Федерации могут находиться:

-       лицензирование деятельности предприятий по освоению месторождений природных ресурсов, а также предприятий, действующих в составе федеральных энергетических систем;

-       регулирование функционирования объектов, не входящих в состав федеральных энергетических систем в рамках федерального законодательства;

-       выдача разрешений на строительство новых и расширение действующих топливно-энергетических объектов и отвод земель под них;

-       принятие дополнительных требований к экологической безопасности и энергоэффективности объектов, расположенных на управляемой территории.

Для достижения целей и приоритетов РЭП необходимо осуществлять функции:

-      разработки, реализации и мониторинга РЭП;

-      проведения активной энергосберегающей политики;

-      регулирования теплоснабжения;

-      оказания поддержки производителям топлива и энергии:

• использующим местные энергоресурсы;

• ведущих доработку истощенных месторождений;

• создающим новые генерирующие мощности и осваивающим возобновляемые источники энергии.

-      развития социальной инфраструктуры и коммунально-бытовой сферы;

-      контроля за соблюдением субъектами ТЭК федерального и региональ­ного законодательства, в том числе по охране окружающей среды.

Для эффективного использования природного газа необходимо принятие ряда государственных нормативно-правовых документов в том числе:

1. О разработке и введении эффективных норм расхода топлива (энергии) для всех предприятий независимо от форм собственности.

2. О предоставлении прав поставщикам газа (топлива, энергии) ограничивать его подачу предприятиям, не обеспечивающим достижение установленных норм расхода топлива, при сверхнормативном объеме потребления газа устанавливать двойную цену.

3. Об установлении для базовых электростанций двухставочного тарифа: первого – за заказанную мощность газопроводов и второго – за высокую эффективность использования газа.

Принятие этих документов позволит стимулировать реализацию энергосберегающих программ и техническое перевооружение предприятий.

Большое значение в реализации РЭП приобретает координация деятельности органов государственной власти субъектов Российской Федерации в рамках федеральных округов. В частности, по каждому федеральному округу предстоит разработать окружные энергетические программы, в которых необходимо предусмотреть прогнозные показатели производства и потребления энергоресурсов.

25.5. Предложения в области экологической политики

При использовании газа в промышленности или в быту в сравнении, например, с углем, существенно меняется уровень выбросов вредных веществ в окружающую среду (диоксидов серы и азота, твердых частиц, углекислого газа и др.). Программа направлена на улучшение экологической ситуации в Восточной Сибири, в частности, в Ангарско-Иркутском промышленном узле, расположенном в непосредственной близости от уникального природного образования – озера Байкал, а также в промышленном поясе юга Красноярского края.

Введение через Налоговый кодекс адекватной платы за загрязнение окружающей среды будет стимулировать предприятия на переход к потреблению более чистых видов топлива, в том числе природного газа. Применение «экологических премий» в процессе реализации Программы явится важным фактором, влияющим на экономическую эффективность отдельных проектов.

При реализации Программы должно быть обеспечено безусловное выполнение действующего российского природоохранного законодательства, в частности в отношении соблюдения требований Федерального закона «Об охране озера Байкал».

Приоритетное значение имеет сохранение действующего режима Байкальской природоохранной территории и национальных парков на основе федерального закона «Об особо охраняемых природных территориях».

Предложенные в Программе маршруты газопроводов исключают возможности увеличения техногенной нагрузки на природоохранную зону в районе озера Байкал.

Однако, по-прежнему необходима дальнейшая разработка экологических мероприятий на сахалинском шельфе с целью обеспечения сохранности и воспроизводства уникальных экологических систем этого бассейна, в частности, охотско-корейской популяции серых китов.

26. Управление реализацией Программы и координация проектов

Масштабность Программы, ее межрегиональный характер, широкий состав будущих участников, объемы требуемых инвестиций делают исключительно актуальной задачу создания системы эффективного управления и координации процессами реализации Программы.

Системное управление ее реализацией позволит выполнить предусмотренную Программой этапность реализации проектов по освоению газовых ресурсов Востока России в зависимости от спроса на природный газ на внутреннем и внешнем рынках, минимизировать затраты на их осуществление, применить лучшие технические решения в добыче и транспортировке газа.

Управление Программой имеет правовую, организационную и экономическую основы.

Экономическая основа отражена в мерах государственной политики по поддержке Программы.

