Сценарий с перетоком в ЕСГ предусматривают начало строительства газопровода от Балаганска до Ачинска.

В сценариях «Центр» и «Восток» предусмотрено начало строительства экспортного газопровода с месторождений шельфа о.Сахалин.

Второй этап включает ввод в эксплуатацию газопроводов, начато строительства которых предусмотрено в 1 этапе, что позволит подавать газ внутренним потребителям и в случае достижения договоренностей о поставках газа с Китайской и Корейской сторонами с 2010 г. осуществлять поставки газа на экспорт.

На этом этапе начинается строительство магистральных газопроводов Ковыктинского ГКМ-Кунерма (сценарий «Запад» с ЕСГ) и Юрубчено-Тохомское НГКМ-Ачинск (все сценарии без ЕСГ).

Рисунок 3.1.1 Схема освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока

Вариант Запад с ЕСГ (целевой)

Рисунок 3.1..2 Схема освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока

Вариант Запад без ЕСГ (целевой)

Рисунок 3.1..3 Схема освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока

Вариант Центр с ЕСГ (целевой)

Рисунок 3.1..4 Схема освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока

Вариант Центр без ЕСТ (целевой)

Рисунок 3.1..5 Схема освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока

Вариант Восток с ЕСГ (целевой)

Рисунок 3.1.6 Схема освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока

Вариант Восток без ЕСГ (целевой)

Предусматривается начало промышленной добычи газа на Чаяндинском НГКМ (сценарии «Центр» с ЕСГ, «Центр» без ЕСГ и «Запад» с ЕСГ). Для выделения гелия из газа Чаяндинского НГКМ предусматривается строительство ГПЗ.

Третий этап освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока предусматривает ввод в эксплуатацию месторождений Красноярского края: с 2011 года Юрубчено-Тохомского НГКМ (все сценарий) с 2012 года Собинско-Пайгинского НГКМ (сценарии с ЕСГ)- Для выделения гелия предусматривается строительство Красноярского ГПЗ.

Сценарии с перетоком в ЕСГ предусматривают подключение месторождений Красноярского края к газопроводу Балаганск-Ачннск с его достройкой до Проскоково. Часть газа, добываемого на Козыктинском месторождении и месторождениях Красноярского края, будут направлены в ЕСГ России, что позволит с 2011 г. увеличить приходную часть баланса добычи и потребления газа в районах существующей ЕСГ.

Завершается строительство газопровода Ковыктннское ГКМ-Кунерма для осуществления совместной подачи ковыктинского и чаяндинского газа на экспорт в КНР и Республику Корея сценарий «Запад» с ЕСГ' и от месторождений Красноярского края до центров потребления газа на юге Красноярского края.

Во всех сценариях «Восток» предусматривается ввод в 2012 голу в эксплуатацию объектов проекта «Сахалнн-3».

На четвертом этапе в результате доразведки месторождений Красноярского края предусматривается с 2018 года ввод в эксплуатацию перспективных объектов Красноярского края (сценарий «Запад» с ЕСГ)-

Для удовлетворения растущего спроса на газ потребителей Хабаровского и Приморского краев (в сценариях «Запад») осуществляется строительство второй очереди нового газопровода о. Сахалин-Владивосток (до Хабаровска).

В сценариях «Запад» и «Центр» для увеличения поставок сетевого газа предусматривается ввод в эксплуатацию объектов проекта «Сахалин-3». а во всех сценариях «Восток» - перспективных объектов о. Сахалин.

Сценарии с вариантом интенсивного внутреннего потребления (развитие газохимии) в основном аналогичны соответствующим вариантам с целевым внутренним потреблением. Отличия заключаются в следующем:

все сценарии с интенсивным потреблением предусматривают на четвертом этапе освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока строительство и ввод в эксплуатацию газохимических комплексов: в 2017 году в Красноярском крае, в 2020 году в Республике Саха (Якутия), в 2023 году Иркутской области.

