ОГЛАВЛЕНИЕ - nsu.ru/27082/2014-12-21_Диссертация... · конф. «Нефть и газ Восточной Сибири», Москва, 1-2 декабря 2014

2

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ ............................................................................................................................................ 4

ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ И

ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА И СТРАТЕГИЧЕСКИЕ НАПРАВЛЕНИЯ ЕЁ РАЗВИТИЯ .......... 16

1.1 АНАЛИЗ СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ УГЛЕВОДОРОДОВ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ И ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА .... 16

1.2 ДОЛГОСРОЧНЫЕ ТЕНДЕНЦИИ И СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА

ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ И ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА ................................................................................ 26

1.3 ФАКТОРЫ, СДЕРЖИВАЮЩИЕ РАЗВИТИЕ РЕГИОНОВ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ И ДАЛЬНЕГО

ВОСТОКА ........................................................................................................................................ 41

1.4 ПРИОРИТЕТНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ И КЛЮЧЕВЫЕ ПРОЕКТЫ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ И

ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА ...................................................................................................................... 46

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 1 ........................................................................................................................ 49

ГЛАВА 2. МЕТОДИЧЕСКИЕ ПОДХОДЫ К ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКЕ

МИНЕРАЛЬНЫХ РЕСУРСОВ ....................................................................................................... 53

2.1 ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ПОДХОДЫ К ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКЕ ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ В

УСЛОВИЯХ ПЛАНОВОЙ ЭКОНОМИКИ .............................................................................................. 53

2.2 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА РЕСУРСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ В СОВРЕМЕННОЙ ЭКОНОМИКЕ ........ 59

2.3 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ СОСТАВЛЯЮЩАЯ В КЛАССИФИКАЦИИ РЕСУРСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ ......... 65

2.4 УЧЁТ НЕОПРЕДЕЛЁННОСТИ И РИСКОВ В ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКЕ НЕФТЕГАЗОВЫХ

ПРОЕКТОВ ....................................................................................................................................... 68

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 2 ........................................................................................................................ 72

ГЛАВА 3. МЕТОДИКА ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ РЕСУРСОВ

УГЛЕВОДОРОДОВ ........................................................................................................................... 76

3.1 НЕОБХОДИМОСТЬ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ ................... 76

3.2 ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ .......................................... 79

3.3 АЛГОРИТМ ВЫПОЛНЕНИЯ ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ И ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА

КЛЮЧЕВЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ И СТОИМОСТНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ .................. 84

3.4 ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ ...... 100

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 3 ...................................................................................................................... 104

ГЛАВА 4. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ВОСПРОИЗВОДСТВА РЕСУРСОВ

УГЛЕВОДОРОДОВ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ И ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА .......................... 108

4.1 СТРАТЕГИЧЕСКИЕ НАПРАВЛЕНИЯ НЕДРОПОЛЬЗОВАНИЯ В РОССИИ ...................................... 108

4.2 ЭТАПЫ ОСВОЕНИЯ И ОТКРЫТИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВОСТОКА РОССИИ................................. 113

4.3 ВОСПРОИЗВОДСТВО МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ УГЛЕВОДОРОДОВ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ И

РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ) ..................................................................................................... 125

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 4 ...................................................................................................................... 145

3

ГЛАВА 5. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОСВОЕНИЯ РЕСУРСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ

ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ И ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА ................................................................ 151

5.1 РОЛЬ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ И ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА В

СТРАТЕГИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТАХ РАЗВИТИЯ НГК РОССИИ ......................................................... 151

5.2 ПРОГНОЗ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ И ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА .................. 153

5.3 БАЛАНС ПОТРЕБЛЕНИЯ И ЭКСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА ИЗ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ И ДАЛЬНЕГО

ВОСТОКА ...................................................................................................................................... 188

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 5 ...................................................................................................................... 195

ГЛАВА 6. ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ОСВОЕНИЯ

РЕСУРСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ КАК СЫРЬЯ ДЛЯ НЕФТЕГАЗОХИМИЧЕСКИХ

ПРОИЗВОДСТВ ............................................................................................................................... 198

6.1 КОНЦЕПЦИЯ ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОХИМИЧЕСКОГО ПРОИЗВОДСТВА НА БАЗЕ СЫРЬЯ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ И РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ) ..... 198

6.2 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ И ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ

ПАРАМЕТРОВ МОДЕЛИ .................................................................................................................. 226

6.3 СВОДНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ РЕКОМЕНДОВАННОГО ВАРИАНТА ........................................... 240

6.4 МЕРЫ ГОСУДАРСТВЕННОЙ ПОДДЕРЖКИ (МЕХАНИЗМЫ И НАПРАВЛЕНИЯ ГОСУДАРСТВЕННОЙ

ПОДДЕРЖКИ, УЧАСТИЕ ГОСУДАРСТВА И КОМПАНИЙ В ФИНАНСИРОВАНИИ ПРОЕКТОВ НА

ВОСТОКЕ РОССИИ, ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО СТИМУЛИРОВАНИЮ РАЗВИТИЯ) ...................................... 243

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 6 ...................................................................................................................... 264

ЗАКЛЮЧЕНИЕ ................................................................................................................................ 268

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ .............................................................................................................. 273

4

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. Долгосрочные интересы Российской Федерации

состоят в создании экономики инновационного типа, оптимальным образом интегрированной в

мировое технологическое и экономическое пространство. Особая роль в наращивании уровней

добычи и обеспечении прироста минерально-сырьевой базы страны отведена Восточной

Сибири и Дальнему Востоку в силу наличия значительных энергетических ресурсов и близости

к динамично развивающимся и ёмким рынкам Азиатско-Тихоокеанского региона.

В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке сосредоточено около 17 млрд т начальных

суммарных ресурсов нефти и более 59 трлн куб. м природного газа, или 20 и 23% начальных

суммарных ресуосов России соответственно1. В то же время низкая степень геологической

изученности территорий (по нефти – 12%, по газу – 9 %) обусловливает необходимость

значительных инвестиций в расширенное воспроизводство минерально-сырьевой базы для

надёжного обеспечения прогнозных уровней добычи в регионе.

Мощным стимулом к увеличению добычи нефти на востоке страны (с 14 млн т в 2008 г.

до 55 млн т в 2013 г.2) стало принятие своевременного государственного решения о

строительстве магистрального нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан», портовой

инфраструктуры, подводящих и соединительных нефтепроводов. В условиях стагнации и

сокращения добычи нефти в традиционных регионах добычи (Западная Сибирь)

стимулирование роста добычи в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке представляется

одной из приоритетных задач в контексте устойчивого развития нефтегазового комплекса

России в целом. Увеличение добычи нефти в регионе, дальнейшее расширение нефтепроводной

системы и диверсификация направлений её использования позволят организовать новые

крупные промышленные центры, улучшить внутреннее нефтепродуктообеспечение, повысить

занятость населения и обеспечить выход на энергетические рынки АТР.

Однако крупномасштабная добыча природного газа в Восточной Сибири и на Дальнем

Востоке ещё не началась. Начало промышленной разработки месторождений природного газа

на востоке страны сдерживается, во-первых, отсутствие магистральной газотранспортной

инфраструктуры и, во-вторых, тем, что пока не сформирована государственная стратегия

развития нефтегазохимических производств, создания мощностей по выделению, хранению и

транспорту гелия, принципиально важная в связи с уникальным составом восточносибирского

газа (высокое содержание этана, пропана, бутана, конденсата и гелия). Но подписание

1 Ефимов А.С. Анализ результатов геологоразведочных работ по «Программе ВСТО» за 2005-2013 гг. / А.С. Ефимов // Докл. на

конф. «Нефть и газ Восточной Сибири», Москва, 1-2 декабря 2014 г. 2 Расчёт автора по данным, приведённым в № 1 в источнике «Итоги производственной деятельности отраслей ТЭК России //

ТЭК России» за период 2000–2013 гг.

5

соглашения о поставках природного газа в Китай и начало проектирования газопровода «Сила

Сибири» создают исключительно благоприятные условия для формирования новых крупных

центров газодобычи, для развития в регионе нефтегазовых, нефтегазоперерабатывающих,

нефтегазохимических и гелиевых производств.

Ключевым условием решения важных социально-экономических и демографических

проблем регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока, перехода от сырьевой и транзитной

стратегии развития регионов к экономике инновационного типа является создание крупных

территориально-производственных комплексов газовой промышленности и нефтехимии на

востоке страны на основе полной утилизации попутных компонентов природного газа и

квалифицированного (дающего наибольшую добавленную стоимость) использования

углеводородного сырья.

Модернизация концепции воспроизводства и использования углеводородного сырья

Восточной Сибири и Дальнего Востока возможна только на основе глубокого изучения

закономерностей развития минерально-сырьевой базы, на основе совершенствования

методологии комплексной (геолого-экономической) оценки приоритетных инвестиционных

проектов. Тем не менее в условиях современного недропользования еще не сформирована

общепринятая методика экономической оценки нефтегазовых объектов. Существует ряд

методических разработок, однако чаще всего они касаются отдельных аспектов этой проблемы,

тогда как необходимы охват широкого круга вопросов и системный подход к их решению.

Многие годы приоритет отдавался обоснованию эффективности освоения разведанных

запасов, запасов уже открытых месторождений. По мере истощения нефтегазового потенциала

европейской части страны, перемещения геологоразведочных работ в труднодоступные районы

и акватории, ухудшения горно-геологических параметров разработки возникла острая

потребность в экономической оценке новых территорий, располагающих прогнозными

ресурсами нефти и газа, но характеризующихся низкой степенью изученности и не имеющих

необходимой транспортной, энергетической и перерабатывающей инфраструктуры. Все это

определяет актуальность темы данного исследования, его научную и практическую значимость.

Степень изученности проблемы. В диссертации исследованы и отражены научные

труд в области развития методики и методологии геолого-экономической оценки, работы

ведущих отечественных и зарубежных ученых, работающих в области региональной

экономики, экономики природных ресурсов, прогнозирования и моделирования процессов

поиска, разведки и разработки ресурсов углеводородов, геологии нефти и газа.

