Экономическое и социальное развитие Восточной Сибири и Дальнего Востока

Нефтепровод Ангарск-Дацин

Разработка ТЭО проекта строительства нефтепровода Россия-Китай (Ангарск-Дацин) осуществляется в соответствие с генеральным соглашением между ОАО "НК "ЮКОС", ОАО "АК "Транснефть" и Китайской национальной нефтегазовой корпорацией (КННК), подписанном в сентябре 2001 года в развитие межправительственного соглашения между Российской Федерации и КНР по вопросу разработки ТЭО строительства нефтепровода. Собственно, инициатором строительства трубопровода является российская нефтяная компания ЮКОС, принявшая на себя обязательство обеспечивать не менее 50% поставок нефти по нефтепроводу (а в случае если другие российские нефтяные компании не проявят интереса к китайскому рынку, то и до 100%)* /*Для осуществления проекта строительства нефтепровода необходимы запасы нефти в размере 700 млн. тонн/, а также КННК, уже выразившая намерение инвестировать в проект 700 млн. долларов для обеспечения строительства участка трубопровода, проходящего по китайской территории (общая стоимость реализации проекта, как отмечалось выше, оценивалась ранее в 1,7 млрд. долл., однако в настоящее время эта цифра возросла до 2,9 млрд. долл.). Данный маршрут нефтепровода - единственный, располагающий четко зафиксированными обязательствами компании-производителя нефти (ЮКОС) в части обеспечения загрузки нефтепровода, а также покупателя нефти - КННК в части осуществления закупок транспортируемой нефти, при этом сторонами уже согласованы долгосрочная формула определения цены поставок (совокупные ежегодные платежи за поставляемую нефть составят около 4 млрд. долл.), а также объемы поставок (20 млн. т нефти ежегодно в период 2005-2009 гг. и 30 млн. т в период 2010-2030 гг.). Китайская сторона выразила также готовность выделить кредиты на финансирование строительства российского участка нефтепровода в объеме не менее 50% общего объема инвестиций по проекту (конкретные объемы кредита должны быть определены дополнительно), правда, на тот момент стоимость строительства нефтепровода оценивалась в 1,7 млрд. долл., а не в 2,9, как показывают более актуальные оценки. Таким образом, проект строительства нефтепровода Ангарск-Дацин является относительно более проработанным с точки зрения определения маршрута, источников финансирования проекта и наличия конкретных обязательств поставщиков и покупателей нефти по загрузке нефтепровода. Окончательные выводы о рентабельности проекта могут быть сделаны после завершения разработки ТЭО, однако очевидно, что китайская сторона в значительной мере готова принять на себя ряд финансовых рисков проекта, что обусловлено стремлением обеспечить гарантированный источник долгосрочных поставок нефти по приемлемым ценам в условиях нарастающего дефицита внутренней нефтедобычи (см. "Рынки сбыта").Безусловно, слабым звеном проекта является ориентация исключительно на замкнутый региональный рынок северо-востока Китая. Более того, замкнутость рынка сбыта нефти, транспортируемой по этому маршруту, усугубляется выбором конечного пункта нефтепровода, навязанного китайской стороной. Первоначально российские компании "Транснефть" и "ЮКОС" настаивали на том, чтобы его конечным пунктом в Китае стал Пекин, а не Дацин: в районе Пекина сконцентрированы нефтеперерабатывающие предприятия, и затраты на транспортировку нефти к НПЗ были бы сведены к минимуму. Кроме того, существующая в этом районе система нефтепроводов обеспечила бы доступ к морскому терминалу по перевалке нефти и открыла бы возможность экспорта нефти на другие