сценарии Запад. «Центр» с ЕСГ, «Восток» с ЕСГ предусматривают ввод в эксплуатацию в 2023 году перспективных объектов Иркутской области;

сценарии без ЕСГ предусматривают ввод в эксплуатацию Собинско-Пайгинского НГКМ в 2028 голу и строительство газопровода от Собинско-Пайгинского НГКМ до п. Богучаны:

в сценарий «Запад» с ЕСГ предусматривается ввод перспективных объектов Красноярского края в 2017 году, а в сценариях «Центр» с ЕСГ и «Восток» с ЕСГ в 2025 году;

сценария «Запад» без ЕСГ. «Восток» на четвертом этапе также предусматривается ввод в эксплуатацию Чаяндинского НГКМ и ГПЗ.

Схемы потоков газа по сценариям целевого и интенсивного вариантов внутреннего потребления представлены на рисунках 3.2.1 - 3.2.8. В схемы потоков газа не включены добыча и потребление газа в Камчатской области и в Норильском пром.узле.

3.2 Оценка возможности транспортировки газа и нефти в едином транспортном коридоре

Совместное строительство и эксплуатация отдельных объектов и сооружений нефтепровода и газопровода для транспортировки нефти и газа в страны АТР позволит снизить общие затраты на реализацию проектов за счет сокращения обшей плошали отвода земель, совместного использования объектов производственной инфраструктуры и инженерных коммуникаций, совмещения природоохранных мероприятий и других. Схемы маршрутов возможного прохождения газо- и нефтепроводов представлены на рисунке 3.3.1.

Возможно 3 варианта строительства нефте- и газопроводов:

Автономное строительство, когда затраты по строительству нефте- и газопровода считаются раздельно:

Параллельное строительство, когда в затратах учитывается долевое участие в строительстве объектов общего пользования:

3.Опережаюшее строительство нефтепровода, когда при расчете стоимости строительства газопровода, учитываются компенсации за используемые объекты нефтепровода.

В зависимости от предполагаемых направлений транспорта газа возможна различная протяженность совпадения участков газопроводов с принятой схемой нефтепроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан». Экспертный анализ объектов, предполагаемых для совместного использования при строительстве и эксплуатации газопровода и нефтепровода, позволил выделить капитальные затраты на строительство и их влияние на экономические показатели при совместном и опережающем строительстве нефтепровода.

В результате выполненных опенок можно отметить следующее.

На результаты расчета экономии капитальных вложений при прохождении нефтепровода и газопровода в одном техническом коридоре повлияли два фактора:



Рисунок 3.3.1. Схемы маршрутов возможного прохождения газо- и нефтепроводов

стадия проектирования - по нефтепроводу выполнено обоснование инвестиций и соответственно более детально проработан вопрос состава сооружений и их стоимости, по газопроводу же опенка инвестиций приведена по укрупненным показателям и носит концептуальный характер;

структура затрат - объекты основного производственного назначения составляют иногда до 80 % затрат на строительство нефте- и газопроводов, поэтому на экономию затрат влияли, в основном, вспомогательные объекты, удельный вес которых в общем объеме инвестиций невысок.

Сравнительный анализ затрат на строительство нефте- и газопровода указывает на достаточно низкий уровень капвложений в нефтепровод по сравнению с газопроводом. Соответственно затраты, определяемые процентом от СМР. в частности, временные здания и сооружения, также несопоставимы. Относительно низкий уровень капитальных вложений в строительство нефтепровода оставляет мало места для маневра при расчете экономии затрат при совместном или последовательном строительстве.

Возможная экономия затрат определяется следующими статьями:

вдольтрассовая ЛЭП,

электрохимзашита трубопровода.

объекты связи.

объекты водоснабжения и канализации.

внешнее энергоснабжение НПС (КС).

объекты транспортного хозяйства.

объекты подсобного и обслуживающего назначения.

природоохранные мероприятия.

подготовка территории строительства.

Удельный вес этих затрат в общих затратах на строительство нефтепровода и газопровода в полном объеме составляет 7.6 % и 3.5 % соответственно, что и является базой расчета экономии затрат.

Значительную долю от капвложений в строительство газопровода составляют вдольтрассовые проезды - около 12 % от общих затрат. Эксплуатацию же нефте- провода обеспечивают вертолетные площадка с шагом около 20 км. а дороги используются те. которые были построены во время строительства за счет временных зданий и сооружений и поддерживаются в рабочем состоянии в эксплуатационный период. Однако затраты на временные здания и сооружения для нефтепровода составляют 0,8 % от общих затрат и не могут покрыть затраты на сооружение дорог даже для нужд строительства, тем более в сложных природно-климатических условиях прохождения трассы.

