Законодательство Красноярского края Абанский р-н Ачинский р-н Балахтинский р-н Березовский р-н Бирилюсский р-н Боготольский р-н Богучанский р-н Большемуртинский р-н Большеулуйский р-н Бородино Дзержинский р-н Дивногорск Емельяновский р-н Енисейский р-н Ермаковский р-н Железногорск Заозерный Зеленогорск Идринский р-н Иланский р-н Ирбейский р-н Канский р-н Каратузский р-н Кежемский р-н Козульский р-н Краснотуранский р-н Красноярск Красноярский край Курагинский р-н Лесосибирск Манский р-н Минусинский р-н Мотыгинский р-н Назаровский р-н Нижнеингашский р-н Новоселовский р-н Норильск Партизанский р-н Пировский р-н Рыбинский р-н Саянский р-н Сосновоборск Сухобузимский р-н Тасеевский р-н Туруханский р-н Тюхтетский р-н Ужурский р-н Уярский р-н Шарыповский р-н Шушенский р-н Эвенкийский р-н Законы Постановления Распоряжения Определения Решения Положения Приказы Все документы Указы Уставы Протесты Представления ПОСТАНОВЛЕНИЕ Совета администрации Красноярского края от 10.04.2006 № 80-п "О СТРАТЕГИИ СОЗДАНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА ДЛЯ УСКОРЕНИЯ СОЦИАЛЬНО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ КРАСНОЯРСКОГО КРАЯ, ТАЙМЫРСКОГО (ДОЛГАНО-НЕНЕЦКОГО) И ЭВЕНКИЙСКОГО АВТОНОМНЫХ ОКРУГОВ" Официальная публикация в СМИ: публикаций не найдено Вступил в силу с 10 апреля 2006 года (пункт 2 данного документа). СОВЕТ АДМИНИСТРАЦИИ КРАСНОЯРСКОГО КРАЯ ПОСТАНОВЛЕНИЕ от 10 апреля 2006 г. № 80-п О СТРАТЕГИИ СОЗДАНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА ДЛЯ УСКОРЕНИЯ СОЦИАЛЬНО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ КРАСНОЯРСКОГО КРАЯ, ТАЙМЫРСКОГО (ДОЛГАНО-НЕНЕЦКОГО) И ЭВЕНКИЙСКОГО АВТОНОМНЫХ ОКРУГОВ В целях объединения усилий федеральных и региональных органов государственной власти и бизнеса по формированию нефтегазодобывающей отрасли на основе эффективного использования углеводородного потенциала и повышения социально-экономического роста на территориях Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского автономных округов, руководствуясь статьей 68 Устава Красноярского края, постановляю: 1. Одобрить стратегию создания нефтегазового комплекса для ускорения социально-экономического развития Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского автономных округов (прилагается). 2. Постановление вступает в силу со дня подписания. Первый заместитель Губернатора края Л.В.КУЗНЕЦОВ Приложение к Постановлению Совета администрации края от 10 апреля 2006 г. № 80-п Совет администрации Красноярского края Администрация Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа Администрация Эвенкийского автономного округа Департамент природных ресурсов и лесного комплекса администрации Красноярского края СТРАТЕГИЯ СОЗДАНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА ДЛЯ УСКОРЕНИЯ СОЦИАЛЬНО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ КРАСНОЯРСКОГО КРАЯ, ТАЙМЫРСКОГО (ДОЛГАНО-НЕНЕЦКОГО) И ЭВЕНКИЙСКОГО АВТОНОМНЫХ ОКРУГОВ ВВЕДЕНИЕ Настоящая стратегия создания нефтегазового комплекса для ускорения социально-экономического развития Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского автономных округов (далее - стратегия) разработана в соответствии с Распоряжением Правительства Российской Федерации от 31.12.04 № 1737-р "О проектировании и строительстве трубопроводной системы "Восточная Сибирь - Тихий океан" и Распоряжением Губернатора Красноярского края от 27.01.05 № 120-р "О создании рабочей группы по разработке стратегии формирования нефтегазового комплекса". Основная цель - объединить и синхронизировать усилия федеральных и региональных структур власти и бизнеса с целью обеспечения баланса интересов Российской Федерации, каждого из трех субъектов Российской Федерации, недропользователей и инвесторов для достижения оптимальных с точки зрения государства, общества и бизнеса результатов на территории Красноярского края. Из этого складываются основные критерии стратегии: 1) приоритет общегосударственных и социально-экономических интересов; 2) обеспечение региональных интересов, включая рост индикаторов качества жизни населения за счет создания и развития нового для края комплекса отраслей промышленности; сохранение традиционного хозяйственного уклада малочисленных коренных народностей Севера и обеспечение доступности к современным технологиям образования, медицинской помощи, связи, транспорта; эффективное использование нефтегазового потенциала, включая обоснование возможных и необходимых мощностей для геологоразведочных работ, добычи и переработки нефти и газа; минимизация экологических последствий освоения нефтегазовых ресурсов и обеспечение при реализации конкретных проектов приоритетов экологической безопасности, сохранения качества окружающей среды; 3) учет и обоснование баланса интересов Российской Федерации, объединенного Красноярского края, недропользователей. В результате предложен комплекс мероприятий, обеспечивающих достижение стратегической цели, и оценен интегральный социально-экономический эффект от прироста налогооблагаемой базы и размещения трудовых ресурсов. 1. ОСНОВОПОЛАГАЮЩИЕ ЦЕЛИ И ПРИОРИТЕТЫ СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА 1.1. Цели и главные задачи Стратегическими целями развития нефтегазового комплекса (далее - НГК) Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского автономных округов является создание на территории региона новой нефтегазодобывающей отрасли на основе эффективного использования мощного природного потенциала углеводородного сырья. Создание НГК будет стимулировать экономический рост в сопряженных отраслях (строительство, транспорт и связь, услуги). Мультипликативный эффект экономического роста территорий, охватываемых проектом, по различным оценкам может составлять от 30 до 70% доходов основных отраслей бюджета. Для достижения основных целей проекта необходимо решение следующих первоочередных задач: создание и развитие как минимум двух центров добычи и переработки нефти и газа с необходимой инфраструктурой их транспорта к потребителю; активное участие в реализации государственной стратегии в связи со строительством единой трубопроводной системы Восточная Сибирь - Тихий океан и освоением месторождений нефти и газа Восточной Сибири; обеспечение местных потребностей региона в нефти, газе, нефтепродуктах, а также выход на внешние рынки энергоресурсов; реализация до 2020 года программы геологоразведочных работ как за счет средств недропользователей, так и федерального бюджета для обеспечения значительного прироста промышленных запасов нефти и газа; достижение экономических результатов, обеспечивающих существенное повышение качества жизни населения. 1.2. Основные социально-экономические приоритеты Укрупненные технико-экономические расчеты показывают возможности значительного экономического роста. При достижении к 2010 году объемов годовой добычи нефти 10 млн. тонн, а природного газа - около 4 млрд. куб. метров произойдет увеличение ежегодных налоговых поступлений в консолидированный бюджет региона до 7 - 8 млрд. рублей. Уже на первом этапе развития НГК может быть обеспечено удовлетворение в полном объеме потребностей территории в энергоресурсах. Создание в отдаленных районах собственных модульных нефтеперерабатывающих заводов (МНПЗ) позволит решить проблему обеспечения этих территорий нефтепродуктами и значительно снизить затраты на северный завоз и жилищно-коммунальное хозяйство (ЖКХ). Для обеспечения подачи в трубопровод Восточная Сибирь - Тихий океан ежегодно 35 - 40 млн. тонн нефти и 30 - 35 млрд. куб. метров газа необходимо проведение геологоразведочных работ (ГРР) с целью существенного наращивания минерально-сырьевой базы углеводородов (УВ). Развитие НГК позволит создать новые рабочие места, активизировать рост производства в машиностроении и металлургии, изготовлении строительных материалов, осуществить ряд действенных социальных программ для коренных и малочисленных народностей, малообеспеченных слоев населения автономных округов. Реализация программы лицензирования обеспечит заметный приток инвестиций на этапах приобретения прав пользования недрами на участках нераспределенного фонда, а также разведки и освоения запасов и ресурсов УВ. 1.3. Социально-экономическое состояние Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского автономных округов Экономическая система края в масштабе Российской Федерации воспринимается как крупная региональная экономическая ячейка (табл. 1.1). Удельный вес населения Красноярского края по отношению к населению Российской Федерации в целом в 2003 году составил 2,13%. Удельный вес экономики региона в национальном внутреннем валовом продукте (ВВП) в 2003 году составил 2,1%. Доля края в национальном экспорте составляет на 2004 год 2,5%, в национальном импорте - 0,6%. В таблице 1.1 приведены показатели, характеризующие уровень жизни в регионах. Таблица 1.1 Некоторые социальные характеристики (2004 год) ---------------------T------------T-----------T------------------¬ ¦ Показатель ¦Красноярский¦Эвенкийский¦ Таймырский ¦ ¦ ¦ край ¦ АО ¦(Долгано-Ненецкий)¦ ¦ ¦ ¦ ¦ АО ¦ +--------------------+------------+-----------+------------------+ ¦Среднедушевые ¦ ¦ ¦ ¦ ¦денежные доходы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦населения, рублей ¦ 76,7 ¦ 78,1 ¦ 114,5 ¦ +--------------------+------------+-----------+------------------+ ¦Безработица, % ¦ 2,34¦ 3,08¦ 4,21¦ +--------------------+------------+-----------+------------------+ ¦Товарооборот на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦душу, тыс. рублей ¦ 36,06¦ 26,5 ¦ 38,9 ¦ +--------------------+------------+-----------+------------------+ ¦Больницы, коек на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦10000 жителей ¦ 116,0 ¦ 258,3 ¦ 203,1 ¦ +--------------------+------------+-----------+------------------+ ¦Число врачей на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦10000 жителей ¦ 43,7 ¦ 38,6 ¦ 45,4 ¦ +--------------------+------------+-----------+------------------+ ¦Обеспеченность ¦ ¦ ¦ ¦ ¦жильем, кв. м на 1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦жителя ¦ 20,3 ¦ 25,8 ¦ 15,9 ¦ +--------------------+------------+-----------+------------------+ ¦Выбросы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦загрязнителей на 1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦жителя, т ¦ 871 ¦ 238 ¦ 242 ¦ +--------------------+------------+-----------+------------------+ ¦Число преступлений ¦ ¦ ¦ ¦ ¦на 100000 жителей ¦ 1892 ¦ 2283 ¦ 1413 ¦ L--------------------+------------+-----------+------------------- Главная задача на предстоящее десятилетие - существенное повышение качества жизни по основным показателям. Некоторые региональные ориентиры и показатели роста качества жизни могут быть основной стратегией развития НГК. В частности, к 2010 - 2015 годам на территории развития нефтегазового комплекса планируется: 1) по доходам, обеспеченности жильем, связью, медицинским обслуживанием населения достичь уровня Ханты-Мансийского округа; 2) качество жизни коренных малочисленных народов Севера приблизить к качеству жизни аборигенов Аляски, используя при этом в качестве базы передовые модели; 3) резко улучшить экологическую ситуацию в Красноярском промышленном районе. При этом необходимо частично перевести центральные районы края, включая Красноярск, на газ, на что потребуется до 5,0 млрд. куб. метров газа в год. 2. СОСТОЯНИЕ И ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ РАЗВИТИЯ НГК 2.1. Состояние минерально-сырьевой базы УВ и попутных компонентов На территории Красноярского края, Таймырского (Долгано- Ненецкого) и Эвенкийского автономных округов по состоянию на 01.01.2005 года суммарные геологические запасы промышленных категорий С + С составляют: нефть - 2377,0 млн. тонн, газ - 1 2 1725,0 млрд. куб. метров. Главной особенностью структуры запасов является резкое преобладание запасов газа и сложных по геологическому строению нефтегазовых залежей. Соотношение запасов газа к запасам нефти составляет примерно 2:1, то есть 65% запасов газа и лишь 35% запасов нефти и конденсата. Полученные данные по структуре запасов, подготовленных в пределах месторождений, показывают, что большая часть запасов газа локализована, главным образом, на месторождениях Юрубчено-Тохомской зоны (ЮТЗ) (Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское). Вторым крупным районом сосредоточения наиболее подготовленных запасов газа и нефти наряду с месторождениями Танамского района являются месторождения Большехетской группы (Сузунское, Лодочное, Тагульское, Ванкорское). В разрезе административных образований основная доля подготовленных запасов нефти и газа приходится на южные районы Эвенкийского АО, что является весьма благоприятным фактором формирования объектов будущего обустройства месторождений и формирования сети нефтепроводов и газопроводов, концентрации производственных и трудовых ресурсов. В распределенном фонде находится 95,0% извлекаемых запасов нефти, 86,3% газа и 95,7% извлекаемых запасов конденсата промышленных категорий С и С . 1 2 В освоении и подготовке запасов нефти и газа распределенного фонда недр в регионе участвует 10 различных по финансовым и техническим возможностям компаний недропользователей. При этом 72% запасов нефти и 79% запасов газа находится на балансе двух компаний, ОАО "Востсибнефтегаз" и ООО "Славнефть-Красноярскнефтегаз". Эти запасы практически полностью сосредоточены в Юрубчено-Тохомской зоне. Важным моментом при выборе объектов первоочередного освоения и планировании уровней добычи наряду с достоверной частью запасов имеет местоположение новых площадей с перспективными ресурсами категории С . С ресурсами С и Д в резерве находится 22 3 3 1л перспективных объекта, их ресурсы наряду с запасами категории С 2 являются первоочередными объектами наращивания запасов. Положительным фактором нахождения этих объектов является их сосредоточение в пределах потенциальных районов нефтедобычи. В настоящее время в регионе созданы основы сырьевой базы четырех крупных районов формирования нефтяной и газовой промышленности: Танамского газодобывающего, Собинско-Тэтэринского перспективного нефтегазодобывающего, Большехетского и Юрубчено-Тохомского, в перспективе нефте- и газодобывающих, и пятого - Нижнеангарского, весьма вероятно, газодобывающего. Здесь сделаны только первые открытия, однако несомненно, что в этом районе могут быть достаточно быстро подготовлены значительные запасы газа. На основании официальных данных компаний приведены возможные объемы добычи нефти и газа в потенциальных добывающих районах. Сценарии развития добычи включают базовые месторождения с утвержденными запасами категорий С + С , а также перспективными 1 2 ресурсами С , если таковые учтены в Государственном балансе. 3 Приводимые ниже сценарии показывают, что при надлежащей реализации программы формирования НГК имеются весьма благоприятные предпосылки для надежного и эффективного обеспечения нефтью и газом не только внутренних потребителей края и соседних республик Тыва и Хакасия, но и других районов Восточной Сибири и увеличения экспортного энергетического потенциала России. В то же время реальное развитие процессов будет определяться успешностью реализации проекта по созданию трубопроводной системы Восточная Сибирь - Находка, ценами на нефть, газ и продукты их переработки. Учитывая состояние подготовленности запасов к разработке или опытно-промышленной эксплуатации, первыми крупными центрами нефтяной промышленности должны стать Юрубчено-Тохомский и Большехетский районы. Освоение Юрубчено-Тохомского месторождения предлагается в несколько этапов. Ввод новых скважин в эксплуатацию целесообразно начать с 2008 года, что связано с окончанием строительства первого участка нефтепровода до ст. Кучеткан (Богучанский район Красноярского края). В начальный период эксплуатации залежи с 2008 по 2011 год уровень добычи нефти будет составлять 2,3 - 2,4 млн. тонн в год, что определяется пропускной способностью железнодорожной ветки от с. Кучеткан. Второй этап эксплуатации юрубченской залежи начинается с 2012 года и связан с окончанием строительства второго участка ветки нефтепровода и его соединением с транссибирским магистральным нефтепроводом. На диаграмме (рис. 2.1 - не приводится) представлена возможная динамика добычи нефти в ЮТЗ. На базовых месторождениях Куюмбинском и Юрубчено-Тохомском будет отобрано 90,6 и 69,0% запасов промышленных категорий. Такие темпы отбора требуют наращивания запасов категории С и С из перспективных 1 2 локализованных ресурсов категории С . 3 Максимальный отбор нефти 26 - 27 млн. тонн ожидается в 2020 году. Предполагая, что добыча нефти на основе запасов категории С 1 может начаться через 3 года и подтвердятся полученные модельным путем прогнозы относительно динамики извлечения нефти, можно ожидать, что максимальная добыча на базе уже подготовленных по категории С + С запасов может составить к 2010 году около 3,0 млн. 1 2 тонн нефти в год. Рис. 2.1. Программа добычи нефти в Юрубчено-Тохомском нефтегазодобывающем районе из запасов категорий С + С (базовые месторождения) 1 2 Рисунок не приводится. К 2015 году на базе запасов категорий С и С добыча может 1 2 достичь 19,6 млн. тонн в год за счет перевода ресурсов категории С на новых перспективных площадях Терско-Камовского участка. 3 В соответствии со спецификой состава флюидов Куюмбинского и Юрубчено-Тохомского месторождений добыча нефти без газа невозможна в силу высокой насыщенности нефти растворенным в ней газом. Ожидаемые уровни добычи попутного газа и ресурсы конденсата приведены в таблице 2.1. Для организации добычи газа на соседнем Оморинском газоконденсатном (ГК) месторождении и утилизации попутного газа и планируемых ограниченных объемов добычи свободного газа ЮТМ требуется строительство газопровода с пропускной способностью не менее 6 - 8 млрд. куб. метров в год. При этом основной объем свободного газа будет добываться на Оморинском ГК месторождении. Для стабильного обеспечения южных районов Красноярского края газом в ближайшей перспективе необходимы альтернативные источники. В качестве таковых в настоящей программе предлагаются Собинско-Тэтэринский и Нижнеангарский перспективные районы. Собинско-Тэтэринский перспективный нефтегазодобывающий район расположен на востоке Эвенкийского АО. В районе базовыми месторождениями для организации добычи нефти газа могут быть Собинское и Пайгинское месторождения. Добыча может быть организована в относительно небольших объемах (табл. 2.1). Годовая добыча нефти в районе к 2015 году может достигнуть 530 тыс. тонн в год и определяться, в первую очередь, платежеспособными потребностями района в нефти и нефтепродуктах, суммарная добыча нефти к 2025 году на базе запасов категорий С + С ожидается в 1 2 количестве 5,9 млн. тонн. Это составит 49,2% от числящихся на государственном балансе запасов нефти категории С + С . 1 2 Для начала промышленной добычи газа необходимо строительство газопровода. Ориентировочный срок завершения его строительства - 2015 год. Возможные объемы добычи газа и конденсата приведены в табл. 2.1. Таблица 2.1 Программа добычи нефти и газа по нефтегазодобывающим районам юга Эвенкии и восточным районам Красноярского края --------------------T----------T---------T--------T--------T--------T--------T--------¬ ¦ ¦Показатель¦ Единицы ¦2005 год¦2010 год¦2015 год¦2020 год¦2025 год¦ ¦ ¦ ¦измерения¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ +-------------------+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ Базовые месторождения ¦ +-------------------------------------------------------------------------------------+ ¦ Юрубчено-Тохомский НГР ¦ +-------------------T----------T---------T--------T--------T--------T--------T--------+ ¦Куюмбинское ¦нефть ¦тыс. тонн¦ 19 ¦ 1979,9 ¦12700 ¦12015 ¦ 8590 ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦газ ¦млн. куб.¦ 3,1 ¦ 322,3 ¦ 2067,6 ¦ 1956,0 ¦ 1398,5 ¦ ¦ ¦ ¦метров в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Терско-Камовский ¦нефть ¦тыс. тонн¦ 0 ¦ 85 ¦ 300 ¦ 280 ¦ 180 ¦ ¦(северный) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦газ ¦млн. куб.¦ 0 ¦ 15,2 ¦ 53,5 ¦ 50,0 ¦ 32,1 ¦ ¦ ¦ ¦метров в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Всего "Славнефть- ¦нефть <1> ¦тыс. тонн¦ 19 ¦ 2065,2 ¦13000,0 ¦12295,0 ¦ 8770,0 ¦ ¦Красноярскнефтегаз"¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Юрубчено-Тохомское ¦нефть ¦тыс. тонн¦ 45 ¦ 2370 ¦13446 ¦14832 ¦14904 ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦газ ¦млн. куб.¦ 7 ¦ 923 ¦ 9348 ¦11949 ¦12946 ¦ ¦ ¦ ¦метров в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦конденсат ¦тыс. тонн¦ 0,00¦ 0,00¦ 672,00¦ 672,00¦ 672,00¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦газ ¦млн. куб.¦ 0 ¦ 0 ¦ 1651,3 ¦ 4265,4 ¦ 5928,8 ¦ ¦ ¦ ¦метров в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Итого ¦нефть ¦тыс. тонн¦ 0 ¦ 0 ¦ 30 ¦ 185 ¦ 390 ¦ ¦"Красноярскгазпром"¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦конденсат ¦тыс. тонн¦ 0 ¦ 0 ¦ 82,5 ¦ 213,7 ¦ 297,2 ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦газ ¦млн. куб.¦ 0 ¦ 0 ¦ 1651,3 ¦ 4265,37¦ 5928,72¦ ¦ ¦ ¦метров в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Всего по Юрубчено- ¦нефть ¦тыс. тонн¦ 64,0 ¦ 4489,8 ¦26512,8 ¦27339,6 ¦24084,6 ¦ ¦Тохомскому НГР ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦газ ¦млн. куб.¦ 7,0 ¦ 2445,0 ¦16443,2 ¦21314,4 ¦21874,7 ¦ ¦ ¦ ¦метров в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦конденсат ¦тыс. тонн¦ 0 ¦ 0 ¦ 754,5 ¦ 885,7 ¦ 969,2 ¦ +-------------------+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ Собинско-Тэтэринский НГР ¦ +-------------------T----------T---------T--------T--------T--------T--------T--------+ ¦Собинское НГКМ ¦нефть ¦тыс. тонн¦ 0 ¦ 40 ¦ 500 ¦ 450 ¦ 200 ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦конденсат ¦тыс. тонн¦ 0 ¦ 0 ¦ 0 ¦ 1489 ¦ 1002,2 ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦газ ¦млн. куб.¦ 0 ¦ 4,5 ¦ 235 ¦ 5910 ¦ 5645 ¦ ¦ ¦ ¦метров в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Итого ¦нефть ¦тыс. тонн¦ 0 ¦ 40 ¦ 500 ¦ 450 ¦ 200 ¦ ¦"Красноярскгазпром"¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦конденсат ¦тыс. тонн¦ 0 ¦ 9 ¦ 442,5 ¦ 2722,7 ¦ 2979,4 ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦газ ¦млн. куб.