рынки Азиатско-Тихоокеанского региона. Дацин же расположен в нефтедобывающем регионе Китая, в связи с чем доставка нефти до китайских НПЗ потребует дополнительных расходов. Более важным является то обстоятельство, что предполагаемая схема закупок нефти КННК исключает возможность выбора рынков для российских поставщиков, поскольку закупки нефти предполагается осуществлять на условиях франко-граница Россия-Китай. В последнее время у проекта возникли и экологические проблемы. В декабре 2002 г. проект был возвращен на доработку по результатам государственной экологической экспертизы в связи с тем, что стройку предполагается вести на особо охраняемых территориях Сибири: из 3 маршрутов, предложенных компанией "ЮКОС", 2 пересекают Тункинский национальный парк в Бурятии (строительство потребует изъятия части земель национального парка из-под статуса особо охраняемых территорий с переводом их в категорию земель транспорта), а третий, т.н. "восточный", пролегает на расстоянии всего 20 км от о.Байкал, в пределах байкальской водосборной территории. В случае аварии на трубопроводе, сооруженном по этому маршруту, разлив нефти может достичь о.Байкал всего за 30 минут. Экологические организации требуют рассмотрения т.н. "нулевого" варианта трубопровода, огибающего о.Байкал с севера, что может привести к удорожанию стоимости проекта не менее чем на 50%.Таким образом, выбор в пользу строительства нефтетранспортного маршрута Ангарск-Дацин только частично решает проблемы сбыта континентальной нефти восточносибирских месторождений Российской Федерации, оставляя без решения проблемы транспортировки возможных запасов нефти, подтвержденных по результатам доразведки месторождений со значительными прогнозными ресурсами (см. раздел "Потенциал углеводородного сырья Восточной Сибири и Дальнего Востока"), а также создавая дополнительные проектные риски в связи с непредсказуемым поведением китайской стороны в части соблюдения обязательств по ценам и объемам закупок нефти при отсутствии альтернативных направлений сбыта восточносибирской нефти. Возможность подобного поведения китайской стороны подтверждается последними событиями вокруг газопровода "Голубой поток", где после начала эксплуатации турецкая компания BOTAS инициирует переговоры о снижении цены закупок российского газа на 4-8% против первоначально согласованного "долгосрочного" уровня цен. Безальтернативность рынков сбыта российской нефти является следствием существующей логистики маршрута: поставка нефти в регион Дацина исключает возможность осуществления поставок континентальной восточносибирской нефти на иные рынки, кроме китайского. Возможно, это отвечает стратегическим интересам основного инициатора проекта среди производителей - компании "ЮКОС", которая намерена загружать нефтепровод не только нефтью восточносибирских месторождений, но и нефтью, добываемой компанией на месторождениях Томской области (Лугинецком, Советском, Первомайском и др.), однако операторы иных нефтяных месторождений Восточной Сибири, в частности Верхнечонского (компания "РУСИА Петролеум"), Талаканского (обладатель лицензии на разработку месторождения должен быть определен на конкурсе, дата проведения которого - 26 декабря 2002 г.) и др., могут быть в стратегическом плане заинтересованы в поиске иных рынков сбыта добываемой нефти. Иные стратегические интересы, не связанные с реализацией существующих договоренностей о поставках нефти с китайской стороной, потенциально могут возникнуть и у операторов месторождений, открываемых в ходе доразведки месторождений Восточной Сибири.