Учитывались научно-исследовательские результаты специалистов и научных

коллективов Новосибирска (ИНГГ СО РАН, ИЭОПП СО РАН, НГУ, СНИИГГиМС), Иркутска

(ИНЦ СО РАН, ИСЭМ СО РАН,), Красноярска (КНЦ СО РАН, ЗАО «Красноярскгеофизика»),

6

Якутска (ЯНЦ СО РАН, ИПНГ СО РАН), Москвы (РГУНГ им. И.М.Губкина, ВНИПИнефть,

ВНИГНИ, ВНИИОЭНГ, ЦЭМИ РАН, ВИЭМС и др.), Тюмени (Гипротюменьнефтегаза,

СИБНАЦ, ЗанСибНИГНИ, СибНИИНП), Санкт-Петербурга (ВНИГРИ, Горного института,

ВСЕГЕИ).

В диссертации широко использованы труды ведущих отечественных и зарубежных

ученых, прежде всего в области:

геолого-экономической оценки природных ресурсов, оценки экономической

эффективности воспроизводства минерально-сырьевой базы, оценки инвестиционных проектов

в нефтегазовом комплексе (И.Х. Абрикосов, А.А. Арбатов, А.С. Астахов, Ю.Н. Батурин, А.А.

Герт, К.Г. Гофман, Л.П. Гужновский, Г.Х. Дикенштейн, А.А. Ильинский, С.Я. Каганович, О.С.

Краснов, М.Г. Лейбсон, Г.М. Мкртчян, В.Д. Наливкин, В.Н. Назаров, П.Б. Никитин, Т.С.

Новикова, В.П. Орлов, Б.В. Робинсон, В.И. Татаренко, Н.Г. Фейтельман, Г.Г. Шалмина и др.);

геолого-математического моделирования и количественной оценки величины и

структуры ресурсов нефти и газа (А.Э. Конторович, Л.М. Бурштейн, А.М. Брехунцов, А.И.

Варламов, А.С. Ефимов, М.Д. Белонин, В.И. Демин, Н.А. Крылов, В.Р. Лившиц, Ю.П.

Мирончев, М.С. Моделевский, Ю.В. Подольский, Г.П. Сверчков, В.А. Скоробогатов, В.И.

Старосельский, В.С. Старосельцев, А.А. Трофимук, В.И. Шпильман и др.);

прогнозирования развития отраслей топливно-энергетического и нефтегазового

комплексов России и мира (О.Б. Брагинский, В.В. Бушуев, Н.И. Воропай, А.Н. Дмитриевский,

В.М. Капустин, Ю.Д. Кононов, А.А. Коноплянник, А.Э. Конторович, А.Г. Коржубаев, А.А.

Макаров, А.М. Мастепанов, Л.А. Мелентьев, К.Н. Миловидов, О.М. Прищепа, Б.Г. Санеев, Н.И.

Суслов, Ю.К. Шафранник, П.В. Шеметов, Г.И. Шмаль, Э.М. Халимов, Л.В. Эдер и др.);

установления закономерностей развития макроэкономических систем, экономико-

математического моделирования и разработки методологии прогнозирования,

программирования и стратегического управления отраслями, территориально-

производственными комплексами (А.Г. Аганбегян, М.К. Бандман, К.К. Вальтух, А.Г. Гранберг,

С.Ю. Глазьев, О.М. Ермилов, В.В. Елгин, В.В. Кулешов, Д.С. Львов, В.Л. Макаров, П.А., Малов

В.Ю., Минакир, Н.И. Пляскина, А.В. Рыженков, В.И. Суслов и др.);

исследования институциональной и экономико-правовой среды

функционирования нефтегазового комплекса и управления им (А.А. Конопляник, В.А. Крюков,

А.И. Перчик, М.А. Субботин, А.Н. Токарев, В.П. Щербаков и др.).

Цель настоящего исследования – разработка теоретических и методических основ

геолого-экономического прогнозирования освоения ресурсов углеводородов Восточной Сибири

и Дальнего Востока и формирование на этой основе стратегии долгосрочного устойчивого

развития нефтегазового комплекса региона.

7

Для достижения поставленной цели в рамках исследования поставлены и решены

следующие задачи:

провести анализ современного состояния и развития нефтегазового комплекса

Восточной Сибири и Дальнего Востока с выявлением устойчивых тенденций и долгосрочных

закономерностей развития и обоснование перспективных и необходимых направлений

освоения ресурсов углеводородов региона;

выполнить обобщение теоретических и методологических подходов к

экономической оценке природных ресурсов с учётом отечественного и зарубежного опыта,

оценить роль геолого-экономической оценки на различных этапах освоения ресурсов

углеводородов и в обосновании важнейших и наиболее эффективных направлений развития

добывающих отраслей;

разработать методический подход к геолого-экономической оценке

слабоизученной территории в основе, которого лежит моделирование процессов поиска и

разведки месторождений нефти и газа, подготовки их к эксплуатации, создания транспортной,

перерабатывающей и сопутствующей инфраструктуры;

дать количественную оценку результатов воспроизводства минерально-сырьевой

базы Восточной Сибири и Дальнего Востока с начала активного недропользования и

разработать модель прогнозирования подготовки минерально-сырьевой базы и финансирования

геологоразведочных работ как части геолого-экономической оценки для решения задач

стратегического планирования расширенного воспроизводства;

обосновать вариантный прогноз добычи нефти и газа в Восточной Сибири и на

Дальнем Востоке на базе модельно-методических расчётов, учитывающих выработанность

ресурсного потенциала, программу прироста запасов на открытых и предполагаемых к вводу

месторождениях, планы недропользователей, экономическую целесообразность и

технологические решения относительно извлечения углеводородного сырья;

разработать научные основы концепции создания в Восточной Сибири и на

Дальнем Востоке новых крупных центров газодобычи, газопереработки и нефтехимии и

апробировать разработанный методический подход при обосновании концепции,

ориентированной на вовлечение всех попутных компонентов добываемого природного газа в

хозяйственный оборот и выпуск на их основе продукции с высокой добавленной стоимостью.

Объект исследования – углеводородные запасы и ресурсы нефтегазодобывающего

региона, а также инфраструктурные, производственные и перерабатывающие объекты,

обеспечивающие их комплексное освоение.

8

Предмет исследования – теоретические основы и методика геолого-экономической

оценки нефтегазоносной территории, а также экономические процессы, механизмы

формирования и развития НГК региона.

Область исследования соответствует специальности 08.00.05 «Экономика и управление

народным хозяйством» (экономика природопользования)» п. 7.2. «Экономика природных

ресурсов. Исследование методов экономической оценки природных ресурсов и эффективности

их использования», п. 7.16. «Разработка организационно-экономического механизма

рационального природопользования», п. 7.20 «Разработка экономических методов повышения

эффективности использования природных ресурсов (минеральных, водных, лесных, земельных

и пр.) в народном хозяйстве. Ресурсосбережение».

Теоретическая и методологическая база исследования. В диссертации применена

совокупность методов и общеметодологические принципы научного исследования,

экономический анализ (системный, исторический, причинно-следственный, функциональный и

др.), статистический анализ (обработка рядов данных, корреляционный и др.), математические

методы, методы инвестиционного (проектного) анализа, современные достижения в области

экономической оценки природных ресурсов и др.

В рамках исследования использованы научные труды российских и зарубежных ученых

и организаций, государственные документы стратегического развития отраслей и субъектов

РФ, материалы правительственных учреждений и независимых агентств.

Исследование выполнено в рамках научной школы академика А.Э. Конторовича. Автор

признателен А.Э. Конторовичу за постановку задачи и постоянное обсуждение получаемых

результатов.

Большое влияние на работу и взаимные исследования оказал А.Г. Коржубаев. Автор

признателен Л.В. Эдеру за доброе сотрудничество и консультации, а также М.В. Мишенину и

И.В. Проворной за советы и помощь в проведении расчётов.

Автор выражает благодарность научному коллективу ИНГГ СО РАН, в частности Л.В.

Бурштейну, С.А. Моисееву, В.А. Казаненкову, В.Р. Лившицу и др.

Информационная база исследования – аналитические разработки, программные и

официальные документы Министерства природных ресурсов и экологии РФ, Министерства

энергетики РФ, Министерства экономического развития РФ, Министерства промышленности и

торговли РФ, Министерства регионального развития РФ, Министерства по развитию Дальнего

Востока РФ, администраций Иркутской области, Красноярского края и Республики Саха

(Якутия). При разработке методики геолого-экономической оценки автор опирался на

исследования в области нефтегазовой геологии Восточной Сибири и Дальнего Востока,

9

выполненные главным образом специалистами ИНГГ СО РАН, СНИИГГИМС и нефтегазовых

компаний.

Использованы статистические данные Росстата, Федеральной службы по тарифам,

методические рекомендации по разработке нефтяных и газовых месторождений, нормативно-

правовые документы в области налогообложения и лицензирования недр.

В работе использованы опубликованные и фондовые материалы научно-

исследовательских институтов Российской академии наук и Министерства природных ресурсов

и экологии, специализированные периодические издания, публикации в средствах массовой

информации.

Научная новизна исследования заключается в следующем:

1. Разработана оригинальная методика геолого-экономической оценки

адаптированная к современным экономическим, организационным и нормативно-правовым

условиям и позволяющая осуществлять геолого-экономическое моделирование на поисково-

разведочном этапе и этапе разработки месторождений нефти и газа. Апробирование методики

позволило сформулировать требования к детальности и объему исходной геологической

информации, использовать ее с максимальной полнотой и получить геолого-экономическую

оценку разномасштабных нефтегазовых объектов, отличающихся степенью геологической

изученности;

2. Предложен алгоритм проведения геолого-экономической оценки, представленный

системой интегрированных и взаимоувязанных стратегических моделей для каждого этапа

освоения ресурсов углеводородов. Базовые принципы алгоритма – обеспечение единой

сценарной среды, возможность работы с отдельными блоками системы, совместимость

входных и выходных данных модельных блоков позволяют сбалансировать отдельные блоки и

улучшить их взаимоувязанность;

3. Обоснована необходимость трансформации принципов освоения и

воспроизводства минерально-сырьевой базы углеводородов Восточной Сибири и Дальнего

Востока в направлении перехода от сырьевой и транзитной стратегии развития регионов к

экономике инновационного типа с опорой на приоритетное создание технологически и

структурно сбалансированных комплексов, ориентированных на углубленную и полную

переработку ресурсов нефти и газа;

4. Разработана концептуальная схема формирования в Восточной Сибири и на

Дальнем Востоке центров высокотехнологичных добывающих и перерабатывающих

производств нефтегазового комплекса и принципиально новых индустриальных локалитетов –

нефте- и газохимии, приближенных к центрам добычи. Особенность предлагаемой концепции –

во-первых, минимизация потерь сырьевого комплекса за счет полной утилизации его

10

продукции или сохранения (гелиевый концентрат) для будущих поколений и, во-вторых,

квалифицированное (ориентированное на мксимизацию добавленной стоимости)

использование углеводородного сырья.