¦ 0 ¦ 4,5 ¦ 235 ¦ 5910 ¦ 5645 ¦ ¦ ¦ ¦метров в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Пайгинское НГКМ ¦нефть ¦тыс. тонн¦ 9,6 ¦ 52 ¦ 29,3 ¦ 21,7 ¦ 16,6 ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦конденсат ¦тыс. тонн¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,1 ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦газ ¦млн. куб.¦ 0,0 ¦ 7,8 ¦ 4,4 ¦ 3,3 ¦ 4,4 ¦ ¦ ¦ ¦метров в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ИТОГО по ЭТЭК ¦нефть ¦тыс. тонн¦ 9,6 ¦ 52,0 ¦ 29,3 ¦ 21,7 ¦ 16,7 ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦газ ¦млн. куб.¦ 0,0 ¦ 7,8 ¦ 4,4 ¦ 3,3 ¦ 4,4 ¦ ¦ ¦ ¦метров в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Всего по Собинско- ¦нефть ¦тыс. тонн¦ 9,6 ¦ 92,0 ¦ 529,3 ¦ 471,7 ¦ 216,7 ¦ ¦Тэтэринскому НГР ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦конденсат ¦тыс. тонн¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 1489,0 ¦ 1002,3 ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦газ ¦млн. куб.¦ 0,0 ¦ 12,3 ¦ 239,4 ¦ 5913,3 ¦ 5649,4 ¦ ¦ ¦ ¦метров в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ Нижнеангарский НГР ¦ +-------------------T----------T---------T--------T--------T--------T--------T--------+ ¦Берямбинское ГКМ ¦конденсат ¦тыс. тонн¦ 0 ¦ 2,25¦ 90 ¦ 255 ¦ 420 ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦газ ¦млн. куб.¦ 0 ¦ 36 ¦ 1455 ¦ 4160 ¦ 6910 ¦ ¦ ¦ ¦метров в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Итого ¦конденсат ¦тыс. тонн¦ 0 ¦ 2,25¦ 90 ¦ 255 ¦ 420 ¦ ¦"Красноярскгазпром"+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦газ ¦млн. куб.¦ 0 ¦ 1558 ¦ 6899 ¦ 9260 ¦ 9910 ¦ ¦ ¦ ¦метров в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Агалеевское ¦газ ¦млн. куб.¦ 0,0 ¦ 1522,0 ¦ 5444,0 ¦ 5100,0 ¦ 3000,0 ¦ ¦ ¦ ¦метров в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ИТОГО по ОАО ¦газ ¦млн. куб.¦ 0,0 ¦ 1522,0 ¦ 5444,0 ¦ 5100,0 ¦ 3000,0 ¦ ¦"Востсибнефтегаз" ¦ ¦метров в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Итого по ¦конденсат ¦тыс. тонн¦ 0 ¦ 2,25¦ 90 ¦ 255 ¦ 420 ¦ ¦Нижнеангарскому НГР+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦газ ¦млн. куб.¦ 0 ¦ 1558 ¦ 6899 ¦ 9260 ¦ 9910 ¦ ¦ ¦ ¦метров в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Итого по базовым ¦нефть ¦тыс. тонн¦ 73,6 ¦ 4581,8 ¦27042,1 ¦27811,3 ¦24301,3 ¦ ¦месторождениям +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦конденсат ¦тыс. тонн¦ 0 ¦ 2,25¦ 844,45¦ 2629,7 ¦ 2391,5 ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦газ ¦млн. куб.¦ 7 ¦ 4015,3 ¦23581,6 ¦36487,7 ¦37434,1 ¦ ¦ ¦ ¦метров в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ Перспективные участки и новые месторождения ¦ +-------------------------------------------------------------------------------------+ ¦ Собинско-Тэтэринский НГР ¦ +-------------------T----------T---------T--------T--------T--------T--------T--------+ ¦Аявинский ¦нефть ¦тыс. тонн¦ 0,0 ¦ 31,0 ¦ 203,0 ¦ 206,0 ¦ 174,0 ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦газ ¦млн. куб.¦ 0,0 ¦ 3449,0 ¦16065,0 ¦16181,0 ¦16218,0 ¦ ¦ ¦ ¦метров в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦конденсат ¦тыс. тонн¦ 0,0 ¦ 222,0 ¦ 446,0 ¦ 346,0 ¦ 403,0 ¦ +-------------------+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Оскобинский ¦нефть ¦тыс. тонн¦ 0,0 ¦ 181,0 ¦ 1178,0 ¦ 1180,0 ¦ 1176,0 ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦газ ¦млн. куб.¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 3443,0 ¦ 4239,0 ¦ ¦ ¦ ¦метров в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦конденсат ¦тыс. тонн¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 323,0 ¦ 280,0 ¦ +-------------------+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Джелиндуконский ¦нефть ¦тыс. тонн¦ 0,0 ¦ 65,0 ¦ 418,0 ¦ 414,0 ¦ 276,0 ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦газ ¦млн. куб.¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 115,0 ¦ 567,0 ¦ ¦ ¦ ¦метров в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦конденсат ¦тыс. тонн¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 1,0 ¦ 92,0 ¦ 84,0 ¦ +-------------------+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Чамбинский ¦нефть ¦тыс. тонн¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 176,0 ¦ 388,0 ¦ 351,0 ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦газ ¦млн. куб.¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 1522,0 ¦ 5444,0 ¦ ¦ ¦ ¦метров в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦конденсат ¦тыс. тонн¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 95,0 ¦ 341,0 ¦ +-------------------+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Чулаканский ¦нефть ¦тыс. тонн¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 360,0 ¦ 360,0 ¦ 160,0 ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦газ ¦млн. куб.¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 200,0 ¦ ¦ ¦ ¦метров в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Всего Собинско- ¦нефть ¦тыс. тонн¦ 0,0 ¦ 277,0 ¦ 2335,0 ¦ 2548,0 ¦ 2137,0 ¦ ¦Тэтэринский НГР ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦газ ¦млн. куб.¦ 0,0 ¦ 3449,0 ¦16065,0 ¦21261,0 ¦26668,0 ¦ ¦ ¦ ¦метров в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ Юрубчено-Тохомский НГР ¦ +-------------------T----------T---------T--------T--------T--------T--------T--------+ ¦Туколано- ¦нефть ¦тыс. тонн¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 300,0 ¦ 800,0 ¦ 550,0 ¦ ¦Светланинский +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦газ ¦млн. куб.¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ ¦ ¦ ¦метров в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Шушукский ¦нефть ¦тыс. тонн¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 1540,0 ¦ 1700,0 ¦ 1050,0 ¦ ¦ +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦газ ¦млн. куб.¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 700,0 ¦ 2104,0 ¦ ¦ ¦ ¦метров в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Всего Юрубчено- ¦нефть ¦тыс. тонн¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 1840,0 ¦ 2500,0 ¦ 1600,0 ¦ ¦Тохомский НГР +----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦газ ¦млн. куб.¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 0,0 ¦ 700,0 ¦ 2104,0 ¦ ¦ ¦ ¦метров в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ L-------------------+----------+---------+--------+--------+--------+--------+--------- -------------------------------- <1> Весь газ используется на собственные нужды, поэтому в балансе не участвует. Нижнеангарский перспективный газодобывающий район преимущественно на ресурсах С к 2008 году может иметь 400 - 500 3 млрд. куб. метров газа по категории С + С , что позволит начать 1 2 добычу газа в районе в 2010 году. К 2015 году добыча может быть доведена до 6,9 млрд. куб. метров. За счет продолжения геологоразведочных работ и дополнительной подготовки запасов газа этот уровень добычи газа в районе может быть удержан и далее. В целях осторожности прогноза этот вариант детально не рассматривается, хотя компания-недропользователь рассматривает более оптимистичный вариант, который и приведен в таблице 2.1. Составы нижнеангарского и собинского газа могут быть близки, что позволяет перерабатывать их в одном месте и строить при необходимости единое хранилище гелия. Естественно, необходимо проектировать для поставки нижнеангарского и собинско-тэтэринского газа единую систему трубопроводного транспорта. Планируемые уровни добычи газа на Агалеевском газовом месторождении и Берямбинском перспективном участке приведены в таблице 2.1. Большехетский перспективный нефтегазодобывающий район находится на территории собственно Красноярского края и на юго-западе Таймырского (Долгано-Ненецкого) АО. В его пределах открыто четыре месторождения (Ванкорское, Лодочное, Тагульское, Сузунское). Газовые, газонефтяные и нефтяные залежи на этих месторождениях приурочены к меловым отложениям. При разработке Стратегии было принято, что первым в разработку будет введено самое крупное Ванкорское месторождение, а затем последовательно, с интервалом в три года, Лодочное, Тагульское и Сузунское (табл. 2.2, рис. 2.2 - не приводится). Таблица 2.2 Программа добычи нефти и газа в Большехетском НГР (по материалам действующих ТЭП и компаний-недропользователей) -----------T---------T------------------------------------------------¬ ¦Показатель¦ Единицы ¦ Годы ¦ ¦ ¦измерения+--------T---------T---------T---------T---------+ ¦ ¦ ¦2005 год¦2010 год ¦2015 год ¦ 2020 год¦ 2025 год¦ +----------+---------+--------+---------+---------+---------+---------+ ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ +----------+---------+--------+---------+---------+---------+---------+ ¦ Большехетский НГР ¦ +---------------------------------------------------------------------+ ¦ Базовые месторождения ¦ +---------------------------------------------------------------------+ ¦ Ванкорское ГН ¦ +----------T---------T--------T---------T---------T---------T---------+ ¦Добыча ¦тыс. тонн¦ 0 ¦10000,0 ¦14000,0 ¦ 9200,0 ¦ 6400,0 ¦ ¦нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+---------+---------+---------+---------+ ¦Добыча ¦млн. куб.¦ 0 ¦ 3371,0 ¦ 3257,0 ¦ 2171,0 ¦ 1257,0 ¦ ¦попутного ¦метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦газа ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+---------+---------+---------+---------+ ¦ Лодочное ГКН ¦ +----------T---------T--------T---------T---------T---------T---------+ ¦Добыча ¦тыс. тонн¦ 0 ¦ 569,7 ¦ 4627,4 ¦ 2992,6 ¦ 909,5 ¦ ¦нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+---------+---------+---------+---------+ ¦ Тагульское ГН ¦ +----------T---------T--------T---------T---------T---------T---------+ ¦Добыча ¦тыс. тонн¦ 0 ¦ 126,3 ¦ 5898,9 ¦ 3814,9 ¦ 1159,5 ¦ ¦нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+---------+---------+---------+---------+ ¦ Сузунское ГН ¦ +----------T---------T--------T---------T---------T---------T---------+ ¦Реализация¦млн. куб.¦ 1,391¦ 6,289¦ 7,886¦ 8,983¦ 10,081¦ ¦газа ¦метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+---------+---------+---------+---------+ ¦Добыча ¦тыс. тонн¦ 0 ¦ 0 ¦ 1041,3 ¦ 1195,0 ¦ 1340,2 ¦ ¦нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+---------+---------+---------+---------+ ¦ИТОГО базовые месторождения Большехетского НГР ¦ +----------T---------T--------T---------T---------T---------T---------+ ¦Добыча ¦тыс. тонн¦ 0 ¦10696 ¦25568 ¦17203 ¦ 9809 ¦ ¦нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+---------+---------+---------+---------+ ¦Добыча ¦млн. куб.¦ 0 ¦ 3371,0 ¦ 3257,0 ¦ 2171,0 ¦ 1257,0 ¦ ¦газа ¦метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+---------+---------+---------+---------+ ¦ Месторождения - спутники и перспективные площади ¦ +---------------------------------------------------------------------+ ¦ Ново-Соленинская ¦ +----------T---------T--------T---------T---------T---------T---------+ ¦Добыча ¦тыс. тонн¦ 13,6 ¦ 50 ¦ 50 ¦ 50 ¦ 50 ¦ ¦нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+---------+---------+---------+---------+ ¦Добыча ¦млн. куб.¦ 1,4 ¦ 6,3 ¦ 7,9 ¦ 9 ¦ 10,1 ¦ ¦попутного ¦метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦газа ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+---------+---------+---------+---------+ ¦Закачка ¦млн. куб.¦ 0,009¦ 0,011¦ 0,014¦ 0,017¦ 0,019¦ ¦газа ¦метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+---------+---------+---------+---------+ ¦ Горчинское ¦ +----------T---------T--------T---------T---------T---------T---------+ ¦Добыча ¦тыс. тонн¦ 0 ¦ 574,6 ¦ 706,9 ¦ 859,1 ¦ 963,9 ¦ ¦нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+---------+---------+---------+---------+ ¦ Северо-Ванкорская ¦ +----------T---------T--------T---------T---------T---------T---------+ ¦Добыча ¦тыс. тонн¦ 0 ¦ 0 ¦ 2904,24 ¦ 3793,52 ¦ 1184,1 ¦ ¦нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+---------+---------+---------+---------+ ¦Добыча ¦млн. куб.¦ 0 ¦ 0 ¦ 195 ¦ 347,8 ¦ 344,9 ¦ ¦попутного ¦метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦газа ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+---------+---------+---------+---------+ ¦Реализация¦млн. куб.¦ 0 ¦ 0 ¦ 195,0 ¦ 347,8 ¦ 344,9 ¦ ¦газа ¦метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+---------+---------+---------+---------+ ¦ Тайкинская ¦ +----------T---------T--------T---------T---------T---------T---------+ ¦Добыча ¦тыс. тонн¦ 0 ¦ 168 ¦ 3713,12 ¦ 3163,57 ¦ 780,1 ¦ ¦нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+---------+---------+---------+---------+ ¦Добыча ¦млн. куб.¦ 0 ¦ 8,2 ¦ 487,8 ¦ 494,6 ¦ 533,1 ¦ ¦попутного ¦метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦газа ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+---------+---------+---------+---------+ ¦Реализация¦млн. куб.¦ 0 ¦ 8,2 ¦ 487,8 ¦ 494,6 ¦ 533,1 ¦ ¦газа ¦метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+---------+---------+---------+---------+ ¦ИТОГО месторождения - спутники и перспективные площади ¦ +----------T---------T--------T---------T---------T---------T---------+ ¦Добыча ¦тыс. тонн¦ 13,6 ¦ 792,6 ¦ 7374,3 ¦ 7866,2 ¦ 2978,1 ¦ ¦нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+---------+---------+---------+---------+ ¦Добыча ¦млн. куб.¦ 1,4 ¦ 14,5 ¦ 690,7 ¦ 851,4 ¦ 888,1 ¦ ¦газа ¦метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+---------+---------+---------+---------+ ¦Итого по Большехетской группе ¦ +----------T---------T--------T---------T---------T---------T---------+ ¦Добыча ¦тыс. тонн¦ 13,6 ¦11488,6 ¦32941,9 ¦25068,7 ¦12787,3 ¦ ¦нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------+---------+--------+---------+---------+---------+---------+ ¦Добыча ¦млн. куб.¦ 1,4 ¦ 3385,5 ¦ 3941,7 ¦ 3022,4 ¦ 2145,1 ¦ ¦газа ¦метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ L----------+---------+--------+---------+---------+---------+---------- Максимальный уровень добычи нефти на Ванкорском месторождении прогнозируется на уровне 14 млн. тонн в год (рис. 2.2) начиная с 2013 года. Он должен удерживаться до 2018 года. После ввода Лодочного, Тагульского и Сузунского месторождений максимальный уровень добычи может составить 25 млн. тонн в год. Добыча нефти на месторождениях Большехетской зоны на базе разведанных запасов категории С + С может достичь к 2015 году 17,0 млн. тонн нефти 1 2 в год. Согласно выполненным расчетам этот уровень в 2020 году за счет ввода в разработку новых, не открытых в настоящее время месторождений может быть увеличен до 30 - 32 млн. тонн нефти в год. Состояние прогнозных ресурсов позволяет осуществить такую добычу. Рис. 2.2. Программа добычи нефти на базовых месторождениях в Большехетском НГР (по материалам действующих ТЭП и компаний - недропользователей) Рисунок не приводится. В Красноярском крае добыча углеводородного газа осуществляется в настоящее время в одном районе - Танамском газоносном, где с начала разработки добыто около 92,0 млрд. куб. метров газа. Западная часть этого газоносного района находится в Ямало-Ненецком АО Тюменской области, восточная - в Таймырском (Долгано-Ненецком) автономном округе Красноярского края. Сырьевой базой этого района являются газовые и газоконденсатные месторождения, открытые в 1965 - 1992 годах. По состоянию на 01.01.05 остаточные запасы газа промышленных категорий обеспечивают Норильский промышленный узел на длительную перспективу. Поэтому в Большехетском нефтегазодобывающем районе планируется добывать только попутный газ, основные объемы которого ожидаются на Ванкорском месторождении. Наиболее серьезной является проблема поиска потенциальных потребителей газа Большехетского нефтегазодобывающего района. Потребности Норильского промышленного узла обеспечены на многие десятилетия разведанными запасами газа в Танамском районе. Наиболее реальным представляется соединение района газопроводным транспортом с магистральной системой газопроводов на севере Ямало-Ненецкого АО с последующей подачей газа на Нижневартовск и далее на юг Западной Сибири. Если произойдет задержка с поставками газа на юг из центральных районов Красноярского края, возможна поставка части этого газа в Красноярский край. Для однозначного решения этого вопроса необходима тщательная экономическая экспертиза различных альтернативных вариантов проекта. Для обеспечения приведенных в настоящих предложениях развития НГК уровней добычи углеводородов необходимо: 1) в Юрубчено-Тохомском НГР за расчетный период 20 лет прирастить не менее 570 млн. тонн нефти и 320 млрд. куб. метров газа, то есть ежегодно требуется приращивать около 28 млн. тонн нефти и 16 млрд. куб. метров газа. Такой объем прироста в данном районе потребует ежегодно бурить 47 - 48 тыс. метров, или 18 - 20 скважин в год. Резерв локализованных ресурсов нефти категории С и 3 Д здесь составляет 455,0 млн. тонн нефти и 574 млрд. куб. метров 1л газа при минимальной потребности в локализованных ресурсах 900 - 910 млн. тонн нефти и 508 - 510 млрд. куб. метров газа. То есть требуется, как минимум, подготовить здесь еще локализованные ресурсы нефти в количестве 400 - 450 млн. тонн. Это означает, что в данном районе необходимо развивать программу лицензирования недр с целью их геологического изучения; 2) Собинско-Тэтэринский НГР практически обеспечен локализованными ресурсами, а прирост запасов нефти в 16 млн. тонн и газа 21,3 млрд. куб. метров может быть обеспечен в процессе доразведки базовых месторождений и проведения геологоразведочных работ на участках распределенного фонда недр (Чулаканском, Джелиндуконском, Оскобинском и др.). Проблема ввода в лицензирование новых участков здесь не столь актуальна, как в Нижнеангарском НГР; 3) в Нижнеангарском НГР для организации стабильной запланированной добычи газа необходимо локализовать ресурсы в объеме 950 - 960 млрд. куб. метров газа по категории С и Д . Для 3 1л перевода такого объема ресурсов в запасы потребуется пробурить не менее 900 - 945 тыс. метров или 15 - 16 скважин в год. В резерве здесь числится 960 млрд. куб. метров газа и 23 млн. тонн нефти. Достоверность подготовки ресурсов газа в данном регионе не выше 60%, а нефти вообще проблематична, поэтому требуется их тщательная ревизия и ввод в лицензирование новых площадей, подготавливаемых с помощью высокоразрешающей сейсморазведки; 4) в Большехетском НГР уровни планируемой добычи нефти и дефицит в 55 млн. тонн могут быть обеспечены за счет проведения ГРР на новых перспективных площадях: Горчинской, Северо-Ванкорской, Тайкинской и других, извлекаемые ресурсы нефти на которых в сумме составляют 92,7 млн. тонн, газа - 247 млрд. куб. метров. Программы компаний на этапе геологического доизучения базовых месторождений и перспективных площадей в разрезе недропользователей по данным их проектной документации или их экспертным оценкам приведены в табл. 2.3 - 2.4. Таблица 2.3 Показатели Программы освоения запасов и ресурсов газа компаниями -------------------T----------T-------------------T------------T----------T---------T---------T-----¬ ¦ Наименование ¦ Единицы ¦ ОАО ¦ ООО ¦ ОАО ¦ ОАО ¦ ЗАО ¦Всего¦ ¦ показателей ¦измерения ¦"Красноярскгазпром"¦"Славнефть- ¦"Востсиб- ¦НК "ЮКОС"¦"Ванкор- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Красноярск- ¦нефтегаз" ¦ ¦нефть" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефтегаз" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+-----+ ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+-----+ ¦Прирост ¦млрд. куб.¦ 640 ¦ 0¦ 93,51¦ 1014,7 ¦ 48 ¦ 1796¦ ¦извлекаемых ¦метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦запасов газа С ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+-----+ ¦в т.ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+-----+ ¦из запасов С ¦млрд. куб.¦ 130 ¦ 0¦ 73,48¦ 26,6 ¦ 20 ¦ 250¦ ¦ 2 ¦метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+-----+ ¦из ресурсов С ¦млрд. куб.¦ 510 ¦ 0¦ 10,08¦ 156,2 ¦ 18 ¦ ¦ ¦ 3 ¦метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+-----+ ¦из ресурсов Д ¦млрд. куб.¦ 0 ¦ 0¦ 9,95¦ 831,9 ¦ 0 ¦ 842¦ ¦ 1 ¦метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+-----+ ¦Затраты на ¦млн. ¦ 225,4 ¦ 0¦ 42,55¦ 34,01¦ 34,3¦ 336¦ ¦подготовку запасов¦долларов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦газа ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+-----+ ¦на стадии ¦млн. ¦ 30,4 ¦ 0¦ 12,5 ¦ 2,91¦ 2 ¦ 48¦ ¦подготовки и ¦долларов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦выявления структур¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+-----+ ¦на стадии ¦млн. ¦ 80 ¦ 0¦ 10,05¦ 24,6 ¦ 0 ¦ 115¦ ¦опоискования ¦долларов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦структур ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+-----+ ¦на стадии разведки¦млн. ¦ 115 ¦ 0¦ 20 ¦ 6,5 ¦ 32,3¦ 174¦ ¦ ¦долларов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+-----+ ¦Объемы ГРР по видам: ¦ +---------------------------------------------------------------------------------------------------+ ¦в натуральных ед. ¦ +------------------T----------T-------------------T------------T----------T---------T---------T-----+ ¦сейсморазведка 2D ¦километров¦ 4200 ¦ 0¦ 520 ¦ 2300 ¦ 400 ¦ 7420¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+-----+ ¦сейсморазведка 3D ¦ ¦ ¦ ¦ 0 ¦ 500 ¦ 0 ¦ 500¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+-----+ ¦поисково- ¦тыс. ¦ 110 ¦ 0¦ 14 ¦ 31,45¦ 21,5 ¦ 177¦ ¦разведочное ¦метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦бурение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+-----+ ¦в денежном ¦ ¦ 225,4 ¦ 0¦ 42,55¦ 34,01¦ 34,3¦ 336¦ ¦выражении ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+-----+ ¦сейсморазведочные ¦млн. ¦ 29,4 ¦ 0¦ 5,85¦ 9,84¦ 2 ¦ 47¦ ¦работы ¦долларов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+-----+ ¦поисково- ¦млн. ¦ 196 ¦ 0¦ 36,7 ¦ 24,17¦ 32,3¦ 289¦ ¦разведочное ¦долларов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦бурение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ L------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+------ Таблица 2.4 Показатели Программы освоения запасов и ресурсов нефти компаниями -------------------T----------T-------------------T------------T----------T---------T---------T------¬ ¦ Наименование ¦ Единицы ¦ ОАО ¦ ООО ¦ ОАО ¦ ОАО ¦ ЗАО ¦Всего ¦ ¦ показателей ¦измерения ¦"Красноярскгазпром"¦"Славнефть- ¦"Востсиб- ¦НК "ЮКОС"¦"Ванкор- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Красноярск- ¦нефтегаз" ¦ ¦нефть" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефтегаз" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+------+ ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+------+ ¦Прирост ¦тыс. тонн ¦ 40000¦ 251400¦ 16012 ¦ 60310 ¦ 80000 ¦447722¦ ¦извлекаемых ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦запасов нефти С ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+------+ ¦в т.ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+------+ ¦из запасов С ¦тыс. тонн ¦ 10000¦ 196100¦ 13050 ¦ 4978 ¦ 9000 ¦233128¦ ¦ 2 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+------+ ¦из ресурсов С ¦тыс. тонн ¦ 0¦ 55500¦ 2982 ¦ 38532 ¦ 72000 ¦169014¦ ¦ 3 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+------+ ¦из ресурсов Д ¦тыс. тонн ¦ 0¦ 0¦ 0 ¦ 16800 ¦ 0 ¦ 16800¦ ¦ 1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+------+ ¦Затраты на ¦млн. ¦ 90¦ 159¦ 113,5¦ 38,75¦ 34,3¦ 436¦ ¦подготовку запасов¦долларов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+------+ ¦на стадии ¦млн. ¦ 10¦ 0¦ 22,8¦ 0 ¦ 2 ¦ 35¦ ¦подготовки и ¦долларов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦выявления структур¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+------+ ¦на стадии ¦млн. ¦ 20¦ 50¦ 23,8¦ 6,4 ¦ 0 ¦ 100¦ ¦опоискования ¦долларов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦структур ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+------+ ¦на стадии ¦млн. ¦ 60¦ 109¦ 66,9¦ 32,35¦ 32,3¦ 301¦ ¦разведки ¦долларов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+------+ ¦Объемы ГРР по видам: ¦ +----------------------------------------------------------------------------------------------------+ ¦в натуральных единицах ¦ +------------------T----------T-------------------T------------T----------T---------T---------T------+ ¦сейсморазведочные ¦километров¦ 2600¦ 5874¦ 1260 ¦ 700 ¦ 400 ¦ 10834¦ ¦работы 2D ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+------+ ¦3D ¦кв. ¦ ¦ ¦ 1750 ¦ 100 ¦ 0 ¦ 1850¦ ¦ ¦километров¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+------+ ¦поисково- ¦тыс. ¦ 50¦ 36¦ 79,7¦ 28,9 ¦ 21,5¦ 216¦ ¦разведочное ¦метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦бурение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+------+ ¦в денежном ¦ ¦ 90¦ 159¦ 113,5¦ 38,75¦ 34,3¦ 436¦ ¦выражении ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+------+ ¦сейсморазведочные ¦млн. ¦ 18¦ 31¦ 35,6¦ 5,5 ¦ 2 ¦ 92¦ ¦работы ¦долларов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+------+ ¦поисково- ¦млн. ¦ 72¦ 128¦ 77,9¦ 33,25¦ 32,3¦ 343¦ ¦разведочное ¦долларов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦бурение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ L------------------+----------+-------------------+------------+----------+---------+---------+------- 2.2. Состояние недропользования и эффективность управления фондом недр Распределенный фонд недр включает 17 полностью или частично разведанных месторождений углеводородов, 30 нефтегазоперспективных площадей с локализованными ресурсами различной категории изученности. Из-за отсутствия транспортной инфраструктуры добыча газа и газового конденсата производится лишь на трех месторождениях Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа, а объемы годовой добычи (около 3,4 млрд. куб. метров газа) определяются лишь производственными потребностями Норильского промышленного узла. Добыча нефти в крайне небольших объемах (56 тыс. тонн) осуществляется в Эвенкийском автономном округе на трех месторождениях (Юрубчено-Тохомском, Куюмбинском, Пайгинском). Совершенно очевидно, что без принципиального решения вопросов создания инфраструктуры распределенный фонд недр будет по-прежнему оставаться в замороженном состоянии. Характерные особенности использования нераспределенного фонда недр в регионе следующие: в распределенный фонд вошли все месторождения нефти и газа, разведанные полностью и частично; баланс выданных лицензий весьма показателен: максимальное число, 27 лицензий - на геологическое изучение ресурсных участков, что составляет 57,4%, 17 - совмещенных лицензий (поиск, разведка и последующая добыча), что составляет 36,2%, и только 3 лицензии - на добычу газа и нефти, что составляет всего 6,4%; геологическое изучение по всем выданным лицензиям проводится недостаточно эффективно (ни один лицензированный объект не был разведан и оформлен для добычи); по совмещенным лицензиям также имеются характерные недостатки в организации процесса пользования недрами. По двум лицензиям работы первого этапа (разведка) не выполнены, что дает основания к досрочному прекращению права пользования недрами. По пяти лицензиям лицензионные соглашения выполняются не в полном объеме. Следовательно, по семи совмещенным лицензиям (41,2%) из-за недостаточных объемов работ задерживается срок подготовки месторождений к вводу в промышленную эксплуатацию. Ни одно из 17 месторождений распределенного фонда, на которые выданы лицензии, до сих пор не подготовлено к промышленной разработке; крайне незначительны объемы добычи нефти. Очевидна необходимость планирования в разрабатываемой стратегии развития НГК комплекса мероприятий по повышению эффективности использования недр по всему распределенному фонду. В настоящее время характерными особенностями нераспределенного фонда недр региона являются: значительное преобладание участков с ресурсами категории Д , в меньшей степени локализованных ресурсов 1 категории Д и небольшое количество объектов с ресурсами 1л категории С . Извлекаемые запасы категорий С + С 3 1 2 нераспределенного фонда недр невелики: нефти - 43,2 млн. т, газа - 237 млрд. куб. метров, конденсата - 3,6 млн. тонн. При этом 100% этих запасов нефти и 30% запасов газа сосредоточено на Лодочном месторождении, остальные распределены по восьми газовым месторождениям Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа и в настоящее время не представляют экономического интереса. Если рассматривать сводный баланс ресурсов нефти, газа и конденсата по каждому из трех регионов в отдельности, то совершенно очевидной становится крайне низкая изученность ресурсной базы углеводородов, характерная для всех территорий. Средняя разведанность ресурсов, исчисляемая как отношение запасов АВС + С к С + Д , невысокая (табл. 2.5). 1 2 3 1 Для обеспечения заданных уровней добычи углеводородов необходима подготовка локализованных ресурсов нефти в пределах Юрубчено-Тохомского НГР, а газа - в пределах Нижнеангарского НГР. При этом крайне важной задачей является повышение достоверности подготовки ресурсов газа. Решение ее потребует применения современных технологий сейсморазведки, в том числе технологии трехкомпонентной сейсморазведки (3С). Таблица 2.5 Степень разведанности недр территорий Красноярского края -----------------T-----------------------------------------------¬ ¦Административно-¦ (АВС + С ) / (С + Д ), % ¦ ¦территориальное ¦ 1 2 3 1 ¦ ¦ образование +--------T----------T---------------T-----------+ ¦ ¦ нефть ¦ газ ¦ конденсат ¦ сумма УВ ¦ +----------------+--------+----------+---------------+-----------+ ¦Таймырский ¦ 2,3¦ 3,4¦ 2,3¦ 3,0¦ ¦(Долгано- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Ненецкий) АО ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------------+--------+----------+---------------+-----------+ ¦Эвенкийский АО ¦ 15,6¦ 8,4¦ 9,8¦ 10,2¦ +----------------+--------+----------+---------------+-----------+ ¦Красноярский ¦ 9,1¦ 4,7¦ 4,7¦ 5,5¦ ¦край ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ L----------------+--------+----------+---------------+------------ Подобная ситуация диктует в качестве безотлагательных мер необходимость значительного (в разы) увеличения геологоразведочных работ с целью расширенного воспроизводства минерально-сырьевой базы, а поскольку ключевая роль в этом процессе будет принадлежать недропользователям, то принятие обоснованной программы лицензирования нераспределенного фонда недр является задачей государственной важности. Из 27 действующих лицензий по трем лицензиям (площади Зимняя, Тайкинская и Горчинская) постоянно действующей комиссией по природопользованию и охране окружающей среды Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа (протокол № 1 от 14 января 2005 года) принято решение о прекращении действия лицензий, недропользователь - ООО "Таймырская нефтяная компания". Не выполняются лицензионные соглашения по Чандашеминской, Южно-Вельминской, Бугариктинской и Мукуйско-Енгидинской площадям. Недропользователь - ООО "Межрегиональная топливная компания". Выполняются не в полном объеме лицензионные соглашения по пяти лицензиям на Шушукской, Сейсморазведочной, Колымовской, Исчухской, Белякской площадям. Недропользователь - ООО "Харьяга". Имеется частичное невыполнение лицензионных соглашений на Ильбокичской и Сользаводской площадях. Недропользователь - ОАО НК "ЮКОС". Значительное отставание в выполнении лицензионного соглашения имеет место на Имбинской площади, недропользователь - ООО "Богучанская газонефтяная компания". Таким образом, из 27 лицензий на геологическое изучение недр три аннулируются, по четырем - не полностью выполняются лицензионные соглашения, по восьми лицензиям - частично не выполняются лицензионные соглашения. Итого по пятнадцати лицензиям (около 55%) нужны серьезные усилия компаний и контролирующих органов для ликвидации отставания. Из 17 совмещенных лицензий по четырем имеется частичное недовыполнение лицензионных соглашений, которое в ближайший год будет устранено. Это Ванкорское месторождение (недропользователь - ЗАО "Ванкорнефть"), Тагульское (недропользователь - ООО "Тагульское"), Терско-Камовское южное (недропользователь - ОАО "Востсибнефтегаз") и Терско-Камовское северное (недропользователь - ООО "Славнефть-Красноярскнефтегаз"). Нет сомнений, что при переходе к промышленной эксплуатации нефтяных и газовых месторождений процесс недропользования усложнится многократно, что потребует существенного укрепления и усиления контролирующих и природоохранных служб. Следует признать, что в настоящее время эффективность управления фондом недр не полностью соответствует задачам создания нефтегазового комплекса. Определяющими факторами этого является ряд объективных причин. К их числу можно отнести: недостаточную геологическую изученность (3 - 15%) территории, вследствие чего имеет место отсутствие необходимых разведанных запасов нефти и газа при высоких прогнозных ресурсах и перспективах выявления новых месторождений; отсутствие экономических стимулов для инвестирования компаниями широкомасштабных геолого-поисковых и разведочных работ на лицензионных площадях; недостаточное освоение разведанных и переданных нефтегазовым компаниям для разработки месторождений углеводородного сырья; задержку формирования и реализации государственной политики в области развития в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке системы магистральных нефтепроводов и создания единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения; сложности правового регулирования предоставления земельных участков, в том числе участков земель лесного фонда и водного фонда, необходимых для размещения нефтяных и газовых промыслов, а также прокладки трубопроводов. Поскольку освоение новых регионов нефтегазодобычи является, прежде всего, общегосударственной проблемой, то государству необходимо создать эффективные экономические стимулы, делающие привлекательными инвестиции частного бизнеса в решение этой проблемы. Здесь необходимо задействовать целый комплекс механизмов экономического стимулирования инвестиций, в частности государственные гарантии под крупные кредиты в освоение новых регионов, частичную компенсацию процентов за такие кредиты, освобождение от налогообложения средств нефтегазовых компаний, направленных на освоение новых регионов, создание в этих регионах льготного налогообложения. Следует всемерно поощрять вложение средств в интеллектуальный капитал, инновационную деятельность, во внедрение новых технологий производства и управления. Специального решения требует вопрос о дифференциации налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в новых регионах, поскольку стартовые затраты на освоение месторождений крайне велики. В связи со значительным ростом объемов геологоразведочных работ уже в 2005 году необходимо обеспечить особый порядок отвода лесных земель под производство всех видов геологоразведочных работ. Все решения по поводу лесных земель должны приниматься на уровне субъектов Российской Федерации (Красноярский край, Таймырский (Долгано-Ненецкий) и Эвенкийский автономные округа), а в дальнейшем, после завершения процесса объединения, - на уровне Красноярского края с участием соответствующих федеральных территориальных органов. Исключительно важным представляется разработка механизма координации всех основных направлений и видов работ по проекту создания и развития НГК, на уровне сначала администраций трех субъектов Российской Федерации, а с 2007 года - на уровне администрации Красноярского края. 2.3. Инвестиционный потенциал нефтегазовых ресурсов и потенциальная доходность их освоения Потребность в инвестициях на эксплуатационное бурение и обустройство нефтяных промыслов по Красноярскому краю в целом (табл. 2.6) до 2025 года составляет 20,3 млрд. долларов, в том числе по Эвенкийскому АО - 14,7 млрд. долларов, по Большехетской зоне - 5,7 млрд. долларов. При этом к 2010 году необходимо инвестировать 4,0 млрд. долларов, к 2015 году - 14,9 млрд. долларов, к 2020 - 20,3 млрд. долларов. Таблица 2.6 Основные прогнозные показатели затрат на освоение запасов и ресурсов нефти в Красноярском крае в целом ----------T-------------T----------------------------------T-------------¬ ¦Вариант, ¦ Затраты на ¦Капитальные затраты, млн. долларов¦ Текущие ¦ ¦ год ¦ подготовку +--------T-----------T-------------+ издержки ¦ ¦ ¦ запасов, ¦в добычу¦в транспорт¦ всего ¦ на добычу и ¦ ¦ ¦млн. долларов¦ нефти ¦ до МНП ¦ капитальных ¦ транспорт, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ затрат ¦млн. долларов¦ +---------+-------------+--------+-----------+-------------+-------------+ ¦2010 год ¦ 4731,78¦ 1201,62¦ 2121,31¦ 3322,93¦ 561,44¦ +---------+-------------+--------+-----------+-------------+-------------+ ¦2015 год ¦ 6977,93¦11816,31¦ 2121,31¦ 13937,62¦ 4996,29¦ +---------+-------------+--------+-----------+-------------+-------------+ ¦2020 год ¦ 9772,14¦18102,41¦ 2152,81¦ 20255,22¦ 11404,58¦ +---------+-------------+--------+-----------+-------------+-------------+ ¦2025 год ¦ 11617,51¦18185,06¦ 2152,81¦ 20337,87¦ 16829,24¦ L---------+-------------+--------+-----------+-------------+-------------- Удельные капиталовложения в бурение и обустройство на 1 тонну добытой нефти по Красноярскому краю в целом составляют около 24,1 доллара. По Эвенкийскому АО этот показатель составляет 31,8 доллара на тонну, а по Большехетской зоне более чем в 2 раза ниже - около 14,8 доллара на тонну. Инвестиции в систему нефтепроводов-подключений до магистрального нефтепровода "Тайшет - Находка" составят около 1,0 млрд. долларов. На строительство нефтепровода от месторождений Большехетской зоны до Кынского месторождения и Пурпе с учетом инфраструктуры потребуется около 1,1 млрд. долларов. Инвестиции в развитие газодобычи Красноярского края за расчетный период до 2030 года прогнозируются в объеме 2,33 млрд. долларов, в том числе до 2020 года осваивается 52% - 1,2 млрд. долларов (табл. 2.7). Таблица 2.7 Основные прогнозные показатели затрат на освоение запасов и ресурсов природного газа в Красноярском крае ---------T------------------------------------------------------------T-------------------------T------------¬ ¦ Период ¦ Накопленные капитальные затраты, млн. долларов ¦ Текущие издержки, ¦ Удельные ¦ ¦ ¦ ¦ млн. долларов ¦ затраты ¦ ¦ +----------T-----------T-------------T-----------T-----------+-----------T-------------+на освоение,¦ ¦ ¦ в добычу ¦в транспорт¦в переработку¦в транспорт¦ всего ¦ в добычу ¦в переработку¦долларов за ¦ ¦ ¦ газа и ¦ до ГПЗ ¦ газа и ¦ от ГПЗ до ¦капитальных¦и транспорт¦ и транспорт ¦1 тыс. куб. ¦ ¦ ¦конденсата¦ ¦ хранение ¦ ЕСГ <*> ¦ затрат ¦газа до ГПЗ¦ до ЕСГ <*> ¦ метров ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ гелия <*> ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +--------+----------+-----------+-------------+-----------+-----------+-----------+-------------+------------+ ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ 9 ¦ +--------+----------+-----------+-------------+-----------+-----------+-----------+-------------+------------+ ¦ Собинско-Тэтэринский НГДР ¦ +--------T----------T-----------T-------------T-----------T-----------T-----------T-------------T------------+ ¦2010 год¦ 0,00¦ 0,00¦ - ¦ - ¦ 0,00¦ 0,00¦ - ¦ 0,00¦ +--------+----------+-----------+-------------+-----------+-----------+-----------+-------------+------------+ ¦ Юрубчено-Тохомский НГДР ¦ +--------T----------T-----------T-------------T-----------T-----------T-----------T-------------T------------+ ¦2015 год¦ 0,00¦ 0,00¦ - ¦ - ¦ 0,00¦ 0,00¦ - ¦ 0,00¦ +--------+----------+-----------+-------------+-----------+-----------+-----------+-------------+------------+ ¦2020 год¦ 248,70¦ 234,38¦ - ¦ - ¦ 483,07¦ 187,97¦ - ¦ 30,17¦ +--------+----------+-----------+-------------+-----------+-----------+-----------+-------------+------------+ ¦2025 год¦ 567,04¦ 281,25¦ - ¦ - ¦ 848,29¦ 626,42¦ - ¦ 22,10¦ +--------+----------+-----------+-------------+-----------+-----------+-----------+-------------+------------+ ¦2030 год¦ 948,30¦ 393,12¦ - ¦ - ¦ 1341,42¦ 1252,46¦ - ¦ 22,63¦ +--------+----------+-----------+-------------+-----------+-----------+-----------+-------------+------------+ ¦2010 год¦ 0,00¦ 0,00¦ - ¦ - ¦ 0,00¦ 0,00¦ - ¦ 0,00¦ +--------+----------+-----------+-------------+-----------+-----------+-----------+-------------+------------+ ¦2015 год¦ 0,00¦ 0,00¦ - ¦ - ¦ 0,00¦ 0,00¦ - ¦ 0,00¦ +--------+----------+-----------+-------------+-----------+-----------+-----------+-------------+------------+ ¦2020 год¦ 0,00¦ 0,00¦ - ¦ - ¦ 0,00¦ 0,00¦ - ¦ 0,00¦ +--------+----------+-----------+-------------+-----------+-----------+-----------+-------------+------------+ ¦2025 год¦ 178,63¦ 266,69¦ - ¦ - ¦ 445,32¦ 151,81¦ - ¦ 27,60¦ +--------+----------+-----------+-------------+-----------+-----------+-----------+-------------+------------+ ¦2030 год¦ 278,41¦ 310,62¦ - ¦ - ¦ 589,03¦ 527,66¦ - ¦ 15,20¦ +--------+----------+-----------+-------------+-----------+-----------+-----------+-------------+------------+ ¦ Эвенкийский АО ¦ +--------T----------T-----------T-------------T-----------T-----------T-----------T-------------T------------+ ¦2010 год¦ 0,00¦ 0,00¦ - ¦ - ¦ 0,00¦ 0,00¦ - ¦ 0,00¦ +--------+----------+-----------+-------------+-----------+-----------+-----------+-------------+------------+ ¦2015 год¦ 0,00¦ 0,00¦ - ¦ - ¦ 0,00¦ 0,00¦ - ¦ 0,00¦ +--------+----------+-----------+-------------+-----------+-----------+-----------+-------------+------------+ ¦2020 год¦ 248,70¦ 234,38¦ - ¦ - ¦ 483,07¦ 187,97¦ - ¦ 30,17¦ +--------+----------+-----------+-------------+-----------+-----------+-----------+-------------+------------+ ¦2025 год¦ 745,67¦ 547,94¦ - ¦ - ¦ 1293,61¦ 778,22¦ - ¦ 23,45¦ +--------+----------+-----------+-------------+-----------+-----------+-----------+-------------+------------+ ¦2030 год¦ 1226,71¦ 703,74¦ - ¦ - ¦ 1930,45¦ 1780,13¦ - ¦ 19,73¦ +--------+----------+-----------+-------------+-----------+-----------+-----------+-------------+------------+ ¦ Нижнеангарский НГДР ¦ +--------T----------T-----------T-------------T-----------T-----------T-----------T-------------T------------+ ¦2010 год¦ 0,00¦ 0,00¦ - ¦ - ¦ 0,00¦ 0,00¦ - ¦ 0,00¦ +--------+----------+-----------+-------------+-----------+-----------+-----------+-------------+------------+ ¦2015 год¦ 877,19¦ 466,84¦ - ¦ - ¦ 1344,03¦ 238,61¦ - ¦ 38,11¦ +--------+----------+-----------+-------------+-----------+-----------+-----------+-------------+------------+ ¦2020 год¦ 954,19¦ 485,16¦ - ¦ - ¦ 1439,36¦ 785,19¦ - ¦ 17,78¦ +--------+----------+-----------+-------------+-----------+-----------+-----------+-------------+------------+ ¦2025 год¦ 1016,70¦ 485,16¦ - ¦ - ¦ 1501,87¦ 1417,87¦ - ¦ 13,99¦ +--------+----------+-----------+-------------+-----------+-----------+-----------+-------------+------------+ ¦2030 год¦ 1101,17¦ 485,16¦ - ¦ - ¦ 1586,33¦ 2158,55¦ - ¦ 12,81¦ +--------+----------+-----------+-------------+-----------+-----------+-----------+-------------+------------+ ¦ Всего Красноярский край (без Танамского ГДР) ¦ +--------T----------T-----------T-------------T-----------T-----------T-----------T-------------T------------+ ¦2010 год¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ +--------+----------+-----------+-------------+-----------+-----------+-----------+-------------+------------+ ¦2015 год¦ 877,19¦ 466,84¦ 876,71¦ 457,98¦ 2678,73¦ 238,61¦ 642,92¦ 85,74¦ +--------+----------+-----------+-------------+-----------+-----------+-----------+-------------+------------+ ¦2020 год¦ 1202,89¦ 719,54¦ 1468,77¦ 556,12¦ 3947,33¦ 973,16¦ 2278,00¦ 48,86¦ +--------+----------+-----------+-------------+-----------+-----------+-----------+-------------+------------+ ¦2025 год¦ 1762,38¦ 1033,11¦ 1906,84¦ 654,26¦ 5356,59¦ 2196,09¦ 4590,76¦ 40,88¦ +--------+----------+-----------+-------------+-----------+-----------+-----------+-------------+------------+ ¦2030 год¦ 2327,88¦ 1188,91¦ 1906,84¦ 654,26¦ 6077,89¦ 3938,68¦ 7425,63¦ 36,31¦ L--------+----------+-----------+-------------+-----------+-----------+-----------+-------------+------------- -------------------------------- <*> Затраты