Экономия же затрат при совместном строительстве и использовании вдольтрассовых проездов может составить 6-10 % от затрат на строительство участка нефте- и газопровода в одном коридоре и 4-7 % от общих капвложений.

Один из плюсов совместного строительства и эксплуатации нефтепровода и газопровода - это возможное использование природного газа для привода насосов для перекачки нефти. Эта величина может достигать, в зависимости от варианта транспорта, уровня 0.4 и 0.8 млрд. м год. Осторожность в принятии схемы использования природного газа на нужды насосных станций связана в возможном сдвиге сроков сдачи объектов и жесткой зависимости нефтяной трубы от газовой.

Детальная проработка и уточнение всех составляющих капитальных затрат, в дальнейшем должно быть выполнено в рамках совместного обоснования инвестиций в строительство нефтепровода и газопровода в одном коридоре. Подготовка данного документа возможна после принятия окончательного решения вопроса о сроках и схеме развития газовой отрасли в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Это позволит оптимизировать технические решения на участках совместного прохождения трассы, уточнить структуру капитальных и эксплуатационных затрат и получить точную опенку экономии капитальных вложений и эксплуатационных затрат.

3.3 Характеристика рекомендуемого сценария

Из числа рассмотренных сценариев развития газовой промышленности в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке наилучшими экономическими показателями характеризуется сценарии «Восток». Этот сценарий предлагается к дальнейшей легализации на стадии ТЭО инвестиций в отдельные проекты геологоразведки, добычи, переработки, транспортировки и распределения газа в этом регионе. Далее приведены характеристики сценария "Восток» для целевого варианта спроса на внутреннем рынке и консервативного варианта поставок газа на экспорт.

В соответствии с проведенными опенками спрос на газ по сценарию «Восток» - целевой возрастает к 2030 году до 89.7 млрд. и (без поставок в ЕСГ) и до 128,6 млрд. м³ в гол (с поставками в ЕСГ в объеме 35 млрд. м* в год).

Балансы добычи и потребления газа Восточной Сибири и Дальнего Востока приведены в таблицах 3.3.1-3.3.2.

Удовлетворение спроса достигается за счет освоения месторождений:

Без поставок в ЕСГ С поставками в ЕСТ

- Ковыктинское ГКМ20082008

Собинско-Пайгннское НГКМ-2012

Юрубчено-Тохомское20112011

проект «Сахалин-1»20072007

проект «Сахалин-2»20072007

проект «Сахалнн-3»20122012

перспективные объекты20252025

В обоих сценариях разработка Чаяндинского НГКМ не предусматривается. Газ месторождений шельфа о.Сахалин подается на завод по сжижению для дальнейшего его экспорта в Японию. США и др.. а также потребителям в Сахалинской и Амурской областях, в Хабаровском и Приморского краях и на экспорт в Китай и в Республику Корея.

При отсутствии поставок газа в ЕСГ обеспечение потребителей Красноярского края предусматривается за счет Юрубчено-Тохомского НГКМ. Добыча газа на Ковыктинском ГКМ предусмотрена в объемах, обеспечивающих потребителей в Иркутской области, частично потребителей в Читинской области, в Республике Бурятия и на технологические нужды газопроводов.

Таблица 3.3.1

Баланс добычи и потребления газа Восточной Сибири и Дальнего Востока Сценарий «Восток» с перетоком в ЕСТ - целевой

