Разработка комплексного освоения газовых месторождений в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке

С одной стороны, строительство такого маршрута обойдется существенно дороже сооружения трасс газопроводов в Китай (оценка возможной стоимости строительства с учетом сооружения на тихоокеанском побережье завода по сжижению природного газа и морского терминала по перевалке СПГ - не менее 6-7 млрд. долл., окончательная цифра может быть названа после разработки ТЭО проекта). Неясны и экономические перспективы бизнеса по сжижению природного газа на тихоокеанском побережье: расстояние транспортировки газа до его сжижения слишком велико (себестоимость 1 тыс. куб. м сжиженного газа на условиях ФОБ оценивается в 126-130 долл.). Однако во всех прочих отношениях проект требует изучения, поскольку:

· открывает перспективу доступа российского газа на рынок сжиженного природного газа во всех странах Азиатско-Тихоокеанского региона, включая Японию, Корею, Тайвань;

· диверсифицирует рынки сбыта, не допуская замыкания конечного пункта газопровода на одного покупателя и позволяя избежать проблем, связанных с "рынком одного покупателя" и складывающихся в отношении проекта "Голубой поток";

· может обеспечить в определенных объемах сбыт сетевого газа в российских регионах прокладки маршрута - Иркутская область, Забайкалье, Хабаровский край, Приморский край (общий объем требует уточнения после проведения более качественного маркетинга внутреннего рынка, чем проведен ОАО "Газпром"), а также в Корею в объеме до 10 млрд. куб. м к 2010-2015 гг.

Однако следует отдавать себе отчет в том, что реальная реализация такого проекта, во-первых, требует достаточно точной оценки рынка СПГ и стоимости транспортировки и сжижения газа на побережье Японского моря, а во-вторых, сдерживается динамикой спроса на газ в регионе, которая приводит к выводу о слабых перспективах сбыта газа в регионе до 2010-2015 гг. и о том, что синхронизации инфраструктурных решений в сфере транспортировки нефти и газа на Востоке России (строительства "единого энергетического коридора"), скорее всего, ожидать не следует ввиду слишком больших различий в потенциальных сроках реализации проектов и относительно небольшой экономии издержек на совмещении маршрутов (в пределах 10% сметной стоимости строительства, в основном на проектно-изыскательских работах и подводе инфраструктуры).

1.4 Формирование балансов добычи и потребления газа Восточной Сибири и Дальнего Востока

Разведанные запасы и потенциальные ресурсы газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке обеспечат внутренний и внешний спрос, для удовлетворения которого необходимо построить единую систему газоснабжения в этом регионе.

В настоящее время в регионе существуют локальные системы газоснабжения. В Программе предусматривается сохранение газоснабжения потребителей Норильского промузла {Красноярский край), отдельных районов Республики Саха (Якутия) и Камчатской области.

Газификация новых районов Восточной Сибири и Дальнего Востока рассмотрена вариантно на основе оценки добывных возможностей месторождений и прогноза спроса на газ.

Балансы газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке сформированы исходя из возможного потребления газа по «целевому» и "интенсивному" вариантам внутреннего спроса на газ и «консервативному» сценарию внешнего спроса (разделы 8 и 9 Программы), так как без переработки попутных продуктов и использования газа в качестве сырья для газохнмии эффективность освоения месторождений снижается.

Рассматриваемые варианты отличаются маршрутами транспортировки и подачи газа:

внутренним потребителям:

на экспорт;

на газохимические комплексы:

в действующую ЕСГ России.

Разработаны 12 возможных сценариев развития газовой промышленности Восточной Сибири и Дальнего Востока (таблица 1.2) и соответственно им балансы добычи и потребления газа по административным округам

Таблица 1.2 Сценарии развития газовой промышленности Восточной Сибири и Дальнего Востока

СЦЕНАРИИ	Направления трасс	Поставки на экспорт	Поставки вЕСГ	Вариант Внутреннего спроса	Обозначение сценария
		в Китай	в Республик}* Корея
1	От Ковыктинского ГКМ в двух направлениях: -Ковыктннское ГКМ - Балаганск - Н.Пойма (поступление в систему газа месторождений Красноярского края) - Красноярск - Проскоково. -Ковыктннское ГКМ-Кунерма (поступление в систему газа Чаяндннского НГКМ) - Чнта-Забайкальск. Месторождения шельфа о.Сахалин - Хабаровск-Владивосток.	Пункт передачи в районе г.Забайкальск	Через территорию Китая, далее через Желтое море в Республику Корея	35 млрд. м3	целевой	«Запад» с ЕСТ (целевой)
					интенсивный	«Запад» с ЕСТ (интенсивный)
				-	целевой	«Запад» без ЕСТ (целевой)
					интенсивный	«Запад» без ЕСТ (интенсивный)
2	Ковыктннское ГКМ - Балаганск - Н.Пойма (поступление в систему газа месторождений Красноярского края) - Красноярск-Проскоково. Чаяндинское НГКМ - Алдан - Благовещенск. Месторождения шельфа о.Сахалин - Хабаровск -Владивосток.	Пункт передачи в районе г. Благовещенск	В районе г.Владивосток, далее через Японское море в Республику Корея	35 млрд. м3	целевой	«Центр» с ЕСТ (целевой)
					интенсивный	«Центр» с ЕСТ (интенсивный)
				-	целевой	«Центр» без ЕСТ (целевой)
					интенсивный	«Центр» без ЕСТ (интенсивный)
3	Ковыктннское ГКМ - Балаганск - Н.Пойма (поступление в систему газа месторождений Красноярского края) - Красноярск - Проскоково. Месторождения шельфа о.Сахалин - Хабаровск -Дальнеречинск - Владивосток.	Пункт передачи в районе г. Дальнеречинск	В районе г.Владнвосток, далее через Японское море в Республику Корея	3 5 млрд. м3	целевой	«Восток» с ЕСТ (целевой)
					интенсивный	«Восток» с ЕСГ (интенсивный)
				-	целевой	«Восток» без ЕСТ (целевой)
					интенсивный	«Восток» без ЕСТ (интенсивный)

В соответствии с балансом по сценарию «Запал» с ЕСТ (целевой) товарный газ Ковыктнаского ГКМ транспортируется в двух направлениях:

на Запал в объеме 27.8 м-лрл. м³ в гол (к 2030 году), где совместно с газом месторождений юга Красноярского края, поступавшего в район Н. Поймы в объеме 16. млрд. м³ в год, обеспечивает потребителей Иркутской области Красноярского края в объеме 8.9 млрд. м³ в гол, а с 2011 гола полается в район КС Проскоково для ЕСГ в объеме 10 млрд. м³ в год. Начиная с 2015 гола, объем подачи газа в ЕСГ России составит 35 млрд. м³ год:

на Восток в объеме до 7.0 млрд. м³ в гол. где совместно с газом Чаяндинского НГКМ в объеме до 19.6 млрд. м³ в год обеспечивает потребителей Читинской области и Республики Бурятия (до 1.6 млрд. м³ в год) и экспорт в Китай и Республику Корея с 2010 года в объеме до 25 млрд. м³ в год.