5. Использую предложенную автором модель прогнозирования добывных

возможностей региона с низкой степенью изученности территории, сделан прогноз баланса

добычи, потребления, переработки и экспорта нефти и газа в Восточной Сибири и на Дальнем

Востоке. Особенностью является выделение индикаторов, позволяющих учесть: (1)

характеристики сырьевой базы (степень разведанности, выработанности, структуру сырьевой

базы по категориям запасов и ресурсов); (2) технико-экономические показатели разработки

(оптимизацию динамики добычи УВ в условиях ограниченности запасов и максимизации

коэффициента извлечения, уровень отбора УВ на «полке», экономическую целесообразность

вовлечения запасов в разработку), (3) организационные и маркетинговые условия (ориентиры,

заложенные в стратегические государственные и корпоративные планы развития, условия

доступа к транспортной и перерабатывающей инфраструктуре, структура собственности, спрос

на УВ на внутреннем и мировом рынках);

6. На базе выполненных геолого-экономических расчетов обоснован уровень

необходимых инвестиций и система стимулирующих и протекционистских мер

государственной поддержки для: (1) расширенного воспроизводства минерально-сырьевой

базы, обеспечивающего комплексацию добываемого углеводородного сырья приростом запасов

промышленных категорий; (2) формирования нефтегазоперерабатывающей и транспортной

инфраструктуры, что позволит получить значительный экономический эффект и

диверсифицировать региональную экономику за счёт перехода от ресурсно-сырьевой к

инновационной модели развития.

Защищаемые в диссертационной работе положения состоят в следующем:

1. На основе анализа общероссийских и региональных тенденций в развитии

недропользования в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке показано, что для повышения

эффективности функционирования нефтегазового сектора экономики региона необходимо

трансформировать структуру нефтегазового комплекса на востоке страны в направлении

приоритетного создания технологически и структурно сбалансированных комплексов,

ориентированных на углубление и полноту переработки углеводородов и выпуск продукции с

высокой добавленной стоимостью.

2. Разработана методика геолого-экономической оценки разномасштабных

нефтегазовых объектов на основе комплекса моделей прогнозирования подготовки, освоения и

воспроизводства ресурсов углеводородов. Модельные расчёты позволяют учесть распределение

ресурсов и запасов нефти и газа, размеры залежей, отличаются максимально приближенным к

11

реальному проектированию моделированием системы поиска, разведки и разработки

месторождений нефти и газа, учетом современного состояния систем недропользования и

налогообложения в Российской Федерации.

3. Применение разработанной автором модели прогнозирования параметров

воспроизводства минерально-сырьевой базы территории с низкой степенью изученности

позволяет обосновать объём геологоразведочных работ и уровень их финансирования,

обеспечивающий комплексацию добываемого углеводородного сырья приростом запасов

промышленных категорий. Отсутствие открытий месторождений на территории Сибирской

платформы в период с 1991 по 2004 г., значительное замедление кратности воспроизводства

МСБ и недофинансирование геологоразведочных работ в Восточной Сибири и на Дальнем

Востоке обусловливают необходимость увеличения объёмов геологоразведочных работ с целью

удовлетворения внутреннего регионального спроса и выполнения международных

обязательств.

4. Выполненные расчёты добывных возможностей современных и прогнозируемых

к открытию месторождений нефти и газа Восточной Сибири и Дальнего Востока, основанные

на математическом моделировании и применении сценарного анализа (учитывающего

внутренние и мировые организационно-экономические и маркетинговые ограничения рынков

углеводородов), позволяют прогнозировать добычу нефти и газа в рамках трёх сценариев:

инерционного, ресурсно-сырьевого и инновационно-сырьевого. Максимальный уровень добычи

нефти в Восточной Сибири будет достигнут к 2020 г. и будет поддерживаться до 2030 г.

Поскольку регион располагает значительной сырьевой базой, то интенсивность сокращения

добычи нефти за пределами 2030 г. будет зависеть, прежде всего, от выполнения программы

геологоразведочных работ, удовлетворяющей параметрам расширенного воспроизводства.

5. Выполненный прогноз развития газового комплекса Восточной Сибири и

Дальнего Востока показал его высокую коммерческую, бюджетную и социальную

эффективность за счёт квалифицированной утилизации всех попутных компонентов газа,

которая позволит сформировать на востоке страны принципиально новые индустриальные

локалитеты – нефте- и газохимии. Обосновано, что устойчивые факторы, которые будут влиять

на эффективность формирования и развития локалитетов, – это изменение состава и качества

добываемого сырья, темпы строительства производственных мощностей переработки и

трубопроводной инфраструктуры, изменение географической структуры спроса на природный

газ в мире.

6. Обосновано, что с учетом государственной значимости реализации приоритетных

инвестиционных проектов в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, а также особенностей

сырьевой базы и пропорций производственно-экономического развития территории

12

государственное регулирование должно быть трансформировано в направлении развития

системы стимулирующих и протекционистских мер государственной поддержки.

Обоснованность и достоверность полученных результатов определяются

квалифицированным применением совокупности современных методов научного исследования,

сравнительным анализом результатов, использованием детальной и достоверной

экономической и геологической информации о сырьевой базе нефти и газа регионов Восточной

Сибири и Дальнего Востока, применением при моделировании схем поиска, разведки и

разработки месторождений, соответствующих современному этапу технологического развития,

учетом региональной специфики в части природно-климатических и горно-геологических

условий, проведением вариантных расчетов и практической апробацией результатов.

Исследования автор проводил в рамках работы по приоритетным направлениям РАН,

которые все эти годы выполнялись совместно коллективами ИНГГ СО РАН, ИЭОПП СО РАН,

НГУ.

Практическая значимость работы. Теоретические, методические и практические

рекомендации и результаты исследования могут быть использованы для решения актуальных

задач, связанных с повышением точности расчетов геолого-экономического эффекта и качества

оценки освоения ресурсов углеводородов, а также при формировании политики геологического

изучения и освоения недр Восточной Сибири и Дальнего Востока.

Предложенные автором методика геолого-экономической оценки месторождений,

прогнозируемых к открытию, модели воспроизводства минерально-сырьевой базы и

прогнозирования уровней добычи могут быть использованы при выполнении прогноза и

моделировании процессов освоения и лицензирования недр малоизученных территорий.

Материалы и результаты исследования могут быть использованы: (1) в качестве

информационной и аналитической базы для разработки стратегических документов развития

восточных территорий России на государственном и корпоративном уровнях, (2) в качестве

учебно-методического пособия по геолого-экономической оценке освоения новых

нефтегазовых регионов для студентов экономических и геологических специальностей.

Апробация результатов исследования.

Исследования, лежащие в основе диссертационной работы, поддержаны:

грантами РФФИ: «Согласование корпоративных, федеральных и региональных

интересов в реализации инфраструктурных проектов (на примере Восточного коридора

трубопроводного транспорта)» (№ 06-02-00-268); «Научное обоснование инновационного

развития отраслей топливно-энергетического комплекса» (№ 12-06-00297-а); «Россия в

Азиатско-Тихоокеанском регионе» (№ 11-32-04001) за период 2006–2012 гг.;

13

интеграционным проектом СО РАН «Трансформация экономики Сибири: проблемы и

перспективы» № 10 за 2010 г.

Теоретические, методические и практические результаты исследования докладывались

на всероссийских и международных конференциях, форумах и симпозиумах: VII

Международная энергетическая неделя «Современное состояние и перспективы сотрудничества

России и стран АТР в нефтегазовой и угольной сферах» (Москва, 2012); VIII международная

конференция «Энергетическая кооперация в Азии: риски и барьеры» (Иркутск, 2012);

Отраслевая конференция «Проблемы утилизации ПНГ. Энергоэффективность» (Краснодар,

2012); Международная конференция «Гелий–2012» (Москва, 2012); Ямальский инновационный

форум–2012 «Энергия Арктики» (Новый Уренгой, 2012); VIII Международная конференция

«Химия нефти и газа» (Томск, 2012); VIII Международный экспертный форум стратегий

регионального развития (Владивосток, 2011); Объединенный симпозиум «Энергетика России в

XXI веке: стратегия развития – восточный вектор» и «Энергетическая кооперация в Азии: что

после кризиса?» (Иркутск, 2010); V Российско-Китайская конференция «Региональное развитие

и сотрудничество Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока Китая» (Новосибирск, 2007);

Всероссийская научно-практическая конференция «Пути повышения эффективности геолого-

разведочных работ на нефть и газ в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия)»

(Новосибирск, 2006).

Результаты диссертационного исследования обсуждались на заседаниях учёного совета

ИНГГ СО РАН, кафедры месторождений полезных ископаемых и кафедры политэкономии

НГУ. Теоретические положения и методический аппарат широко использованы в учебном

процессе на геолого-геофизическом и экономическом факультетах НГУ.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 150 статей (102,4 п.л., авт. 39,1 п.л.), в

том числе 40 статей из перечня рецензируемых научных изданий, в которых должны быть

опубликованы основные результаты диссертации (27,3 п.л., авт. 10,4 п.л.) и 14 монографий

(198,7 п.л., авт. 33,5 п.л.).

Объём и структура работы. Диссертаця состоит из введения, шести глав, заключения,

списка использованной литературы из 373 наименований. Текст работы изложен на 301

странице, включая 66 таблиц и 33 рисунка.

Во введении обоснована актуальность темы диссертационного исследования, показана

степень разработанности проблемы, определены цели и задачи исследования, показаны научная

новизна, теоретическая и методологическая база исследования, практическая значимость и

обоснованность выводов и результатов исследования.

В первой главе выявлены устойчивые долгосрочные тенденции развития минерально-

сырьевой базы Восточной Сибири и Дальнего Востока в части ресурсов углеводородов на

14

основе анализа современных региональных экономических и внешнеэкономических

показателей развития. Обобщены особенности современного состояния нефтегазового

комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока и на этой основе сформулированы

перспективные и необходимые направления освоения ресурсов углеводородов региона.

Во второй главе автор анализирует научные труды отечественных и зарубежных

исследователей, посвященные разработке и совершенствованию методики и методологии

геолого-экономической оценки природных ресурсов. Анализ работ отечественных авторов

включает период функционирования плановой экономики и этап рыночных преобразований.