	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2020
ДОБЫЧА ГАЗА, всего Восточная Сибирь Ковыктннское ГКМ Собинско-Пайгинское НГКМ Юрубчено-Тохомское НГКМ Норильскгазпром Дальний Восток действующие месторождения Якутии месторождения Камчатской области о.Сахалин. всего в том числе: -действующие месторождения -проект «Сахалин-1» -проект «Сахалин-2» -проект «Сахалин-3» -перспективные объекты	22,2 5,8 1,8 4,0 16,4 2,5 13.9 2,4 1,4 10,1	37.1 8,4 4,4 4,0 28.8 2,6 0,4 25,7 2,3 8,1 15,4	51,4 20,2 12,7 3,5 4,0 31,2 2,6 0,5 28,2 2,2 10,6 15,4	67.0 33,3 20,6 2,8 5,9 4,0 33.7 2,7 0,5 30.6 2,1 11.4 15,4 1.7	75.2 38.9 26,2 2,8 5,9 4,0 36.3 2,7 0,5 33,1 2,0 11,4 15,4 4,3	83,5 44,6 31.9 2,8 5,9 4,0 38,9 2.8 0.5 35.6 19 11.4 15.4 6.9	91,9 50,4 37,3 3,0 6,1 4,0 41,5 2,8 0,6 38,2 1,8 11,4 15,4 9,6	116.0 52,5 37,3 3.9 7,3 4.0 63,5 3.0 0.6 60.0 1.3 11,4 21,9 25,4
ПОТРЕБЛЕНИЕ ГАЗА, всего Восточная Сибирь Внутреннее потребление Поставки газа в ЕСГ Технологические нужды Дальний Восток Внутреннее потребление Завод по сжижению газа на о.Сахалин Экспорт в страны АТР Технологические нужды	22,2 5,8 5,7 0,2 16.4 6,2 9,8 0,4	37.1 8.4 8,2 0.2 28,8 8.1 15.0 5,0 0.7	51,4 20,2 8,7 10.0 1,5 31,2 8,5 15,0 7,0 0,7	67.0 33,3 9,2 20,0 4,1 33,7 9,0 15,0 9,0 0,8	75.2 38.9 9.6 25.0 4,3 36,3 9.4 15.0 11,0 0.9	83,5 44,6 10.1 30.0 4.5 38,9 9.8 15.0 13,0 1.0	91,9 50,4 10,6 35,0 4,8 41,5 10,3 15,0 15,0 1-2	116.052,5 12,2 35.0 5,3 63.5 13.5 22,5 25,0 2,5

Таблица 3.3.2.

Баланс добычи и потребления газа Восточной Сибири и Дальнего Востока

Сценарий "Восток» без перетока в ЕСТ - целевой

	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2020	2025	2030
ДОБЫЧА ГАЗА, всего Восточная Сибирь Ковыхтннское ГКМ Юрубчено-Тохомское НГКМ Норнльскгазпром Дальний Восток действующие месторождения Якутии месторождения Камчатской области о.Сахалин. всего в том числе: -действующие месторождения -проект «Сахалин-1» -проект «Сахалин-2» -проект «Сахалин-3» -перспективные объекты ПОТРЕБЛЕНИЕ ГАЗА, всего	35,5 6,7 2,7 4,0 28.8 2,6 0,4 25,7 2,3 8,1 15,4 35.5	40,6 9,4 3,0 2,4 4,0 31,2 2,6 0,5 28,2 2,2 10,6 15,4 40,6	43.7 10.0 3,2 2,7 4,0 33,7 2,7 0,5 30,6 2,1 11,4 15,4 1,7 43.7	46.8 10.5 3,5 3,0 4.0 36.3 2,7 0,5 3,1 2,0 11,4 15,4 4,3 46.8	50.0 11,1 3,7 3,4 4.0 38.9 2,8 0,5 35,6 1.9 11.4 15,4 6,9 50.0	53,2 11,7 4,0 3,7 4,0 41,5 2,8 0,6 38,2 1,8 11,4 15,4 9,6 53,2	77,2 13,6 4.6 5.0 4.0 63.5 3,0 0.6 60.0 1,3 11,4 21,9 25.4 11,1	87.2 14.2 4,7 5,5 4,0 73,1 3,1 0,7 69,4 0,8 13,3 21,7 28,6 4,9 87.2	89,7 14,7 4,9 5,8 4.0 75,0 ЗД 0,7 71,2 0,3 12,4 18,3 24,2 16,0 89,7
Восточная Сибирь Внутреннее потребление Технологические нужды Дальний Восток Внутреннее потребление Завод по сжижению газа на о.Сахалин Экспорт в страны АТР Технологические нужды	6,7 6,6 0,1 28.8 8,1 15,0 5,0 0.7	9,4 8,7 0,7 31,2 8,5 15,0 7,0 0,7	10.0 9,2 0,8 33.7 9,0 15,0 9,0 0.8	10,5 9.6 0.9 36,3 9.4 15.0 11,0 0.9	11,1 10.1 1.0 38,9 9.8 15,0 13,0 1.0	ИЛ 10,6 1,1 41,5 10,3 15,0 15,0 1,2	13.6 12,2 1,4 63.5 13.5 22,5 25.0 2,5	14.2 12,6 1,5 73,1 15,3 30,0 25,0 2,7	14.7 13,0 1,6 75,0 17,2 30.0 25.0 2.8

При поставках газа в ЕСГ газ Ковыктинского месторождения и месторождений юга Красноярского края обеспечивает потребителей в Иркутской области. Красноярском крае, частично в Республике Бурятия, в Читинской области и подачу в ЕСГ (район КС Проскоково) с 2011 года.