на переработку газа и транспорт товарного газа до ЕСГ не распределяются по газодобывающим регионам районам и относятся на Красноярский край в целом. Потребность в инвестициях на эксплуатационное бурение и обустройство газоконденсатных месторождений Эвенкийского АО составляет 1,23 млрд. долларов (53% от общего объема), в том числе по Собинскому центру - 0,95 млрд. долларов, а по Юрубчено-Тохомскому - 0,28 млрд. долларов. Начало освоения этих месторождений предполагается не ранее 2016 года в связи с необходимостью отбора основных запасов нефти из оторочек. Поэтому все капиталовложения здесь осуществляются во второй половине расчетного периода. Инвестиции в добычу газа в Нижнеангарском НГР прогнозируются в объеме 1,1 млрд. долларов. Здесь добычу газа предполагается начать значительно раньше, и в этом случае к 2015 году 80% объема инвестиций в добычу (0,88 млрд. долларов) будет освоено. Таким образом, из общего объема инвестиций за расчетный период на Нижнеангарскую группу приходится 47%, на газодобычу в Собинско-Тэтэринском НГДР - 41%, а на Юрубчено-Тохомский - только 12%. Газ Красноярского края предполагается перерабатывать на ГПЗ. В строительство газопроводов до ГПЗ затраты за расчетный период составят чуть менее 1,2 млрд. долларов, в том числе для транспорта газа от Нижнеангарского НГР они составят 0,5 млрд. долларов, от Собинско-Тэтэринского - 0,4 млрд. долларов, а от Юрубчено-Тохомского - 0,3 млрд. долларов. К 2020 году осваивается более 50% их общего объема. Затраты на строительство газопровода для транспорта товарного газа от ГПЗ до Нижней Поймы прогнозируются в объеме 0,65 млрд. долларов, что составляет около 35% суммарных затрат на транспорт природного газа. Капиталовложения на переработку газа и хранение гелия прогнозируются в объеме чуть менее 2 млрд. долларов. Капитальные удельные затраты на эксплуатационное бурение, обустройство, транспортировку и переработку природного газа с промыслов Красноярского края за расчетный период в целом составят около 13 долларов на 1 тыс. куб. метров. По Нижнеангарской зоне этот показатель (без учета переработки) составляет около 5,5 доллара на 1 тыс. куб. метров, по Эвенкийскому АО почти вдвое выше - 10,3 доллара на 1 тонну. Суммарные инвестиции в освоение запасов и ресурсов углеводородов Красноярского края в целом за расчетный период прогнозируются в объеме 40,0 млрд. долларов. Из них 14 млрд. долларов составляют затраты на подготовку запасов нефти и газа, практически той же величины, 20,5 млрд. долларов, достигают инвестиции в добычу нефти и газа, около 4 млрд. долларов потребует строительство трубопроводов и около 2 млрд. долларов - строительство ГПЗ и хранилищ гелиевого концентрата. В результате освоения нефтяных запасов к 2025 году может быть получен доход 103 млрд. долларов, в том числе по Эвенкийскому АО - 63 млрд. долларов, Большехетской зоне - 40 млрд. долларов. Внутренняя норма рентабельности по Эвенкийскому АО составит 20,6%, по Большехетской зоне - 38,6%. Затраты по Эвенкийскому АО окупятся через 12 лет, по Большехетской зоне - через 6,5 лет. При приведении денежных потоков к 2005 году при ставке дисконтирования 10% чистый доход от освоения запасов и ресурсов нефти Красноярского края составит 27,1 млрд. долларов (рис. 2.3 - не приводится), в том числе доход недропользователя - 9,3 млрд. долларов, поступления в бюджеты всех уровней - 17,8 млрд. долларов. Освоение запасов и ресурсов нефти и газа Эвенкийского АО зоны может принести доход недропользователю в размере 3,33 млрд. долларов и обеспечить поступление в бюджет 11,5 млрд. долларов. ЧДД недропользователя при освоении запасов и ресурсов Большехетской зоны достигнет 5,96 млрд. долларов, бюджета - 6,27 млрд. долларов. В среднем по Красноярскому краю к 2025 году удельная стоимость запасов (удельный дисконтированный доход недропользователя) составит 11,0 долларов за тонну, удельные поступления в бюджет - 21,1 доллара за тонну. По Эвенкийскому АО удельная стоимость запасов немного выше - 7,2 доллара за тонну, а удельные поступления в бюджет ниже - 25,0 долларов за тонну. По Большехетской зоне: удельный ЧДД недропользователя - 15,5 доллара за тонну, удельный ЧДД бюджета - 16,3 доллара за тонну. Коэффициент доходности инвестиций по Эвенкийскому АО составит 1,55 доллара на доллар, по Большехетской зоне - 3,03 доллара на доллар. Срок окупаемости затрат по Эвенкийскому АО увеличится до 13,5 лет, по Большехетской зоне - до 7 лет. Рис. 2.3. Структура чистого дисконтированного дохода (@10%) инвестора и государства от освоения запасов и ресурсов нефти Рисунок не приводится. Сравнение удельной стоимости от освоения запасов и ресурсов нефти по Красноярскому краю и по типичному лицензионному участку Среднего Приобья показывает, что вложение средств в освоение запасов и ресурсов нефти Красноярского края (11 долларов на тонну) не уступает альтернативным вариантам освоения новых участков в Западной Сибири (6 долларов на тонну). При этом вероятность открытия новых крупных месторождений УВ в Красноярском крае значительно выше, чем в Западной Сибири. Показатели эффективности освоения запасов и ресурсов природного газа и конденсата Красноярского края относительно невысоки. В результате освоения запасов природного газа и конденсата, включая их переработку на Богучанском ГПЗ, к 2030 году может быть получен доход 33,6 млрд. долларов. Из них доходы инвесторов составят 10,4 млрд. долларов, а поступления в бюджеты всех уровней - 23,2 млрд. долларов. Срок окупаемости затрат без учета дисконтирования составит 16 лет от начала расчетного периода и 9 лет от начала добычи газа в Нижнеангарском ГДР. Внутренняя норма рентабельности проекта может достигнуть 16 процентов. Удельный доход инвестора на единицу добытого газа за 25 лет составит около 21,6 доллара за 1 тыс. куб. метров, а удельные поступления в бюджет - 48,3 доллара за 1 тыс. куб. метров. В среднем в год инвестор сможет получать по 0,4 млрд. долларов дохода, среднегодовые бюджетные поступления в это время могут составить 0,9 млрд. долларов. Доходность инвестиций в разработку, транспорт и переработку запасов и ресурсов природного газа и конденсата в среднем - 1,7 доллара на доллар. При приведении денежных потоков к 2005 году (@10%) чистый дисконтированный доход от освоения запасов и ресурсов природного газа по Красноярскому краю составит 5,2 млрд. долларов, в том числе доход недропользователя - 0,7 млрд. долларов, поступления в бюджеты - 4,5 млрд. долларов. В среднем по краю к 2030 году удельная стоимость запасов (удельный дисконтированный доход инвестора) составит 1,4 доллара за 1 тыс. куб. метров, удельные дисконтированные поступления в бюджет - 9,4 доллара за тонну. 3. СТРАТЕГИЯ РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА 3.1. Формирование структуры топливно-энергетического баланса на основе анализа рынков сбыта УВ, учета региональных и федеральных приоритетов В соответствии с разработанными (табл. 3.1) сценариями к 2010 году будут достигнуты весьма значительные уровни добычи нефти: по северу Красноярского края, включая Таймырский автономный округ - 10,8 млн. тонн, по югу Эвенкийского автономного округа и Красноярского края - 4,8 млн. тонн. К 2020 году будет достигнут максимум суммарной годовой добычи нефти - 63,9 млн. тонн, в том числе по югу Эвенкии и Красноярского края - 35,2 млн. тонн, по северу Красноярского края с Таймырским автономным округом - 28,7 млн. тонн. Для реализации такого объема нефти и газа должны быть одновременно задействованы две схемы транспортировки нефти: первая - по нефтепроводу Ванкор - Кынское месторождение - Пурпе, вторая - по нефтепроводу Юрубчен - Нижняя Пойма с подключением к экспортному нефтепроводу Восточная Сибирь - Тихий океан (табл. 3.1). Таблица 3.1 Прогнозный баланс нефти Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского автономных округов ---------------------T---------T--------T--------T--------T--------T--------T--------T--------T--------T--------¬ ¦ Статьи баланса ¦ Единицы ¦2005 год¦2008 год¦2009 год¦2010 год¦2011 год¦2012 год¦2015 год¦2020 год¦2025 год¦ ¦ ¦измерения¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +--------------------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ 9 ¦ 10 ¦ 11 ¦ +--------------------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Добыча, всего: ¦млн. тонн¦ 0,09¦ 3,49¦ 9,86¦ 15,6¦ 24,1¦ 38 ¦ 58,7¦ 63,9¦ 45,6¦ +--------------------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Таймырский АО и ¦млн. тонн¦ 0,01¦ 2,61¦ 7,54¦ 10,8¦ 14,2¦ 17,5¦ 26,7¦ 28,7¦ 15,6¦ ¦север Красноярского ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦края ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +--------------------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Юг Эвенкийского АО и¦млн. тонн¦ 0,08¦ 0,88¦ 2,32¦ 4,8¦ 9,9¦ 20,5¦ 32 ¦ 35,2¦ 30 ¦ ¦Красноярского края ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +--------------------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Поставки из Томской ¦млн. тонн¦ 10 ¦ 12 ¦ 12 ¦ 12 ¦ 12 ¦ 12 ¦ 12 ¦ 12 ¦ 12 ¦ ¦области ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +--------------------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Внутреннее ¦млн. тонн¦ 17 ¦ 18,5 ¦ 21,1 ¦ 21,2¦ 21,2¦ 21,7¦ 22,3¦ 22,4¦ 22,5¦ ¦потребление, всего ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +--------------------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Таймырский АО ¦млн. тонн¦ 0,4 ¦ 0,4 ¦ 0,4 ¦ 0,5¦ 0,5¦ 0,6¦ 0,6¦ 0,6¦ 0,6¦ +--------------------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Эвенкийский АО ¦млн. тонн¦ 0,1 ¦ 0,1 ¦ 0,2 ¦ 0,2¦ 0,2¦ 0,3¦ 0,4¦ 0,5¦ 0,6¦ +--------------------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Красноярский край ¦млн. тонн¦ 5,5 ¦ 5,5 ¦ 6,5 ¦ 6,5¦ 6,5¦ 6,5¦ 6,0¦ 6,0¦ 6,0¦ +--------------------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Соседние регионы ¦млн. тонн¦ 11 ¦ 12,5 ¦ 14,0 ¦ 14 ¦ 14 ¦ 14,3¦ 15,3¦ 15,3¦ 15,3¦ ¦Восточной Сибири ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦(Ангарский НХК) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +--------------------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Поставки на экспорт,¦млн. тонн¦ - ¦ 2,21¦ 7,14¦ 10,3¦ 14,4¦ 27,7¦ 47,8¦ 52,9¦ 34,5¦ ¦всего ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +--------------------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Нефтепровод ¦млн. тонн¦ - ¦ 2,21¦ 7,14¦ 10,3¦ 13,7¦ 16,9¦ 26,1¦ 28,1¦ 15,0¦ ¦(Ванкор - Кынское ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦месторождение - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Пурпе) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +--------------------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Нефтепровод ¦млн. тонн¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ 0,7¦ 10,8¦ 21,7¦ 24,8¦ 19,5¦ ¦Восточная Сибирь - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Тихий океан ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ L--------------------+---------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------- Накопленная добыча за 20 лет по северу края составит 384 млн. тонн, по Эвенкии - 461 млн. тонн. Годовая добыча газа в целом по краю к 2020 году ожидается в объеме 65 млрд. куб. метров. Добыча нефти ведется на Юрубчено-Тохомском, Куюмбинском и Пайгинском месторождениях не более 60 тыс. тонн в год. Часть ее перерабатывается на НПУ мощностью 40 тыс. тонн непосредственно на Юрубчено-Тохомском месторождении. За счет данного производства частично удовлетворяются потребности Эвенкии в дизельном топливе. Остальная нефть используется для топливных нужд. В перспективе потребность только Эвенкийского АО в нефти и нефтепродуктах возрастет до 200 тыс. тонн в год. Прогнозная потребность Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа в нефтепродуктах составляет 400 - 500 тыс. тонн в год. Объем транспортируемой нефти по проектируемому нефтепроводу Восточная Сибирь - Тихий океан, добываемой на Сибирской платформе, предполагается довести до 55 - 60 млн. тонн в год. Из них на Красноярский край (Юрубчено-Тохомский и Собинско-Тэтэрский НГР) приходится 15 млн. тонн в 2012 году, более 25 млн. тонн - в 2019 году. Для доставки нефти необходимо строительство нефтепровода-подключения от Юрубчено-Тохомской зоны до Тайшета протяженностью около 500 километров. Природный газ является наиболее экономичным и экологически приемлемым видом топлива. Тем не менее на данный момент уровень газификации Восточно-Сибирского и Дальневосточного регионов страны очень низок. Использование экологически чистого топлива будет способствовать решению многих социально-экономических проблем региона. К 2020 году спрос на газ в Красноярском крае с автономными округами ожидается около 11 млрд. куб. метров. Из них около 4 млрд. куб. метров будет составлять потребность Норильского промышленного узла и 7 млрд. куб. метров - юга Красноярского края. Освоение газоконденсатных месторождений Эвенкийского АО начнется в 2011 - 2013 годах. Особенностью освоения газоконденсатных месторождений Сибирской платформы является проблема утилизации гелия. В связи с этим необходимо предусмотреть переработку газа с выделением гелия, а также хранилищ для хранения гелиево-азотного концентрата. Потенциальные возможности добычи газа на юге Эвенкии и в Приангарье составляют 50 млрд. куб. метров. При наличии трубопровода газа уже в 2010 году можно добывать порядка 2,7 млрд. куб. метров газа. По имеющимся оценкам, потребность Восточной Сибири и Дальнего Востока в природном газе к 2020 году составит около 35 млрд. куб. метров. Потребность Дальнего Востока предполагается удовлетворять за счет месторождений сахалинского шельфа, таким образом, с месторождений Восточной Сибири на местные нужды можно поставлять около 17 млрд. куб. метров природного газа. Для Красноярского края можно рассматривать варианты поставок газа с месторождений как в западном, так и в восточном направлениях. Первый вариант, предусматривающий подключение газопроводов от Собинского и Юрубчено-Тохомского месторождений к ЕСГ, соответствует предложениям ОАО "Газпром". В случае реализации восточного варианта данные месторождения могут быть подключены к Ковыктинскому месторождению для транспорта газа на экспорт в Китай и другие страны АТР. В таблице 3.2 приведен прогнозный баланс газа до 2025 года. Таблица 3.2 Прогнозный баланс газа Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского автономных округов (млрд. куб. метров) --------------------T--------------------------------------------¬ ¦ Статьи баланса ¦ Годы ¦ ¦ +--------T--------T--------T--------T--------+ ¦ ¦2005 год¦2010 год¦2015 год¦2020 год¦2025 год¦ +-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Добыча всего: ¦ 3,6¦ 14,5 ¦ 47,2¦ 65,1¦ 61,2¦ ¦в т.ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Таймырский ¦ 3,6¦ 7,0 ¦ 7,5¦ 6,6¦ 5,7¦ ¦(Долгано-Ненецкий) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦АО и север ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Красноярского края ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Юг Эвенкийского АО ¦ 0 ¦ 7,45¦ 39,7¦ 58,5¦ 55,5¦ ¦и Красноярского ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦края ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Внутреннее ¦ 3,6¦ 11,8 ¦ 14,1¦ 15,2¦ 15,8¦ ¦потребление, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦всего: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦в т.ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Таймырский ¦ 3,6¦ 3,6 ¦ 3,6¦ 3,6¦ 3,6¦ ¦(Долгано-Ненецкий) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦АО ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Эвенкийский АО ¦ 0 ¦ 0,2 ¦ 0,5¦ 0,6¦ 0,8¦ +-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Красноярский край ¦ 0 ¦ 8,0 ¦ 10,0¦ 11,0¦ 11,4¦ +-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+ ¦Поставки на экспорт¦ 0 ¦ 2,7 ¦ 33,1¦ 49,9¦ 45,4¦ L-------------------+--------+--------+--------+--------+--------- 3.2. Программа геологоразведочных работ Предлагаемая ниже программа геологоразведочных работ (ГРР) была подготовлена как часть общей программы на всю Сибирскую платформу. В рамках программы ГРР на территории Красноярского края вместе с округами за счет федерального бюджета намечен ряд региональных профилей и площадных региональных работ, которые необходимо выполнить в 2006 - 2010 годах. Часть из них является переходящими с 2005 года. Кроме того, программой предусмотрено на участках, подготавливаемых к лицензированию в 2006 г. и в последующие годы, доведение плотности информативной сейсморазведки МОГТ до 0,5 километра на кв. километр и бурение по 1 - 2 параметрической скважины с целью повышения их инвестиционной привлекательности за счет достоверности выделения нефтегазоносных горизонтов и локализации перспективных ресурсов. При этом на многих участках целесообразно дополнять или предварять сейсморазведку комплексом дистанционных геохимических поисков, позволяющих дифференцировать изучаемую территорию по вероятности обнаружения новых скоплений углеводородов по ореолам их рассеивания. В ряде случаев с учетом конкретных геологических особенностей участка эффективным может оказаться применение современных методов картирования потенциальных полей (гравиразведка, магниторазведка), потенциальных и наведенных электрических полей (электроразведка), спектрозональные съемки ландшафтов и изучение неотектоники. Переходящие с 2005 года объекты расположены практически на всей рассматриваемой территории. К ним в пределах Таймырского (Долгано-Ненецкого) АО относятся сейсморазведочные работы на Северо-Пясинской и Хантайской площадях, а также в зоне сочленения Сибирской платформы, Западно-Сибирской плиты и Енисей-Хатангского прогиба. Все они направлены на обоснование локализованных ресурсов углеводородов в большинстве случаев в перспективных палеозойских горизонтах Сибирской платформы и частично мезозойских - Западно-Сибирской плиты. Кроме того, продолжаются сейсморазведочные работы на севере регионального профиля Диксон - оз. Хантайское с детализационными работами на Ефремовской площади с целью обоснования локализованных ресурсов нефти и газа под надвигами Таймыра вблизи планируемого трубопровода на п. Диксон. В качестве переходящих с 2005 года на территории Эвенкийского АО будут продолжены работы на пяти объектах: сейсморазведочные работы на Кондроминской, Чунской и Тычанской площадях, переработка сейсмопрофилей прошлых лет с дополнительными сейсморазведочными работами и прямыми геохимическими методами на Среднечунской и Верхнеилимпейской площадях с целью выявления и обоснования новых нефтегазоперспективных зон. Остальные пять переходящих с 2005 года объектов находятся собственно на территории Красноярского края. Кроме опорного профиля Карабула - Восточный Саян, являющегося фрагментом опорного профиля Алтай - Северная Земля, региональные сейсморазведочные работы МОГТ-80 запланированы в пределах Бахтинского мегавыступа и зоны сочленения Байкитской антеклизы и Енисейского прогиба. Также сейсморазведочные работы МОГТ-60-80, но в комплексе с геохимией, запланированы на южном склоне Байкитской антеклизы и в пределах Кежемской зоны поднятий. Кроме того, будут завершаться комплексные работы на региональном профиле Енгида - Байкит - Чуня с рассечкой Байкит - Енисейский кряж. Новые объекты ГРР за счет федерального бюджета, планируемые на 2006 - 2010 годы, расположены на территории 6 нефтегазоносных областей. Так, в пределах Таймырского (Долгано-Ненецкого) АО планируется бурение параметрической скважины на Песчаной, сейсморазведочные работы и бурение параметрических скважин на Северо-Байкаловской и Журавлиной площадях, а также сейсморазведочные работы на Кубинской площади. На всех площадях, кроме Журавлиной, основной целью является приращение локализованных ресурсов газа и, частично, нефти в юрско-меловых перспективных горизонтах. На Журавлиной площади необходимо уточнение перспектив нефтегазоносности верхне- и среднепалеозойских горизонтов. Значительный объем региональных работ за счет федерального бюджета планируется в пределах Эвенкийского АО вблизи коридора вдоль магистрального трубопровода. Прежде всего, это параметрические скважины Нижнеенгидинская-276, Суритдинская-274 и Майгунская, и на некотором удалении - Канандинская-278. Первые три скважины нацелены на оценку нефтегазоносности нижневендских терригенных и, возможно, рифейских карбонатных горизонтов, последняя - нижнекембрийских рифогенных пород. В этой же зоне вблизи нефтепровода планируется провести сейсморазведочные работы с целью локализации ресурсов нефти и газа на площадях: Юкталинской, Майгунской, Муторайской, Подкаменной. На некотором удалении от рассмотренной зоны планируется также охватить современными модификациями сейсморазведки МОГТ Кислоканскую, Хошонскую, Верхневилюйскую, Тутончанскую площади. В пределах Эвенкийского АО запланировано также несколько региональных сейсморазведочных профилей с целью оконтуривания областей распространения нефтегазоперспективных рифейских и вендских горизонтов. Среди них субширотные профили по линиям Лебяжья - Кондромо - Илимпея и Енисей - Хошонская скважина № 256 и субмеридиональные - Оленчимо - Чисково и Байкит - Виви. В пределах собственно Красноярского края планируется бурение параметрических скважин: Бугариктинская, Каменская, Онокская, Южно-Кычетская, Северо-Араканская и Тынепская. Первые три из них расположены в зоне сочленения Байкитской антеклизы и Енисейского кряжа и нацелены на определение перспектив газоносности терригенных вендских отложений. Две следующие должны охарактеризовать перспективные горизонты в венд-кембрийских отложениях Присаяно-Енисейской синеклизы, до сих пор еще крайне слабо изученной. И последняя, Тынепская, - на определение параметров перспективных горизонтов в нижнекембрийских рифогенных горизонтах. Основные площади сейсморазведки МОГТ на территории Красноярского края (в пределах Сибирской платформы) приурочены к юго-западной и южной окраине Байкитской антеклизы - Енгидинская, Восточно-Иркинеевская, Каменская и к северу Присаяно-Енисейской синеклизы - Кычетская. На всех этих площадях планируется проводить локализацию ресурсов углеводородов с учетом результатов бурения рассмотренных выше параметрических скважин. Главным направлением ГРР на территории Присаяно-Енисейской синеклизы является картирование терригенных отложений венда. Дополнительно к планируемым работам КНИИГиМС предлагается проведение сейсморазведочных профильных работ в южной и западной частях Присаяно-Енисейской синеклизы, где установлено наличие пород с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами, выявлены региональные флюидоупоры и прогнозируется зона с развитием барьерных рифов. Согласно оценкам КНИИГиМС только северо-северо-восточная часть Присаяно-Енисейской синеклизы содержит прогнозных ресурсов газа 5,4 трлн. куб. метров. В этой связи предлагается в пределах Присаяно-Енисейской синеклизы отработать 3 региональных сейсмических профиля в крест профилю Алтай - Северная Земля. Комплексная интерпретация материалов глубокого бурения и сейсморазведки позволит уточнить структурный план, геологические разрезы кембрия, венда и рифея, наметить границы фациальных зон и выявить новые зоны нефтегазонакопления. По результатам интерпретации материалов геофизического профиля "Батолит" на левобережье р. Енисея прогнозируется наличие продуктивных пород кембрия, терригенного венда и рифея. В этой связи на левобережье Енисея предлагается проведение региональных сейсморазведочных работ по профилям Восток-1-11. Одновременно с этим планируется бурение 4 параметрических скважин. Одну из них предлагается заложить на границе с Томской областью на профиле "Батолит". Проектный горизонт бурения - рифей. Эта скважина позволит откорректировать привязку сейсмических горизонтов по профилям, изучить разрез венд-рифейских отложений, определить наличие коллекторов и локальных покрышек, установить их нефтегазоносность. Здесь прогнозируются ловушки рифового типа. Выполнение программы создаст основу для регулярного вовлечения новых площадей вблизи намеченных трасс магистральных трубопроводов в лицензирование с последующим наращиванием запасов углеводородного сырья за счет средств недропользователей. 