Третья глава посвящена экономической оценке ресурсной базы – важнейшему условию

выбора наиболее эффективных направлений развития добывающих отраслей. Обоснована

необходимость разработки методического подхода и его целостного алгоритма к геолого-

экономическому прогнозированию. Предложена авторская версия модельного комплекса,

позволяющего оценить на базе математического моделирования экономическую эффективность

реализации всех стадий подготовки, освоения и воспроизводства ресурсов углеводородов. Дано

описание разработанного программного обеспечения для выполнения отдельных блоков

комплекса.

В четвёртой главе проведена периодизация этапов освоения нефтегазоносных районов

Сибирской платформы и осуществлён их анализ. Выявлены закономерности и долгосрочные

тенденции воспроизводства минерально-сырьевой базы углеводородов, концентрации и

распределения запасов и ресурсов нефти и газа по месторождениям и по времени открытия,

закономерности их локализации в пределах отдельных регионов. Предложена модель и на её

основе рассчитан объём геологоразведочных работ, обеспечивающий комплексацию

углеводородного сырья, извлечённого в процессе эксплуатации, приростом запасов

промышленных категорий с учётом их качественной оценки, и определены размеры их

финансирования.

В пятой главе сформулированы стратегические направления развития нефтяной и

газовой промышленности России, показано, как отражена роль добычи углеводородов

Восточной Сибири и Дальнего Востока в основных государственных и отраслевых документах,

касающихся развития отраслей ТЭК. Предложен методический подход и на его основе

выполнен сценарный прогноз добывных возможностей ресурсной базы Восточной Сибири и

Дальнего Востока. Рассчитан баланс поставок углеводородного сырья на внутренний рынок и

на экспорт, удовлетворяющий переходу развития регионов востока страны на путь

инновационного развития.

В шестой главе представлена концепция освоения ресурсов углеводородов Восточной

Сибири и Дальнего Востока, создания новых крупных центров газодобычи, газопереработки и

15

нефтехимии, дана оценка внутренних и внешних рынков сбыта с учётом последовательности и

сроков ввода месторождений нефти и газа в разработку, а также темпов строительства

производственной и транспортной инфраструктуры. Специальный раздел посвящен

обоснованию первоочередных мер государственной поддержки и направлений

совершенствования законодательного обеспечения для повышения эффективности реализации

предложенной концепции.

В заключении сформулированы теоретические, методические и практические выводы и

рекомендации, полученные в рамках проведённого диссертационного исследования.

16

ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ ВОСТОЧНОЙ

СИБИРИ И ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА

И СТРАТЕГИЧЕСКИЕ НАПРАВЛЕНИЯ ЕЁ РАЗВИТИЯ

1.1 Анализ сырьевой базы углеводородов Восточной Сибири и Дальнего

Востока

Структура и распределение запасов, ресурсов и качественных характеристик

нефти. Восточная Сибирь и Дальний Восток не только территориально близки к динамично

развивающемуся Азиатско-Тихоокеанскому региону, но и располагают значительными

источниками углеводородного сырья. Эффективное освоение запасов и ресурсов углеводородов

региона – важное условие сохранения национального суверенитета над обширными

территориями на востоке страны, увеличения и закрепления российского населения,

обеспечения национальной энергетической безопасности страны.

В геологическом плане Восточная Сибирь и Дальний Восток включает Лено-Тунгусскую

и Хатангско-Вилюйскую нефтегазоносные провинции (НГП), северо-восточную часть

Западносибирской плиты, а также выявлена Охотоморская НГП, состоящая из девяти

нефтегазоносных и перспективно нефтегазоносных областей (НГО, ПНГО) на о-ве Сахалин,

акватории Охотского моря [10, 145, 295].

Восточная Сибирь и на Дальний Восток аккумулируют около 16 млрд т начальных

суммарных ресурсов (НСР) нефти, или около 20 % НСР нефти России [83, 245], а разведанные

и предварительно оцененные запасы – превышают 3,6 млрд т, степень разведанности – 11,8 %, в

то время как в целом по стране – 44 % (Рисунок 1.1). Доля неоткрытых ресурсов составляет

76 %, именно эти ресурсы представляют потенциал прироста будущих запасов нефти при

условии активной лицензионной политики со стороны государства и компаний, а также

проведения геологоразведочных работ.

Наибольшими начальными суммарными ресурсами нефти среди регионов Восточной

Сибири и Дальнего Востока располагает Красноярский край (Рисунок 1.2), на долю которого

приходит 50 % восточносибирского и дальневосточного регионов.

Крупнейшими месторождениями края по суммарным запасам нефти являются

Юрубчено-Тохомское, Ванкорское, Куюмбинское и Тагульское нефтегазоконденсатные

месторождения.

17

Рисунок 1.1 – Структура начальных суммарных ресурсов нефти

Источник: построено автором по данным Ефимов А.С., Герт А.А., Старосельцев В.С. Состояние освоения

ресурсной базы углеводородов Восточной Сибири и Дальнего Востока // Минеральные ресурсы России.

Экономика и управление. – 2008. – № 1. – С. 18-31.

Рисунок 1.2 – Структура НСР нефти и степень разведанности

Источник: построено автором по данным Ефимов А.С., Герт А.А., Старосельцев В.С. Состояние освоения

ресурсной базы углеводородов Восточной Сибири и Дальнего Востока // Минеральные ресурсы России.


19%

37%

22%

44%

76%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Россия Восточная Сибирь и

Дальний Восток

Степень разведанности НСР нефти по России - 44%,

по Восточной Сибири и Дальнему Востоку - 12%

Прогнозные и

перспективные

ресурсы

Разведанные и

предварительно

оцененные

запасы

Добыча и

потери с начала

разработки

11% 7%

10%

19%

58%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

Кр

асн

ояр

с

ки

й к

рай

Ир

кутс

кая

об

лас

ть

Рес

пуб

ли

к

а С

аха

(Якути

я)

Ох

отс

ко

е

мо

ре

Сах

али

нск

ая о

блас

ть

Сте

пен

ь р

азвед

анн

ост

и, %

НС

Р н

ефти

, м

лрд

т


перспективны

е ресурсы

Разведанные

и

предваритель

но оцененные

запасы Добыча и

потери с

начала


Степень

разведанност

и НСР

18

Доля этих месторождений в суммарных извлекаемых запасах нефти края составляет более

85 %, а только по категории АВС1 – 92 %, что свидетельствует о высокой концентрации

запасов, подготовленных к разработке (только 4 месторождения из 15), низкой степени

разведанности остальной территории и высоком потенциале прироста запасов [80].

Иркутская область и Республика Саха (Якутия) располагают примерно равными НСР

нефти, объём разведанных запасов (АВС1) нефти и накопленная добыча в Республике Якутия

больше, чем в Иркутской области, что обуславливает более высокую степень разведанности

10 % и 7 % соответственно.

Крупнейшими месторождениями Иркутской области являются Верхнечонское на севере

области на границе с Якутией и месторождение им. Савостьянова, открытое в 2009 г. Однако

запасы АВС1 только Верхнечонского месторождения составляют более 75 % всех запасов

области, что показывает высокую концентрацию подготовленных к добыче запасов нефти в

рамках одного месторождения. По категории С2 80 % запасов нефти распределены между

пятью месторождениями – им. Савостьянова, им. Лисовского, Санарское, Верхнечонское и

Северо-Даниловское, поэтому при необходимом объёме инвестиций в обустройство этих

месторождений и строительство транспортной инфраструктуры в Иркутской области

существует потенциал запасов, подготовленных к добыче.

В Республике Саха (Якутия) наиболее крупными по запасам являются

Среднеботуобинское и Талаканское нефтегазоконденсатные месторождения [150, 254]. Однако

также значительные запасы нефти содержат Северо-Талаканское, Чаяндинское,

Тымпучиканское и Верхневилючанское месторождения, что свидетельствует о довольно

равномерном распределении запасов по объектам добычи и сокращает риски, связанные с

концентрацией запасов в рамках малого числа объектов разработки.

Также значительной ресурсной базой располагает шельф Охотского моря, где

расположены крупнейшие месторождения Аркутун-Дагинское, Одопту-море (Центральный и

Южный купол) и Чайво – недропользователь Exxon Neftegas Ltd в рамках проекта «Сахалин-1»,

а также Пильтун-Астохское месторождение, принадлежащее Sakhalin Energy Investment

Company Ltd. (проект «Сахалин-2). Месторождения введены в эксплуатацию, ведётся добыча,

что обуславливает более высокую степень разведанности (18,6 %). Разведанные запасы нефти

этих месторождений превышают 85 % запасов Охотского моря, а по категории АВС1 – 90 %

[93, 257].

Наиболее освоенная область Дальнего Востока – Сахалинская область, где степень

разведанности составляет почти 60 % . Три крупнейших континентальных месторождения

Сахалинской области (Центральная Оха, Монги – ОАО «Роснефть» и Окружное – ЗАО

19

«Петросах») по суммарным извлекаемым запасам нефти составляют 33 % от общего объема

Сахалинской области [255].

Низкая степень геологической изученности территорий Восточной Сибири и Дальнего

Востока, с одной стороны, позволяют прогнозировать открытие новых месторождений, а с

другой стороны, свидетельствует о высоких геологических рисках и об особом внимании к

уровню научного и технологического обеспечения ГРР, необходимости крупномасштабных

инвестиций как со стороны недропользователей, так и государства.

Качественных характеристики нефти Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия)

достаточно высоки и превосходят характеристики российского экспортного стандарта Urals

(Таблица 1.1). С конца 2009 г. осуществляются экспортные поставки нового российского сорта

нефти VSTO по нефтепроводной системе «Восточная Сибирь – Тихий океан» до порта

Козьмино и далее танкерами на экспорт в страны Тихоокеанского региона (Японию, Китай,

США, Южную Корею и др.). Более 50 % в смеси сорта составляет нефть месторождений

Республики Саха (Якутия), Красноярского края и Иркутской области. Нефть сорта VSTO

классифицируется как «малосернистая» и «лёгкая» и по содержанию серы существенно

превосходит нефти, экспортируемые с российских терминалов в Приморске (1,45 %),

Новороссийске (0,6-1,5 %), Усть-Луга (1,7 %) и нефтепровода «Дружба» (1,7 %) [28].

Таблица 1.1 – Классификация нефти по сортам

Сорт нефти Регион добычи Содержание серы,

%

Плотность, г/куб.