Геолого-разведочные работы

Капитальные вложения в геолого-разведочные работы представлены в таблице 2.

Максимум КБ в ГРР приходится на период 2011-2020 гг. реализации Программы. В целом капитальные вложения в ГРР зависят от развития добычи газа.

Добыча газа

Для обеспечения прогнозируемых объемов добычи газа на месторождениях Восточной Сибири и Дальнего Востока необходимо ввести следующие производственные мощности: "Восток» с ЕСГ - 802 скважины. 11 УКПГ на 49 млрд. м³. ДКС на 528 МВт. 5 платформ. 4 ЛБК и 6 ПУК, "Восток» без ЕСГ - 290 скважин, 3 УКПГ на 11 млрд. м⁵, ДКС на 432 МВт. 5 платформ, 4 ЛБК и 6 ПУК (таблице 33.3).

Максимум капитальных вложений приходится на первые 10 лет реализации Программы.

Эксплуатационные расходы за период до 2030 гг. в добычу газа по сценарию «Восток» с ЕСГ в сумме составят 28.4 млрд. долл. США. а по сценарию «Восток» без ЕСГ -19,3 млрд. долл. США.

Средняя стоимость 1000 м добычи газа с учетом заданной нормы прибыли составит по сценариям: «Зосток» с ЕСГ - 33.8 дохл. США; «Восток» без ЕСГ -34,6 долл. США.

Таблица 3.3.3.

Ввод производственных мощностей в добыче газа

Объекты	Ед. нэп. мощности	«Восток» с перетоком в ЕСГ	«Восток» без перетока в ЕСГ
Скважыны:	шт.	802	290
УКПГ. УППГ	шт.. млрд. ыг	11/49	3/11
дкс	МВт	528	432
Платформы	шт.	5	5
ЛБК	шт.	4	4
пук	шт.	б	6

3.4 Транспорт газа

Потребность в капитальных вложениях в транспорт газа.

Наибольший объем капитальных вложений предусматривается в первый 5-ти летний период нового строительства.

Сценарии предусматривают освоение капитальных вложений в строительство магистрального газопровода с о.Сахалин для поставок газа потребителям Приморского края и на экспорт в Китай и республику Корея.

В этот же период предполагаются КВ в строительство магистральных газопроводов с Ковыктинского ГКМ и в разработку месторождений Красноярского края (сценарий - «Восток» с ЕСГ).

Во второй и третий 5-летний периоды реализации Программы объемы капитальных вложений резко уменьшаются: 1,48 млрд. долл. США (или 13,6%) в сценарии "Восток» с ЕСГ и 0,63 (или 9,2%) в сценарии «Восток» без ЕСГ.

3.5 Переработка газа

Распределение суммарных капиталовложений в переработку газа и хранение гелия представлено в таблице 23.3.

В первый 5-ти летний период нового строительства при реализации Программа: сценарий «Восток» с ЕСГ предусматривает освоение капитальных вложений в объеме 1.13 млрд. долл. США. Во второй и третий 5-летний периоды предусматривается освоение 0.88 млрд. долл. США и 0,25 млрд. долл. США соответственно.

Сценарий «Восток» без ЕСТ предусматривает освоение капитальных вложений в первый 5-ти летний период нового строительства при реализации Программы в объеме 0.46 млрд. долл. США.

Экономическая эффективности вариантов сценария «Восток»

1. Бизнес-процесс «Добыча газа».