Газ месторождений шельфа о. Сахалин полается с 2005 года потребителям Сахалинской области, Хабаровского края, частично потребителям Амурской области, а с 2007 года потребителям Приморского края, с 2007 года на завод по сжижению газа в объеме до 30 млрд. м³ в год для дальнейшего экспорта.

В сценарии «Запад» без ЕСТ (целевой) Чаяндинское месторождение не разрабатывается, потребители Республики Саха (Якутия) в районе Алдана не газифицируются.

На Юрубчено-Тохомском НГКМ добыча предусматривается с 2011 года в объемах, обеспечивающих потребителей Красноярского края и технологические нужды газопровода (до 5.8 млрд. м³ гол).

Газ Ковыктинского месторождения с 2008 года обеспечивает потребителей Иркутской области в объеме до 4.5 млрд. м³ в год, с 2010 года - потребителей Читинской области и Республики Бурятия в объеме до 1.6 млрд. м³ в год и экспортируется в Китай и в Республику Корея в объеме до 25 млрд. м³ в год.

Добыча и распределение сахалинского газа соответствуют сценарию «Запад» с ЕСГ (целевой).

Сценарий «Центр» с ЕСТ (целевой) предусматривает обеспечение с 2008 года газом Ковыктинского ГКМ потребителей Иркутской области, частично потребителей Республики Бурятия и Читинской области в объеме до 4.7 млрд. м в год. С 2010 гола совместно с газом месторождений Красноярского края, поступающего в район Н. Поймы в объеме до 9.4 млрд. м³ в гол, обеспечиваются потребители Красноярского края в объеме до 4.4 млрд. м³ в год. Начиная с 2011 года, смешанный газ подается в район КС Проскоково лля ЕСГ в объеме 10 млрд. м в год и достигает в 2015 году объема в 35 млрд. м³ год.

Газ Чаянлинского НГКМ с 2010 гола обеспечивает потребителей Алланского улуса. Амурской области в объеме ло 1.8 млрд. м в год и полается на экспорт в Китай в объеме до 15 млрл. м³ в гол.

Газ месторождении шельфа о. Сахалин полается с 2005 гола потребителям Сахалинской области. Хабаровского края (ло 3.3 млрд. м³ в гол), с 2007 гола на завод по сжижению в объеме до 30 млрд. м³ в год с последующим его экспортом, с 2010 гола потребителям Приморского края в объеме до 5.1 млрл. м в гол и на экспорт в Республику Корея в объеме ло 10 млрд. м³ в гол.

В сценарии «Центр» без ЕСТ (целевой) добыча газа на Ковыктинском ГКМ предусмотрена с 2008 гола в объемах, обеспечивающих потребителей Иркутской области, частично потребителей Читинской области. Республики Бурятия и технологические нужды газопроводов (до 4.9 млрд. м тол).

Добыча и распределение газа Юрубчено-Тохомского соответствуют сценарию «Запад» без ЕСГ (целевой), а Чаянлинского НГКМ и месторождений о. Сахалин сценарию «Центр» с ЕСГ (целевой).

В соответствии с балансом по сценарию «Восток» с ЕСТ (целевой) разработка Чаянлинского НГКМ не предусматривается, потребители Республики Саха (Якутия) в районе Аллана не газифицируются.

Добыча и распределение газа Ковыктинского НГКМ и месторождении Красноярского края соответствует сценарию «Центр» с ЕСГ (целевой).

Газ месторождений шельфа о. Сахалин полается с 2005 года потребителям Сахалинской области. Хабаровского края (в объеме до 8,3 млрл. м в гол), с 2007 гола на завод по сжижению в объеме до 30 млрд. м" в гол с последующим экспортом, с 2010 года потребителям Приморского края в объеме ло 5,1 млрл. м в гол и на экспорт в Китай и в Республику Корея в объеме до 25 млрд. м в год.

Добыча н распределение газа Ковыктинского ПСМ н месторождений Красноярского края по сценарию «Восток» без ЕСТ (целевой) соответствуют сценарию "Центр» без ЕСГ (целевой), месторождений шельфа о. Сахалин - сценарию «Восток» с ЕСГ (целевой).

Спенарин с вариантом интенсивного внутреннего потребления (развитие газохимин) в отличие от варианта с полезным внутренним потреблением предусматривают дополнительную подачу газа на газохимические комплексы: с 2017 года в объеме 3,0 млрд. м* в год на Красноярский НГКХ. с 2020 года в объеме 7.0 млрд. м³ в год на Чаяндинский ГКХ и с 2023 года в объеме 5.0 млрд. м' в год на Иркутский НГКХ.

Для удовлетворения нужд газохимин во всех сценариях предусмотрено увеличение добычи газа сверх объемов, предусмотренных в сценариях с целевым вариантом, на месторождениях Красноярского края. Республики Саха (Якутия) и Иркутской области.

В сценариях «Запал» без ЕСГ (интенсивный). «Восток» с ЕСГ (интенсивный), «Восток» без ЕСГ (интенсивный) с 2020 года предусмотрена добыча газа на Чаяндинском НГКМ на уровне 7.3 млрд. м³ в год.

Выводы

1. Россия - одна из немногих стран мира, полностью потребляющая свои потребности в газе за счет собственных ресурсов. Главной газодобывающей компанией России является ОАО «Газпром». Ресурсная база «Газпрома» составляет 63% всех запасов газа в России, включая большинство месторождений, разрабатываемых в настоящее время. «Газпром» полностью контролирует межрегиональную сеть газопроводов высокого давления, а также многие региональные распределительные сети низкого давления.

2. Остальные 40% разведанных запасов включают 8-9 трлн. м³ газа нераспределенного фонда и 11 трлн. м³ газа так называемых «независимых производителей» -- примерно 22% всех разведанных запасов страны и около 27% лицензированных. Из-за монопольного контроля «Газпрома» над сетью газопроводов и крупными перерабатывающими предприятиями независимая добыча газа в иных, помимо местного потребления, целях практически невозможна без заключения с ним соответствующих соглашений.