см

Sokol Охотское море 0,23 0,835

Brent Северное море 0,37 0,835 - 0,830

WTI Техас (США) 0,4-0,5 0,827

ESPO Восточная Сибирь,

Западная Сибирь 0,53 - 0,62 0,843

Siberian Light ХМАО 0,57 0,845

REBCO Западная Сибирь, Урал, Поволжье 1,20 0,8708 - 0,866

Urals Западная Сибирь, Урал, Поволжье 1,20 0,8708 - 0,866

Dubai Crude ОАЭ 2,00 0,871 Источник: составлено автором по данным Сафонова Т.Ю. Классификации и характеристики маркерных сортов

нефти // Российская Академия народного хозяйства и государственной службы при Президенте РФ – Москва. –

2013 (использованы текст и данные таблиц указанных регионов).

Значительная доля запасов нефти Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) (79 %)

обладает плотностью менее 0,87 г/куб. см (Таблица 1.2), нефть большей плотности считается

«тяжёлой». При этом в Иркутской области и Республике Саха (Якутия) вся нефть по качеству

«лёгкая» и «средняя». В Красноярском крае «тяжёлая» нефть встречается только на Тагульском

и некоторых залежах Ванкорского и Лодочного месторождений.

20

Таблица 1.2 – Распределение запасов нефти Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) по

плотности, %

Плотность нефти, г/куб. см Иркутская

область

Красноярский

край

Республика Саха

(Якутия) Всего

Лёгкая (0,8-0,839) 10 56 4 36

Средняя лёгкая (0,84-0,879) 90 13 73 42

Тяжелая (0,88-0,92) 0 28 1 16

Очень тяжелая (< 0,92) 0 3 0 2

Всего 100 100 100 100

Источник: составлено автором по данным Белонин М.Д., Маргулис Л.С. Нефтегазовый потенциал и перспективы

освоения углеводородных ресурсов Востока России // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2006. – № 1. –

С. 12-18.

Наряду с низкой плотностью (средневзвешенное значение 0,851 г/куб. см) нефти

месторождения Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) характеризуются очень низким

содержанием серы при средневзвешенном значение 0,296 % (Таблица 1.3), максимальное

содержание серы не превышает 1,28 %, в то время как в сорте Dubai Crude, по отношению к

которому формируется цена сорта нефти VSTO, этот показатель составляет 2,0 %. По

содержанию серы VSTO лучше большинства сортов нефти стран АТР и Персидского залива –

Arabian extra light (1,25 %), Iran Heavy (1,75 %), Kirkuk (Iran) (2,0 %), Kuwait (2,4 %), Arabian

heavy (2,9 %).

Рост добычи нефти на месторождениях Иркутской области, Красноярского края и

Республики Саха (Якутия), а также ввод в разработку уже подготовленных месторождений и

месторождений, прогнозируемых к открытию, позволит увеличить их долю в структуре смеси и

существенно улучшить качественные характеристики нового российского экспортного сорта

VSTO, увеличив долю «лёгкой» и «малосернистой» нефти.

Таблица 1.3 – Средневзвешенные значения плотности и серы нефти Восточной Сибири и

Республики Саха (Якутия)

Субъект РФ Плотность, г/куб. см Сера, %

ср.вз. макс. мин. ср.вз. макс. мин.

Иркутская область 0,854 0,876 0,820 0,500 0,890 0,140

Красноярский край 0,848 0,953 0,809 0,146 1,280 0,060

Республика Саха (Якутия) 0,858 0,884 0,838 0,576 0,890 0,300

Восточная Сибирь и Республика Саха

(Якутия) 0,851 0,953 0,809 0,296 1,280 0,060

Источник: составлено автором по данным Недропользование в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) по

состоянию на 01.01.2010: Стат. сб. [Текст] / Под ред. А.А. Герта. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 2010

(использованы текст и данные таблиц указанных регионов).

С увеличением доли нефти восточносибирских месторождений среднее содержание серы

сократится с текущих 0,62 до 0,5 % к 2015 г. и в долгосрочной перспективе при условии

организации масштабной добычи нефти на всей территории Лено-Тунгусской провинции,

21

возможно снижение серы до порогового значения 0,3 %. Это повысит конкурентоспособность

сорта VSTO на мировом рынке, повысит ценовую премию [86], а в дальнейшем, при

гарантированных объемах поставок и стабильных характеристиках качества, позволит придать

ему статус маркерного сорта.

Особенности сырьевой базы природного газа. Месторождения Восточной Сибири и на

Дальнем Востоке содержат около 60 трлн куб. м, или около 23 % начальных суммарных

ресурсов газа в стране. Запасы природного газа (разведанные и предварительно оцененные)

превышают 9,6 трлн куб. м, или 13,8 % от уровня России. Степень разведанности – 9 %

(Рисунок 1.3), в то время как аналогичный показатель по России в целом составляет 25 %, для

Западно-Сибирского бассейна – 37 %, а для Волго-Уральского бассейна – 58 %.

Рисунок 1.3 – Структура начальных суммарных ресурсов газа

Источник: построено автором по данным Недропользование в Восточной Сибири и Республике Саха

(Якутия) по состоянию на 01.01.2010: Стат. сб. [Текст] / Под ред. А.А. Герта. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 2010


Крупнейшими запасами и ресурсами природного газа располагает Красноярский край

(Рисунок 1.4), сосредоточивший более 50 % газового потенциала Восточной Сибири и

Республики Саха (Якутия). Крупнейшими месторождениями края по суммарным запасам нефти

являются Юрубчено-Тохомское, Пеляткинское, Тагульское, Собинское и Куюмбинское газовые

и нефтегазоконденсатные месторождения [100, 197]. Доля этих месторождений в суммарных

извлекаемых запасах нефти края составляет 64 % и столько же по категории АВС1. При этом

Красноярский край характеризуется наименьшей степенью разведанности (4 %) среди

6%

27%

16%

67% 83%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Россия Восточная Сибирь и


Степень разведанности НСР газа по России - 25%,

по Восточной Сибири и республике Саха (Якутия) - 9%



ресурсы



оцененные

запасы

Добыча и



22

восточносибирских регионов. Запасы газа Красноярского края в большей степени

дифференцированы относительно других восточносибирских регионов, что потребует больших

затрат на развитие системы транспорта и сбора газа.

Рисунок 1.4 – Структура начальных суммарных ресурсов газа

Источник: построено автором по данным Недропользование в Восточной Сибири и Республике Саха

(Якутия) по состоянию на 01.01.2010: Стат. сб. [Текст] / Под ред. А.А. Герта. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 2010


В Иркутской области и Республике Саха (Якутия) распределено примерно равное

количество начальных суммарных ресурсов газа. Однако степень разведанности в Иркутской

области несколько выше (12,8 %), чем в Республике Якутия (12,4 %), а также в ней больше

разведанные и предварительно оцененные запасы природного газа.

Крупнейшими месторождениями Иркутской области являются Ковыктинское и соседнее

Ангаро-Ленское газовые месторождения [198]. Суммарные запасы этих месторождений по

категории АВС1С2 превышают 80 %, однако наиболее подготовленным к началу добычи

является Ковыктинское месторождение, запасы газа которого по категории АВС1 составляют

87 % от области в целом. Таким образом, Иркутская область – регион с наиболее

подготовленной сырьевой базой для развития крупномасштабной добычи природного газа и

формирования на её базе нефтегазохимического производства.

В Республике Саха (Якутия) наиболее крупными по запасам являются Чаяндинское,

Верхневилючанское, Среднеботуобинское и Среднетюнгское нефтегазоконденсатные

месторождения, доля суммарных извлекаемых запасов газа категории АВС1 этих

4%

12% 13%

16%

25%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0К

рас

но

яр

ски

й

кр

ай

Рес

пуб

ли

ка

Сах

а (Я

кути

я)

Ир

кутс

кая

об

лас

ть

Охо

тско

е

мо

ре

Сах

али

нск

ая

об

лас

ть

Сте

пен

ь р

азвед

анн

ост

и, %

НС

Р г

аза,

млрд

куб

. м



ресурсы



оцененные

запасы Добыча и



Степень

разведанности

НСР

23

месторождений составляет 70 % запасов республики и также с учётом категории С2 – около

70%.

Высокая концентрация запасов природного газа в рамках трёх крупнейших

месторождений – Ковыктинского и Ангаро-Ленского в Иркутской области и Чаяндинского в

Республике Саха (Якутия), высокая степень их освоенности и подготовки к промышленной

эксплуатации обуславливают начало формирования новых газодобывающих центров на востоке

страны именно на базе этих месторождений.

Однако учитывая сложный компонентный состав природного газа восточносибирских

месторождений – высокое содержание гомологов метана (этана, пропана, бутана), а также

промышленное содержание гелия, в рамках первоочередной задачи освоения восточных

территорий России необходимо предусмотреть программу развития и формирования

нефтегазохимических производств.

Более чем 30 % начальных суммарных ресурсов газа Дальнего Востока располагает

шельф Охотского моря со степенью разведанности на уровне 17,6 %, где расположены

крупнейшие месторождения Лунское (проект «Сахалин-2»), Чайво (проект «Сахалин-1»),

Южно-Киринское (проект «Сахалин-3»).

Разведанные запасы газа этих месторождений превышают 70 % запасов Охотского моря.

На территории Сахалинской области открыто около 60 месторождений, добыча газа

ведётся с 1930-х гг., степень разведанности составляет почти 25 %, единственным крупным

недропользователем области является ОАО «Роснефть». Месторождения Сахалинской области

распределены по крупности равномерно, наиболее крупные по запасам месторождения – Усть-

Эвай, Узловое, Верхненышское, Восточное Эхаби, Южно-Луговское (совместно с

Золоторыбным) и ряд других.

Сырьевая база нефтехимической и гелиевой промышленности Восточной Сибири и

Республики Саха (Якутия). Важной тенденцией развития газовой отрасли России является

изменение структуры сырьевой базы. До недавнего времени газовая промышленность России

имела дело, главным образом, с однокомпонентным «сухим» газом, но сейчас Россия переходит

на многокомпонентные системы в традиционных регионах Западной Сибири и районах нового

хозяйственного освоения [101].

Большинство месторождений углеводородов Восточной Сибири по типу нефтегазовые и

газонефтяные, т.е. содержат нефть, газ, конденсат, а в составе природного газа выделяется

высокое содержание гомологов (метан, этан, пропан, бутаны), а также конденсат и гелий. Это

так называемый «жирный газ», который требует переработки и выделения ценных

компонентов, являющихся сырьём для нефтегазохимических производств [103].