Нефтепровод Ангарск-Находка

Появление предложений о строительстве нефтепровода по маршруту Ангарск-Находка, очевидно, было вызвано объективными недостатками маршрута Ангарск-Дацин, в первую очередь замкнутостью рынков сбыта нефти и сложной позицией китайской стороны на переговорах по проекту Ангарск-Дацин, вследствие которой не удалось договориться о конечном пункте нефтетранспортного маршрута, обеспечивающем возможность выхода на иные рынки. Нефтепровод Ангарск-Находка, безусловно, позволяет решающим образом расширить географию возможного сбыта нефти месторождений Восточной Сибири, избавляя проекты по их разработке от монопсонической зависимости. Маршрут предполагает доставку нефти к морскому перевалочному терминалу в бухте Перевозная вблизи г. Владивостока, способному обслуживать глубоководные танкеры, обеспечивающие доставку нефти как в основные страны - импортеры нефти в северо-восточной Азии (Китай, Япония, Корея, Тайвань), так и к Тихоокеанскому побережью США. Подготовка ТЭО проекта находится в более поздней стадии, чем по маршруту Ангарск-Дацин - ТЭО должно быть разработано в 2004 г., а строительство может быть осуществлено в 2004-2007 гг. Ориентировочная стоимость строительства выше стоимости строительства нефтепровода Ангарск-Дацин и составляет, по разным оценкам, от 3,8 до 5,8 млрд. долл. Маршрут нефтепровода будет пролегать вдоль трассы БАМа до города Тында, далее - на юг вдоль трассы Транссиба через г.Хабаровск к побережью Японского моря. Прокладка нефтепровода вблизи существующих железнодорожных трасс позволит несколько уменьшить затраты инфраструктурного характера. Протяженность линейной части нефтепровода составит лее 3885 км, нефтепровод будут обслуживать 26 нефтеперекачивающих станций, вся трасса нефтепровода будет пролегать по российской территории. Треть нефтепровода будет проложена по территориям с сейсмической активностью 9 баллов и в вечной мерзлоте, хотя современные технологии позволяют обеспечивать достаточную степень защиты нефтепроводов от сейсмической активности (например, такие технологии использовались при строительстве Трансаляскинского нефтепровода). К уже понятным на сегодняшний день технологическим сложностям реализации проекта следует отнести неясности с местоположением морского перевалочного терминала, связанные с тем, что горно-геологические условия прибрежного района Находки не позволяют разместить резервуарный парк объемом 4080 млн. куб. м. Разрабатываемое ТЭО проекта, в частности должно обеспечить необходимые изыскания в области размещения терминала по морской перевалке нефти. Самым слабым звеном проекта Ангарск-Находка на сегодняшний день являются его экономические показатели. Рентабельное функционирование нефтепровода может быть обеспечено при его загрузке в объеме 50 млн. тонн нефти в год. Чтобы обеспечить стабильную загрузку нефтепровода в течение 20 лет, необходимо обеспечить транспортировку нефти из месторождений с суммарными запасами не менее 1 млрд. тонн нефти. Имеющиеся данные геологоразведки Восточной Сибири (Юрубчено-Тахомской зоны, Талаканского и Верхнечонского месторождений) обеспечивают около 500 млн. тонн. Минимальный возможный тариф* /*При общей стоимости строительства 5 млрд. долл/ за транспортировку тонны нефти по маршруту, рассчитанный с учетом доходности вложенного капитала 10%, составит 23,25 долл. за 1 т, при доходности вложенного капитала 15% -30,75 долл. за 1 т** /**По оценке ОАО "АК "Транснефть", стоимость транспортировки 1 т нефти по маршруту составит 17,4 долл/. Это не самый высокий уровень тарифа с точки зрения недавно законченных строительством и вновь сооружаемых нефтепроводов в мировом масштабе (проекты нефтепроводов Баку-Тбилиси-Джейхан, Каспийского трубопроводного консорциума, Атырау-Самара, Махачкала-Новороссийск), однако удорожание транспортируемой нефти по причине значительных транспортных издержек существенно снижает ее конкурентоспособность, в первую очередь по сравнению с нефтью, добываемой на месторождениях о.Сахалин, где запасы нефти оцениваются в 4 млрд. тонн, а годовая добыча к 2010 году составит 20-25 млн. тонн нефти (почти все эти объемы будут экспортироваться на те же рынки стран Азиатско-Тихоокеанского региона, что и нефть доставляемая по маршруту Ангарск-Находка).

С другой стороны существенные перспективы для проекта Ангарск-Находка может открыть доразведка нефтегазовых месторождений Восточной Сибири. Как уже отмечалось выше (см. раздел "Потенциал углеводородного сырья Восточной Сибири и Дальнего Востока"), прогнозные ресурсы нефти в Восточной Сибири весьма велики и позволяют рассматривать этот регион как один из наиболее перспективных нефтедобывающих регионов материковой части России. Совокупные прогнозные ресурсы нефти только в Эвенкийском автономном округе, республике Саха (Якутия) и Иркутской области составляют около 9,5 млрд. тонн нефти. По самым скромным прогнозам, только за счет проведения геологоразведочных работ в зоне высокоперспективных площадей в радиусе 50-100 км от Верхнечонского и Ковыктинского месторождений уже в ближайшие годы запасы нефти по промышленным категориям в этих регионах могут быть удвоены. Это свидетельствует о том, что с перспективной точки зрения оценка экономических параметров проекта строительства нефтепровода Ангарск-Находка на основе только подтвержденных в настоящее время нефтяных запасов не совсем корректна. Более того, поспешные решения в области выбора оптимального маршрута транспортировки восточносибирской нефти, основанные на недоразведанной ресурсной базе, могут заведомо ухудшить экономические условия разработки доразведанных участков недр (с точки зрения заведомой замкнутости рынка сбыта нефти, обусловленной задаваемой логистикой транспортной инфраструктуры). Нужно отметить, что доразведка нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири может занять достаточно длительное время (не менее 5 лет, при этом еще 5-10 лет потребуется для подготовки месторождений и наращивания добычи до проектных уровней), в связи с чем сроки проектной загрузки нефтепровода Ангарск-Находка могут сдвинуться на период 2015-2020 годов. Однако, с другой стороны, это позволит минимизировать конкуренцию с нефтью, добываемой на сахалинских месторождениях, поскольку спрос на импортируемую нефть в странах АТР в это период существенно вырастет.