3. Россия занимает первое место в мире по запасам и добыче природного газа. В 2004 г. ОАО «Газпром» добыл 545,2 млрд. куб. м газа -- на 10 млрд. куб. м больше, чем в 2003 г. Достигнутый объем добычи составил свыше 93% от общероссийской и около 20% от общемировой добычи газа. Развитая инфраструктура, которая существует вблизи разрабатываемых месторождений «Газпрома», предопределяет экономическую эффективность их эксплуатации. Газотранспортная система России включает 149 тыс. км магистральных газопроводов общей производительностью 750 млрд. м³ в год, 235 компрессорных станций и 22 подземных хранилища газа с общим отбором активного газа 52,5 млрд. м³ в 2002 г.

4. К наиболее острым проблемам управления газоснабжением относится ценообразование. Формирование внутренних региональных цен на него даже при наличии рынка продажи не происходит под действием рыночных механизмов ценообразования на основе уравнивания величин спроса и предложения. Первопричина заключается в том, что рынок газа не имеет известных свойств конкурентности: множества продавцов и покупателей однородного товара, свободного выбора покупателем продавца, полной доступности информации о ценах, возможности уйти с данного рынка и предпочесть ему другой.

5. Экспорт газа всегда был надежным источником валютных поступлений для России. В 2002 году суммарный объем экспорта составил 170,9 млрд. м³, из которых 128,6 млрд. м³ -- в европейские страны. Этот объем обеспечивает более четверти европейского газопотребления. с точки зрения диверсификации рынков сбыта и минимизации рисков азиатское направление представляет серьезный интерес. Реализация проектов экспорта российского газа в страны Азиатско-Тихоокеанского региона обеспечит крупные дополнительные валютные поступления, а также позволит не только повысить роль России на мировом газовом рынке, но и укрепить ее политическое влияние в указанном регионе.

месторождение газотранспортный конкурентоспособность

Глава 2. Оценка стоимости добычи, транспорта, конкурентоспособности российского газа на внутреннем и внешнем рынках

2.1 Оценка стоимости добычи природного газа месторождении Восточной Сибири и Дальнего Востока

При целевом спросе на газ (с перетоком в ЕСГ/ предполагаются следующие объемы добычи газа (млрд. м³):

При этом ввод мощностей в добыче газа по сценариям следующий:

Таблица 2.1

	Объекты	мощности	Мощности с перетоком газа з ЕСГ
			«Запад»	«Центр»	«Восток»
1. 2. 3. 4. 5. 6.	Скважины УКПГ. УППГ ДКС Платформы ЛБК ПУК	шт.	1357	1003	802
		шт.млрд.м*	17/92	1267	11.49
		МВт	592	576	528
		шт.	5	5	5
		шт.	4	4	4
		шт.	1	3	6

Суммарные капитальные вложения в добычу газа определены по аналогам проектно-сметной документации и составят (млрд. долл. США) по сценариям: «Запад» - 16,8; «Центр» - 14.6 и «Восток» - 15.5.

Удельные капитальные сложения в добычу газа, рассчитанные исходя из суммарных капитальных вложений в период 2005-2030 гг. и максимальных годовых объемов добычи предполагаются в диапазоне от 183,8 долл./ м³ (на перспективных объектах Красноярского края) до 85.6 долл./ м³ (на Чаяндинском месторождении).

Эксплуатационные расходы (суммарные) за период 2005-2030 г.г. по сценариям составят (млрд. долл. США): «Запад» - 31.4. «Центр» - 29.5. «Восток» - 28,4. в том числе: по Сахалинскому центру газодобычи соответственно: 10.5: 12.7 и 16.1.

Исходя из капитальных вложений, эксплуатационных расходов и внутренней нормы доходности проекта разработки месторождений на конец 25-летнего периода, развой 15 %, средняя стоимость добычи газа (долл. США) составит в сценариях: «Запад» - 33.4. «Центр» - 33,4, «Восток» - 33,8. в Сахалинском центре газодобычи по сценариям соответственно: 36,0; 35,8 и 34,6.

Накопленный за 25-летний период разработки месторождений максимальный чистый доход будет в сценарии «Центр» целевого варианта с учетом поступления газа в ЕСГ и составит 28,6 млрд. долл. США.

При целевом спросе на газ (для перетока в ЕСГ) предполагаются следующие объемы добычи: (млрд. м ):

При этом ввод мощностей в добыче газа по сценариям следующий:

Таблица 2.2

	Объекты	Ед. изм. мощности	Мощности	без перетока газа в ЕСГ
			«Запад»	«Центр»	«Восток»
1. 2. 3. 4. 5. б.	Скважины. УКПГ. УППГ ДКС Платформы ЛБК ПУК	шт.	587	491	290
		шт. млрд. м""	9.41	4.29	3 11
		МВт	256	480	432
		шт.	5	5	5
		шт.	4	4	4
		шт.	1	6	6

Суммарные капитальные вложения в добычу газа определены по аналогам проектно-сметной документации и составят (млрд. долл. США) по сценариям: «Запад»-9.9; «Центр»-9,7 и «Восток» -10.6.

Удельные капитальные сложения в добычу газа, рассчитанные исходя из суммарных капитальных вложений в период 2005-2030 гг. и максимальных годовых объемов добычи, предполагаются в диапазоне от 180 (на Юрубчено-Тохомском НГКМ) до 87 долл. США 1000м (на Чаяндинском месторождении).

Эксплуатационные расходы (суммарные) за период 2005-2030 г.г. по спена-рням составят (млрл. долл. США): «Запал» -19.5. «Центр» -20.4, «Восток» -19.3, в том числе по Сахалинскому центру газодобычи соответственно: 10,5.12,7и 16.1.

Исходя из капитальных вложений, эксплуатационных расходов и ВИД проекта разработки месторождений на конец 25-летнего периода, равной 15%. средняя стоимость добычи газа (долл. США 1000м) составит в сценариях: «Запад» - 34.9. «Центр» - 34.0. «Восток» - 34.6. в Сахалинском центре газодобычи соответственно: 36.0,35.8 и 34,6.

Накопленный за 25-летний период разработки максимальный чистый доход будет в сценарии «Центр» целевого варианта без учета поступления газа в ЕСГ и составит 20.3 млрд. долл. США.

Суммарные капитальные вложения в добычу газа определены по аналогам проектно-сметной документации и составят (млрд. долл. США) по сценариям: «Запад» - 18,7; «Центр» - 18.0 и «Восток» - 19.3.

Удельные капитальные сложения в добычу газа, рассчитанные исходя из суммарных капитальных вложении в период 2005-2030 гг. и максимальных годовых объемов добычи, предполагаются в диапазоне 180,7-206.0 (на перспективных объектах Красноярского края) и 78,5-80,0 долл. США 1000м¹ (на Чаяндинском НГКМ).