24

Поэтому при создании будущих центров нефтегазодобычи на востоке страны

необходимо планировать создание производств по переработке и подземному хранению

углеводородов и попутных компонентов, синхронизировать программы развития нефтяной и

газовой промышленностей.

Сравнительный анализ содержания этана, пропана, бутана и конденсата показывает, что

концентрации этих полезных компонентов в газе месторождений Восточной Сибири

сопоставимы со значениями валанжинского, неокомского, васюганский и других газов

нижележащих горизонтов относительно сеномана месторождений Западной Сибири.

Среди восточносибирских регионов природный газ месторождений Республики Саха

(Якутия) характеризуется низким содержанием конденсата (39,4 г/куб.м), а также наименьшими

концентрациями этана, пропана и бутана. В то время как в Красноярском крае и Иркутской

области показатели выше в 2-3 раза (Таблица 1.4), что обуславливает целесообразность

формирования нефтегазохимических производств именно на базе углеводородного сырья

Красноярского края и Иркутской области.

Таблица 1.4 – Сравнительная характеристика природного газа (свободного) Восточной Сибири,

Республики Саха (Якутия) и Западной Сибири

Субъект РФ

Содержание

стабильного

конденсата, г/куб.м


этана, г/куб.м


пропана, г/куб.м


бутанов, г/куб.м

ср.вз. макс. мин. ср.вз. макс. мин. ср.вз. макс. мин. ср.вз. макс. мин.

Иркутская область 132,9 200,0 11,0 70,0 161,9 60,6 32,2 76,3 19,9 21,3 51,1 14,0

Красноярский край 155,5 354,0 16,8 68,8 138,8 37,6 41,7 61,7 13,6 26,4 42,0 9,5

Республика Саха (Якутия) 39,4 139,0 1,5 60,2 108,8 25,0 27,9 63,2 3,4 13,9 23,7 3,0

Восточная Сибирь и

Республика Саха (Якутия) 117,1 354,0 1,5 66,2 161,9 25,0 33,8 76,3 3,4 20,7 51,1 3,0

Западная Сибирь 214,9 1018 0,2 84,4 305,2 4,2 54,6 1606,0 0,4 31,8 242,8 0,1

Источник: составлено автором по данным Подольский Ю.В., Маргулис Л.С. Сырьевая база углеводородов

Республики Саха (Якутия) // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2013. – Т. 8. – № 2. – С. 19-24.

Гелий. Основные гелиевые провинции России связаны с нефтегазоносными бассейнами

Восточно-Европейской и Сибирской платформ. Гелий учитывается в растворенном газе при

содержании не менее 0,035 %, в свободном (включая газ газовых шапок) – не менее 0,05 %.

Около половины запасов гелия в России сосредоточено в Сибирском федеральном

округе – в Иркутской области и в Красноярском крае. Значительными запасами

гелийсодержащего газа располагает Дальневосточный округ, где на месторождениях

Республики Саха (Якутия) сосредоточено свыше 30 % запасов гелия в стране. По 7 % всех

запасов гелия в России приходится на Приволжский федеральный округ, главным образом

Оренбургскую область, и на Южный федеральный округ, прежде всего, Астраханскую область,

однако концентрации гелия там существенно ниже.

На сегодняшний день крупнейшие гелиевые месторождения в России – Ковыктинское

(Иркутская область) с объемом разведанных запасов категории А+В+С1+С2, Чаяндинское

25

(Республика Саха (Якутия)), Собинское (Красноярский край), Астраханское (Астраханская

область), Среднеботуобинское (Республика Саха (Якутия)), Оренбургское (Оренбургская

область), Тас-Юряхское (Республика Саха (Якутия)).

Большая часть запасов гелия категории А+В+С1 России содержится в залежах

свободного газа (73,14 %), затем в газе газовых шапок – около 26,43 % и в растворенном газе –

0,43 %. В Сибирском, Приволжском и Южном федеральных округах гелий содержится

преимущественно в свободном газе, в Дальневосточном федеральном округе, прежде всего в

Республике Саха (Якутия) – в газовых шапках. Более 80 % всего гелия в России содержится,

главным образом, на Оренбургском месторождении в растворенном газе.

Концентрация гелия на единственном разрабатываемом Оренбургском месторождении в

России составляет 0,053-0,055 %, однако на месторождениях Восточной Сибири и Республики

Саха – крупнейшей неосвоенной гелиевой провинции мира, этот показатель существенно выше

– в среднем 033-0,42 % и достигает 0,65 % (Таблица 1.5).

Таблица 1.5 – Средневзвешенные значения содержание гелия в природном газе Восточной

Сибири и Республики Саха (Якутия)

Субъект РФ

Структура запасов АВС1С2 Содержание гелия, %

Гелийсодержа-

щего газа, % Гелия, %

ср.вз.

(газ)

ср.вз.

(гелия) макс. мин.

Иркутская область 47 34 0,25 0,26 0,32 0,04

Ковыктинское 39 29 0,26 0,26 0,28 0,15

Дулисьминское 2 1 0,24 0,26 0,26 0,05

Чиканское 2 1 0,21 0,24 0,32 0,17

Верхнечонское 2 1 0,15 0,16 0,26 0,17

Ярактинское 1 0 0,17 0,19 0,2 0,04

Прочие 2 1 0,27 0,27 0,3 0,25

Красноярский край 14 12 0,29 0,38 0,65 0,18

Собинское 3 5 0,58 0,58 0,58 0,58

Юрубчено-Тохомское 8 5 0,2 0,21 0,29 0,18

Куюмбинское 3 2 0,17 0,17 0,17 0,17

Абаканское 1 1 0,29 0,3 0,34 0,22

Пайгинское 0 0 0,54 0,55 0,65 0,52

Республика Саха (Якутия) 39 54 0,45 0,53 0,65 0,04

Чаяндинское 26 43 0,57 0,59 0,65 0,04

Среднеботуобинское 4 5 0,37 0,38 0,41 0,19

Тас-Юряхское 2 3 0,38 0,38 0,38 0,38

Верхневилючанское 4 2 0,13 0,14 0,17 0,11

Талаканское 1 1 0,23 0,27 0,4 0,24

Прочие 2 1 0,25 0,35 0,56 0,07


Республика Саха (Якутия) 100 100 0,33 0,42 0,65 0,04

Источник: Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Пак В.А., Удут В.Н., Довгань А.В., Филимонова И.В., Эдер Л.В.

Гелий: состояние и перспективы // Нефтегазовая вертикаль. - 2005. - № 7. - С. 52-55.

26

Начало широкомасштабной добычи природного газа на востоке страны может вывести

регионы Восточной Сибири в крупнейшие поставщики гелия на мировой рынок.

1.2 Долгосрочные тенденции и современное состояние нефтегазового

комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока

Нефтегазовый комплекс Восточной Сибири и Дальнего Востока – один из крупнейших и

динамично развивающихся центров нефтегазовой промышленности России. Восточная Сибирь

и Дальний Восток являются стратегически приоритетными регионами на долгосрочную

перспективу. Масштабное развитие добычи углеводородов уже открытых месторождений,

участков, подготовленных для лицензирования и перспективных нефтегазоносных недр

региона, а также расширение нефтепроводной системы и единой системы газоснабжения на

востоке страны позволят организовать новые крупные промышленные центры, улучшить

внутреннее газоснабжение и нефтепродуктообеспечение, повысить занятость населения и

обеспечить выход на энергетические рынки Азиатско-Тихоокеанского региона.

Для устойчивого долгосрочного развития НГК Восточной Сибири и Дальнего Востока

необходимо осуществить переход от сырьевой и транзитной стратегий развития к экономике

инновационного типа на базе организации региональных территориально-производственных

комплексов (кластеров) углубленной переработки углеводородного сырья, производству

нефтегазохимической продукции с высокой добавленной стоимостью.

Преимуществом развития в этом направлении служит наличие значительного ресурсного

потенциала на территории Восточной Сибири и Дальнего Востока и близость к динамично

развивающимся ёмким рынкам Азиатско-Тихоокеанского региона. Сырьевой базой для таких

производств, в первую очередь, должен стать природный газ месторождений Восточной

Сибири и Дальнего Востока, содержащий в высоких концентрациях этан, пропан, бутан,

конденсат и гелий. Вовлечение такого многокомпонентного газа в промышленное освоение

придаст импульс развитию нефтехимической, газохимической, гелиевой промышленности,

будет способствовать созданию дополнительных рабочих мест и ускорению социально-

экономического развития районов на востоке страны.

Современное состояние добычи углеводородов. Добыча нефти. Импульсом к началу

крупномасштабной добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке послужил ввод в

эксплуатацию нефтепровода ВСТО и спецморнефтепорта в Козьмино, подводящих и

соединительных нефтепроводов – «Ванкорское – Пурпе» и «Пурпе – Самотлор»,

«Верхнечонское – Талаканское – ВСТО», а также нефтепроводов «Северный Сахалин – Де

Кастри», «Северный Сахалин – Южный Сахалин». Это позволило нарастить добычу нефти в

27

регионе с 6,9 млн т в 2006 г. до 54,5 млн т в 2013 г., в том числе в Восточной Сибири и

Республике Саха (Якутия) – 40,6 млн т, на Дальнем Востоке – 13,9 млн т (Рисунок 1.5).

Рисунок 1.5 – Добыча нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке

Источник: Итоги производственной деятельности отраслей ТЭК России // ТЭК России. – №№ 1. – 2000–

2014 гг.; Статистика // Разведка и добыча. – №№ 1. – 2000–2014 гг.

Основу добычи нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) составляют три

месторождения – Ванкорское (53 %) и Верхнечонское (19 %), разрабатываемые компанией

«Роснефть», Талаканское (18 %), оператор разработки «Ленанефтегаз», контролируется

«Сургутнефтегазом».

Главный прирост добычи нефти в регионе пришёлся на Красноярский край, где

«Роснефтью» увеличен объём добычи на Ванкорском месторождении с начала промышленной

добычи в 2009 г. с уровня 3,6 млн т до 21,4 млн т в 2013 г. Проектная мощность на уровне 25

млн т нефти в год, планируемая ранее в 2014 г., перенесена на 2019 г. с целью продлить

стабильный период добычи. До этого добычу нефти на месторождении планируется

поддерживать на уровне 22 млн т.