Правовая состоит в соблюдении законодательных положений Конституции Российской Федерации, федеральных законов, указов Президента Российской Федерации, постановлений и распоряжений Правительства Российской Федерации, нормативных актов федеральных и региональных органов исполнительной власти. Требуется также принятие новых федеральных законов и нормативных актов, обеспечивающих реализацию Программы и достижение поставленных в ней целей.

Организационная включает создание механизма, призванного обеспечить баланс интересов между федеральным центром, регионами и отдельными инвесторами при реализации Программы. Такой механизм должен координировать деятельность всех участников осуществления Программы, обеспечивать политическую поддержку и возможность оперативного использования административных и экономических регуляторов для достижения целей Программы.

Необходимость комплексной государственной поддержки объективно требует, чтобы общее руководство реализацией Программы осуществляла Министерство промышленности и энергетики Российской Федерации. Следующим звеном системы управления является организация – координатор деятельности по выполнению Программы. Согласно Распоряжению Правительства Российской Федерации от 16.07.2002 № 975-р, координация деятельности по реализации Программы возложена на ОАО «Газпром». Эта же компания в соответствии с действующим законодательством выступит единым экспортером российского природного газа в страны АТР.

В соответствии с действующим законодательством и уставными задачами ОАО «Газпром» несет ответственность за обеспечение надежного газоснабжения всех российских потребителей и экспортных поставок газа по межправительственным соглашениям.

Деятельность ОАО «Газпром» как координатора предполагает выполнение следующих задач и функций:

-      расширение единой системы газоснабжения на Восток;

-      формирование газотранспортной системы на Востоке России;

-      строительство и эксплуатация системообразующих газотранспортных систем, обеспечивающих поставки газа потребителям;

-      участие в экспертизе различных проектов на всех необходимых уровнях на соответствие Программе;

-      определение перспективных ориентиров и приоритетов развития системы магистрального транспорта газа (в рамках долгосрочной программы развития газовой отрасли );

-      развитие инфраструктуры транспорта газа в регионе на основе заключения с компаниями-недропользователями и потребителями газа долгосрочных договоров, позволяющих осуществлять реализацию инициативных проектов в данной сфере, в том числе на принципах проектного финансирования;

-      координацию разработки и реализации отдельных проектов Программы, обеспечение согласованности развития региональных систем газоснабжения и газотранспортной системы Восточной Сибири и Дальнего Востока в целом;

-      реализацию принципа единого экспортного канала посредством экспортных поставок российского природного газа через единого экспортёра;

-      проведение переговоров с покупателями российского природного газа и потенциальными инвесторами, и обеспечение экспорта газа в страны АТР по цене, максимально отвечающей интересам России;

-      формирование единой информационной базы, необходимой для принятия обоснованных инвестиционных решений с учётом имеющихся рисков;

-      мониторинг процесса реализации Программы.

Решению указанных задач и выполнению соответствующих функций способствует наличие у ОАО «Газпром» большого научно-технического и производственного потенциала, более чем 50-летнего опыта в сфере освоения газовых месторождений и 30-летнего – по организации стабильного экспорта российского природного газа в европейские страны.

Важнейшим элементом системы управления будет являться создание механизма мобилизации ресурсов и привлечения финансовых средств на реализацию Программы.

Возможными организационными формами такого механизма могут выступить инвестиционные консорциумы, в состав учредителей которых могут входить структуры федеральных и региональных органов исполнительной власти, российские и зарубежные инвесторы. Инвестиционные консорциумы действуют на базе Программы. Координация их деятельности также закрепляется за ОАО «Газпром».

Координатор деятельности по реализации Программы регулярно докладывает Министру промышленности и энергетики Российской Федерации о ходе ее осуществления.

Важным  элементом управления реализацией Программы является координация реализации проектов, осуществляемых в регионе на условиях СРП, представителями государства в соответствующих органах управления для обеспечения решений, принятых в Программе.

На следующем этапе потребуется более детальное определение механизма взаимодействия Координатора с региональными властями и  инвесторами.

ВЫВОДЫ

На территории Восточной Сибири и Дальнего Востока сосредоточены значительные ресурсы природного газа, конденсата и нефти. Имеющийся опыт развития газовой промышленности России показывает, что основой для надежных поставок газа должны служить базовые месторождения со значительными подтвержденными запасами, освоение которых позволит обеспечить на длительную перспективу планируемые уровни добычи газа. Значительные запасы и перспективные ресурсы природного газа Восточной Сибири и Дальнего Востока позволяют сформировать в регионе крупные центры газодобычи.