3.3. Программа лицензирования нераспределенного фонда недр Программы лицензирования нераспределенного фонда недр по Красноярскому краю и Эвенкийскому автономному округу разработаны на период 2005 - 2011 годов, по Таймырскому автономному округу лишь частично, на период 2005 - 2007 годов. Объекты лицензирования приведены на схеме лицензирования на нефть и газ Красноярского края 2005 - 2011 годов (рис. 3.1 - не приводится). Всего программа лицензирования на период 2005 - 2011 годов включает 83 площади, в том числе по Эвенкийскому автономному округу - 38 площадей, по Красноярскому краю - 29 площадей, по Таймырскому автономному округу - 16 площадей. В первоочередном порядке лицензирование будет проведено в 2005 - 2008 годах (табл. 3.3). На этот период предусмотрено проведение аукционов по 54 объектам, в том числе по Эвенкийскому автономному округу - 22 объекта, по Красноярскому краю - 16 объектов, по Таймырскому автономному округу - 16 объектов. Рис. 3.1. Схема лицензирования на нефть и газ Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского АО на 2005 - 2011 годы (СНИИГГиМС, 2005) Рисунок не приводится. Объекты нераспределенного фонда недр, входящие в программу лицензирования, включают лишь два месторождения - Лодочное и Пайгинское, 5 объектов с ресурсами категории С (Эвенкийский АО и 3 Красноярский край) и 6 объектов с ресурсами С + Д (Таймырский 3 1 АО). Остальные объекты содержат ресурсы категории Д . 1 Следует отметить, что большинство подлежащих лицензированию объектов, расположенных в 200-километровой зоне от планируемой сети трубопроводов, находится в зоне высоких вероятностей открытия месторождений (от 0,5 до 0,8). На 2005 год для лицензирования предусмотрено 17 площадей, в том числе по Эвенкийскому автономному округу - 11, по Таймырскому автономному округу - 4, по Красноярскому краю - 2 объекта (табл. 3.3). Таблица 3.3 Распределение первоочередных участков по годам начала лицензирования (2005 - 2008 годы) -----T-------T--------------------T----T-------T--------------------¬ ¦Год ¦ Номер ¦Наименование участка¦Год ¦ Номер ¦Наименование участка¦ ¦ ¦участка¦ ¦ ¦участка¦ ¦ ¦ ¦ на ¦ ¦ ¦ на ¦ ¦ ¦ ¦ карте ¦ ¦ ¦ карте ¦ ¦ +----+-------+--------------------+----+-------+--------------------+ ¦2005¦5э ¦Таимбинский ¦2006¦42э ¦Аргишский ¦ ¦ +-------+--------------------+ +-------+--------------------+ ¦ ¦8э ¦Пайгинский ¦ ¦31э ¦Муторайский ¦ ¦ +-------+--------------------+ +-------+--------------------+ ¦ ¦12э ¦Чулаканский ¦ ¦14э ¦Кулиндинский ¦ ¦ +-------+--------------------+ +-------+--------------------+ ¦ ¦16э ¦Кординский ¦ ¦13э ¦Тэтэрский ¦ ¦ +-------+--------------------+ +-------+--------------------+ ¦ ¦17э ¦Подпорожный ¦ ¦7к ¦Мунтульский ¦ ¦ +-------+--------------------+ +-------+--------------------+ ¦ ¦20э ¦Придутский ¦ ¦10к ¦Араканский ¦ ¦ +-------+--------------------+ +-------+--------------------+ ¦ ¦23э ¦Чамбинский ¦ ¦12к ¦Терянский ¦ ¦ +-------+--------------------+ +-------+--------------------+ ¦ ¦26э ¦Туколано- ¦ ¦20к ¦Еломовский ¦ ¦ ¦ ¦Светланинский ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------+--------------------+----+-------+--------------------+ ¦ ¦29э ¦Абракупчинский ¦ ¦27к ¦Верхнепитский ¦ ¦ +-------+--------------------+----+-------+--------------------+ ¦ ¦39э ¦Байкитский ¦2007¦10э ¦Катский ¦ ¦ +-------+--------------------+ +-------+--------------------+ ¦ ¦48э ¦Среднетаймуринский ¦ ¦11э ¦Юраченский ¦ +----+-------+--------------------+----+-------+--------------------+ ¦2005¦21к ¦Нижнемадашенский ¦2007¦22э ¦Кимчукский ¦ ¦ +-------+--------------------+ +-------+--------------------+ ¦ ¦32к ¦Оленчиминский ¦ ¦1к ¦Троицкий ¦ ¦ +-------+--------------------+ +-------+--------------------+ ¦ ¦14т ¦Зап. Пендомаяхский ¦ ¦2к ¦Верхнеманзинский ¦ ¦ +-------+--------------------+ +-------+--------------------+ ¦ ¦15т ¦Пендомаяхский ¦ ¦3к ¦Карабульский ¦ ¦ +-------+--------------------+ +-------+--------------------+ ¦ ¦16т ¦Северо-Чарский ¦ ¦5к ¦Абаканский ¦ ¦ +-------+--------------------+ +-------+--------------------+ ¦ ¦17т ¦Западно-Сузунский ¦ ¦22к ¦Тамышский ¦ +----+-------+--------------------+----+-------+--------------------+ ¦2008¦30э ¦Янготойский ¦2008¦16к ¦Пуньский ¦ ¦ +-------+--------------------+ +-------+--------------------+ ¦ ¦40э ¦Чункунский ¦ ¦25к ¦Мундукшинский ¦ ¦ +-------+--------------------+ +-------+--------------------+ ¦ ¦41э ¦Паимбинский ¦ ¦26к ¦Лаушкардинский ¦ ¦ +-------+--------------------+ +-------+--------------------+ ¦ ¦14к ¦Мадашенский ¦ ¦ ¦ ¦ L----+-------+--------------------+----+-------+--------------------- Необходимо учесть, что организация и проведение этих аукционов будет осуществляться в соответствии с изменениями, внесенными в новую редакцию Федерального закона "О недрах". С учетом общегосударственных приоритетов создания и развития Красноярского НГК следует добиваться получения согласований и экспертиз материалов готовящихся аукционов на уровне федеральных органов исполнительной власти в первоочередном порядке. Для реализации предлагаемой программы потребуется ежегодное финансирование ГРР из федерального бюджета 88,3 млн. долларов (2648,8 млн. рублей) и инвестиции недропользователей - 163,4 млн. долларов (4903,2 млн. рублей) ежегодно. Суммарные извлекаемые ресурсы нефти категории Д , вводимые в 1 лицензирование, составят 1277,7 млн. тонн, газа - 2850,8 млрд. куб. метров, по категории С : нефти - 189,3 млн. тонн, газа - 88,5 3 млрд. куб. метров. 3.4. Обоснование рационального размещения нефтегазотранспортной сети региона в связи с проектируемым нефтегазопроводом В качестве нефтегазотранспортной инфраструктуры единого Красноярского края рассматривается существующий трубопроводный, железнодорожный, автомобильный и речной транспорт с соответствующими пунктами приема-сдачи нефти и газа. Состояние нефтегазотранспортной инфраструктуры Красноярского края с автономными округами и схема ее развития приведены на рис. 3.2 (не приводится). В целях экономии капитальных затрат на дорожном строительстве, строительстве сопутствующих объектов социальной и технологической инфраструктуры, рационального размещения трудовых ресурсов и электроэнергетики предусматривается строительство нефте-, газопроводов в едином коридоре, первоочередное обеспечение газом внутренних потребностей населения и промышленности Красноярского края. Основные параметры систем внешнего транспорта следующие (табл. 3.4 - 3.5). Таблица 3.4 Параметры систем внешнего транспорта нефти первой очереди --------------------------T--------------T-----------T-----------¬ ¦ Объекты строительства ¦Протяженность,¦ Диаметр, ¦ Мощность ¦ ¦внешнего транспорта нефти¦ километров ¦миллиметров¦ (объем ¦ ¦ ¦ ¦ ¦перекачки),¦ ¦ ¦ ¦ ¦ млн. тонн ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ в год ¦ +-------------------------+--------------+-----------+-----------+ ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ +-------------------------+--------------+-----------+-----------+ ¦Нефтепровод Юрубчено- ¦ 311¦ 530¦ 9,0¦ ¦Тохомское месторождение -¦ ¦ ¦ ¦ ¦Кучеткан (1-я нитка) ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------------+--------------+-----------+-----------+ ¦Нефтепровод Кучеткан - ¦206 (255) <**>¦ 720¦ 19,0¦ ¦Нижняя Пойма ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------------+--------------+-----------+-----------+ ¦Нефтепровод Юрубчено- ¦ 590¦ 720¦ 19,0¦ ¦Тохомское месторождение -¦ ¦ ¦ ¦ ¦Нижняя Пойма (2-я нитка) ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------------+--------------+-----------+-----------+ ¦Нефтепровод Собинское ¦ 380¦ 325¦ 2,0¦ ¦месторождение - Кучеткан ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------------+--------------+-----------+-----------+ ¦Нефтепровод Ванкор - ¦ 685¦ 820¦ 25,6¦ ¦Кынское месторождение - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Пурпе ¦ ¦ ¦ ¦ L-------------------------+--------------+-----------+------------ -------------------------------- <**> В скобках расстояние до ст. Тайшет. Конечный пункт врезки в магистральный трубопровод будет определен на этапе технического проектирования. Таблица 3.5 Параметры систем внешнего транспорта газа --------------------------T--------------T-----------T-----------¬ ¦ Объекты строительства ¦Протяженность,¦ Диаметр, ¦ Мощность ¦ ¦внешнего транспорта газа ¦ километров ¦миллиметров¦ (объем ¦ ¦ ¦ ¦ ¦перекачки),¦ ¦ ¦ ¦ ¦ млрд. куб.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ метров в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ год ¦ +-------------------------+--------------+-----------+-----------+ ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ +-------------------------+--------------+-----------+-----------+ ¦Газопровод Юрубчено- ¦ 91¦ 1020 x 1¦ 18,9¦ ¦Тохомское месторождение -¦ ¦ ¦ ¦ ¦точка врезки с ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Оморинского ГКМ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------------+--------------+-----------+-----------+ ¦Газопровод Точка врезки ¦ 220¦ 1420 x 1¦ 30 ¦ ¦с Оморинского ГКМ - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Богучанский ГПЗ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------------+--------------+-----------+-----------+ ¦Газопровод Богучанский ¦ 206¦ 1220 x 2¦ 50 ¦ ¦ГПЗ - Нижняя Пойма ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------------+--------------+-----------+-----------+ ¦Газопровод Оморинское - ¦ 80¦ 1020 x 1¦ 10 ¦ ¦точка врезки с ¦ ¦ ¦ ¦ ¦газопроводом с Юрубчено- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Тохомского месторождение ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------------+--------------+-----------+-----------+ ¦Газопровод Агалеевское ¦ 145¦ 1420 x 1¦ 31,5¦ ¦месторождение - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Богучанский ГПЗ ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------------+--------------+-----------+-----------+ ¦Газопровод ¦ 70¦ 1220 x 1¦ 25 ¦ ¦Берямбинское - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Агалеевское месторождение¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------------+--------------+-----------+-----------+ ¦Газопровод Богучанский ¦ 330¦ 1220 x 2¦ 48,7¦ ¦ГПЗ - Нижняя Пойма - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Канск ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------------+--------------+-----------+-----------+ ¦Газопровод Канск - ¦ 800¦ 1420 x 2¦ 48,7¦ ¦Красноярск - Ачинск - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Анжеро-Судженск - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Проскоково ¦ ¦ ¦ ¦ +-------------------------+--------------+-----------+-----------+ ¦Газопровод Собинское - ¦ 205¦ 820 x 1¦ 6,5¦ ¦Агалеевское ¦ ¦ ¦ ¦ ¦месторождение ¦ ¦ ¦ ¦ L-------------------------+--------------+-----------+------------ Таким образом, из приведенных материалов следует, что максимальная пропускная способность нефтепроводов с Юрубчено-Тохомской группы месторождений составит 38 млн. тонн в год при условии поэтапного их строительства, газа - 48,7 млрд. куб. метров в год. Наиболее подготовленным к началу строительства является отрезок перспективной трассы на участке "Юрубченский опытный участок (скважина Юр-5) - площадка "Кучеткан", которая находится в районе железнодорожной станции Карабула. Для северного проекта максимальная пропускная способность составляет 25,6 млн. тонн в год. Такие производительности (мощности) транспортных систем обеспечивают как внутренние потребности действующих НПЗ Сибири, так и дефицит экспортных потоков для дозагрузки нефтепровода "Восточная Сибирь - Тихий океан (Тайшет - Сковородино - бухта Перевозная)" за счет недопоставок нефти из Иркутской области и с юга Якутии. 3.5. Первоочередные меры по развитию инфраструктуры НГК и созданию нефтеперерабатывающих производств В соответствии с внутренними потоками светлых нефтепродуктов и их потребностью в период строительства нефтегазотранспортной сети трубопроводов, а также начала пробной эксплуатации месторождений, с учетом уже имеющихся нефтеперерабатывающих мощностей предлагается строительство модульного НПЗ производительностью 400 - 500 тыс. тонн в районе Ванкорского месторождения и одного производительностью 100 тыс. тонн, - на Юрубчено-Тохомском месторождении. В целях сокращения сроков строительства целесообразна сборка перерабатывающих установок на основе модулей с наращиванием блоков в зависимости от роста спроса на светлые нефтепродукты и тенденций развития рынка привозного топлива. При разработке вариантов размещения объектов по переработке нефтяного и природного газа, а также газового конденсата будут соблюдены следующие принципы: необходимость глубокой переработки газа в связи с высоким содержанием в нем гелия - 0,2% по Юрубчено-Тохомскому месторождению и 0,6% - по Собинскому; максимальное использование ценного УВ сырья - этана, пропана и других углеводородов для производства нефтехимической продукции наиболее простым и экономичным способом; применение передовых, разработанных в России и за рубежом, технологических процессов; строительство ГПЗ и газохимического комплекса (ГХК) в местах, приближенных к потребителям, существующей транспортной системе и источнику электроэнергии. Учитывая, что природный газ на промысловых установках низкотемпературной сепарации (НТС) подготовлен к условиям его транспорта по магистральным газопроводам, а потребители продукции переработки газа расположены за пределами добывающего региона, не рекомендуется строительство ГПЗ непосредственно на месторождении. Производство моторных топлив из газового конденсата на малотоннажных установках планируется в местах его добычи для удовлетворения нужд нефтегазодобывающего промысла и местных потребителей, что гарантирует надежное обеспечение последних топливом и независимость от поставок в удаленные и труднодоступные добывающие районы. Рис. 3.2. Схема развития сети нефте- и газопроводов на территории Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского автономных округов Схема не приводится. В схеме размещения объектов по переработке газа и природного конденсата наряду с изложенными принципами учитывались варианты подачи природного газа в район городов Красноярск, Ачинск. На Собинском месторождении планируется разместить следующие объекты: малотоннажная блочная установка по производству моторных топлив (автобензины А-76 и АИ-93 и дизельное топливо) мощностью 100 тыс. тонн в год по сырью (МГБУ-100); установка деэтанизации и стабилизации конденсата мощностью 450 тыс. т в год. Легкий углеводородный газ и пропан-бутановая фракция с этой установки используются на собственные нужды промыслов и для удовлетворения потребностей п. Ванавара в сжиженном газе. Стабильный конденсат закачивается в нефть и совместно транспортируется потребителю. На Юрубчено-Тохомском месторождении планируется разместить следующие объекты: малотоннажная блочная установка по производству моторных топлив, МГБУ-100; установка отделения природного конденсата мощностью 2000 тыс. тонн в год с насосом высокого давления для обеспечения транспортировки конденсата по совместному с нефтью или по отдельному продуктопроводу; установка подготовки нефтяного газа к транспортировке мощностью 3,0 млрд. куб. метров в год. Подготовленный газ транспортируется совместно с природным газом. Переработку всего добываемого природного и нефтяного газа предлагается проводить на одном гелиевом заводе с получением сухого отбензиненного газа, гелия, этана и ШФЛУ. ГХК на базе индивидуальных углеводородов - этана и ШФЛУ - рекомендуется разместить в одном районе с гелиевым заводом. Такое решение обосновывается снижением капвложений в объекты по переработке газа за счет исключения сооружений по хранению и транспорту этана и ШФЛУ на ГХК (парки готовой продукции на гелиевом заводе, эстакады налива ШФЛУ, этанопровод, парки для приема сырья на ГХП и эстакады слива ШФЛУ). Выбор конкретного места размещения этих производств будет зависеть от решения вопросов обеспечения объектами внешней инфраструктуры и может решаться на стадии проектирования. Нестабильный конденсат Собинской группы после узла замера подвергается стабилизации на установке деэтанизации и стабилизации мощностью 450 тыс. тонн в год. На установке получаются газ деэтанизации и сжиженный газ, который рекомендуется закачать в нефть для дальнейшей совместной транспортировки. Нестабильный конденсат Юрубченской группы месторождений после узла замера подвергается деэтанизации на установке деэтанизации мощностью 2000 тыс. тонн в год. На установке получают газ деэтанизации, который после дожатия на дожимном компрессоре направляют в магистральный газопровод, и деэтанизированный конденсат, направляемый в конденсатопровод для переработки на конденсато-перерабатывающем заводе. Часть деэтанизированного конденсата (110,5 тыс. тонн в год) перерабатывается на месторождении на малотоннажной установке по производству моторных топлив с получением моторных топлив и удовлетворением местных нужд. В магистральный конденсатопровод направляется также деэтанизированный углеводородный конденсат (СЗ+в) с установки переработки нефтяного газа. Продукцией МГБУ является сжиженный газ, автобензин, дизельное топливо, топочный мазут. Сжиженный газ (пропан-бутановая фракция) используется как товарный продукт, а стабильный конденсат, получаемый с низа колонны-стабилизатора, поступает на установку атмосферной перегонки. Готовая продукция, получаемая на малотоннажной установке: сжиженный газ, который может закачиваться в пласт или в трубопровод стабильного конденсата; автобензин неэтилированный марки А-76 и АИ-93 по ГОСТ 2084-77; дизельное топливо летнее и зимнее по ГОСТ 305-82; котельное топливо по ГОСТ 10585-75. В качестве аналога установок переработки природного газа может быть принята схема Оренбургского гелиевого завода. Эта технологическая схема позволяет получить следующую готовую продукцию: гелий, этан, ШФЛУ, сухой отбензиненный газ. Единичная мощность одного технологического блока переработки газа составляет 3,0 млрд. куб. метров в год. Блок состоит из двух технологических ниток по 1,5 млрд. куб. метров в год каждая. Этан является готовой продукцией и подается на производство полиэтилена. ШФЛУ является готовой продукцией и отправляется железной дорогой. При строительстве установки полипропилена ШФЛУ будет использована в качестве сырья для производства полипропилена. Производство продуктов газохимического синтеза предназначено для квалифицированной переработки индивидуальных углеводородов: пропана - для производства полипропилена; этана - для производства полиэтилена. При рассмотрении направлений переработки этих углеводородов принимались во внимание как дефицитность получаемых из них продуктов, устойчивость спроса, потребности региона, так и наличие прогрессивных технологий. Выбор конкретных технологий получения полимеров должен осуществляться на конкурентной основе на стадиях проектирования. Производство полиэтилена низкой плотности по методу высокого давления обеспечивается на двух установках мощностью 125 тыс. тонн в год каждая. Линейный полиэтилен низкой плотности может производиться двумя способами - растворным в среде углеводородного растворителя и газофазным. Растворный способ более предпочтителен в связи с получением продукции лучшего качества. Производство полиэтилена растворным методом в количестве 250 тыс. тонн в год также осуществляется на одной технологической установке. В установку входит две линии по 125 тыс. тонн в год. Полиэтилен высокой плотности производится суспензионным методом в среде гексана или нефрас П-65/75 и обеспечивается на одной установке мощностью 150 тыс. тонн в год. Получение полипропилена осуществляется по технологии "Юнипол-ПП", разработанной фирмой "Юнион Карбайд", США. В процессе "Юнипол-ПП" применяется титан-магниевый катализатор НАС-201 фирмы "Шелл", США. В результате реализации такой схемы снабжения природным газом возможен выпуск следующей товарной продукции: автобензины А-76 и АИ-93 неэтилированные, экологически чистые, с пониженным содержанием ароматических углеводородов и бензола; дизтопливо летнее, зимнее, арктическое, экологически чистое, с пониженным содержанием ароматических УВ; реактивное топливо марки РТ, удовлетворяющее требованиям к авиационному топливу для гражданской авиации как отечественного, так и импортного производства; сжиженный газ для удовлетворения населения в бытовом газе, а также для нужд автотранспорта; полиэтилен и полипропилен, используемые как материал для изготовления труб, пленки, ковровых изделий, геотекстиля, изделий медицинского назначения (одноразовые шприцы, флаконы, бутылки и др.), разнообразных изделий бытового назначения, шпагата и др. Вся производимая продукция будет использована для удовлетворения потребности края, а избыток может быть реализован в других регионах России и экспортирован за рубеж. По основным видам использования углеводородного сырья можно четко выделить три направления. 