Таблица 10

По итогам проведенного выше анализа можно сделать несколько основополагающих выводов, которые могли бы стать основой для последующего принятия решений о тех или иных направлениях государственной политики в отношении проектов разработки месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Дальнего Востока. 1. Нефтегазовые ресурсы региона серьезным образом недоразведаны. Колоссальная разница между объемом прогнозных ресурсов и подтвержденных извлекаемых запасов - следствие почти полного прекращения финансирования ГРР на территории региона в 90-х годах и абсолютной недостаточности для этих целей средств, привлекавшихся за счет отчислений на ВМСБ. 2. Рассредоточенность нефтегазовых ресурсов по значительной территории, недостаточная освоенность регионов нефте- и газодобычи, их удаленность от традиционных мест морской перевалки, переработки и сбыта сырья и необходимость строительства протяженной и дорогостоящей инфраструктуры существенно снижают эффект реализации каждого из проектов разработки месторождений в одиночку и требуют начала организованного процесса взаимодействия всех операторов разработки соответствующих месторождений в целях поиска оптимальных инфраструктурных решений. Роль государства в этом процессе может быть значительной. 3. Оптимальные решения в области развития региональной инфраструктуры могут быть сформулированы только после проведения доразведки нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока. Преждевременные инфраструктурные решения, основанные только на подтвержденных на сегодняшний день запасах, способны привести к ошибкам в планировании рынков сбыта и транспортных маршрутов. Необходимо разработать и форсированно осуществить программу доразведки месторождений региона (в т.ч. за счет бюджетных средств) с целью существенного наращивания подтвержденных запасов нефти и газа. 4. Наиболее эффективная реализация комплекса проектов по разработке месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Дальнего Востока может дать существенный импульс для ускоренного экономического роста в регионе, при этом темпы экономического роста в субъектах Российской Федерации, на территории которых сосредоточены основные запасы нефти и газа (Иркутская, Сахалинская области, Эвенкийский автономный округ, Республика Саха (Якутия), уже к 2010 году могут превысить 9-11% в год. В регионах, где возможно строительство инфраструктуры по транспорту углеводородного сырья (Республика Бурятия, Амурская и Читинская области, Приморский и Хабаровский края) будут созданы дополнительные рабочие места и стабильные налоговые поступления в региональные бюджеты в ежегодном объеме от 20 до 100 млн. долл. 5. Основной рынок сбыта нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока - экспорт. Внутреннее потребление даже при оптимистичных прогнозах спроса не в состоянии обеспечить экономическую привлекательность проектов по разработке месторождений углеводородного сырья востока страны. Именно конъюнктура экспортных рынков должна быть принята за основу при выборе оптимальных инфраструктурных маршрутов. Важна диверсификация направлений экспорта нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока. 6. Экономические параметры проектов разработки нефтегазовых месторождений шельфа о.Сахалин существенным образом отличаются от параметров разработки континентальных месторождений и имеют лучшие показатели по сравнению с последними ввиду меньших потребностей в затратах на сооружение инфраструктуры и изначальной диверсифицированности рынков сбыта. Более быстрые сроки развития нефтегазодобычи на шельфе о.Сахалин и риск дополнительной конкуренции сахалинских нефти и газа с углеводородами континентальных месторождений являются дополнительным аргументом против форсированной разработки нефтегазовых месторождений Восточной Сибири. Поскольку пик спроса на нефть в странах АТР начинается после 2010 года, наиболее неконфликтной с точки зрения такой конкуренции представляется отложенная разработка континентальных месторождений, которая могла бы сопровождаться продлением сроков выданных лицензий на их разработку.