Показатели	с ЕСТ	без ЕСГ
Средняя стоимость добычи тыс. куб. м газа. долл. США	33.8	34.6
Накопленный денежный поток, млн. долл. США	27489,1	19164,2
Накопленный дисконтированный денежный поток, млн. долл. США	2717,2	1954,3
ВНД. %	14.9	15.1

2. Бизнес-процесс «Транспорт газа»

Показателн	с ЕСГ	без ЕСГ
Накопленный денежный поток, млн. долл. США	24592.1	16419.1
Накопленный дисконтированный денежный поток, млн. долл. США	1024.9	636.9
ВНД.%	11.6	11.5

3. Бизнес-процесс «Переработка газа» (с учетом строительства а эксплуатации подземных хранилищ азотно-гелеевого концентрата).

Показатели	сЕСГ	без ЕСГ
Накопленный денежный поток, млн. дохл. США	366.0	762.6
Накопленный дисконтированный денежный поток, млн. дол. США	-690.9	-14.8
ВНД. %	1.5	9.5

4. Бизнес-процесс «Покупка и реализация газа».

Показатели	с ЕСГ	без ЕСГ
Средняя пена реализации газа. долл. США'Тыс. куб. м	80,7	82,6
Накопленный денежный поток, млн. долл. США	11288.2	5371,6
Накопленный дисконтированный денежный поток, млн. дохл. США	2426.6	1203,6

5. Консолидированные показатели эффективности сценария «Восток»

Показатели	с ЕСГ	без ЕСГ
Консолидированный накопленный денежный поток, млн. дохл. США	56129.9	35655,6
Консолидированный накопленный дисконтированный денежный поток, млн. долл. США	3193,5	1989,6
внд.%	12.4	12.3

Таким образом, при реализации сценария «Восток» с ЕСГ консолидированный по бизнес-процессам накопленный дисконтированный денежный поток почти на 1,2 млрд. долл. США больше, чем в сценарии «Восток» без ЕСГ.

Денежные поступления в бюджет РФ при реализации сценария «Восток" - целевой

Поступления в бюджеты различных уровней учитывают: косвенные налоги

налог на добавленную стоимость

-налоги, включаемые в себестоимость: единый социальный налог подоходный налог с работников налог на добычу полезных ископаемых

-налоги, относимые на финансовые результаты: налог на имущество налог на прибыль - другие обязательные платежи:

экспортная таможенная пошлина таможенные формальности - прибыльная продукция государства.

млн. долл. США

Показатели	сЕСГ	без ЕСГ
Косвенные налоги	17093,3	9503.6
Налоги, включаемые в себестоимость	7304.3	3740,9
Налоги, относимые на финансовые результаты	23579.5	14753,3
Другие обязательные платежи	14745.4	14745.4
Налоги по СРП	2899.8	2899,8
Итого поступления в бюджет:	65622.3	45643,0
Дисконтированные поступления в бюджет	14278.6	9884,2

Заключение

Подводя итоги проведенным исследованиям, можно отметить следующее.

На территории Восточной Сибири и Дальнего Востока сосредоточены значительные ресурсы природного газа, конденсата и нефти. Имеющийся опыт развития газовой промышленности России показывает, что основойдл надежных поставок газа должны служить базовые месторождения со значительными подтвержденными запасами, освоение которых позволит обеспечить на длительную перспективу планируемые уровни добычи газа. Значительные запасы и перспективные ресурсы природного газа Восточной Сибири и Дальнего Востока позволяют сформировать в регионе крупные центры газодобычи.

В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке имеется перспективный внутренний рынок газа, который будет расширяться по мере социально-экономического развития региона. Спрос на природный газ в 2010 и 2030 г. прогнозируется на уровне 10-12 и 26-28 млрд. м соответственно. Имеющиеся собственные источники газа позволяют полностью удовлетворить потребность региона в период до 2030 года. Одновременно может быть сформирован значительный потенциал для поставок газа из Восточной Сибири и Дальнего Востока в ЕСГ и на экспорт.

Наличие в составе газов месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока значительных запасов таких пенных компонентов, как гелий, этан, пропан, бутан, тяжелые углеводороды, позволяет создать в этом регионе крупную высокотехнологическую подотрасль - газопереработку и газохимию с широкой номенклатурой пенной продукции.

В целом все это создаст предпосылки для формирования в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке крупнейшего газодобывающего центра в Азиатско-Тихоокеанском регионе, что даст мощный импульс социально-экономическом)^- развитию региона.