1. Объекты, обеспечивающие добычу природного, нефтяного газа и конденсата - установки деэтанизации и стабилизации конденсата на Собинском и Юрубченском месторождениях и подготовки нефтяного газа к транспорту. 2. Объекты, обеспечивающие потребность месторождений и близлежащих населенных пунктов моторными топливами - малотоннажные установки по производству моторных топлив производительностью по сырью 100, 200 тыс. тонн в год. 3. Объекты, обеспечивающие извлечение гелия и ценных УВ для производства полиэтилена, полипропилена: гелиевый завод, производство полиэтилена и полипропилена, ГФУ, синтез жидких УВ. Строительство объектов первой группы должно осуществляться параллельно с разработкой месторождений, строительством магистрального газопровода. Строительство объектов второй группы должно быть определено потребностями месторождений в моторных топливах и возможностями его доставки в районы разработки этих месторождений. Строительство объектов третьей группы, требующих значительных капитальных вложений, должно быть обосновано технико-экономическими расчетами на этапах разработки проектной документации или ТЭО-инвестиций. К наиболее массовым полимерам (мировой объем производства которых приблизился к 100 млн. тонн в год) относятся, кроме полиэтиленов, полипропиленов, также полистирол, фенопласты и карбидные полимеры. Важным направлением развития газохимии является организация производства этана (который, например, в достаточном количестве содержится в попутном нефтяном газе и газе газовых шапок) для получения этанола и полиэтилена. Основным потребителем полиэтиленовой продукции станет, в первую очередь, сама газовая отрасль, поскольку в последние годы для газопроводов среднего и низкого давления все более широко используются полиэтиленовые трубы. В условиях агрессивной грунтовой среды полиэтиленовые трубы будут наиболее рентабельны. Проект газификации города Красноярска также может быть выполнен с применением полиэтиленовых труб. Все это ставит вопрос о необходимости организации местного производства сырья, а именно полиэтилена высокого и низкого давления в гранулах, и создания комплекса по выпуску полиэтилентерефталата, основного сырья для производства преформ. Развитие собственных мощностей по производству полиэтиленовых труб и изделий на основе полимеров с целью первоочередного покрытия внутренних потребностей Красноярского края в рамках программы экспортозамещения является актуальной и экономически обоснованной задачей, тем более что вся эта продукция имеет повышенный спрос на мировом рынке. Таким образом, при реализации проекта НГК необходимо детально проработать эти вопросы на уровне конкретных ТЭП. Актуальнейшей задачей представляется организация производства в Красноярском крае метанола (метилового спирта), который технологически производится на основе природного газа, тем более что основным потребителем этого химического продукта являются предприятия нефтегазовой промышленности. Целесообразна также организация аммиачного производства на базе природного газа, поступающего на Богучанский ГПЗ. В настоящее время имеются новые разработки в получении метанола на основе более упрощенной технологии. В качестве альтернативы Богучанскому ГПЗ может рассматриваться вариант синтеза жидких УВ из газа на основе технологии GTL. Основная функция GTL-технологии - подготовить природный или попутный газ к смешению в единой трубе с натуральной нефтью. При этом достигаются следующие преимущества: не требуется строительство газовой трубы на далекие расстояния; осуществляется утилизация попутного нефтяного газа (ПНГ) или природного газа (ПГ) из газовой шапки "на месте" (в условиях ограниченных возможностей по сбыту газа технология GTL открывает широкие возможности); увеличиваются объемы продажи нефти за счет добавления синтетической нефти к объемам добытой и перекачиваемой нефти; улучшается качество добытой нефти за счет уменьшения тяжелых фракций и серы, за счет чего продавцы и экспортеры могут рассчитывать на получение премии к стандартной цене за нефть (до 5 долларов за баррель); при обеспечении сбыта (транспорта) нефти железнодорожным транспортом возможен экспорт чистого дизельного топлива, соответствующего новым стандартам на транспортное топливо. Мировой опыт применения GTL-технологии показывает, что технология GTL еще не готова для широкомасштабного внедрения, но уже построены коммерческие заводы - ЮАР (Sasol/Chevron), Малайзия (Shell), Катар (Sasol/Chevron). В мире есть пилотные установки полупромышленного типа - Коноко, ВР. 4. ОЖИДАЕМЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ НГК 4.1. Прогноз необходимых объемов геологоразведочных работ и затрат на подготовку запасов Юрубчено-Тохомской зоны Прирост извлекаемых запасов нефти категории С по всем 1 выделенным лицензионным участкам Эвенкийского АО прогнозируется в объеме почти 775 млн. тонн, что в совокупности с имеющимися на данный момент запасами промышленных категорий составит 900 млн. тонн. В результате проведения ГРР на выделенных территориях прогнозируется прирост почти 3 трлн. куб. метров природного газа. Затраты на подготовку запасов нефти выделенных территорий Эвенкийского АО прогнозируются в объеме около 9,3 млрд. долларов. Удельные затраты на подготовку запасов в среднем по округу предполагаются на уровне 2,48 доллара на тонну условных углеводородов. Для доразведки и подготовки запасов нефти на Ванкорском, Тагульском, Лодочном и Сузунском месторождениях планируется проведение 1700 километров сейсморазведки 2D, 420 кв. километров сейсморазведки 3D и бурение 17 разведочных скважин, в том числе 4 горизонтальных оценочных скважин на Ванкорском месторождении. Наибольший объем работ требуется на Ванкорском и Тагульском месторождениях. В результате проведенных работ ожидается общий прирост запасов нефти промышленных категорий 110,3 млн. тонн, в том числе на Ванкорском месторождении - 80 млн. тонн, на Тагульском месторождении - 18,2 млн. тонн, на Лодочном - 16,3 млн. тонн, на Сузунском - 0,5 млн. тонн. Суммарный объем инвестиций в ГРР составит 116,7 млн. долларов, в том числе 60,4 млн. долларов в ГРР на Ванкорском месторождении и от 11,5 до 24,1 млн. долларов в ГРР на остальных месторождениях Большехетской зоны. Всего на выявление и подготовку месторождений, территорий с перспективными и прогнозными ресурсами нефти и газа Большехетской зоны необходимо потратить около 1,8 млрд. долларов. 4.2. Обоснование технико-экономических показателей добычи нефти Прогноз показателей разработки нефтяных месторождений по двенадцати рассматриваемым блокам был осуществлен с использованием специального модуля "Стратегия". Анализ результатов расчетов свидетельствует о том, что применение прогрессивных технологий (бурение горизонтальных скважин и проведение гидроразрыва пласта) существенно повышает эффективность разработки данных объектов и делает их освоение при принятых условиях эффективным. Развитие нефтедобычи в Эвенкийском АО привязано к трассе восточного коридора магистрального транспорта, проходящего от Тайшета до Находки. На основании результатов проведенных расчетов по выделенным лицензионным участкам Эвенкийского АО был сформирован вариант освоения запасов и ресурсов нефти в динамике по округу в целом с использованием постоянно действующей компьютерной системы. В результате прогнозных расчетов получены технико-экономические показатели разведки и освоения запасов и ресурсов нефти Эвенкийского АО в динамике. Накопленная добыча по варианту к 2025 году достигнет 461 млн. тонн, в том числе 87% приходится на базовые месторождения (398 млн. тонн) и 13% - на выделенные территории с ресурсами категорий С и Д . Наибольший объем добычи достигается на Юрубчено-Тохомском 3 1 месторождении - 208 млн. тонн, немного меньше на Куюмбинском - 176 млн. тонн. Инвестиции в разработку и обустройство нефтяных промыслов прогнозируются в объеме 14,7 млрд. долларов, в том числе по Собинскому и Пайгинскому месторождениям - 0,9 млрд. долларов, Куюмбинскому - 5,2 млрд. долларов, Юрубчено-Тохомскому - 6,7 млрд. долларов. К этому сроку Юрубчено-Тохомское месторождение осваивается не полностью. Результаты оценки эффективности развития нефтедобычи в Эвенкийском АО свидетельствуют о следующем. Дисконтированные поступления в бюджеты всех уровней к 2015 году достигнут 4,9 млрд. долларов. В течение следующих 10 лет они увеличатся более чем на 6,6 млрд. долларов и к 2025 году достигнут 11,5 млн. долларов. Окупаются затраты в нефтедобычу по региону в данном случае уже через 13,5 лет, внутренняя норма рентабельности составляет 20,5%. Потребность в заемных средствах (капитал риска) - 3,1 млрд. долларов, что составляет 21% требуемого объема инвестиций в разработку и обустройство. Это свидетельствует о достаточно высокой надежности проекта создания центра нефтедобычи. По месторождениям Большехетского НГР в целом максимальная годовая добыча нефти достигается на 12-й год и составляет 24,1 млн. тонн. По новым месторождениям Большехетской зоны прогнозируется добыча до 8,5 млн. тонн в год. Накопленный объем добычи по выявленным месторождениям до 2025 года может составить 293 млн. тонн нефти, по новым месторождениям - 90,3 млн. тонн. Результаты расчетов освоения Большехетской зоны в целом приведены в таблице 4.1. Таблица 4.1 Основные показатели эффективности освоения Большехетской зоны в целом -----------------------------------------------------T-----------¬ ¦ Показатели эффективности ¦Собственный¦ ¦ ¦трубопровод¦ +----------------------------------------------------+-----------+ ¦Максимальный годовой объем добычи нефти, млн. тонн ¦ 32,420¦ +----------------------------------------------------+-----------+ ¦Накопленная добыча нефти, млн. тонн ¦ 383,530¦ +----------------------------------------------------+-----------+ ¦Капитальные затраты, млн. долларов: ¦ ¦ +----------------------------------------------------+-----------+ ¦в добычу нефти ¦ 4577,91 ¦ +----------------------------------------------------+-----------+ ¦в транспорт нефти ¦ 1104,31 ¦ +----------------------------------------------------+-----------+ ¦Чистый дисконтированный доход инвестора (NPV), млн. ¦ ¦ ¦долларов ¦ 5956,15 ¦ +----------------------------------------------------+-----------+ ¦Внутренняя норма рентабельности (IRR), % ¦ 38,6%¦ +----------------------------------------------------+-----------+ ¦Коэффициент доходности инвестиций (PI) ¦ 3,03 ¦ +----------------------------------------------------+-----------+ ¦Срок окупаемости с учетом дисконтирования, лет ¦ 7,05 ¦ L----------------------------------------------------+------------ Приведенные результаты свидетельствуют о следующем. Объем инвестиций в разработку и обустройство выделенных территорий Большехетской зоны составит 5,7 млрд. долларов. Чистый дисконтированный доход инвестора при ставке дисконтирования 10% от освоения Большехетской зоны в целом может составить 5,9 млрд. долларов, внутренняя норма рентабельности - 38,6%, коэффициент доходности инвестиций - 3,03, затраты окупятся через 7 лет. По Красноярскому краю в целом к 2015 году может быть достигнут годовой уровень добычи 58,6 млн. тонн, в том числе по выделенным территориям Эвенкийского АО - 27,7 млн. тонн, по Большехетской зоне - 36,6 млн. тонн. Суммарный объем инвестиций на разработку и обустройство нефтяных промыслов Красноярского края в целом составит 20,3 млрд. долларов. Удельные затраты на освоение объектов Эвенкийского АО составят около 56 долларов за тонну, Большехетской зоны - 30 долларов за тонну. Удельные издержки на освоение по Красноярскому краю в целом составят около 44 долларов за тонну. В таблице 4.2 представлены инвестиции в добычу в динамике. В таблице 4.3 представлены основные показатели оценки эффективности Красноярского края в целом. В результате освоения нефтяных запасов Красноярского края к 2025 году может быть получен доход 103 млрд. долларов, в том числе по Эвенкийскому АО - 63 млрд. долларов, Большехетской зоне - 40 млрд. долларов. Внутренняя норма рентабельности по Эвенкийскому АО составит 20,6%, по Большехетской зоне - 38,6%. Затраты по Эвенкийскому АО окупятся через 12 лет, по Большехетской зоне - через 6,5 лет. Таблица 4.2 Удельные затраты на добычу нефти в Красноярском крае в целом ----------------------T------------------------------------------¬ ¦Административно- ¦Удельные затраты на добычу нефти, долларов¦ ¦территориальная ¦ за тонну ¦ ¦ единица +-----------T--------T--------T------------+ ¦ ¦ 2010 год ¦2015 год¦2020 год¦ 2025 год ¦ +---------------------+-----------+--------+--------+------------+ ¦Эвенкийский ¦ 233,5¦ 105,2¦ 72,6¦ 55,8¦ ¦автономный округ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---------------------+-----------+--------+--------+------------+ ¦Красноярский край ¦ 90,6¦ 46,4¦ 35,6¦ 29,9¦ ¦(Большехетский НГДР) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---------------------+-----------+--------+--------+------------+ ¦Красноярский край в ¦ 131,6¦ 76,2¦ 54,9¦ 44,0¦ ¦целом ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ L---------------------+-----------+--------+--------+------------- Таблица 4.3 Основные показатели эффективности освоения запасов и ресурсов нефти в Красноярском крае, Таймырском (Долгано-Ненецком) и Эвенкийском автономных округах ---------T---------T---------------------T---------------------T---------------¬ ¦Вариант,¦ Общая ¦ Чистый не ¦ Чистый ¦ Потребность в ¦ ¦ год ¦выручка, ¦ дисконтированный ¦ дисконтированный ¦дополнительном ¦ ¦ ¦ млн. ¦доход, млн. долларов ¦доход, млн. долларов ¦финансировании,¦ ¦ ¦долларов ¦ ¦ ¦ млн. долларов ¦ ¦ ¦ +------------T--------+------------T--------+ ¦ ¦ ¦ ¦недропользо-¦бюджета ¦недропользо-¦бюджета ¦ ¦ ¦ ¦ ¦вателя ¦ ¦вателя ¦ ¦ ¦ +--------+---------+------------+--------+------------+--------+---------------+ ¦2010 год¦ 4548,65¦ -2045,96¦ 1805,03¦ -1775,62¦ 1159,88¦ 3088,45¦ +--------+---------+------------+--------+------------+--------+---------------+ ¦2015 год¦ 41616,91¦ 3276,94¦17817,42¦ 513,98¦ 7955,53¦ 4392,44¦ +--------+---------+------------+--------+------------+--------+---------------+ ¦2020 год¦ 97063,17¦ 21825,09¦41522,69¦ 5633,47¦14452,70¦ 4392,44¦ +--------+---------+------------+--------+------------+--------+---------------+ ¦2025 год¦143453,93¦ 41755,85¦61101,71¦ 9287,43¦17809,81¦ 4392,44¦ L--------+---------+------------+--------+------------+--------+---------------- Доход недропользователя за период оценки (2005 - 2025 годы) составит около 40% от общего дохода, или 41,7 млрд. долларов. В том числе от освоения запасов и ресурсов нефти Эвенкийского АО доход инвестора может достигнуть 21,2 млрд. долларов, Большехетской зоны - 20,5 млрд. долларов. Доход инвестора на 1 тонну добытой нефти в среднем по Красноярскому краю составит около 50 долларов на тонну, по Эвенкийскому АО - 46 долларов на тонну, по Большехетской зоне этот показатель выше - 54 доллара на тонну. Поступления в бюджеты всех уровней от освоения нефтяных запасов и ресурсов Красноярского края в целом составят 61 млрд. долларов, в том числе от освоения запасов и ресурсов Эвенкийского АО - 42 млрд. долларов, Большехетской зоны - 19 млрд. долларов. В расчете на 1 тонну добытой нефти удельные поступления в бюджет составят в среднем по Красноярскому краю 72 доллара на тонну, по Эвенкийскому АО этот показатель выше - 91 доллар на тонну, по Большехетской зоне ниже - 50 долларов на тонну. В среднем в год в бюджет может поступать по 2,3 млрд. долларов дохода по Красноярскому краю в целом. Доходность инвестиций в разработку и обустройство промыслов для недропользователя в среднем по Красноярскому краю составит 2,1 доллара на доллар, по Большехетской зоне этот показатель выше - 3,6 доллара на доллар, по Эвенкийскому АО - 1,4 доллара на доллар. При приведении денежных потоков к 2005 году значение доходов снизится. При ставке дисконтирования 10% чистый дисконтированный доход от освоения запасов и ресурсов нефти Красноярского края составит 27,1 млрд. долларов, в том числе доход недропользователя - 9,3 млрд. долларов, поступления в бюджеты всех уровней - 17,8 млрд. долларов. Освоение запасов и ресурсов нефти и газа Эвенкийского АО может принести доход недропользователю в размере 3,33 млрд. долларов и обеспечить поступление в бюджет 11,5 млрд. долларов. ЧДД недропользователя при освоении запасов и ресурсов Большехетской зоны достигнет 5,96 млрд. долларов, бюджета - 6,27 млрд. долларов. В среднем по Красноярскому краю к 2025 году удельная стоимость запасов (удельный дисконтированный доход недропользователя) составит 11,0 долларов за тонну, удельные поступления в бюджет - 21,1 доллара за тонну. По Эвенкийскому АО удельная стоимость запасов немного выше - 7,2 доллара за тонну, а удельные поступления в бюджет ниже - 25,0 долларов за тонну. По Большехетской зоне: удельный ЧДД недропользователя - 15,5 доллара за тонну, удельный ЧДД бюджета - 16,3 доллара за тонну. Коэффициент доходности инвестиций по Эвенкийскому АО составит 1,55 доллара на доллар, по Большехетской зоне - 3,03 доллара на доллар. Срок окупаемости затрат по Эвенкийскому АО увеличится до 13,5 лет, по Большехетской зоне - до 7 лет. Таким образом, вложение средств в освоение запасов и ресурсов нефти Красноярского края не уступает альтернативным вариантам освоения новых лицензионных участков Западной Сибири. 4.3. Обоснование технико-экономических показателей добычи и транспорта природного газа и конденсата Прогноз показателей разработки месторождений природного газа по выделенным объектам был осуществлен с использованием специального модуля "Стратегия". Расчеты ведутся исходя из следующих положений. 1. Добыча природного газа в Красноярском крае должна составить не менее 24 - 25 млрд. куб. метров, включая 3,6 - 4,0 млрд. куб. метров газа, добываемого в давно функционирующем Танамском газодобывающем районе. Добыча газа в новых районах должна составить 20 - 21 млрд. куб. метров, в том числе по Собинскому месторождению 6,9 - 7,2 млрд. куб. метров, а по Юрубчено-Тохомскому месторождению - 10,3 млрд. куб. метров. 2. Предусматривается создание двух газодобывающих центров в Эвенкийском АО: Собинско-Тэтэринского и Юрубчено-Тохомского. В данном случае добавляется также газодобывающий центр в Нижнеангарской ЗНГР, в котором базовыми месторождениями будут Агалеевское и Берямбинское. 