|
Расширенный поиск
Постановление Совета Администрации Красноярского края от 10.04.2006 № 80-пРис. 3.2. Схема развития сети нефте-и газопроводов на территории Красноярского края, Таймырского (Долгано-Ненецкого) и Эвенкийского автономных округов 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 чистые 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 материалы для изготовления труб, пленки, ковровых изделий, геотекстиля, изделий медицинского назначения (одноразовые шприцы, флаконы, бутылки и др.) разнообразных изделий бытового назначения, шпагаты 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 созданию 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 С1 по всем 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 проведение 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 долларов 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 скважины, в том числе 4 горизонтальных оценочных скважины 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 С3 и Д1. Наибольший объем добычи достигается на Юрубчено-Тохомском 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 ---------------------------------------------------------------------- ¦ Показатели эффективности ¦ Собственный трубопровод ¦ ---------------------------------------------------------------------- ¦ Максимальный годовой обьем добычи нефти, ¦ 32,420 ¦ ¦ млн. тонн ¦ ¦ ---------------------------------------------------------------------- ¦ 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 ¦ 5956,15 ¦ ¦ (NPV), млн.долларов ¦ ¦ ---------------------------------------------------------------------- ¦ Внутренняя норма рентабельности (IRR), % ¦ 38,6% ¦ ---------------------------------------------------------------------- ¦ Коэффициент доходности инвестиций (PI) ¦ 3,03 ¦ ---------------------------------------------------------------------- ¦ Срок окупаемости с учетом ¦ 7,05 ¦ ¦ дисконтирования, лет ¦ ¦ ---------------------------------------------------------------------- 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 ------------------------------------------------------------------------- ¦ Административно- ¦ Удельные затраты на добычу нефти, ¦ ¦ территориальная единица ¦ долларов за тонну ¦ ¦ --------------------------------------------- ¦ ¦ 2010 год ¦ 2015 год ¦ 2020 год ¦ 2025 год ¦ ------------------------------------------------------------------------- ¦ Эвенкийский автономный ¦ 233,5 ¦ 105,2 ¦ 72,6 ¦ 55,8 ¦ ¦ округ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------- ¦ Красноярский край ¦ 90,6 ¦ 46,4 ¦ 35,6 ¦ 29,9 ¦ ¦ (Большехетский НГДР) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------- ¦ Красноярский край в целом ¦ 131,6 ¦ 76,2 ¦ 54,9 ¦ 44,0 ¦ ------------------------------------------------------------------------- Таблица 4.3 Основные показатели эффективности освоения запасов и ресурсов нефти в Красноярском крае, Таймырском (Долгано-Ненецком) и Эвенкийском автономных округах -------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Вариант, ¦ Общая ¦ Чистый не дисконтированный ¦ Чистый дисконтированный ¦ Потребность в ¦ ¦ год ¦ выручка, ¦ доход, млн.долларов ¦ доход, млн.долларов ¦ дополнительном ¦ ¦ ¦ млн. --------------------------------------------------------------- финансировании, ¦ ¦ ¦ долларов ¦ недропользователя ¦ бюджета ¦ недропользователя ¦ бюджета ¦ млн. долларов ¦ -------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ 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 ¦ -------------------------------------------------------------------------------------------------------- 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 долларов на доллар, по Большехетской зоне этот показатель выше - 3,6 долларов на доллар, по Эвенкийскому АО - 1,4 долларов 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 долларов за тонну. По Эвенкийскому АО удельная стоимость запасов немного выше - 7,2 долларов за тонну, а удельные поступления в бюджет ниже - 25,0 долларов за тонну. По Большехетской зоне: удельный ЧДД недропользователя - 15,5 долларов за тонну, удельный ЧДД бюджета - 16,3 долларов за тонну. Коэффициент доходности инвестиций по Эвенкийскому АО составит 1,55 долларов на доллар, по Большехетской зоне - 3,03 долларов 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 ------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Период ¦ Добыча газа, ¦ Добыча ¦ Газ, поступающий на переработку, ¦ ¦ ¦ млрд. куб. метров ¦ конденсата, ¦ млрд. куб. метров ¦ ¦ ------------------------- млн. тонн ------------------------------------ ¦ ¦ годовая ¦ накопленная ¦ ¦ годовой ¦ накопленный ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ объем ¦ ¦ ------------------------------------------------------------------------------------- ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Собинско-Тэтэринский НГДР ¦ ------------------------------------------------------------------------------------- ¦ 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 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------- ¦ 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 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------- ¦ 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 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------- ¦ 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) ¦ ------------------------------------------------------------------------------------- ¦ 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 ¦ ------------------------------------------------------------------------------------- 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 долларов 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 -------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Период ¦ Годовой объем переработки ¦ Годовой выпуск продукции ¦ Гелиевый ¦ ¦ -------------------------------------------------------------------------------------------------------- концетрат в ¦ ¦ ¦ газа, ¦ конденсата, ¦ товарный ¦ этилен, ¦ пропан- ¦ прямогон. ¦ дизельное ¦ товарный ¦ хранилище, ¦ ¦ ¦ млрд. куб. ¦ тыс. тонн ¦ газ (метан), ¦ тыс. тонн ¦ бутановая ¦ бензин, ¦ топливо, ¦ гелий, ¦ млн. куб. метров ¦ ¦ ¦ метров ¦ ¦ млрд. куб. ¦ ¦ смесь, ¦ тыс. тонн ¦ тыс. тонн ¦ млн. куб. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ метров ¦ ¦ тыс. тонн ¦ ¦ ¦ метров ¦ ¦ -------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ 2010 год ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ -------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ 2015 год ¦ 13,23 ¦ 1618,79 ¦ 10,32 ¦ 374,95 ¦ 825,22 ¦ 922,71 ¦ 615,14 ¦ 32,14 ¦ 1017,58 ¦ -------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ 2020 год ¦ 21,30 ¦ 2605,41 ¦ 16,61 ¦ 603,48 ¦ 1328,18 ¦ 1485,09 ¦ 990,06 ¦ 51,73 ¦ 1637,77 ¦ -------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ 2025 год ¦ 30,14 ¦ 3687,17 ¦ 23,51 ¦ 854,04 ¦ 1879,63 ¦ 2101,69 ¦ 1401,12 ¦ 73,21 ¦ 2317,77 ¦ -------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ 2030 год ¦ 33,89 ¦ 4145,38 ¦ 26,43 ¦ 960,17 ¦ 2113,21 ¦ 2362,86 ¦ 1575,24 ¦ 82,31 ¦ 2605,80 ¦ -------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 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 ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ Период ¦ Общая ¦ Чистый ¦ Чистый ¦ Потребность в ¦ Срок окупаемости ¦ Внутренняя ¦ ¦ ¦ выручка, ¦ недисконтированный ¦ дисконтированный ¦ дополнительном ¦ без учета ¦ норма ¦ ¦ ¦ млн. ¦ доход, млн. долларов ¦ доход, млн. долларов ¦ финансировании, ¦ дисконтирования, ¦ рентабельности, ¦ ¦ ¦ долларов ----------------------------------------------- млн. долларов ¦ лет ¦ % ¦ ¦ ¦ ¦ инвестора ¦ бюджета ¦ инвестора ¦ бюджета ¦ ¦ ¦ ¦ ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ 2010 год ¦ 0,00 ¦ -963,20 ¦ 38,93 ¦ -641,1 ¦ 24,09 ¦ 963,20 ¦ ¦ ¦ ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ 2015 год ¦ 4732,9 ¦ -2033,0 ¦ 2156,2 ¦ -1188,8 ¦ 900,5 ¦ 2464,5 ¦ ¦ ¦ ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ 2020 год ¦ 16495,5 ¦ 289,9 ¦ 7440,9 ¦ -595,7 ¦ 2360,7 ¦ 2464,5 ¦ ¦ ¦ ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ 2025 год ¦ 32761,0 ¦ 4353,5 ¦ 14646,9 ¦ 58,3 ¦ 3583,3 ¦ 2464,5 ¦ ¦ ¦ ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ 2030 год ¦ 52547,4 ¦ 10374,8 ¦ 23200,3 ¦ 672,8 ¦ 4493,0 ¦ 2464,5 ¦ ¦ ¦ ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 16,0 ¦ 16,0% ¦ ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 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 долларов на 1 тыс. куб. метров, а удельные поступления в бюджет - 48,3 долларов 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 Юрубчен-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. 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) Рис. 5.2. Доходы консолидированного бюджета Красноярского края в рамках "Северного" проекта Реализация продуктов газопереработки обеспечивает существенно меньшие по сравнению с нефтью доходы бюджета, сказывается ориентация газовой части проекта на внутренний рынок (рис. 5.3). Рис. 5.3. Доходы консолидированного бюджета Красноярского края в рамках "Южного" проекта (газ) (не приводится) Интегральный бюджетный эффект от реализации всего комплекса проектов на территории края представлен на рис. 5.4 и составляет величину порядка 1,7 млрд. долларов к 2017 году. Если рассмотреть распределение накопленных бюджетных доходов (рис. 5.5-5.6), 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) и дополнительных доходов, достигающих со временем 75-85% сегодняшнего бюджета Красноярского края и автономных округов, экономика территории получит Рис. 5.4. Доходы консолидированного бюджета Красноярского края от реализации нефтегазовых проектов Рис. 5.5. Накопленные доходы консолидированного бюджета Красноярского края от реализации нефтегазовых проектов Рис. 5.6. Накопленные доходы бюджета Российской Федерации от реализации нефтегазовых проектов на территории Красноярского края Рис. 5.7. Новые рабочие места для жителей Красноярского края от реализации проектов в нефтегазовом комплексе 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. 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 тысяч 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. Москва 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). Рис. 5.8. Прогноз расходов консолидированного бюджета объединенного Красноярского края на душу населения при различных вариантах регионального норматива НДПИ 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 развитие 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). 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%) Рис. 5.10. Накопленные доходы бюджета Российской Федерации от реализации проектов на территории Красноярского края (федеральный норматив НДПИ - 80%) 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 не достаточно 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 месторждения 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 С3+ Д1л за 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 осуществляются 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. Информация по документуЧитайте также
Изменен протокол лечения ковида23 февраля 2022 г. МедицинаГермания может полностью остановить «Северный поток – 2»23 февраля 2022 г. ЭкономикаБогатые уже не такие богатые23 февраля 2022 г. ОбществоОтныне иностранцы смогут найти на портале госуслуг полезную для себя информацию23 февраля 2022 г. ОбществоВакцина «Спутник М» прошла регистрацию в Казахстане22 февраля 2022 г. МедицинаМТС попала в переплет в связи с повышением тарифов22 февраля 2022 г. ГосударствоРегулятор откорректировал прогноз по инфляции22 февраля 2022 г. ЭкономикаСтоимость нефти Brent взяла курс на повышение22 февраля 2022 г. ЭкономикаКурсы иностранных валют снова выросли21 февраля 2022 г. Финансовые рынки |
Архив статей
2024 Ноябрь
|