В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке имеется перспективный внутренний рынок газа, который будет расширяться по мере социально-экономического развития региона. Спрос на природный газ в 2010 и 2030 гг. прогнозируется на уровне 10-12 и 26-28 млрд. м3, соответственно. Имеющиеся собственные источники газа позволяют полностью удовлетворить потребность региона в период до 2030 г. Одновременно может быть сформирован значительный потенциал для поставок газа из Восточной Сибири и Дальнего Востока в ЕСГ и на экспорт.

Наличие в составе газов месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока значительных запасов таких ценных компонентов, как гелий, этан, пропан, бутан, тяжелые углеводороды, позволяет создать в этом регионе крупную высокотехнологическую подотрасль – газопереработку и газохимию с широкой номенклатурой ценной продукции.

В целом все это создаст предпосылки для формирования в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке крупнейшего газодобывающего центра в Азиатско-Тихоокеанском регионе, что даст мощный импульс социально-экономическому развитию региона.

Реализация Программы позволит:

-     создать условия для динамичного социально-экономического развития регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока.

-     обеспечить продвижение Единой системы газоснабжения России на Восток и устойчивое газоснабжение российских потребителей;

-     уже к 2010 г. осуществить газоснабжение основных промышленных и административных центров Восточной Сибири и Дальнего Востока. Использование газа значительно улучшит социально-бытовые условия жизни населения, позволит организовать ряд новых высокоэффективных производств и отраслей промышленности, повысит конкурентоспособность выпускаемой продукции;

-     объединить и скоординировать усилия федерального центра, региональных властей и недропользователей по освоению ресурсов газа региона. Заложенный в Программу комплексный подход позволит оптимизировать будущие проекты по срокам, инвестициям и техническим решениям, вовлечь в промышленную разработку все уникальные газовые месторождения региона;

-     оптимизировать структуру региональных топливно-энергетических балансов без негативного влияния на угольную промышленность, исключить местные энергетические кризисы, улучшить экологическую ситуацию;

-     обеспечить формирование ценовой политики на базе рыночных механизмов, и развитие на этой основе рынка газа;

-     создать условия для долгосрочного развития газовой промышленности, в том числе освоения удаленных месторождений и месторождений со сложными условиями освоения;

-     возобновить крупномасштабные геологоразведочные работы на нефть и газ для поддержания на рациональном уровне текущих и перспективных потребностей нефтегазодобывающей промышленности;

-     адаптировать сроки реализации проектов в области газодобычи и газоснабжения к потребностям внутреннего и внешнего рынков

Для эффективной реализации Программы потребуется разработка, и осуществление системы мер государственной поддержки в области:

-      региональной политики, позволяющей четко разграничить права и ответственность федерального центра и регионов при реализации Программы;

-      лицензионной политики, учитывающей развитие спроса на газ и развитие газотранспортной системы;

-      ценообразования и тарифной политики в целях создания условий реализации проектов в рамках Программы на условиях, обеспечивающих инвесторам возврат инвестиций и разумную норму прибыли;

-      применения различных видов льготного налогообложения, в том числе дифференциации НДПИ в зависимости от горно-геологических и природно-климатических условий, снижения налогов вплоть до полной отмены в начальный период освоения месторождений;

-      единой политики экспорта газа в страны АТР на базе единого экспортного канала, включая проведение единой ценовой политики  для оптимизации экспортных поставок и обеспечения надежности исполнения экспортных обязательств, координации перспективных и существующих проектов в регионе, включая проекты по соглашениям о разделе продукции, для исключения конкуренции на внешнем рынке российского газа с российским газом.

-      экологической политики, дающей стимулы для перехода на газ потребителей в наиболее сложных с экологической точки зрения районах;

-      поддержки приоритетного использования отечественных технологий, оборудования и трудовых ресурсов.

Масштабность и сложность задач, связанных с реализацией Программы, необходимость значительных инвестиций на её осуществление требуют создания государством эффективного механизма управления реализацией Программы и гармонизации интересов федерального центра, регионов и отдельных недропользователей.

Часть 1

Часть 2

Часть 3

Часть 4

Часть 5

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

Комментарии закрыты