7. Китайский рынок сбыта углеводородов нестабилен. Операторам Ковыктинского месторождения пока не удалось получить от КНР приемлемых гарантий по ценам и объемам покупок российского газа. Предложения китайской стороны настолько далеки от экономически разумных, что следует всерьез пересмотреть стратегию сбыта газа в сторону диверсификации направлений его экспорта с выходом на рынок сжиженного газа и строительством "широтного" газопровода на Находку. Такой вариант не исключает строительства газопроводов-отводов в Китай, если все же удастся договориться с китайской стороной по ценам и объемам закупок, однако пока российско-китайские переговоры по этому поводу можно характеризовать как зашедшие в тупик. При этом, учитывая более высокие темпы экономического роста и газификации Южного и Юго-Восточного Китая, следует рассматривать как более перспективные не поставки сетевого газа в северные районы КНР, а поставки СПГ в терминалы, сооружаемые на юге страны. Условия сбыта российской нефти в Китай в рамках проекта Ангарск-Дацин так же хуже мировой конъюнктуры реализации нефти, хотя и устраивают российских поставщиков нефти. 8. Перспективными для сбыта российских углеводородов представляются рынки Японии, Кореи и Тайваня с совокупным годовым импортом нефти и нефтепродуктов более 450 млн. т, сжиженного газа - 102 млрд. куб. м. Зависимость этих рынков от ближневосточных и южноазиатских поставщиков и стремление правительств этих государств диверсифицировать направления импорта нефти и газа открывают существенные перспективы для сбыта в эти страны российских углеводородов.

9. С точки зрения краткосрочных перспектив проект строительства нефтепровода Ангарск-Дацин выглядит достаточно эффективным, однако его рынок сбыта замкнут, а маневренность проекта крайне ограничена. Представляется нецелесообразным форсировать государственную поддержку строительства этого проекта, а также в любой форме вкладывать государственные ресурсы и давать государственные гарантии под проект Ангарск-Дацин, до разработки ТЭО проекта Ангарск-Находка. С точки зрения диверсификации направлений экспорта проект Ангарск-Находка предпочтительней. Улучшению экономических параметров его реализации может способствовать доразведка нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока. Вместе с тем, реализация проекта Ангарск-Дацин за счет собственных средств инвесторов без государственного участия возможна.

10. Так называемый "комбинированный маршрут" нефтепровода представляется мало реалистичным по коммерческим (отсутствие в регионе запасов нефти, обеспечивающих достаточную загрузку нефтепровода для его рентабельного функционирования) и политическим (возможная негативная реакция КНР) причинам. Но существуют и иной варианты "комбинированного нефтепровода", предполагающие его строительство в обход о.Байкал с севера и далее на Находку с отводом на Китай этот вариант осуждался на выездном заседание президента, он поручил его разработать.

Изложенные выше основные выводы требуют принципиального обсуждения и принятия решений до осуществления последующих мер государственной политики в отношении освоения месторождений углеводородного сырья и его транспортировки в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока.

Глава 3

1. Инвестиционная программа освоения региона Восточной Сибири и Дальнего Востока

С учетом всех изложенных в предыдущих разделах факторов ОАО "Газпром" разработана оптимизационная модель освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока и формирования на Востоке России газотранспортной системы, адекватной задачам социально-экономического развития региона, учитывающей приемлемый уровень цен на газ в различных регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока, а также позволяющей максимально эффективно использовать региональные ресурсы газа в интересах России и избежать неоправданной конкуренции российского газа на рынках стран АТР с российским же газом

Предусматривается 4 этапа освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока.

Первый этап включает освоение находящегося в Иркутской области Ковыктинского газоконденсатного месторождения, наиболее подготовленного к разработке. Промышленная разработка Ковыктинского месторождения намечается с 2007 года. Одновременно вводятся в эксплуатацию: газопровод протяженностью 540 км от Ковыктинского месторождения до центров потребления газа в Иркутской области и конденсатопровод протяженностью 220 км для обеспечения сырьем Ангарского нефтехимического комплекса. Для выделения гелия из газа в районе Балаганаска предусматривается строительство газоперерабатывающего завода (ГПЗ) с максимальной мощностью 25 млрд. м / год.

Второй этап предусматривает расширение ЕСГ России на Восток. С этой целью намечено строительство магистрального газопровода от Балаганска до Проскоково (в районе г. Юрга, Кемеровской обл.) протяженностью 1419 км.

Ввод в эксплуатацию этого газопровода в 2009 г. позволит подать газ потенциальным потребителям, расположенным в районах прохождения трассы и на газопроводах-отводах к Ачинску, Анжево-Судженску и др. Излишки газа, добываемые на Ковыктинском месторождении и не реализованные потребителям Восточной Сибири, будут направлены с 2009 г. в ЕСГ России. Поскольку цены на этот газ будут конкурентоспособны с ценой, намечаемой для потребителей России проектом Энергостратегии до 2020 г., это позволит пополнить балансовую часть топливно-энергетических ресурсов России в зоне ЕСГ.