Добыча нефти на крупнейшем в Иркутской области Верхнечонском месторождении в

2011 г. выросла в два раза, а в 2013 г. был достигнут проектный уровень добычи 7,7 млн т –

более 68 % совокупной добычи нефти в Иркутской области, который планируется

поддерживать до 2020 г.

Добыча нефти на Талаканском месторождении в Республике Саха (Якутия) в 2013 г.

составила 7,2 млн т, или 94 % добычи по республике. К 2015 г. совокупный объём добычи

нефти компании «Сургутнефтегаз» в Республике Саха (Якутия) может превысить 8 млн т за

счёт разработки принадлежащих ей Талаканского, Алинского, Северо-Талаканского и

Восточно-Алинского месторождений.

3,9 4,3 3,8 3,7 4,1 4,7 6,9

12,8 14,3

22,8

34,5

42,6

49,3

54,5

0

10

20

30

40

50

60

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

До

бы

ча

неф

ти,

млн

т

Прочие

"Дулисьма"

"Роснефть-Сахалинморнефтегаз"

"ИНК"

"Сахалин-2"

"Сахалин-1"

"Ленанефтегаз"

"Верхнечонскнефтегаз"

"Ванкорнефть"

28

Рост добычи нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) был обусловлен

также последовательным подключением ряда месторождений независимых нефтяных компаний

к нефтепроводной системе ВСТО. Так, в 2010 г. «Иркутская нефтяная компания» (ИНК),

подключила Ярактинское месторождение к нефтепроводу. В 2013 г. добыча нефти «ИНК»

составила 2,8 млн т, рост к предыдущему году составил 40%, что обусловлено ростом добычи

на Даниловском месторождении. А в 2011 г. для обеспечения сырьём ВСТО компании «ИНК» и

«Дулисьма» подписали соглашения об отгрузке нефти с Дулисьминского месторождения.

Благодаря использованию инфраструктуры «ИНК», добыча нефти на месторождении в 2012 г.

возросла вдвое, а в 2013 г. составила 832 тыс. т. В конце 2012 г. компании «Дулисьма» продана

Сбербанком компаниям с частным капиталом (Таблица 1.6).

Таблица 1.6 – Добыча нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, тыс. т

Компания 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Доля, % 2013/2012

гг., %


Республика Саха (Якутия) 1388 7359 19715 27373 35194 40708

75 116

Иркутская область 508 1620 3312 6583 9900 11418 21 115

"Верхнечонскнефтегаз" 159 1181 2603 5023 7051 7 694,0 14 109

"Иркутская нефтяная

компания" 278 335 604 1171 2043 2841

5 139

"Дулисьма" 56 84 72 347 756 832 2 110

"Данилово" 16 21 33 42 50 50 0 100

Красноярский край 120 3788 12885 15188 18489 21646 40 117

"Ванкорнефть" 8 3640 12700 15002 18311 21 440,3 39 117

"Таймыргаз" 49 66 86 84 90 118,2 0 132

"Востсибнефтегаз" 28 46 63 63 51 52,7 0 104

"Норильскгазпром" 3 3 3 3 3 2,7 0 93

"Славнефть-

Красноярскнефтегаз" 31 33 33 35 35 32

0 91

Республика Саха (Якутия) 759 1951 3519 5602 6806 7645 14 112

"Ленанефтегаз" 598 1761 3319 5385 6599 7 218,0 13 109

"Таас-Юрях

Нефтегазодобыча" 10 10 8 17 20 229,3

0 1170

"Иреляхнефть" 67 90 100 112 95 104,4 0 110

"Якутская ТЭК" 80 85 87 84 87 88,2 0 101

"Алроса-Газ" 4 5 5 4 4 4,2 0 96

"Сахатранснефтегаз" 0,2 0,2 0,2 0,2 0,3 0,3 0 100

"Газпромнефть-Ангара" - - - - - 0,1 0

Дальний Восток 12933 15429 14765 15234 14085 13886 25 99

"Сахалин-1" 9626 8201 6982 7892 7090 7 009,2 13 99

"Сахалин-2" 1432 5505 6047 5759 5509 5 390,8 10 98

"Роснефть-

Сахалинморнефтегаз" 1764 1637 1665 1516 1420 1 423,4

3 100

"Петросах" 110 86 71 68 65 62,8 0 96

Восточная Сибирь и Дальний

Восток 14320 22788 34480 42607 49278 54594

100 111

Добыча в России 488486 494247 505130 511420 518043 523297 - 101

Доля Восточной Сибири и

Дальнего Востока в России 2,9 4,6 6,8 8,3 9,5 10,4 -

110

Источник: Итоги производственной деятельности отраслей ТЭК России // ТЭК России. – №№1. – 2000–2014 гг.;

Статистика // Разведка и добыча. – №№ 1. – 2000–2014 гг.

29

Крупнейшие производители нефти на востоке России – компании, контролирующиеся

«Роснефтью» – «Ванкорнефть» и «Верхнечонскнефтегаз», а также «Ленанефтегаз»,

подконтрольная «Сургутнефтегазу».

В 2012-2013 гг. произошло значительное увеличение доли «Роснефти» в текущей

добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Компания консолидировала 100 %

«Таас-Юрях Нефтегазодобыча», владеющей лицензией на разработку Среднеботуобинского

месторождения в Республике Саха (Якутия). С октября 2013 г. месторождение введено в

разработку, что позволило увеличить добычу нефти на месторождении с 20 тыс. т в 2012 г. до

229 тыс. т в 2013 г. Поставки осуществляются по трубопроводной системе ВСТО, в перспективе

увеличение поставок связано с реализацией сырья на новые нефтеперерабатывающие и

нефтехимические предприятия «Роснефти» на Дальнем Востоке, а также в КНР в рамках новых

долгосрочных контрактов.

Также в Республике Саха (Якутия) «Роснефть» приобрела активы ЗАО «Иреляхнефть»,

осуществляющего добычу нефти на Иреляхском месторождении, и ОАО «АЛРОСА-Газ»,

осуществляющего добычу в рамках локальной системы нефтегазоснабжения на

Среднеботуобинском газоконденсатном месторождении. После завершения процедуры слияния

активов «Роснефти» и «ТНК-ВР», компании переходят доли в освоении Верхнечонского

месторождения в Иркутской области и Ванкорской группы месторождений на севере

Красноярского края – Сузунского, Тагульского и Русского. А после приобретения «Итеры» –

Братского газоконденсатного месторождения в Иркутской области.

Рост добычи нефти на Дальнем Востоке связан с вводом в промышленную эксплуатацию

в 2004-2005 г. проекта «Сахалин-1» на шельфе о. Сахалин и в 2009 г. – выходом на

круглогодичную добычу нефти по проекту «Сахалин-2». После некоторого спада добычи нефти

в 2009–2010 гг. на шельфах дальневосточных морей в 2011 г. возобновился рост добычи по

проекту «Сахалин-1», однако в 2012 г. падение добычи составило 10 % к предыдущему году – с

7,9 млн т в 2011 г. до 7,1 млн т в 2012 г., а в 2013 г. снизился до 7 млн т. С реализацией второго

этапа проекта – ввода в разработку месторождения Аркутун-Даги в 2014 г. – ожидается рост

добычи.

По проекту «Сахалин-2» и на континентальных месторождениях, разрабатываемых

«Роснефть-Сахалинморнефтегаз», сохраняется отрицательная тенденция добычи нефти – в 2010

г. добыча составила 6 млн т, сократившись к 2013 г. до 5,4 млн т.

Добыча газа. Важным фактором, сдерживающим вовлечение в разработку запасов

природного газа, является отсутствие трубопроводной инфраструктуры, а также переработки и

использования газа. В 2013 г. добыча газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке составила

30

44,4 млрд куб. м, из которых 28,1 млрд куб. м приходилось на Сахалин, а 16,3 млрд куб. м – на

Красноярский край, Республику Саха (Якутия) и Иркутскую область (Рисунок 1.6).

Рисунок 1.6 - Добыча газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке

Источник: Итоги производственной деятельности отраслей ТЭК России // ТЭК России. – №№1. – 2000–


Основная часть всего добываемого газа в размере 18,2 млрд куб. м транспортируется

потребителям на в регионы и на экспорт, в то время как 10 млрд куб. м, или более 22 % от

добытого газа закачивается снова в пласт или сожигается в факелах [3].

Природный газ, реализуемый на коммерческой основе добывается на шельфах

Охотского моря, преимущественно в рамках проекта «Сахалин-2» – более 17,6 млрд куб. м, где

действует транссахалинский газопровод, завод и терминал СПГ (Таблица 1.7). В 2013 г. около

14,6 млрд куб. м природного газа (10,8 млн т СПГ) было поставлено на экспорт в страны

тихоокеанского региона, преимущественно в Японию и Южную Корею. Остальные 3 млрд куб.

м газа с проекта «Сахалин-2» поставлены на внутренний рынок – Владивостокскую ТЭЦ-1 и

ТЭЦ-2, ТЦ «Северная» и Южно-Сахалинскую ТЭЦ-1 и др.

По причине существования проблемы со сбытом газа с месторождений проекта

«Сахалин-1» свыше 9,9 млрд куб. м газа закачивается в пласт. В конце 2014 г. в рамках этого

проекта запланировано начало добычи на нефтегазовом месторождении Аркутун-Даги, что

приведет к увеличению добычи газа. В среднесрочной перспективе (2018-2020 гг.) газ этого

проекта станет основым сырьём для завода-СПГ на Дальнем Востоке компани «Роснефть». Это

стало возможным с принятием в 2013 г. закона о либерализации рынка сжиженного природного

газа и возможностью организации его поставок на экспорт. [362]

8,0 8,1 7,8 7,4 7,3 7,5 7,5

12,6 14,5

25,5

33,7

37,2

41,3

44,4

0

10

20

30

40

50

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

До

бы

ча

газа

, м

лр

д к

уб

. м

Прочие

"Ленанефтегаз"

"Верхнечонскнефтегаз"

"ИНК"

"Норильскгазпром"

"Якутская ТЭК"

"Таймыргаз"

"Ванкорнефть"

"Сахалин-1"

"Сахалин-2"

31

В конце 2013 г. компания «Газпром добыча шельф» официально ввела в эксплуатацию

Киринское газоконденсатное месторождение в рамках проекта «Сахалин-3», промышленная

добыча на котором должно началась в 2014 г.