Эксплуатационные расходы (суммарные) за период 2005-2030 г.г. по сценариям составят (млрд. долл. США): «Запад» - 33,6. «Центр» -31,7, «Восток» -31,5, в том числе: по Сахалинскому центру газодобычи соответственно: 10,5 12,7 и 16.1.

Исходя из капитальных вложений, эксплуатационных расходов и ВИД проекта разработки месторождений на конец 25-ти летнего периода, равной 15%. средняя стоимость добычи газа (долл. США.ЮООм³) составит в сценариях: «Запад» и «Центр» - 33.3, «Восток» - 33,8. в Сахалинском центре газодобычи соответственно: 36.0.35.8 и 34.6.

Накопленный за 25-ти летний период разработки максимальный чистый доход будет в сценарии «Центр» интенсивного варианта с учетом поступления газа в ЕСГ и составит 29,1 млрд. долл. США.

При интенсивном спросе на саз (дез перетока в ЕСГ) предполагаются следующие объемы добычи саза (млрд. м ):



При этом ввод мощностей в добыче газа по сценариям следующий:

Таблица 2.3

	Объекты	Ед. изм. мощности	Мощности без перетока газа в ЕСГ
			«Запад»	«Центр»	«Восток»
1. 2. 3. 4. 5. 6.	Скважины. УКПГ. УППГ ДКС Платформы ЛБК ПУК	шт.	843	684	528
		шт.млрд.м*	1467	863	7.35
		МЗт	376	584	552
		шт.	5	5	5
		шт.	4	4	4
		шт.	1	3	6

Суммарные капитальные сложения в добычу газа определены по аналогам проектно-сметной документации и составят (млрд. долл. США) по сценариям: «Запад» - 13,0; «Центр» - 12,0 и «Восток» - 13,4.

Удельные капитальные сложения в добычу газа, рассчитанные исходя из суммарных капитальных вложений в период 2005-2030 гг. и максимальных годовых объемов добыча, предполагаются в диапазоне от 233 (на Собинско-Пайгинском НГКМ) до 93.5 долл. США/м (на Южно-Киринской структуре проекта «Саха-лин-3»).

Эксплуатационные расходы (суммарные) за период 2005-2030 г.г. по сценариям составят (млрд. долл. США): «Запад» -22,5. «Центр» -22,3. «Восток» -22.1. в том числе по Сахалинскому центру газодобычи соответственно: 10,5,12,7н 16.1.

Исходя из капитальных вложений, эксплуатационных расходов и ВИД проекта разработки месторождений на конец 25-ти летнего периода, равной 15%. средняя стоимость добычи газа (долл. США/ЮООм⁵) составит в сценариях: «Запад» - 35,9, «Центр» - 33,8. «Восток» - 34,6. в Сахалинском центре газодобычи соответственно: ЗбД 35,8 и 34,6.

Накопленный за 25-ти летний период разработки максимальный чистый доход будет в сценарии «Центр» интенсивного варианта без учета поступления газа в ЕСГ и составит 22.2 млрд. долл. США.

2.2 Оценка стоимости транспортировки российского газа

Для определения стоимости транспортировки газа к конечным пунктам потребления были разработаны схемы потоков газа, на основе которых выполнены гидравлические расчеты, определены сроки ввода газотранспортных мощностей, оценены капитальные вложения в объекты транспорта газа и выполнены расчеты тарифов на услуги по транспортировке газа.

Сроки ввода мощностей на объектах транспорта газа с месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока представлены в таблице 2.4.

Таблица 2.4

Мощности ятя транспортировки газа с месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока

Показатели		Сценарии	Варианты спроса
		С перетоком в ЕСГ	Без перетока в ЕСГ
	«Запад»	«Центр»	«ВОСТОК»	«Запад»	«Центр»	«Восток»
		Целевой вариант спроса
Протяженность, км	6524	7224	5284	4383	5663	3723
Диаметр газопроводов, мм	1420/1220/1020/820/720	1420/1220/1020/820/720	1420/1220/1020/820/720	1420/1020/820/720	1220/820/720	1420/1220/820/720
Давление. МПа	9,8/7,4	16,7/9,8/7,4	16/7/9,8/7,4	9.8/7.4	16,7/9,8/7,4	16,7/9,8/7,4
Количество КС. шт.	20	23	20	11	16	13
Установленная мощность. МВт	1194	1342	1330	448	640	628
	Интенсивный вариант спроса
Протяженность, км	6524	7224	5284	4757	6037	4097
Диаметр газопроводов, мм	1420/1220/1020/820/720	1420/1220/1020.820/720	1420/1220/1020/820/720	1420/1020/ 820/720	1220/820/ 720	1420/1220/ 820720
Давление. МПа	9,8/7,4	16,7/9,8/7,4	16.7/9.8/7,4	9,8/7,4	16,7/9,8/7,4	16,7/9.8/7,4
Количество КС. шт.	20	23	20	11	16	13
Установленная мощность. МВт	1192	1367	1355	448	640	628

Опенка капитальных вложении в транспорт газа провозилась по участкам газопроводов с учетом вводов линейной части газопроводов и компрессорных станций.

Удельные показатели стоимости строительства магистральных газопроводов разработаны на базе данных: проектных и подрядных организаций (проекты-аналоги, тендерные предложения оферентов по контрактным пенам на строительство газотранспортных объектов, акты сдачи-приёмки объектов в эксплуатацию), стоимости строительства аналогичных объектов в различных регионах с корректировкой на природно-топографические условия их размещения.

Специфика условий строительства (в том числе: отсутствие производственной, социальной и транспортной инфраструктуры; наличие участков трассы, где строительство газопроводов можно осуществить в одном коридоре с существующими и будущими газо- и нефтепроводами: экономические, экологические, сейсмические и другие региональные факторы) в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке определена в результате анализа предпроектных разработок институтов ОАО "Газпром».

Сводные капитальные вложения по всем сценариям Программы с разбивкой по газотранспортным объектам представлены в таблице 2.2.

Анализ капитальных вложений свидетельствует о том, что наиболее предпочтительным является сценарий «Восток». Реализация Программы по этому сценарию уменьшит инвестиции против сценариев «Запад» и «Центр» соответственно на 14-20% и на 28-39%.

Наименьший объем капитальных вложений (6.8 млрд. долл. США) потребуется при реализации сценария «Восток» без ЕСГ целевого варианта спроса.

Эксплуатационные затраты в транспорте газа определялись по укрупненной структуре затрат раздельно для вновь вводимых и существующих газотранспортных объектов в Республике Саха (Якутия) и Сахалинской области.