С 2009 года начинается освоение Чаяндинского месторождения в Республике Саха (Якутия), которое должно стать базовым для газификации потребителей южно-якутского промышленного узла, трассы БАМ, потребителей Амурской области и перспективных поставок природного газа в Китай и Корею. После 2010 года в соответствии с государственной программой газификации Сахалинской области, Хабаровского и Приморского краев завершается строительство газопровода Сахалин - Хабаровск - Владивосток.

Третий этап освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока предусматривает ввод в эксплуатацию в 2012 - 2013 гг. трех нефтегазоконденсатных месторождений Красноярского края: Собинско-Пайгинского с максимальным объемом добычи природного газа 7,3 млрд. куб. м, Юрубчено-Тохомского с объемом добычи газа 10,7 млрд.куб.м. Месторождения будут подключены к газопроводу Балаганск-Проскоково.

На Дальнем Востоке предусмотрено освоение месторождений Сахалинской области по проектам Сахалин IV-VI и газификация Приморского края. Возможно развитие комплекса по отгрузке СПГ в районе г. Корсаков на Сахалине. Для регулирования сезонной неравномерности газопотребления в этом районе намечено создание подземных хранилищ газа: в Хабаровском крае - Малоситинского ПХГ с активным объемом порядка 700 млн. куб. м газа и на острове Сахалин - Тунгорского ПХГ с активным объемом 500 млн. куб. м газа.

На четвертом этапе в 2014-2020 гг. предусмотрено дальнейшее расширение газификации Дальнего Востока сахалинским газом за счет строительства газопроводов-отводов на ряд городов Приморского края. Также на этом этапе предполагается продолжение газификации Восточной Сибири, в том числе Красноярского края и Хакассии.

Разработанная в Программе ОАО "Газпром" этапность освоения газовых ресурсов Восточной Сибири позволяет после освоения Ковыктинского и месторождений Красноярского края не только обеспечить собственным газом весь регион Восточной Сибири, но и объединить газовые ресурсы Европейской части России (в т.ч. Западной Сибири) с ресурсами Восточной Сибири. После газификации потребителей Дальнего Востока по всему Приморскому краю снижается возможность появления энергетического кризиса, сокращается использование привозных углей и дорогостоящего мазута.

Суммарная потребность в инвестициях для реализации Программы освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока за период до 2020 г. составляет--30,6 млрд. долл. США. Потребность в инвестициях для реализации Программы освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока на период до 2020 г. представлена в таблице 6.1. Основная часть этих инвестиций (более 50 %) потребуется для разработки и обустройства месторождений (15,1 млрд. долл. США). Для строительства магистральных газопроводов необходимы 12,7 млрд. долл. США.

В Восточной Сибири для реализации Программы освоения газовых ресурсов до 2020 г.) потребуется 15,5 млрд. долл. США.

На Дальнем Востоке по Программе освоения газовых ресурсов до 2020 г. предполагается освоить инвестиции в размере 15,1 млрд. долл. США.

Сводная оценка эффективности Программы освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока выполнена при расчетных стоимостях реализации 1000 куб. м газа, 1 т нефти и продукции газоперерабатывающих заводов российским потребителям. В связи с тем, что по действующему законодательству гелий является стратегическим сырьем и не подлежит вывозу за рубеж, а внутренний спрос на него полностью покрывается Оренбургским гелиевым заводом, реализация гелия в Программе не предусмотрена, т.е. все инвестиции в добычу, транспортировку и хранение гелия легли в затратную часть Программы.

Оценка эффективности Программы дала следующие результаты:

Выручка от реализации газа, нефти и продуктов переработки в период 2005 - 2020 гг. составляет 74,9 млрд. долл. США, а балансовая прибыль -44,3 млрд. долл. США.

Налоги в бюджеты всех уровней от реализации Программы составят 30,3 млрд. долл. США, в том числе:

Налог на добычу - 6,1 млрд. долл. США.

Налог на прибыль - 10,7 млрд. долл. США.

Акциз - 13,5 млрд, долл. США.

Перечисленные налоги распределяются в бюджеты всех уровней следующим образом:

в Федеральный бюджет -21,1 млрд. долл. США (или 69,5 %);

в региональные бюджеты -8,1 млрд. долл. США (или 26,6 %);

в местные бюджеты -1,1 млрд. долл. США (или 3,9 %).

Чистая прибыль к распределению, накопленная в период 2005 - 2020 гг., после отчисления налогов и сборов в бюджеты всех уровней, составит 33,6 млрд. долл. США.