3. С целью выделения гелия и других ценных компонентов предполагается строительство ГПЗ и подземных хранилищ гелиевого концентрата в районе с. Богучаны. Прогноз основных технико-экономических показателей переработки природного газа Красноярского края осуществлен на основе данных ОАО "ЛенНИИХимМаш". Основные технологические показатели разведки и разработки газоконденсатных объектов, вовлекаемых в хозяйственный оборот, с выделением основных этапов развития газодобычи приведены в таблице 4.4. Таблица 4.4 Основные прогнозные показатели добычи природного газа ---------T-------------------T-----------T-----------------------¬ ¦ Период ¦ Добыча газа, ¦ Добыча ¦ Газ, поступающий на ¦ ¦ ¦ млрд. куб. метров ¦конденсата,¦ переработку, ¦ ¦ +-------T-----------+ млн. тонн ¦ млрд. куб. метров ¦ ¦ ¦годовая¦накопленная¦ +----------T------------+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ годовой ¦накопленный ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ объем ¦ ¦ +--------+-------+-----------+-----------+----------+------------+ ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ +--------+-------+-----------+-----------+----------+------------+ ¦ Собинско-Тэтэринский НГДР ¦ +--------T-------T-----------T-----------T----------T------------+ ¦2010 год¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ +--------+-------+-----------+-----------+----------+------------+ ¦2015 год¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ +--------+-------+-----------+-----------+----------+------------+ ¦2020 год¦ 7,41¦ 22,24¦ 1,17¦ 6,48¦ 19,45¦ +--------+-------+-----------+-----------+----------+------------+ ¦2025 год¦ 8,90¦ 66,72¦ 3,51¦ 7,78¦ 58,36¦ +--------+-------+-----------+-----------+----------+------------+ ¦2030 год¦ 11,18¦ 114,62¦ 6,03¦ 9,78¦ 100,27¦ +--------+-------+-----------+-----------+----------+------------+ ¦ Юрубчено-Тохомский НГДР ¦ +--------T-------T-----------T-----------T----------T------------+ ¦2010 год¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ +--------+-------+-----------+-----------+----------+------------+ ¦2015 год¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ +--------+-------+-----------+-----------+----------+------------+ ¦2020 год¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ +--------+-------+-----------+-----------+----------+------------+ ¦2025 год¦ 8,53¦ 21,63¦ 2,79¦ 7,57¦ 19,18¦ +--------+-------+-----------+-----------+----------+------------+ ¦2030 год¦ 10,49¦ 73,46¦ 9,47¦ 9,31¦ 65,14¦ +--------+-------+-----------+-----------+----------+------------+ ¦ Эвенкийский АО ¦ +--------T-------T-----------T-----------T----------T------------+ ¦2010 год¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ +--------+-------+-----------+-----------+----------+------------+ ¦2015 год¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ +--------+-------+-----------+-----------+----------+------------+ ¦2020 год¦ 7,41¦ 22,24¦ 1,17¦ 6,54¦ 19,45¦ +--------+-------+-----------+-----------+----------+------------+ ¦2025 год¦ 17,43¦ 88,35¦ 6,30¦ 15,39¦ 77,55¦ +--------+-------+-----------+-----------+----------+------------+ ¦2030 год¦ 21,67¦ 188,08¦ 15,49¦ 19,13¦ 165,41¦ +--------+-------+-----------+-----------+----------+------------+ ¦ Нижнеангарский ГДР ¦ +--------T-------T-----------T-----------T----------T------------+ ¦2010 год¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ +--------+-------+-----------+-----------+----------+------------+ ¦2015 год¦ 14,99¦ 41,53¦ 6,36¦ 13,23¦ 36,66¦ +--------+-------+-----------+-----------+----------+------------+ ¦2020 год¦ 16,71¦ 125,10¦ 19,15¦ 14,75¦ 110,43¦ +--------+-------+-----------+-----------+----------+------------+ ¦2025 год¦ 16,71¦ 208,67¦ 31,94¦ 14,75¦ 184,21¦ +--------+-------+-----------+-----------+----------+------------+ ¦2030 год¦ 16,71¦ 292,24¦ 44,74¦ 14,75¦ 257,98¦ +--------+-------+-----------+-----------+----------+------------+ ¦Всего Красноярский край в целом (без Танамского ГДР) ¦ +--------T-------T-----------T-----------T----------T------------+ ¦2010 год¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ +--------+-------+-----------+-----------+----------+------------+ ¦2015 год¦ 14,99¦ 41,53¦ 6,36¦ 13,23¦ 36,66¦ +--------+-------+-----------+-----------+----------+------------+ ¦2020 год¦ 24,13¦ 147,34¦ 20,32¦ 21,30¦ 129,89¦ +--------+-------+-----------+-----------+----------+------------+ ¦2025 год¦ 34,15¦ 297,02¦ 38,24¦ 30,14¦ 261,76¦ +--------+-------+-----------+-----------+----------+------------+ ¦2030 год¦ 38,39¦ 480,32¦ 60,23¦ 33,89¦ 423,40¦ L--------+-------+-----------+-----------+----------+------------- Накопленная добыча по Красноярскому краю (без Танамского ГДР) к 2030 году составит 486 млрд. куб. метров, в том числе 60% ее приходится на Агалеевское и Берямбинское месторождения Нижнеангарской группы (292 млрд. куб. метров), а на Собинское и Юрубчено-Тохомское месторождения Эвенкийского АО - 40% (194 млрд. куб. метров). Максимальная годовая добыча конденсата увеличивается в течение расчетного периода от 1,5 до 4 млн. тонн, а накопленная к 2030 году - достигнет 61 млн. тонн. Из них 45 млн. тонн приходится на Нижнеангарскую группу месторождений, а 16 млн. тонн - на Эвенкийский АО. Поставки газа на Богучанский ГПЗ к 2030 году достигнут 34 млрд. куб. метров в год, в том числе с Нижнеангарской группы месторождений 15 млрд. куб. метров, из Собинского газодобывающего центра они составят 10 млрд. куб. метров, а из Юрубчено-Тохомского - 9 млрд. куб. метров. Основные прогнозные показатели затрат на развитие газодобывающего комплекса Эвенкии в разрезе газодобывающих регионов с выделением основных этапов его развития приведены в таблице 2.7. Инвестиции в развитие газодобычи Красноярского края за расчетный период прогнозируются в объеме 2,33 млрд. долларов, в том числе до 2020 года осваивается 52% - 1,2 млрд. долларов. Из общего объема инвестиций на Нижнеангарскую группу приходится 47%, на газодобычу в Собинском центре - 41%, а на Юрубчено-Тохомский НГДР - только 12%. В строительство газопроводов до газоперерабатывающего завода затраты за расчетный период составят чуть менее 1,2 млрд. долларов, в том числе для транспорта газа от Нижнеангарского ГДР они составят 0,5 млрд. долларов, от Собинско-Тэтэринского НГДР - 0,4 млрд. долларов, от Юрубчено-Тохомского - 0,3 млрд. долларов. К 2020 году будет освоено 60% их общего объема. Затраты на строительство газопровода для транспорта товарного газа от ГПЗ до Нижней Поймы прогнозируются в объеме 0,65 млрд. долларов, что составит около 36% суммарных затрат на транспорт природного газа. Капиталовложения на переработку газа и хранение гелия прогнозируются в объеме чуть менее 2 млрд. долларов. Из общего объема капиталовложений в 6,1 млрд. долларов на разработку месторождений приходится 38%. Капитальные затраты в газопереработку и хранение гелия составят 31%, на строительство системы газопроводов также приходится около 31% общего объема инвестиций. Удельные затраты на добычу газа к 2030 году составят по Нижнеангарской группе около 13 - 14 долларов на 1 тыс. куб. метров, а по Эвенкийскому АО - около 20 долларов на 1 тыс. куб. метров, в том числе в Собинском центре - 22 доллара на 1 тыс. куб. метров, а в Юрубчено-Тохомском - 15 - 20 долларов на 1 тыс. куб. метров. Удельные затраты, включающие переработку газа и конденсата и транспорт товарного газа до ЕСГ в расчете на 1 тыс. куб. метров, существенно выше и к 2030 году составят 36 - 41 доллар на 1 тыс. куб. метров. В настоящее время ООО "Подзем-Газпром" может осуществить разработку, проектирование и строительство подземных резервуаров в каменной соли методом подземного растворения для хранения гелиевого концентрата. Геологические условия для создания таких хранилищ в районе строительства имеются. В таблицах 4.5 - 4.6 приведены основные результирующие показатели комплексной переработки газа на ГПЗ, размещение которого предполагается в районе с. Богучаны, в разрезе газодобывающих центров. Из приведенных данных видно, что при выходе ГПЗ на проектную мощность 30 - 35 млрд. куб. метров газа к 2030 году объемы производства жидких углеводородов в год составят: этилена - 0,8 - 0,9 млн. тонн, пропан-бутановой смеси - 1,9 - 2,0 млн. тонн, прямогонного бензина - 2,1-2,4 млн. тонн, дизельного топлива - 1,4 - 1,6 млн. тонн. Объем производства гелиевого концентрата при этом достигнет 170 - 180 млн. куб. метров в год. Инвестиции в переработку газа прогнозируются в объеме около 2 млрд. долларов. Таблица 4.5 Основные прогнозные показатели переработки газа Эвенкийского АО на Богучанском НПЗ -------T----------------------T---------------------------------------------------------------------T------------¬ ¦Период¦ Годовой объем ¦ Годовой выпуск продукции ¦ Гелиевый ¦ ¦ ¦ переработки +------------T---------T---------------T---------T----------T---------+ концентрат ¦ ¦ +----------T-----------+товарный газ¦ этилен, ¦ пропан- ¦прямогон.¦дизельное ¦товарный ¦в хранилище,¦ ¦ ¦ газа, ¦конденсата,¦ (метан), ¦тыс. тонн¦ бутановая ¦ бензин, ¦ топливо, ¦ гелий, ¦ млн. куб. ¦ ¦ ¦млрд. куб.¦ тыс. тонн ¦ млрд. куб. ¦ ¦ смесь, ¦тыс. тонн¦тыс. тонн ¦млн. куб.¦ метров ¦ ¦ ¦ метров ¦ ¦ метров ¦ ¦ тыс. тонн ¦ ¦ ¦ метров ¦ ¦ +------+----------+-----------+------------+---------+---------------+---------+----------+---------+------------+ ¦2010 ¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ 0,00¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------+----------+-----------+------------+---------+---------------+---------+----------+---------+------------+ ¦2015 ¦ 13,23¦ 1618,79¦ 10,32¦ 374,95¦ 825,22¦ 922,71¦ 615,14¦ 32,14¦ 1017,58¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------+----------+-----------+------------+---------+---------------+---------+----------+---------+------------+ ¦2020 ¦ 21,30¦ 2605,41¦ 16,61¦ 603,48¦ 1328,18¦ 1485,09¦ 990,06¦ 51,73¦ 1637,77¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------+----------+-----------+------------+---------+---------------+---------+----------+---------+------------+ ¦2025 ¦ 30,14¦ 3687,17¦ 23,51¦ 854,04¦ 1879,63¦ 2101,69¦ 1401,12¦ 73,21¦ 2317,77¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------+----------+-----------+------------+---------+---------------+---------+----------+---------+------------+ ¦2030 ¦ 33,89¦ 4145,38¦ 26,43¦ 960,17¦ 2113,21¦ 2362,86¦ 1575,24¦ 82,31¦ 2605,80¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ L------+----------+-----------+------------+---------+---------------+---------+----------+---------+------------- Расчеты показателей эффективности развития газового комплекса в Красноярском крае свидетельствуют о следующем (табл. 4.6). Таблица 4.6 Основные показатели эффективности освоения запасов и ресурсов природного газа в Красноярском крае -------T--------T------------------T-----------------T---------------T----------------T---------------¬ ¦Период¦ Общая ¦ Чистый не ¦ Чистый ¦ Потребность в ¦ Срок ¦ Внутренняя ¦ ¦ ¦выручка,¦ дисконтированный ¦дисконтированный ¦дополнительном ¦ окупаемости ¦ норма ¦ ¦ ¦ млн. ¦ доход, ¦ доход, ¦финансировании,¦ без учета ¦рентабельности,¦ ¦ ¦долларов¦ млн. долларов ¦ млн. долларов ¦млн. долларов ¦дисконтирования,¦ % ¦ ¦ ¦ +---------T--------+---------T-------+ ¦ лет ¦ ¦ ¦ ¦ ¦инвестора¦бюджета ¦инвестора¦бюджета¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------+--------+---------+--------+---------+-------+---------------+----------------+---------------+ ¦2010 ¦ 0,00¦ -963,20¦ 38,93¦ -641,1¦ 24,09¦ 963,20¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------+--------+---------+--------+---------+-------+---------------+----------------+---------------+ ¦2015 ¦ 4732,9 ¦ -2033,0 ¦ 2156,2 ¦ -1188,8¦ 900,5 ¦ 2464,5 ¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------+--------+---------+--------+---------+-------+---------------+----------------+---------------+ ¦2020 ¦16495,5 ¦ 289,9 ¦ 7440,9 ¦ -595,7¦2360,7 ¦ 2464,5¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------+--------+---------+--------+---------+-------+---------------+----------------+---------------+ ¦2025 ¦ 32761,0¦ 4353,5 ¦14646,9 ¦ 58,3¦3583,3 ¦ 2464,5¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------+--------+---------+--------+---------+-------+---------------+----------------+---------------+ ¦2030 ¦ 52547,4¦ 10374,8 ¦23200,3 ¦ 672,8¦4493,0 ¦ 2464,5¦ ¦ ¦ ¦год ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +------+--------+---------+--------+---------+-------+---------------+----------------+---------------+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 16,0¦ 16,0%¦ L------+--------+---------+--------+---------+-------+---------------+----------------+---------------- В результате освоения запасов природного газа и конденсата Красноярского края, включая их переработку на Богучанском ГПЗ, к 2030 году может быть получен доход в размере 33,6 млрд. долларов. Из них доходы инвесторов составят 10,4 млрд. долларов, а поступления в бюджеты всех уровней - 23,2 млрд. долларов. Срок окупаемости затрат без учета дисконтирования составит 16 лет от начала расчетного периода и 9 лет от начала добычи газа в Нижнеангарской НГО. Внутренняя норма рентабельности проекта может достигнуть 16 процентов. Удельный доход инвестора на единицу добытого природного газа в среднем за 25 лет расчетного периода составит около 21,6 доллара на 1 тыс. куб. метров, а удельные поступления в бюджет - 48,3 доллара на 1 тыс. куб. метров. В среднем в год в течение 25 лет расчетного периода инвестор сможет получать по 0,4 млрд. долларов дохода, среднегодовые бюджетные поступления в это время могут составить 0,9 млрд. долларов. 5. ПРОГНОЗ СОЦИАЛЬНО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ И ЭКОЛОГИЧЕСКИХ ПОСЛЕДСТВИЙ СОЗДАНИЯ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО КОМПЛЕКСА НА ТЕРРИТОРИИ ОБЪЕДИНЕННОГО КРАСНОЯРСКОГО КРАЯ 5.1. Укрупненная оценка социально-экономических последствий Укрупненная оценка социально-экономических последствий выполнена исходя из организации на территории региона двух центров нефтегазодобывающего комплекса: "Северный" - месторождения и перспективные участки Большехетского НГР, "Южный" - перспективные участки и месторождения Юрубчено-Тохомского, Собинско-Тэтэринского и Нижнеангарского НГР. В соответствии с накопленной добычей нефти "Южный" проект в существенной степени превосходит "Северный" проект - соотношение динамики поступлений в консолидированный бюджет края представлено на рис. 5.1 - 5.2 (не приводится). Структура поступлений схожа - на первом этапе идет процесс освоения капитальных вложений, мультипликативные эффекты которого сказываются в других отраслях и комплексах края, обеспечивая дополнительные налоговые поступления до 250 - 300 млн. долларов. Начиная с 2014 года большую часть доходов бюджет будет получать в виде налога на прибыль, налога на имущество, в то время как налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в силу существующего норматива межбюджетных отношений (5% - для нефти и 0% - для газа) крайне мал. Рис. 5.1. Доходы консолидированного бюджета Красноярского края в рамках "Южного" проекта (нефть) Рисунок не приводится. Рис. 5.2. Доходы консолидированного бюджета Красноярского края в рамках "Северного" проекта Рисунок не приводится. Реализация продуктов газопереработки обеспечивает существенно меньшие по сравнению с нефтью доходы бюджета, сказывается ориентация газовой части проекта на внутренний рынок (рис. 5.3 - не приводится). Рис. 5.3. Доходы консолидированного бюджета Красноярского края в рамках "Южного" проекта (газ) Рисунок не приводится. Интегральный бюджетный эффект от реализации всего комплекса проектов на территории края представлен на рис. 5.4 (не приводится) и составляет величину порядка 1,7 млрд. долларов к 2017 году. Если рассмотреть распределение накопленных бюджетных доходов (рис. 5.5 - 5.6 - не приводятся), то обнаруживаются существенные диспропорции межбюджетных отношений федерации и края. Чисто налоговые поступления в краевую казну в три раза меньше налоговых доходов Российской Федерации от реализации нефтегазовых проектов. Особенно нелогичным представляется раздел НДПИ - налог, в большинстве сырьевых экономик составляющий основные территориальные доходы, в нашем случае составляет менее 7% от консолидированных налоговых доходов региона. Каковы общие социально-экономические последствия развития нефтегазового комплекса края? Помимо непосредственных эффектов, связанных с внушительной динамикой новых рабочих мест (рис. 5.7 - не приводится) и дополнительных доходов, достигающих со временем 75 - 85% сегодняшнего бюджета Красноярского края и автономных округов, экономика территории получит долговременные эффекты в виде развития производственной и социальной инфраструктуры, в существенной мере улучшающих экономику потенциальных объектов инвестирования - новых месторождений и объектов природопользования. Двигаясь и далее по пути освоения природных ресурсов, мы, вообще говоря, обрекаем себя на неравномерные бюджетные доходы, зависящие от изменчивой конъюнктуры сырьевых рынков, и будем со временем вынуждены отойти от природно-ресурсной ориентации в связи с исчерпанием невоспроизводимых ресурсов. Рис. 5.4. Доходы консолидированного бюджета Красноярского края от реализации нефтегазовых проектов Рисунок не приводится. Рис. 5.5. Накопленные доходы консолидированного бюджета Красноярского края от реализации нефтегазовых проектов Рисунок не приводится. Рис. 5.6. Накопленные доходы бюджета Российской Федерации от реализации нефтегазовых проектов на территории Красноярского края Рисунок не приводится. Рис. 5.7. Новые рабочие места для жителей Красноярского края от реализации проектов в нефтегазовом комплексе Рисунок не приводится. Чем должна жить сырьевая территория по мере исчерпания своего основного богатства - невоспроизводимых природных ресурсов? Несмотря на кажущуюся преждевременность этого вопроса для России в целом, отдельные сибирские регионы уже пришли к пониманию того, что, только следуя в русле идей устойчивого развития, можно избежать перспективы экономического застоя и социальной деградации. 5.2. Ожидаемый уровень среднедушевых денежных доходов По уровню среднедушевых денежных доходов населения Красноярский край (включая Таймырский и Эвенкийский автономные округа) уступает среднему российскому показателю и не входит в первую десятку субъектов Российской Федерации. Укрупненные оценки показывают, что при развитии нефтегазового комплекса объединенного Красноярского края для жителей края будет создано 17,5 - 18,5 тысячи новых рабочих мест с заработной платой порядка 25 - 30 тыс. рублей. Учитывая это, а также мультипликативные эффекты в других отраслях, среднедушевые денежные доходы населения объединенного края возрастут при прочих равных условиях к 2015 году до 7,0 - 7,1 тыс. рублей. В значительно большей степени среднедушевые доходы населения увеличатся непосредственно в Эвенкийском АО, Туруханском районе и Таймырском АО. По такому показателю, как уровень расходов консолидированного бюджета субъекта Российской Федерации на душу населения, Красноярский край (включая Таймырский и Эвенкийский АО) значительно уступает таким субъектам Российской Федерации, как г. Москва (более чем в 1,5 раза), Ханты-Мансийский АО (более чем в 3,5 раза). Развитие нефтегазодобывающего комплекса позволит увеличить по сравнению с 2004 годом бюджет объединенного Красноярского края на 75 - 85%, при этом при прочих равных условиях расходы консолидированного бюджета объединенного Красноярского края на душу населения могут составить к 2015 году 35 - 40 тыс. рублей. При действующих в 2005 году нормативах межбюджетных отношений расходы консолидированного бюджета объединенного Красноярского края на душу населения не достигнут соответствующего показателя г. Москвы 2004 года - 39,4 тыс. рублей. Однако если норматив налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), остающегося на территории края, довести до 20 процентов, то к 2015 году расходы консолидированного бюджета Красноярского края могут выйти на уровень г. Москвы (рис. 5.8 - не приводится). Рис. 5.8. Прогноз расходов консолидированного бюджета объединенного Красноярского края на душу населения при различных вариантах регионального норматива НДПИ Рисунок не приводится. Таким образом, развитие нефтегазового комплекса объединенного Красноярского края будет способствовать увеличению среднедушевых денежных доходов населения и создаст условия для улучшения обеспеченности качественными услугами образования, здравоохранения, культуры, социальной защиты путем увеличения соответствующих бюджетных расходов. Однако помимо социально-экономической эффективности развития нефтегазового комплекса он должен отвечать критериям экологической безопасности. Именно эти критерии должны являться приоритетными для общества и органов государственной власти Красноярского края в процессе разработки и реализации стратегии развития нефтегазового комплекса. 5.3. Экологические риски создания нефтегазового комплекса Общепринято оценивать экологическое состояние по трем основным группам негативного воздействия на человека и окружающую среду: чистый воздух, чистая вода, утилизация отходов и способность природной среды к самоочищению и восстановлению нарушенных техногенной деятельностью человека природных экосистем как ее (природы) ассимиляционный потенциал. Нефтегазовый комплекс неизбежно увеличивает техногенную нагрузку на природную экосистему, поэтому краеугольным камнем стратегии создания и развития НГК должна стать экологическая составляющая (экологизация всех технологических процессов, минимизация и даже полный запрет на выбросы и загрязнения водной среды, запрет технологий без очистных сооружений, снижение уровня шума, минимизация территорий, занятых под технологические установки, и т.д.). В качестве первоочередной меры необходимо принять краевой закон "Об экологической безопасности и допустимом воздействии на окружающую среду при создании Красноярского нефтегазового комплекса". Предварительно на уровне Федерации необходимо утвердить региональные нормативы допустимого антропогенного воздействия на природные экосистемы в Красноярском крае. Кроме прямых воздействий на экосистемы строительства и функционирования предприятий НГК, необходимо учитывать и экологические экстерналии развития НГК. Отрицательными экстерналиями развития НГК являются: несанкционированное изъятие ресурсов (древесного сырья, недревесных лесных ресурсов, животных, птиц и рыб) населением и обслуживающим персоналом вследствие увеличения транспортной доступности территории; уменьшение биоразнообразия и плотности животного населения территории; проявление фактора тревоги у животных и птиц в связи с увеличением антропогенной нагрузки и хозяйственной деятельностью, перемещение популяций животных в другие районы, уменьшение емкости охотничьих угодий на данной территории; увеличение рисков пожаров в связи с ростом числа лиц, посещающих данную территорию. Однако возможны не только отрицательные, но и положительные экологические экстерналии. Известно, что после окончания эксплуатации нефтяных скважин численность и разнообразие растительного и животного мира на этих территориях увеличивается по сравнению с состоянием до начала работ. В связи с созданием в ближайшие 5 - 7 лет крупномасштабного нефтегазового комплекса необходимо приступить к разработке проекта программы социально-экономического развития единого Красноярского края на 2006 - 2015 годы, в которой предусмотреть реальные, но необходимые задания по повышению качества жизни населения. В рамках концепции устойчивого развития можно сформулировать две фундаментальные стратегии использования доходов от добычи сырья: накопление в интересах будущего; инвестирование в местную экономику с целью ее диверсификации. Все известные нефтяные фонды мира так или иначе тяготеют либо к траст-фонду, либо к фонду развития. Однако совершенно не следует, что при поиске оптимальной в российских условиях модели устойчивого развития целесообразно ограничиться классическим траст-фондом. Понятно, что для каждой конкретной сырьевой территории для решения вопросов, связанных с устойчивым развитием, нужно искать свою индивидуальную модель финансового фонда, которая представляет собой некоторую комбинацию траста и фонда развития. Проблема определения искомых пропорций в сегодняшних условиях настолько нетривиальна, что уже пришла пора интенсифицировать работы по модельной отработке финансовых механизмов устойчивого развития для России, выбрав в качестве полигона какой-либо сырьевой регион. По нашему мнению, для этой роли более всего подходит Красноярский край с огромным минерально-сырьевым потенциалом, освоение которого находится в начальной стадии. Именно это обстоятельство имеет принципиальное значение для успешного формирования достаточного основного капитала специального фонда и не позволяет использовать в качестве модельного старые нефтяные провинции, "нефтяная горка" которых уже далеко позади, и актуальны другие проблемы. Расчеты показывают, что при сегодняшних нормативах межбюджетных отношений к 2015 году удается сформировать траст-фонд с капиталом 920 млн. долларов. Такой фонд формирует годовые доходы порядка 46 млн. долларов и, безусловно, не заместит выбывающие сырьевые доходы. Однако, если норматив НДПИ, остающегося на территории края, довести до 20%, то размер траст-фонда достигает 4,0 млрд. долларов, обеспечивая доходы на уровне 200 млн. долларов в год, а это уже весомая величина. При этом пропорции накопленных бюджетных доходов федерации и края претерпевают существенные изменения (рис. 5.9 - 5.10 - не приводятся). Такая простейшая модель траст-фонда дает лишь гарантированные финансовые ресурсы, оставляя в стороне вопросы занятости и диверсификации региональной экономики. Более перспективной представляется модель финансового института, инвестирующего проекты развития высокотехнологичных производств. Каким образом такой процесс должен быть организован на территории Красноярского края - большой и сложный вопрос, требующий напряженной работы с Правительством и серьезной аналитической деятельности на протяжении всего горизонта реализации рассматриваемых нефтегазовых проектов. Необходимо разработать и принять краевой закон "О механизмах устойчивого развития Красноярского края на основе оптимального (социально-экономически значимого и экологически безопасного) природопользования". Рис. 5.9. Накопленные доходы консолидированного бюджета от реализации проектов в нефтегазовом комплексе (региональный норматив НДПИ - 20%) Рисунок не приводится. Рис. 5.10. Накопленные доходы бюджета Российской Федерации от реализации проектов на территории Красноярского края (федеральный норматив НДПИ - 80%) Рисунок не приводится. 