В эксплуатационные затраты включены: материалы, газ на собственные нужды газопроводов, оплату труда, единый социальный налог, амортизационные отчисления, затраты на капитальный ремонт, на экологический мониторинг и прочие расходы.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Таблица 2.5

Капитальные вложения в транспорт газа по Восточной Сибири и на Дальнем Востоке в 2005 - 2030 гг.

млрд. долл. США

Газопроводы	Целевой вариант спроса	Интенсивный вариант спроса
	с перетоком в ЕСТ	без перетока в ЕСГ	с перетоком в ЕСГ	без перетока в ЕСТ
	«Запад»	"Центр"	«Зосток»	«Запад»	«Центр»	«Восток»	Запад»	Центр"	Восток-	Запад	«Центр»	'Восток»
Магистральные газопроводы с Ковыктивского ГКМ и месторождений Красноярского края	5.7	5.5	5.5	1.4	1.4	1.4	5,7	5,7	5,7	2.0	2.0	2,0
Магистральные газопроводы с Чаяндннского НГКМ (и Ковыктннского ГКМ)	6.0	5.2		4.5	5.2		6,0	5,2		4.5	5,2
Магистральные газопроводы с месторождений шельфа о. Сахалин	1.9	4,3	5,2	1.9	4.3	5Л	1.9	4.3	5,2	1.9	4.3	5,2
Действующий газопровод с месторождений шельфа о. Сахалин -Хабаровск	0.1	0.1	0,1	0.1	0.1	0.1	0.1	од	ОД	0.1	од	0.1
Действующая система газопроводов Республики Саха (Якутия)	0.1	0.1	0.1	0.1	0.1	0.1	0.1	од	0,1	0.1	0.1	0.1
ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ И ДАЛЬНИЙ ВОСТОК, всего	13,7	15.2	10,9	8,0	ПД	6.8	13,7	15,4	11.1	8,5	11.6	7.3

49

Размещено на http://www.allbest.ru/

Суммарные эксплуатационные затраты за период 2004-2030 гг. по сценариям составят:

Таблица 2.6

Спенарии	Эксплуатационные затраты, млн. долл. США
Целевой	«Запад» с ЕСГ	15640.1
	«Центр» с ЕСГ	18011.7
	«Восток» с ЕСГ	13710.0
	«Запад» без ЕСГ	8764.9
	«Центр» без ЕСГ	1263.1
	«Восток» без ЕСГ	8331.5
Интегриров.	«Запад» с ЕСГ	15642.0
	«Центр» с ЕСГ	18183.3
	«Восток» с ЕСГ	13881.6
	«Запад» без ЕСГ	8879.4
	«Центр» без ЕСГ	12747.7
	«Восток» без ЕСГ	8446.0

Оценки стоимости транспорта газа по магистральным газопроводам определялась, исходя из условия достижения заданной экономической эффективности бнзнес-процесса «транспорт газа», определяемой при ЗНД. разной 12 % на коней расчетного периода. Расчетные тарифы на транспортировку газа определены на основе денежных потоков и представлены в таблице 2.7. Они обеспечивают окупаемость капитальных вложений в объекты транспорта газа, покрытие затрат на эксплуатацию газотранспортных объектов.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Таблица 2.7.

Расчетные тарифы на транспортировку газа, долл. США 1000м на 100 км

Участки трассы	Целевой вариант спроса	Интенсивный вариант спроса
	«Запад»	«Центр»	«Восток»	«Запад»	«Центр»	«Восток»
Сценарии с перетоком и без перетока в ЕСТ
от Чаяндинского НГКМ до границы с КНР		4.2			4-2
от Ковыктинского ГКМ и Чаяндинского НГКМ до границы с КНР	33			3-3
от месторождений шельфа о. Сахалина	50	2,9	4>2,3	5	4,1-2-9
от побережья Российской Федерации до восточного побережья Республики Корея через Японское море		6.0	5,8		6.0	5,8
Мирный-Айхал-Удачный	3.3
Сценарии с перетоком в ЕС
от Ковыктинского ГКМ и месторождений Красноярского края до Про-скоково и газопроводуотводу Балаганск - Иркутск	1-9	1-9	1,9	1-9	1-9	1.9
Сценарии без перетока в ЕСТ
от Юрубчено-Тохомского НГКМ до Ачинска	6.0	6.0	6,0	5-6	5.6	5,6
от Ковыктинского ГКМ до Иркутска	5,6	5.6	5,6	5-6	5.6	5,6

Размещено на http://www.allbest.ru/

"с учетом расширения действующего газопровода до Комсомольска-на-Амуре и строительства газопровода до Владивостока; "" с учетом расширения действующего газопровода до Комсомольска-на-Амуре и строительства газопровода до Хабаровска; " с учетом строительства газопровода от месторождений шельфа о. Сахалина до побережья РФ.

2.3 Оценка конкурентоспособности российского газа на внутреннем рынке

В таблице 2.7 представлены расчетные цены, определенные методом «с+» путем приращения к промысловой цене газа затрат на транспортировку газа до потребителей на трассе газопроводов и конкурентоспособные пены, рассчитанные исходя из эффективного соотношения пен на газ и на уголь.

Как видно из таблицы расчётные пены добычи и транспортировки газа конкурентоспособных пен на газ в Красноярском крае и Амурской области.

В Красноярском крае имеется собственная добыча угля, пена на который одна из самых низких в Восточной Сибири. Следует иметь в виду, что Красноярский край входит в число наиболее динамично развивающихся регионов России. Ожидается продолжение роста экономики региона. Преобладание промышленности (металлургия, электроэнергетика и др.) в валовом региональном продукте делает возможным увеличение объёма потребления газа и повышение уровня пен на топливно-энергетические ресурсы.

Амурская область характеризуется невысоким уровнем пен на топливно-энергетические ресурсы (ниже среднего уровня пен на ТЭР по Дальневосточному округу). Прогноз конкурентоспособных пен на природный газ в Амурской области ниже пены, полученной с учётом затрат на его добычу и транспортировку газа.

В других регионах расчётные цены добычи и транспортировки газа ниже конкурентоспособных цен на газ.

Прогнозный уровень конкурентоспособных иен на природный газ в Иркутской области выше расчётных начиная с 2020 г. по всем сценариям с перетоком в ЕСГ. Это положительный фактор для реализации программы газификации области и привлечения большего числа эффективных потребителей. По сценариям без перетока в ЕСГ конкурентоспособная пена превысит расчетную только в 2030 году.