Для успешного решения указанной задачи необходимо:

1. Рассмотреть разрабатываемый ОАО "Газпром" проект государственной программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран Азиатско-Тихоокеанского региона, на заседании Правительства Российской Федерации в первой половине 2003 года.

2. Организовать согласно Распоряжения Правительства Российской Федерации 975-р от 16 июля 2002 года взаимодействие между ОАО "Газпром", Минэнерго, другими заинтересованными министерствами и ведомствами, ведущими российскими нефтегазовыми компаниями, администрациями и хозяйствующими субъектами регионов востока России в целях:

o реализации государственной программы;

o объединения усилий по освоению углеводородных ресурсов и других полезных ископаемых Восточной Сибири и Дальнего Востока;

o организации привлечения инвестиций.

В качестве возможной формы взаимодействия может выступать управляющий консорциум, состоящий из организаций, уполномоченных государством, ОАО "Газпром", нефтегазовых и других добывающих компаний и потребителей газа.

3. Провести дополнительные маркетинговые исследования энергетических рынков стран АТР с целью более точного определения их потребности в российском природном газе и заключить межправительственные Соглашения со странами АТР, определяющие основные принципы поставок российского газа на их территории.

4. На базе государственной программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран Азиатско-Тихоокеанского региона, разработать региональные программы освоения и использования газовых ресурсов совместно с администрациями регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока.

5. Разработать государственную программу по производству, транспортировке, хранению, сбыту гелия и на ее основе подготовить предложения по изменению действующего законодательства.

6. При разработке в соответствии с Распоряжением Правительства РФ 975-р от 16 июля 2002 года концепции экспорта российского природного газа в страны АТР, предусмотреть:

o создание единого экспортного канала, организуемого оператором в лице ОАО "Газпром",

o проведение единой ценовой политики, создающей условия для поставок газа с отдаленных от российской границы месторождений, дальнейшего развития газовой инфраструктуры в регионе и максимизации коммерческой эффективности экспорта,

запрет на проведение отдельными недропользователями и региональными властями коммерческих переговоров по условиям поставки природного газа из Восточной Сибири и Дальнего Востока за рубеж.

2. Оценка объемов инвестиций

Оценки показывают, что при интенсивном варианте реализации программы формирования новых крупных центров добычи нефти и газа в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) потребуются инвестиции в объеме 86,8 млрд. долл., в том числе, в геологоразведочные работы - 14,5 млрд. долл., в обустройство месторождений - 42,3 млрд. долл. США, в нефте- и газопроводы внутри Лено-Тунгусской провинции н системы переработки и хранения газа, в том числе гелия - 10,4 млрд. долл. США, в систему магистральных нефте- и газопроводов, терминалы и заводы по производству СПГ 19.6 млрд. долл. США.

При организации поставок нефти из Восточной Сибири и Республики Саха на экспорт через Дацин либо через порты на тихоокеанском побережье России чистая прибыль от реализации каждой тонны нефти составит при цене нефти 13,5 долл./барр. - от 7 до 25 долл., при цене 22 долл./барр. - от 32 до 50 долл., при цене 28 долл./барр. - от 45 до 65 долл. в зависимости от месторождений и регионов поставки нефти.

В структуре цены доля прибыли составит: при цене нефти 13,5 долл./барр. - от 6,5% до 29%, при цене 22 долл./барр. - от 22% до 32%, при цене 28 долл./барр. - от 22% до 34% в зависимости от месторождений и регионов поставки нефти.

При реализации проекта с выходом в Восточной Сибири и Республике Саха добычи нефти на уровень 55-60 млн. т чистая прибыль компаний составит до 2030 г. свыше 55 млрд. долл., в бюджеты всех уровней поступит свыше 30 млрд. долл. При выходе добычи на уровень 110 - 120 млн. т чистая прибыль компаний составит за это же время свыше 120 млрд. долл., в бюджеты всех уровней поступит свыше 45 млрд. долл.

Освоение энергетического, прежде всего, нефтегазового, потенциала Восточной Сибири и Дальнего Востока обеспечит долгосрочное устойчивое развитие экономики и энергетики этого ключевого макрорегиона России, повысит территориальную сбалансированность энергопроизводства и энергопотребления в стране, позволит России занять достойное место среди поставщиков нефти, газа и продуктов их переработки на рынке АТР и Тихоокеанского побережья Северной Америки.