5.4. Социально значимые и экологически безопасные объемы добычи нефти и газа Исходя из имеющихся запасов (более 200 млн. тонн) и перспектив по их наращиванию за счет ускорения ГРР можно прогнозировать потенциальный вклад Красноярского края в загрузку нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан от 5 млн. тонн в 2010 году до 20 млн. тонн в 2012 году и 35 млн. тонн в 2017 - 2020 годах. Если исходить из готовности (по запасам и инвестициям для строительства трубопровода Ванкор - Кынское месторождение - Пурпе), можно прогнозировать рост добычи нефти на месторождениях Большехетского НГР от 7 млн. тонн в 2009 году до 10 млн. тонн в 2010 году и 30 - 32 млн. тонн в 2017 - 2019 годах. Упомянутые потенциально возможные объемы нефтедобычи по всем рассматриваемым территориям оптимальны для обеспечения федеральных приоритетов и могут быть оптимальными, социально значимыми на региональном уровне при условии изменения налоговой политики в период освоения месторождений (2006 - 2010 годы). В целях повышения заинтересованности региона необходимо увеличить региональную долю налогов от добычи и транспорта, для пользователей недрами и инвесторов важно снижение размера НДС, налога на имущество, изменение системы лицензирования результатов ГРР, выполненных компаниями за счет собственных средств. С точки зрения экологической безопасности мощности нефтегазодобывающего комплекса при существующих в России технологиях строительства и эксплуатации трубопроводов близки к предельным, т.к. по мере роста объемов пропорционально возрастают риски аварий и нарушения равновесия экологических систем. Поэтому проектирование добычи УВ в регионе должно изначально базироваться на самых передовых и экологически безопасных технологиях и регулироваться наряду с Федеральным законом "Об охране окружающей среды" также более жестким региональным природоохранным законодательством с учетом особенностей природных экосистем. Следует подчеркнуть возможность использования в конкуренции на мировых рынках экологической составляющей, особенно с учетом обязательств России при вступлении в ВТО и вводе в действие Киотского протокола. Региональные интересы при разработке программы добычи газа должны быть учтены путем газификации вдоль трасс газопроводов и переводе части предприятий Красноярского промышленного района на газ. Таким образом, исходя из необходимости при создании нефтегазового комплекса Красноярского края обеспечения экспортных интересов и улучшения качества жизни, прав коренных малочисленных народов Севера, соблюдения баланса интересов Федерации, региона, недропользователей и инвесторов; баланса добычи и воспроизводства ресурсов; экологической безопасности, можно сформулировать следующие основные параметры развития нефтегазового комплекса Красноярского края. 1. Социально-экономически эффективные и экологически безопасные объемы добычи нефти по "северному" проекту - 7 млн. тонн в 2009 году до 10 млн. тонн в 2010 году и 30 - 32 млн. тонн в 2017 - 2020 годах, по "южному" проекту - 5 млн. тонн в 2010 году, до 20 млн. тонн в 2012 году и 35 млн. тонн в 2017 - 2020 годах. 2. Для обеспечения прав коренных малочисленных народов Севера необходимо совершенствование федерального законодательства, а также разработка краевого закона, в которых предусмотреть сохранение и защиту традиционного уклада жизни с современным обеспечением связью, здравоохранением, образованием, транспортом, а также участием в нефтегазовых компаниях на правах именных акционеров коренных малочисленных народов с получением своей доли доходов от эксплуатации нефтегазовых ресурсов и решающим правом голоса при экологической экспертизе нефтегазовых проектов. 3. В целях повышения социально-экономической отдачи и заинтересованности жителей региона в освоении нефтегазовых ресурсов на начальной стадии (2005 - 2010 годы) необходимо обосновать на уровне федеральных органов власти необходимость и целесообразность введения особого экономического режима природопользования (по типу особого режима при строительстве газопроводной системы "Голубой поток"), в том числе принять федеральный закон "Об Ангаро-Енисейской особой экономической зоне высоких технологий природопользования". 6. ОСНОВНЫЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СТРАТЕГИИ ФОРМИРОВАНИЯ НГК В КРАСНОЯРСКОМ КРАЕ, ТАЙМЫРСКОМ (ДОЛГАНО-НЕНЕЦКОМ) И ЭВЕНКИЙСКОМ АВТОНОМНЫХ ОКРУГАХ НА ПЕРИОД С 2005 ПО 2025 ГОДЫ 6.1. Краткие выводы и наиболее важные принципиальные положения Существующих запасов УВ недостаточно для обеспечения необходимых экспортных поставок. Недостающие запасы могут быть подготовлены за счет реализации в течение 7 - 10 ближайших лет крупномасштабной программы геологоразведочных работ и лицензирования недр. Эти программы в конечном итоге призваны оптимальным образом объединить финансовые и технологические ресурсы федерального бюджета и инвесторов. Отличительной особенностью нефтегазового комплекса региона является возможность создания двух крупнейших центров нефтегазодобычи: на юге Эвенкийского автономного округа и в Приангарье Красноярского края, а также на северо-западе Красноярского края и Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа. Благодаря этому значительные экспортные объемы будут направляться как на восток, в страны АТР, так и на запад - в Западную Сибирь. Как показали расчеты, наиболее целесообразной является стратегия поэтапного ввода в эксплуатацию нефтепроводов и газопроводов и соответствующих нефтегазовых месторождений. При этом обеспечивается полное удовлетворение потребностей региона в нефти, газе и нефтепродуктах. В полном объеме НГК заработает к 2012 - 2015 году. Эффективность вложения средств в освоение запасов и ресурсов нефти и газа Красноярского края не уступает альтернативным вариантам освоения новых лицензионных площадей в Западной Сибири. Изначально очевидна целесообразность разработки согласованной главными участниками процесса не только Программы создания НГК, но и эффективных механизмов координации действий участников Программы. Строительство инфраструктуры транспорта нефти и газа, расширенное воспроизводство минерально-сырьевой базы, обустройство месторождений - все это требует привлечения очень больших инвестиций. Очевидно, что на региональном и, главное, на федеральном уровнях необходима выработка и принятие комплекса эффективных мер, стимулирующих инвестиции частного бизнеса в проект развития НГК. Некоторые первоочередные мероприятия необходимо обсуждать уже сегодня. К их числу относится необходимость дифференциации налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Создание и развитие НГК Красноярского края позволит получить: А) для Российской Федерации: 1. Два новых крупных центра нефтегазодобычи в Красноярском крае с необходимой транспортной инфраструктурой. 2. Экспортные поставки нефти в объеме 27 - 52 млн. тонн, в том числе: нефтепровод Восточная Сибирь - Тихий океан - от 11 до 25 млн. тонн; нефтепровод Ванкор - Кынское месторождение - Пурпе - от 10 до 28 млн. тонн. 3. Поставки газа в ЕГС от 30 до 50 млрд. куб. метров. 4. Создание газоперерабатывающего производства с извлечением концентрата гелия для его последующего хранения в подземном гелиевом хранилище, выпуск дефицитной продукции полиэтилена, полипропилена и др. 5. Создание минерально-сырьевой базы УВ для бесперебойного функционирования НГК в течение нескольких десятилетий. При этом извлекаемые запасы промышленных категорий составят: по нефти - 1,7 млрд. тонн, по газу - более 2,6 трлн. куб. метров. 6. Поступления в федеральный бюджет: от добычи нефти и газа - 20,7 млрд. долларов; от реализации продукции газоперерабатывающих и газохимических производств - 2,0 млрд. долларов; от лицензирования нераспределенного фонда недр - 3,3 млрд. долларов. Б) для объединенного Красноярского края: 1. Новую мощную отрасль нефтегазодобывающей и нефтегазоперерабатывающей промышленности с развитой транспортной инфраструктурой. 2. Значительный социально-экономический рост: за счет развития НГК поступления в бюджет объединенного Красноярского края возрастут на 75 - 85% к уровню 2004 года. Интегральный бюджетный эффект составит к 2017 году 1,7 млрд. долларов. 3. Полное удовлетворение внутренних потребностей в нефти и нефтепродуктах, газификация крупных промышленных центров Красноярского края, существенное снижение затрат на северный завоз. 4. Крупные социальные эффекты, связанные со значительным ростом в 1,5 - 2 раза расходов консолидированного бюджета на душу населения и ростом его среднедушевых доходов. 5. Существенное повышение инвестиционной привлекательности и экономики недропользования на новых нефтегазовых месторождениях и объектах лицензирования, что приведет к возрастанию притока инвестиций в Красноярский край. 6. Снижение диспропорций между экономикой Красноярского края и Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского автономных округов за счет резкого роста промышленного производства в нефтегазовой и сопутствующих отраслях. 6.2. Рекомендации по обеспечению эффективности развития НГК Ключевым моментом, обеспечивающим создание и функционирование НГК, является строительство инфраструктуры для транспорта нефти и газа. Как показали расчеты, при принятой стратегии формирования НГК строительство трубопроводной сети будет осуществляться поэтапно и географически будет привязано к двум основным центрам добычи: северо-запад Красноярского края и Таймырский автономный округ, юг Эвенкийского автономного округа и Приангарье. По срокам строительства предполагается ввод в эксплуатацию нефтепровода Ванкор - Кынское месторождение - Пурпе в 2011 году. Нефтепровод ЮТМ - Кучеткан может быть введен в эксплуатацию в 2008 году, а нефтепровод ЮТМ - Нижняя Пойма - к 2011 году. Газопроводная сеть от Собинско-Тэтэринского и Нижнеангарского НГДР, а также от Юрубчено-Тохомского будет построена в 2012 году, так же как и газопровод Нижняя Пойма - Красноярск. Окончательное создание инфраструктуры транспорта нефти и газа должно быть завершено к 2015 году. Крайне важно обеспечить синхронизацию по срокам и объемам промышленного освоения базовых месторождений и месторождений-спутников со строительством объектов транспорта и переработки нефти и газа. Первый этап формирования НГК до 2010 года должен быть в значительной мере ориентирован на обеспечение внутренних потребностей всех трех регионов в нефти и нефтепродуктах. При этом строительство МНПЗ в районе Ванкорского месторождения с годовым объемом переработки 400 - 500 тыс. тонн нефти и в Эвенкийском автономном округе с суммарным годовым объемом переработки 150 - 200 тыс. тонн нефти позволит полностью обеспечить нынешние и перспективные потребности регионов и приведет к значительному снижению затрат на северный завоз. Необходимо в приоритетном порядке в 2005 - 2006 годах провести геологоразведочные работы (сейсморазведка 2D и бурение параметрической скважины) на нефтегазоперспективной Тутончанской площади, расположенной в бассейне р. Нижняя Тунгуска. Это позволит значительно удешевить обеспечение нефтью, а в дальнейшем и нефтепродуктами самого отдаленного Илимпийского района Эвенкийского автономного округа и с. Туруханск. Обеспечить нефтью в полном объеме Ачинский НПЗ, отказавшись от ее ввоза из Западной Сибири. На втором этапе формирования НГК (2010 - 2020 годы) осуществить газификацию юга Красноярского края, в том числе и крупных промышленных центров (города Красноярск, Ачинск, Канск и др.). В результате строительства ГПЗ в районе с. Карабула обеспечить получение промышленных объемов гелия для хранения в подземных газовых хранилищах и последующего экспорта и продуктов глубокой переработки природного газа для удовлетворения внутренних потребностей региона и соседних территорий. С целью безусловного обеспечения федеральных экспортных квот поставки нефти и газа, а также полномасштабного удовлетворения внутренних потребностей Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского автономных округов необходимо выполнение программы геологоразведочных работ как неотъемлемой составной части стратегии развития НГК. При этом в течение 7 - 10 лет следует в разы нарастить объемы геологоразведочных работ для решения двух основных задач: подготовка дополнительных запасов нефти и газа компаниями-недропользователями на распределенном фонде недр; локализация ресурсов нефти и газа до категорий С + Д за 3 1л счет средств федерального бюджета для последующей реализации их недропользователям через аукционы. Для прироста запасов нефти и газа компании-недропользователи должны привлечь инвестиции в объеме 11,2 млрд. долларов на весь период. За счет этих средств обеспечивается прирост извлекаемых запасов промышленных категорий на распределенном фонде недр в Юрубчено-Тохомском, Собинско-Тэтэринском и Нижнеангарском НГДР к 2015 году по нефти - 770 млн. тонн, по газу к 2020 году - 916,5 млрд. куб. метров. Реализация дополненной Программы геологоразведочных работ за счет средств федерального бюджета потребует обращения в МПР России с просьбой о выделении ежегодного финансирования в объеме 3,0 - 3,2 млрд. рублей. За счет этого финансирования будет достигнут прирост перспективных ресурсов на нераспределенном фонде недр: до 2010 года по нефти - 305 млн. тонн, по газу - 533 млрд. куб. метров; до 2015 года: по нефти - 457 млн. тонн, по газу - 880 млрд. куб. метров. Для этого потребуется выполнение сейсморазведочных работ в объеме 16,8 тыс. километров и параметрического бурения - 126,5 тыс. метров. В результате этого к аукционам будут подготовлены новые перспективные участки. С целью повышения эффективности недропользования и государственного управления фондом недр обратиться в МПР России с предложениями: 1) в течение 2005 году образовать единое территориальное агентство недропользования по Красноярскому краю, Эвенкийскому и Таймырскому автономным округам: 2) увеличить численность этого агентства на 10 - 15 человек с учетом резко возрастающих объемов недропользования и геологоразведочных работ; 3) исходя из приоритета государственных интересов при формировании и развитии нефтегазового комплекса Восточной Сибири, через МПР России разработать механизмы, стимулирующие целенаправленный прирост запасов базовых месторождений нефти и газа для обеспечения необходимых темпов развития НГК; 4) разработать комплекс мероприятий по усилению эффективности государственного контроля выполнения недропользователями лицензионных соглашений и соблюдения требований природоохранного законодательства; 5) в связи с особой значимостью проектов развития НГК и для обеспечения высоких темпов работ разработать предложения для внесения изменений в Земельный, Лесной и Водный кодексы, обеспечивающие специальный режим отвода земель под производство геологоразведочных работ, строительство нефтегазотранспортной инфраструктуры и обустройство месторождений. В связи с тем, что нефтегазовый комплекс неизбежно увеличивает техногенную нагрузку на природную экосистему, краеугольным камнем стратегии создания и развития НГК должна стать экологическая составляющая: экологизация всех технологических проектов, минимизация и возможно полный запрет на выбросы и загрязнение водной среды, запрет технологий без очистных сооружений и т.д. В качестве первоочередной меры необходимо разработать и принять краевой закон "Об экологической безопасности и допустимом воздействии на окружающую среду при создании Красноярского нефтегазового комплекса". Предварительно на уровне МПР России необходимо утвердить региональные нормативы допустимой антропогенной нагрузки. Во всех нефтегазовых проектах предусмотреть проведение систематического мониторинга окружающей среды с передачей информации всем заинтересованным органам. Для сокращения сроков и стоимости строительства, повышения надежности объектов обустройства месторождений и нефтегазотранспортной инфраструктуры в природно-климатических условиях севера Красноярского края рекомендовать нефтегазовым компаниям широкое использование передовых научных разработок институтов и академических вузов, Красноярского отделения СО РАН, новых технологических и конструкторских разработок стройиндустрии Красноярского края, а также ее производственного потенциала. Для надежного и качественного обеспечения НГК кадрами местных специалистов организовать на базе государственного университета цветных металлов опережающую подготовку специалистов нефтегазовой отрасли, для чего организационно поддержать создание при этом учебном заведении института нефти и газа. В соответствии с выполненными расчетами инвестиционная программа создания и развития НГК за период с 2005 по 2025 год оценивается в 40 млрд. долларов. В эту сумму входят: строительство нефтегазотранспортной сети - 4,7 млрд. долларов; геологоразведочные работы - 14,0 млрд. долларов; обустройство месторождений - 19,4 млрд. долларов; строительство ГПЗ и НПЗ - 1,9 млрд. долларов. При этом обустройство месторождений осуществляется за счет средств компаний-недропользователей, ГРР - за счет средств недропользователей и федерального бюджета, строительство нефтепровода Ванкор - Кынское месторождение - Пурпе, НПЗ-500 - за счет нефтяной компании "Роснефть". Строительство нефтегазотранспортной сети ЮТМ - Нижняя Пойма, газопровода Нижняя Пойма - Красноярск также осуществляется за счет средств недропользователей. Строительство ГПЗ-GTL в п. Карабула с подземным гелиевым хранилищем и всей потребной инфраструктурой будет осуществляться за счет привлечения кредитных средств. С учетом того, что формирование НГК Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского автономных округов начинается почти с нулевой отметки, решающее значение приобретает проработка механизмов стимулирования инвестиций за счет внесения необходимых поправок в налоговый и бюджетный кодексы, дифференциации НДПИ, пересмотра структуры межбюджетных отношений между федеральным центром и регионами, на территориях которых формируется НГК. Необходимо обращение в Правительство Российской Федерации о введении особого экономического режима, связанного прежде всего с увеличением региональной ставки НДПИ до 20% на период формирования и развития НГК. Создание и развитие НГК позволит увеличить бюджет объединенного Красноярского края на 75 - 85% по отношению к уровню 2004 года, а средние доходы консолидированного бюджета на душу населения составят к 2015 году 35 - 40 тыс. рублей. Кроме того, будут созданы условия для реального улучшения других показателей качества жизни населения: обеспеченность качественными услугами образования, здравоохранения, культуры, социальной защиты. С учетом развития перспектив существенного усиления социального эффекта НГК следует интенсифицировать отработку модели финансовых механизмов устойчивого развития на примере крупного сырьевого региона Красноярского края, располагающего огромным инвестиционным потенциалом нефтегазовых ресурсов, освоение которых находится в начальной стадии. В связи с формированием НГК следует начать разработку программы социально-экономического развития единого Красноярского края на период 2007 - 2025 годов. Для обеспечения прав коренных и малочисленных народов Севера необходима разработка краевого закона, в котором следует предусмотреть современное технологическое обеспечение связью, здравоохранением, образованием, транспортом, меры по сохранению и защите традиционного уклада жизни и решающего права голоса при экологической экспертизе нефтегазовых проектов. Исходя из понимания того, что разработанная "Стратегия создания НГК..." является концептуальной проработкой основных аспектов этого проекта, очевидной становится необходимость разработки целевого документа следующего уровня "Программы создания и развития нефтегазового комплекса Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского автономных округов". Программа должна обеспечить баланс интересов этих трех сторон и позволить выработать необходимый паритет в осуществлении практических мероприятий. Эффективная реализация "Программы создания и развития НГК" со всей очевидностью требует проработки механизма координации деятельности трех сторон-участников программы. ------------------------------------------------------------------ -------------------- Автор сайта - Сергей Комаров, scomm@mail.ru