Под влиянием высокого уровня пен на уголь и завоза нефтепродуктов в Читинскую область сформировался достаточно высокий уровень пен на топливно-энергетические ресурсы. Расчётная пена на газ будет ниже конкурентоспособной к 2030 г. С учётом предполагаемого перспективного роста промышленного производства, уровня жизни населенна региона, создания дополнительных рабочих мест и принятия решения о поставках газа на экспорт в страны АТР. продажа природного газа Читинской области может быть рентабельной.

В Приморском крае конкурентоспособные пены на газ превышают расчётные пены в сценариях «Центр» и «Восток». В сценариях - (Запад» конкурентоспособная цена на газ превысит расчётную в 2030 г.

Высокий уровень цен на энергоносители в Приморском крае будет способствовать привлечению инвестиций в газификацию этого края.

В Хабаровском крае расчётные пены по всем сценариям будут ниже конкурентоспособных пен в 2030 г.

В Хабаровском крае в настоящее время пены на природный газ регулируются и уровень текущих пен на природный газ ниже среднего по России. Это обусловлено близостью местных потребителей к местам его добычи и межтопливной конкуренцией с недорогим углём местной добычи. При заключении договоров на поставку газа контрактные цены: могут быть выше.

В Сахалинской области природный газ реализует ОАО «Роснефть-Сахалинмор-нефтегаз» по регулируемым пенам, уровень которых также ниже среднероссийских цен на газ, как для промышленных потребителей, так и для населения.

Высокий уровень пен на другие топливно-энергетические ресурсы предопределяет более высокие конкурентоспособные пены на природный газ для потребителей Сахалинской области. Расчётная пена во всех сценариях ниже прогнозируемых конкурентоспособных пен на газ.

На основе проведенного анализа пен на природный газ в сценариях можно сделать следующие выводы: Несмотря на то, что в некоторых регионах расчётные иены оказались выше конкурентоспособных пен на природный газ. реализация Программы в целом будет способствовать возрождению промышленности обоих округов, позволит решить многие экологические и социальные проблемы субъектов Российской Федерации.

2.4 Оценка конкурентоспособности российского газа на внешнем рынке

Расчетная стоимость российского газа на северо-востоке Китая ниже конкурентоспособных цен во всех вариантах сценария «Восток».

Анализ конкурентоспособности российского газа в районе Бохайского залива КНР показывает, что во всех сценариях расчетные пены превышают конкурентоспособные, однако наименьшее превышение предполагается в сценарии «Восток».

Расчетные пены в районе г. Сеул (Республика Корея) ниже конкурентоспособных в 2010 году, в 2020-2030 гг. выше.

2.5 Концепция экспортной политики в области поставок российского газа в страны АТР в США

Распоряжением Правительства Российской Федерации от 16.07.2002 № 975-р предусмотрена разработка Концепции экспортной политики в области поставок газа в страны АТР. Концепция неразрывно связана с реализацией Программы и рассматривается в качестве ее неотъемлемой составной части.

Как показывают результаты исследований рынков газа стран Северо-Восточной Азии и тихоокеанского побережья США, приведенные в разделе 9 Программы, потребность в природном газе на этих рынках до 2010 года будет удовлетворяться как за счет собственной добычи (КНР. США), так и за счет импорта газа, прежде всего СПГ. из различных регионов мира.

Перспективы значительного увеличения спроса на природный газ в АТР и на тихоокеанском побережье США открывают возможности для активной реализации поставок российского газа на этот рынок. 3 настояшее время в рамках проекта «Са-халин-2»дл поставок в Японию и США законтрактовано 8.97 млрд. м газа. К 2010 г. производственные мощности СПГ на Сахалине составят 13.3 млрд. м природного газа, что предполагает продолжение работы по заключению контрактов с потенциальными региональными поставщиками.

В настоящее время, как показывает анализ рынков, складываются предпосылки хтя организации диверсифицированного экспорта российского природного газа в регионе. Акцент должен быть сделан на сочетании поставок газа по магистральным газопроводам в страны континентальной Азии {КНР. Республика Корея) и СПГ как в вышеперечисленные страны, так и в Японию. США и Тайвань. Совокупный экспорт природного газа по трубопроводам в КНР и Республику Корею к 2020 г. может находиться в диапазоне от 17 млрд. м (пессимистический вариант) до 25 млрд. м(консервативный вариант), тогда как объемы поставок российского СПГ могут варьироваться от 16 до 25 млрд. 1г. В рамках анализа чувствительности рассмотрены дополнительные сценарии развития газовой промышленности Восточной Сибири и Дальнего Востока, предусматривающие увеличенный внешний спрос на российский газ в объеме 28 млрд. м в гол в КНР и 22 млрд. м в год в Республике Корее.

Таким образом, в обозримый период экспорт природного газа в страны СЗА может стать важной составляющей региональной внешней торговли России и источником валютных поступлений для бюджета страны.

Особое место в организации экспорта газа в государства СВА будут играть поставки СПГ. Газовые запасы о. Сахалин в этой связи приобретают важнейшее значение для интеграции России на эти рынки. Дополнительным преимуществом является осуществляемое в настоящее время строительство завода по производству СПГ и наличие обширной инфраструктуры по приему СПГ в странах-потребителях. Анализ регионального рынка газа показывает, что в перспективе на базе месторождений о. Сахалин к 2015 г. могут быть развернуты вторая и третья производственные линии завода СПГ. Развитие производства СПГ, отвечающего потребностям регионального газового рынка, даст возможность добиться максимального эффекта диверсификации экспортных поставок и увеличить присутствие российского газа на всех потенциально возможных рынках Северо-восточной Азии и на Тихоокеанском побережье США, избежав риска привязки к одной стране-потребителю.

Возможности эффективного экспорта российского природного газа по магистральным газопроводам на рынок КНР в этот период сдерживаются отсутствием газотранспортной инфраструктуры и недостаточным потреблением газа в Северо-Восточном и Бохайском регионах КНР, которые являются наиболее вероятными импортерами российского газа. В настоящий период эти регионы обладают возможностью удовлетворения своего спроса на энергоресурсы за счет собственных источников газа и угля.

В этой ситуации организация экспортных поставок должна получить государственную поддержку, поскольку обсуждение этого вопроса между российскими и китайскими компаниями может вызвать разногласия по вопросу цены поставляемого газа. Рост потребностей в российском сетевом природном газе в Северо-Восточном и Бохайском регионах КНР в условиях активного экономического роста может наступить в период с 2012 по 2015 гг., что приведет к формированию объективных условий для повышения привлекательности для китайской стороны поставок газа из России. Это сделает более вероятным достижение приемлемого соглашения по экспорт)' российского сетевого газа. Экспорт российского газа в КНР может быть начат именно в этот период, на основании четко определенных объемов поставок и цены поставляемого газа.