Таблица 11

Потребность в инвестициях для реализации Программы освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока на период до 2020 г., млрд.$

3. Источники инвестиции и возможные варианты их применения

Настоящий предложение не ставит целью рассмотрение всего комплекса вопросов привлечения инвестиций для финансирования проектов по строительству инфраструктуры для транспорта углеводородов, добываемых на месторождениях Восточной Сибири и Дальнего Востока. Предполагается, что поиском и вложением этих средств, оценкой доходности проектов и проектных рисков должны заниматься инвесторы, занятые разработкой соответствующих месторождений, а также стороны, заинтересованные в осуществлении долгосрочных закупок добываемого углеводородного сырья. Вместе с тем, государству следует сконцентрироваться на оценке мер возможной поддержки инфраструктурных проектов, реализация которых отвечает национальным интересам. Практика свидетельствует, что учитывая в целом низкую доходность, высокие издержки и риски реализации инфраструктурных проектов во всем мире, потенциальный инвестиционный рейтинг таких проектов невысок. Например, с серьезными проблемами привлечения недостающего финансирования на международных финансовых рынках в настоящее время сталкивается поддерживаемый правительствами западных стран проект строительства нефтепровода Баку-Тбилиси-Джейхан. Деятельность трубопровода, построенного в рамках деятельности Каспийского трубопроводного консорциума, в настоящее время убыточна. Пока перспективы реального инвестиционного финансирования просматриваются только в отношении тех восточносибирских проектов, которые полностью замыкают рынок сбыта российских углеводородов на одном покупателе (Ангарск-Дацин).

В этой связи различные прямые и косвенные формы поддержки государства могли бы способствовать более активному вовлечению российских и международных инвесторов в финансирование инфраструктурных проектов на территории Восточной Сибири и Дальнего Востока. При этом объектами поддержки должны являться только проекты, отвечающие следующим необходимым условиям:

1. нормальному уровню рентабельности (с учетом мер господдержки);

2. диверсификации направлений сбыта энергоресурсов;

3. максимального охвата инфраструктурой российской территории;

4. обеспечения выхода трубопроводов, транспортирующих континентальные нефть и газ, к морскому побережью, в целях обеспечения более широкой географии возможного экспорта углеводородов.

В принципе, таким условиям в комплексе соответствуют только 2 трубопроводных проекта: проект строительства нефтепровода Ангарск-Находка и морского нефтеналивного терминала на побережье Японского моря и проект строительства "широтного" газопровода от Ковыктинского месторождения к побережью Японского моря. Точные параметры реализации и перспективы этих проектов не до конца ясны, однако с точки зрения перечисленных выше критериев и при условии доразведки нефтегазовых месторождений региона в течение ближайших 5 лет они в наибольшей степени отвечают российским интересам в регионе. К числу мер возможной господдержки могут быть отнесены:

· участие государства в софинансировании проектов за счет бюджетных средств, субсидирование процентных ставок по привлеченным кредитам;

· предоставление проектам инвестиционных налоговых кредитов;

· применение нулевой ставки НДС в отношении товаров/услуг, закупаемых для сооружения трубопроводов;

· содействие в поиске инвесторов на межгосударственном уровне (в первую очередь, среди государств - потенциальных покупателей российского углеводородного сырья: Японии, Кореи, Китая) и среди международных финансовых организаций;

· государственные гарантии некоммерческих рисков проектов.

Конкретный объем возможных мер государственной поддержки инфраструктурных проектов можно будет оценить только после окончательной разработки ТЭО проектов Ангарск-Находка и "широтного" газопровода, когда будут ясны их общие экономические перспективы, а также масштаб мер господдержки, способный повысить привлекательность реализации этих проектов. Кроме того, на экономические параметры этих проектов в состоянии существенно повлиять доразведка восточносибирских нефтегазовых месторождений. Что касается государственной поддержки иных инфраструктурных проектов, то такая поддержка представляется, как минимум, рискованной и преждевременной, а в целом - не отвечающей целям экономической политики, направленной на максимальное удовлетворение национальных интересов в регионе. Вместе с тем, проекты, имеющие перспективы финансирования за счет привлеченных средств и обязательства российских поставщиков и иностранных покупателей в отношении объемов и цен поставок и закупки углеводородов (в т.ч. Ангарск-Дацин), вполне могут быть реализованы на основе частной предпринимательской инициативы.

Инвестиции в инфраструктурные проекты - транспорт, коммунальную инфраструктуру, объекты здравоохранения, отдыха и спорта - предмет заботы всех органов исполнительной и законодательной власти.