ВГП: 22. Характеристика рекомендуемого сценария

20.10.2009
Источник: Правительство РФ
Автор: Минэнерго РФ
Дата публикации: 25.12.07

Вернуться к Оглавлению

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.

Вернуться к Оглавлению

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

Комментарии закрыты