Поставки природного газа в Республику Корею из восточных регионов России могут быть осуществлены по магистральным газопроводам н в виде СПГ. Республика Корея проводит активную политику по развитию инфраструктуры СПГ, тем не менее, долгосрочное соглашение между Россией и Республикой Кореей по вопросу поставки газа, которое должно гарантировать долгосрочное и стабильное снабжение корейских потребителей, может быть позитивно воспринято корейской стороной. В этой связи необходимо определить основные маршруты поставок российского сетевого газа и СПГ с тем, чтобы на основе их сочетания обеспечить максимальную эффективность экспортных поставок в эту страну. В период с 2010 по 2014 г. основная роль может быть отведена поставкам СПГ. а во второй половине десятилетия при достижении договоренности о строительстве газопровода в основе российского экспорта будут лежать поставки сетевого газа.

Экспорт газа должен находиться под особым контролем государства и в рамках российского законодательства, регламентирующего степени свободы предпринимательства и коммерческой деятельности юридических и иных лиц, в том числе с участием иностранного капитала. Необходимость усиления Познани государства в области организации экспортных поставок определяется следующими факторами:

важнейшим значением природного газа для социально-экономического развития Восточной Сибири и Дальнего Востока в первой половине XXI века;

необходимостью обеспечения потребностей в газе российских потребителей, прежде всего потребителей Восточной Сибири и Дальнего Востока:

требованием обеспечения максимальной эффективности экспорта газа в страны СВА;

обеспечением выполнения будущих межправительственных соглашении по поставкам российского газа на экспорт;

организацией государственной поддержки формирования единого экспортного канала для предотвращения конкуренции между российскими производителями на этом

Исходя из особой государственной важности регулирования будущего экспорта российского природного газа в страны АТР. Правительство Российской Федерации решением от 13.03.2003 (протокол № 8) зафиксировало базовые принципы организации поставок российского природного газа в регион. Важнейшими принципами данного документа являются:

приоритет в обеспечении природным газом российских потребителей;

реализация единой экспортной политики, с учетом действующих СРП. на базе одного экспортера российского природного газа.

Период с 2005 по 2010 гг. должен быть использован государством для создания благоприятных условий будущих экспортных поставок российского газа в страны региона, которые отвечают национальным интересам России, и для консолидации усилий всех заинтересованных в экспорте газа компаний, в том числе участников проектов СРП. Для этого должны быть реализованы следующие мероприятия:

- для предотвращения конкуренции российских производителей газа и повышения эффективности экспорта газа должен быть определен единый оператор поставок российского природного газа в регион. Единый оператор является главным проводником экспортной политики, призванным обеспечить должную защиту государственных интересов при реализации поставок газа. При поддержке заинтересованных компаний единый оператор ведет централизованную работу по подготовке контрактов с покупателями газа, реализуя на рынке именно «российский природный газ», а не газ отдельных компаний и месторождений. При решении по данном)^- вопросу следует учесть, что ОАО ''Газпром» является координатором реализации Программы в соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации (распоряжение от 16.07.2002 Кэ 975-р);

* в едином комплексе должна быть организована работа недропользователей по организации экспортных поставок на рынок СВА и тихоокеанское побережье США. Для обеспечения взаимодействия недропользователей может быть создан Комитет по экспорт)^- газа в страны АТР и США под председательством единого оператора экспортных поставок газа. Дальнейшая работа по перспективным проектам экспорта газа должна вестись только в соответствии с настоящей Программой:

- переговоры с зарубежными покупателями должны проводиться централизованно единым оператором в рамках согласованных с государственными органами директив, что позволит выполнить решение Правительства Российской Федерации от 13.03.2003 о закреплении на долгосрочный период эффективных условий по экспортным поставкам газа. Таким образом, на основе сочетания экспорта сетевого и сжиженного природного газа сосредоточенных в руках единого оператора поставок газа Восточной Сибири и Дальнего Востока может быть успешно решена задача организации поставок в страны Северо-Восточной Азии и на Тихоокеанском побережье США.

МАРШРУТЫ ТРАНСПОРТИРОВКИ ГАЗА



Рисунок 1. Ожидаемая схема размещения новых объектов по переработке газа

2.6 Мировой опыт развития рынка газа

Особенностью западноевропейского рынка является ограниченное количество поставщиков газа в лице 1-2 национальных компаний («Газ де Франс» - Франция; «Газюни» - Нидерланды; «Рургаз» и «Вингаз» - Германия; «Снам» - Италия и др.). Компании-поставщики газа в ряде стран государственные, в Германии и Англии - частные. Однако во всех западноевропейских странах они занимают монопольное положение. Это положение практически не меняется, несмотря на принятие рядом стран Западной Европы директивы по либерализации газового рынка. Реально программы демонополизации рынка газа в этих странах довольно скромные, а рынок остается закрытым.

В силу монопольного положения отдельных компаний на внутренних рынках газа стран Западной Европы практически отсутствует конкуренция типа «газ-газ». Цены на газ формируются преимущественно под влиянием цен конкурентных энергоносителей.

Система газоснабжения в каждой стране соответствует специфическим особенностям национального рынка. Однако практически во всех странах с развитой рыночной экономикой рынок газа координируется с рынком других энергоносителей. Как правило, потребитель имеет оборудование, рассчитанное на два вида топлива. В США наибольшее распространение получили «бивалентные» установки для сжигания топлива, пригодные для работы как на природном газе, так и жидком топливе. Такими установками оснащено более половины промышленных потребителей и потребителей других секторов экономики. Это привело к тому, что наибольший эффект с точки зрения надежности энергообеспечения и национальной энергобезопасности приносит не конкуренция газ с газом, а конкуренция между различными видами топлива. При этом цены на энергоносители, включая природный газ, в США - свободные, а регулируемые цены (тарифы) применяются только в сферах естественных монополий, в частности на услуги по транспортировке газа, как по магистральным, так и распределительным сетям.

В отличие от Западной Европы в США имеет место разветвленная по всей стране система магистральных газопроводов, позволяющая поставщикам и потребителям выбирать наиболее эффективный путь транспортировки газа (не обязательно более короткий, т.к. уровень тарифов по системам различается - более высокие тарифы по новым трубопроводам на период их окупаемости, более низкие - по действующим).

Наличие в целом достаточных транспортных мощностей способствовало тому, что в США наряду с долгосрочными контрактами реализация газа осуществляется и на енотовых рынках.