Реализация Программы позволит: ~ создать условия для динамичного социально-экономического развития регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока.

-обеспечить продвижение Единой системы газоснабжения России на Восток и устойчивое газоснабжение российских потребителей: уже к 2010 г. осуществить газоснабжение основных промышленных и административных центров Восточной Сибири и Дальнего Востока. Использование газа значительно улучшит социально-бытовые условия жизни населения, позволит организовать ряд новых высокоэффективных производств и отраслей промышленности, повысит конкурентоспособность выпускаемой продукции:

- объединить и скоординировать усилия федерального центра, региональ- ных властен и недропользователей по освоению ресурсов газа региона. Заложенный в Программу комплексный подход позволит оптимизировать будущие проекты по срокам, инвестициям и техническим решениям, вовлечь в промышленную разработку все уникальные газовые месторождения региона:

- оптимизировать структуру региональных топливно-энергетических балансов без негативного влияния на угольную промышленность, исключить местные энергетические кризисы, улучшить экологическую ситуацию:

сформировать ценовую политику на базе рыночных механизмов и обеспечить развитие на этой основе рынка газа:

сформировать единую государственную политику в области экспорта газа в страны АТР на базе одного экспортера газа;

- создать условия для долгосрочного развития газовой промышленности, в том числе освоения удаленных месторождений и месторождении со сложными условиями освоения:

- возобновить крупномасштабные геологоразведочные работы на нефть и газ для поддержания на рациональном уровне текущих и перспективных потребностей нефтегазодобывающей промышленности.

Для эффективной реализации Программы потребуется разработка и осуществление системы мер государственной поддержки в области:

региональной политики, позволяющей четко разграничить права и ответственность федерального центра и регионов при реализации Программы;

О лицензионной политики, учитывающей развитие спроса на газ и развитие газотранспортной системы; П ценообразования и тарифной политики в целях создания условий реализации проектов в рамках Программы на условиях, обеспечивающих инвесторам возврат инвестиций и разумную норму прибыли; применения различных видов льготного налогообложения, в той числе дифференциации НДПИ в зависимости от горно-геологических и природно-климатических условий, снижения налогов вплоть до полной отмены в начальный период освоения месторождений;

- единой политики экспорта газа в страны АТР на базе единого экспортного канала, включая проведение единой ценовой политики;

- экологической политики, дающей стимулы для перехода на газ потребителей в наиболее сложных с экологической точки зрения районах. Масштабность и сложность задач, связанных с реализацией Программы, необходимость значительных инвестиций на её осуществление требуют создания государством эффективного механизма управления реализацией Программы и гармонизации интересов федерального центра, регионов и отдельных недропользователей.

Список используемой литературы

1. "Оценка крупных проектов: некоторые принципы". Уильям Джек, Мировой банк, 1993 г.

2. "Концептуальные положения определения эффективности крупномасштабных инвестиционных проектов" А. Астахов Академия Народного Хозяйства Москва 1993 г.

3. "Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования", официальное издание под руководством А.Г. Шахназарова, Москва 1994 г.

4. "Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленности" А.Ф. Андреев, В.Ф. Дунаев, В.Д. Зубарева, В.В. Иваник, Ю.С. Кудинов, В.А. Паномарев, А.С. Саркисов, А.Н. Хрычев, Москва 1997 г.

5. "Как управлять проектами?", В.Н. Бурков, Д.А. Новиков, Москва 1997 г.

6. "Проблема управления инновационным проектом". В.А. Первушин. "Деловой визит" Май 1998 г.

7. "Экономическая оценка сырьевой базы топливно-энергетического комплекса России в рыночных условиях". Отчет о научно-исследовательской работе. ВНИИКТЭП (Минэкономики России) Москва 1994 г. Н.К. Праведников, Л.П. Гужновский.

8. Методические рекомендации по экономической оценке технологических вариантов разработки нефтяных месторождений" ВНИИнефть им. Акад. А.П. Крылова, Москва 1995 г.

9. "Технико-экономическое обоснование поисков, разведки и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на условиях соглашения о разделе продукции (ТЭО СРП)", (Дополнение к "Регламенту составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39-007-96). Москва, 1999 г. Под руководством Дунаева В.Ф., вкл. Америка Л.Д., Андреев А.Ф., Зубарева В.Д. Миловидов К.Н. Васильев Г.Г.