Развитие спотовых рынков обычно связано с некоторой физической точкой в сети - «газовым центром», где несколько трубопроводов пересекаются, и газ либо физически имеется в хранилищах, либо может быть получен в любой момент по газопроводу. Такой центр представляет собой модель обычного товарного рынка, где в условиях конкуренции устанавливается равновесие между спросом и предложением. Существование конкуренции цен в таких центрах привело к появлению финансовых рынков, аналогичных товарным биржам с использованием различных финансовых инструментов (фьючерсы, опционы и т.д.). Однако опыт газового рынка США показывает, что объемы проданного на таких рынках по различного рода контрактам газа до 10 раз превышают реальное производство и потребление газа.

Это свидетельствует о значительном количестве перепродаж добытых объемов газа, «перетоке» средств от производителей к перепродавцам и по существу может оказать негативное влияние на финансовое состояние газовой промышленности в случае резкого увеличения сделок на енотовых рынках. В период становления российского рынка газа такого рода опыт является неприемлемым.

В большинстве стран за надежность энергоснабжения отвечают национальные правительства. В этой связи государство оказывает влияние и создает условия для формирования рынка энергоносителей.

Опыт реформирования газового рынка в странах с развитой рыночной экономикой показывает, что конкуренция в секторе газа сама по себе не является самоцелью. Более того, она может оказывать неблагоприятные воздействия на эффективность и функционирование газового сектора, если предпосылок для конкурентного рынка не существует и их создание требует чрезмерно высоких вложений. Примером негативного отношения к развитию конкуренции может служить Франция, которая видит преимущества в сохранении государственной монополии.

Несмотря на то, что в Великобритании в 1982 г. был принят закон, разрешающий правительству продать часть своих активов, процесс либерализации газового рынка в этой стране практически начался в 1995 г., когда правительство приняло решение разделить «Бритиш газ» на две - компанию по транспортировке и хранению газа и компанию, работающую в сфере сбыта.

Создание равных условий для поставщиков газа и открытие внутреннего рынка для конкуренции пока не привели к стабильному снижению цен на британском рынке.

Следует отметить, что, преодолевая монополизм в добыче, транспорте и других видах деятельности, газовые компании стран с развитой рыночной экономикой перешли к более высокому уровню монополии - жесткой финансовой централизации всех доходов и расходов. Как показал опыт крупных газовых компаний США, они имеют в своем составе подразделения по добыче, транспортировке, переработке газа при централизации всех доходов и расходов и такая монополия не мешает развитию рыночных отношений между компаниями.

Опыт стран с развитой рыночной экономикой свидетельствует о том, что государственная стратегия развития рынка газа должна предусматривать, прежде всего, надежное обеспечение потребителей, создание благоприятных условий для освоения новых месторождений и систем транспортировки газа, развитие конкурентной среды между различными видами топлива при очень медленной и осторожной демонополизации самой газовой промышленности и определении эффективности структурных изменений на каждом этапе.

В целом международный опыт убедительно свидетельствует о том, что ряд базовых принципов государственной политики реформирования следует считать неотъемлемой составляющей эффективной программы модернизации газового рынка в любой стране. К таким принципам относится необходимость смягчения государственного регулирования и либерализации цен как неотъемлемого условия создания привлекательного режима для инвестиций в газовый сектор. В ряде стран, проводивших и осуществляющих реформы (США, где с 1978 г. с целью решения проблем, связанных с оттоком инвестиций из газовой отрасли в результате жесткого регулирования цен был принят Natural Gas Policy Act, определивший сроки и условия дерегулирования цен, а также Канада), либерализация цен и отказ от ряда иных мер государственного регулирования (выдача разрешений на осуществление ряда видов деятельности в секторе газоснабжения) стали основным инструментом экономической мотивации капиталовложений в добычу газа. Следует отметить, что избыточное государственное регулирование, в первую очередь цен, сдерживает развитие всех субъектов газового рынка и в России.

Более того, введение тотального регулирования цен по всей цепочке демонстрирует очевидный негативный эффект для развития рынка (например, опыт США, где длительное время регулировались даже цены добычи газа на скважине, Канады), т.к. регулирование по степени эффективности, очевидно, не может подменить собой рыночные механизмы (там, где применение рыночных механизмов экономически целесообразно).

Рассматривая зарубежный опыт реформирования газового рынка, следует избежать ошибок, которые в масштабах России, при доминирующем положении газа в топливном балансе страны, в условиях неустойчивой экономики газовой отрасли и наметившихся тенденций дефицитности газа, могут привести к крайне негативным последствиям.

Глава 3. Разработка предложений по созданию газотранспортной системы в регионе с учетом выхода на энергетические рынки АТР

3.1 Этапы освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока и принципиальная схема развития газотранспортной системы региона

С учетом изложенных в предыдущих разделах сценариев развития газовой промышленности в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке разработана модель освоения газовых ресурсов и формирования газотранспортной системы.

Схемы освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока представлены на рисунках 3.1.1 - 3.1.6.

Для каждого спенария определено 4 этапа освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока:

I этап	2007-2008 гг.
П этап	2009-2010 гг.
Ш этап	2011-2012 гг.
IV этап	2013-2030 гг.

Этапы освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока по сценариям (''Запад». «Центр», «Восток») с вариантом целевого внутреннего потребления следующие:

Первый этап включает начало промышленной добычи газа на наиболее подготовленных к этому периоду Ковыктинском газоконденсатном месторождении и на шельфе о. Сахалин по проектам «Сахалин-1» и «Сахалин-2».

Вводится в эксплуатацию газопровод от Козыктниского месторождения до центров потребления газа в Иркутской области. Для выделения гелия из ковыктинского газа предусматривается строительство первой очереди Иркутского газоперерабатывающего завода.

Из месторождений о. Сахалин осуществляются поставки газа потребителям Сахалинской области и Хабаровского края по действующей газотранспортной системе. На этом этапе предусматривается расширение мощности газопровода Оха-Комсомольск-на-Амуре - Хабаровск.

В 2007 г. завершается строительство первой очереди завода по производству СПГ на о. Сахалин в рамках проекта «Сахалнн-2» и начинаются его поставки в страны АТР.

В сценариях "Запал» с ЕСГ. «Запал» без ЕСГ предусматривается строительство первой очереди нового газопровода о. Сахалин-Владивосток {от Хабаровска к Владивостоку) для газификации потребителей Приморского края.

На этом этапе начинается строительство магистральных газопроводов Чаяндинское НГКМ-Чита-Забайкальск (сценарий «Запад» с ЕСГ) и газопровода Ковыктинское ПСМ-Кунерма-Чита-Забайкальск (сценарий «Запад» без ЕСГ).

На этом этапе в сценариях «Центр» с ЕСГ. «Центр» без ЕСГ предусмотрено начало строительства магистральных газопроводов от Чандинского НГКМ до Етаговешенска.