10. "Экономический анализ инвестиционных проектов". Г. Бирман и С.Шмидт, Москва 1997 г., издательское объединение "ЮНИТИ".

11. "Инвестиционный анализ и разработка бизнес-планов в нефтепроводном транспорте". В.И. Воронин и В.И. Коробкин, 1997г.

12. "Коммерческая оценка инвестиционных проектов". Исследовательско-консультационня фирма "Альт", Санкт-Петербург, 1993 г.

13. "Методические рекомендации по разработке удельных капитальных вложений в газовую промышленность на 1991-1995 и на период до 2010 года". ВНИИгаз 1991 г.

14. "Нормативы капитальных вложений в строительство магистральных газопроводов", ВНИИгаз, 1991 г.

15. Федеральный Закон "О Соглашения о разделе продукции". Федеральный Закон "О недрах". "Комментарий к Федеральному Закону "О соглашениях о разделе продукции" С.А. Сосна, Москва 1997 г.(Институт государства и права Российской Академии Наук). "Соглашения о разделе продукции теория, практика, перспективы" С.М. Богданчиков, А.И. Перчик.Москва 1999 г.

16. Гражданский Кодекс Российской Федерации. 22. "Как стать пользователем недр" М.И. Махлина, Москва 1993 г. ,23. "СРП в сфере нефтедобычи" Н.Н. Вознесенская ИГГ РАН, Москва 1997 г.

17. Бизнес-план освоения Ковыктинского газоконденсатного месторождения и строительства экспортного газопровода, (октябрь 1995 г.).

18. "Генеральная схема газоснабжения Иркутской области на базе Ковыктинского ГКМ. Корректировочная записка по вопросам газопереработки и гелийсберегающей технологии", Южниигипрогаз, Донецк, 1995 г.

19. "Финансовое предложение по оценке строительства газопровода с Ковыктинского месторождения в Р.Корея". Компания Халла (Р.Корея) 1995 г.

20. "Технико-экономическое исследование поставок природного газа с Ковыктинского газоконденсатного месторождения в Китай, а также до возможных потребителей в третьих странах", 000 "НИИгазэкономика", 1998 г.

21. Государственный баланс запасов полезных ископаемых Российской Федерации, том 7 (горючие газы), Москва 1998 г.

22. "Ресурсная база добычи нефти и газа Восточной Сибири и Дальнего Востока". Материалы к расширенному заседанию коллегии Минтопэнерго России в г. Иркутске, 20 февраля 1999 г.

23. "Перспективы поставок российского природного газа в Китай" Доклад на первом заседании российско-китайской Подкомиссии по сотрудничеству в области энергетики. 000 НИИгазэкономика .

24. "Развитие энергетического сектора Сибири (материалы к энергетической стратегии Сибири)". Российская академия наук Сибирское отделение Институт экономики и организации промышленного производства, Объединенный институт геологии, геофизики и минералогии, Сибирский энергетический институт, Институт катализа, Институт теплофизики Институт угля

25. "Комплексные сценарии развития ТЭК Сибири", Сибирский энергетический институт им. Л.А. Мелентьева РАН, Иркутск, 1997 г.

26. "Энергетическая стратегия Сибири", ЭКО. - - №10

27. . Стратегия развития газовой промышленности России / Общ. ред. Р.И. Вяхирева, А.А. Макарова. Москва. Энергоавтомиздат, 1999 г.

28. "Перспективы развития мировой энергетики до 2020 года". Доклад МЭА для заседания министров энергетики восьмерки крупнейших стран в Москве, 31 марта - 1 апреля 1998 г.

29. "Актуальные проблемы российской энергетики". А.М. Мастепанов, ТЭК - 1993 - N 10-12

30. "Энергетическая стратегия России, основные положения". - М.: ИНЭИ РАН,.

31. "Энергетический сектор в среднесрочной программе развития экономики России". Прил. к общест.-дел. журналу "Энергетическая политика", Москва,."ВНИИОЭНГ", 1997 г.

32. "Проблемы комплексного развития регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока в процессе интеграции со странами Азиатско-тихоокеанского региона" Материалы парламентских слушаний, Законодательное собрание Иркутской области, Иркутск 1997 г.

Размещено на Allbest.ru