Таблица 1.7 – Добыча газа* в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, млн куб. м

Компании 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Доля, % 2013/2012

гг., %




"Иркутская нефтяная

компания" 56 96 244 413 838 1 422,0 3 170

"Верхнечонскнефтегаз" 2 111 248 573 1054 1 062,7 2 101

"Дулисьма" 30 13 105 190 555 705,9 2 127

"Газпром добыча Иркутск" 17 23 40 12 76 83,7 0 111

"Данилово" 2 2 4 5 6 6 0 100


"Ванкорнефть" 68 577 3260 4381 5553 6549 15 118

"Таймыргаз" 1146 1402 1726 1687 1785 2330 5 131

"Норильскгазпром" 2161 2103 1824 1662 1648 1601 4 97

"Востсибнефтегаз" 1 9 12 9 10 10 0 101

"Славнефть-

Красноярскнефтегаз" 6 6 6 6 6 5 0 91


"Якутская ТЭК" 1543 1654 1649 1622 1701 1728 4 102

"Ленанефтегаз" 46 205 348 561 700 700 2 100

"Алроса-Газ" 227 234 235 225 231 220 0 95

"Иреляхнефть" 7 10 13 16 12 6 0 52

"Сахатранснефтегаз" 5 3 5 6 5 5 0 108

Дальний Восток 9161 19023 23949 25797 27243 28082 63 103

"Сахалин-2" 216 9121 15388 16202 17440 17593 40 101

"Сахалин-1" 8222 9040 7748 8849 9212 9964 22 108

"Роснефть-

Сахалинморнефтегаз" 627 776 727 663 514 453 1 88

"Петросах" 68 56 52 49 40 41 0 104

"Сахалинская нефтяная

компания" 28 31 34 34 37 32 0 84


Дальний Восток 14476 25471 33666 37164 41421 44517 100 107

Добыча в России 664852 596443 665462 687540 671520 683993 - 102


Дальнего Востока в России 2,2 4,3 5,1 5,4 6,2 6,5 - 106

*с учетом объемов, закачиваемых в пласт и сжигаемых в факелах

Источник: Итоги производственной деятельности отраслей ТЭК России // ТЭК России. – №№1. – 2000–2014 гг.;

Статистика // Разведка и добыча. – №№ 1. – 2000–2014 гг.

Компания «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» ведёт добычу природного газа на

сухопутных месторождениях о-ва Сахалин (порядка 0,5-0,7 млрд куб. м в год) и направляет его

в газопровод для потребителей в Комсомольске-на-Амуре и в Хабаровске.

Добываемый в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) газ в основном

используется для удовлетворения локальных энергетических, промышленных и коммунально-

32

бытовых потребностей. Это способствовало созданию локальных систем энергообеспечения, а

также возможности поставок части сырья в соседние регионы.

Значительная часть газовых месторождений Республики Саха (Якутия) сосредоточена в

Центральном районе, месторождения этой территории образует локальную систему

газоснабжения (Средневилюйское, Мастахское, Среднетюнгское и другие). [133] Значительная

часть газа месторождений Республики Саха (Якутия) направляется на местные энергетические,

промышленные и коммунально-бытовые нужды, в основном в Якутский промышленный центр

– 1,7 млрд куб. м. В настоящее время потребность в газе Центральных районов Якутии, в том

числе Якутской ГРЭС, обеспечивается со Средневилюйского и Мастахского месторождений

(«Якутская топливно-энергетическая компания») [134]. С целью повышения уровня

газификации республики, также планируется строительство магистрального газопровода

«Средневилюйское – Мастах – Берге – Якутск».

В 2008 г. введено в разработку Среднетюнгское газоконденсатное месторождение

(«Сахатранснефтегаз»), находящееся в Вилюйском улусе республики, которое обеспечивает

природным газом ближайшие поселения посредством локальной системы газоснабжения. До

2019 г. максимальная добыча газа на Среднетюнгском месторождении не будет выше 0,9 млрд

куб. м в год.

Газификация г. Ленска производится на базе газа Отраднинского газоконденсатного

месторождения («Сахатранснефтегаза»). Ежегодный уровень добычи газа на месторождении

составляет около 0,2 млрд куб. м, в дальнейшем разработка Отраднинского ГКМ связана с

возможностью соединения его с будущей газотранспортной системой «Республика Саха –

Хабаровск – Владивосток» [280].

В 2011 г. крупнейшее газоконденсатное Ковыктинское месторождение в Иркутской

области было приобретено «Газпром добыча Иркутск». Месторождение подготовлено к

промышленной добыче газа, ведется добыча газа на уровне 80 млн куб. м в год, идут работы по

изучению возможности использования мембранных технологий для извлечения гелия, которые

в дальнейшем будут использованы на Чаяндинском месторождении в Республике Якутия.

Фактором, сдерживающим начало освоения месторождения, являются высокая концентрация

этана, пропана, бутана и гелия в газе, а также отсутствие перерабатывающей и транспортной

инфраструктуры. Для крупномасштабного освоения необходимо создание объектов

переработки газа, с учётом мощности по выделению гелия, а также строительство хранилищ

гелиевого концентрата. Начало промышленной добычи газа отложено до 2020-2025 гг.

На крупнейшем в Восточной Сибири и Республике Саха Чаяндинском газовом

месторождении добыча в настоящее время не ведётся, осуществляется комплекс мер по

доразведке. В 2016 г. после окончания геологоразведочных работ планируется представить

33

окончательный подсчет запасов в Государственную комиссию по запасам полезных

ископаемых.

С ростом объёмов добычи нефти и газа на новых месторождениях, всё более остро

встаёт вопрос утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). При неразвитой газотранспортной

инфраструктуре специализирующиеся на добыче нефти компании («Ванкорнефть»,

«Ленанефтегаз», «Верхнечоннефтегаз», «ИНК», «Дулисьма») утилизируют попутный газ по

средствам обратной закачки пласт или сжигания в факелах в объёме ежегодно более

8 млрд куб. м ПНГ. Такая ситуация складывается на протяжении последних пяти лет – с начала

добычи нефти в регионе и организации поставок в нефтепроводную систему ВСТО. Условия

для эффективной утилизации ПНГ компаниями-недропользователями восточносибирского

региона начали формировать только с 2013-2014 гг.

Так, на Верхнечонском месторождении в 2014 г. начнут закачку попутного нефтяного

газа в пласт, а в перспективе рассматривается вариант организации поставок газа на экспорт

через Чаяндинское месторождение.

На Ванкорском нефтегазовом месторождении весь добываемый объём попутного

нефтяного газа сжигается в факелах. В 2013 г. «Роснефть» завершила строительство

газопровода «Ванкор – Хальмерпаютинское месторождение» протяженностью в 108 км, по

которому с апреля 2014 г. планирует начать поставку газа с месторождения в единую систему

газоснабжения (ЕСГ) «Газпрома» с подключением через инфраструктуру «ЛУКОЙЛа» в

объеме 2,8 млрд куб. м газа в год и возможностью расширения до 5,6 млрд куб. м газа в год к

2015-2017 гг.

Для решения вопроса утилизации попутного газа «Иркутская нефтяная компания»

планирует начать строительство газоперерабатывающего комплекса. Первый этап

строительства завершится в конце 2014 г. – перевалка, перегрузка смеси пропана-бутана в Усть-

Куте. Для достижения показателя сжигания ПНГ на факелах уровня не более 5% до конца 2014

г. компания вводит на Ярактинском месторождении шесть компрессоров по обратной закачке

газа в пласт.

Нефтеперерабатывающая промышленность. Перерабатывают нефть на территории

Восточной Сибири и Дальнего Востока четыре крупных нефтеперерабатывающих завода (НПЗ)

– Ачинский, Ангарский, Комсомольский НПЗ (контролируемые «Роснефтью») и Хабаровский

НПЗ (контролируются «Альянсом»), а также мини-НПЗ компании «Петросах» на Сахалине.

Мощность Ачинского НПЗ составляет 7,5 млн т нефти в год, уровень загрузки – 99 %,

Ангарского – 10,2 млн т и 99 % соответственно. Мощность Комсомольского НПЗ составляет 8

млн т нефти в год, а его загрузка в 2013 г. составила 89%. Мощность Хабаровского НПЗ в 2013

г. составила 4,9 млн т в год, увеличившись по сравнению с 2012 г. почти на 10% в связи с

34

реализацией программы по модернизации, при этом переработка в 2013 г. составила всего 4,4

млн т с загрузкой мощностей 88%. Мощность мини-НПЗ компании «Петросах» на Сахалине

составляет порядка 200 тыс. т. в год, переработка – 65 тыс. т.

Рисунок 1.7 – Первичная переработка нефти и уровень загрузки мощностей

НПЗ в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке в 2000–2013 гг.


2014 гг.; Статистика // Разведка и добыча. – №№ 1. – 2000–2014 гг..

Рисунок 1.8 – Нефтеперерабатывающие мощности в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке в

2000–2013 гг. по заводам и компаниям



19 19 21

22 22 23

24 26

27 27 28 29 29 29

47,3

46,6

58,4

66,3

66,6

69,3 70,0

75,7 83,6

84,0

94,2

95,7 96,7 95,1

40

50

60

70

80

90

100

0

5

10

15

20

25

30

35

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Ур

овен

ь з

агр

узк

и м

ощ

но

стей

, %

Пер

ви

чн

ая п

ерер

або

тка

неф

ти,

млн

т

Переработка нефти, млн т

Уровень загрузки мощностей,

%

6,5 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5 7,0 7,0 7,4 7,4 7,4 7,5

23,4 23,4 19,2

16,4 16,4 16,4 16,4 16,4 13,4 13,4

10,2 10,2 10,2 10,2

5,8 5,8

5,8

5,8 5,8 5,8 7,0 7,0

7,3 7,3

8,0 8,0 8,0 8,0

4,7 4,7

3,6

4,3 4,4 4,3 4,3 4,4

4,4 4,3 4,4 4,3 4,4 5,0

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Пер

ераб

аты

ваю

щи

е м

ощ

но

сти

, м

лн

т

Хабаровский

НПЗ ГК

"Альянс")

Комсомоль-

ский НПЗ (НК

"Роснефть")

Ангарская НГХ

(НК

"Роснефть")

Ачинский НПЗ

(НК

"Роснефть")

40,3 40,3

35,1 33,0 33,1 33,1

34,2 34,3 32,0 32,0

29,9 30,6 29,9

35

Общая мощность нефтеперерабатывающих заводов Восточной Сибири и Дальнего

Востока по сырью в 2013 г. составила 30,6 млн т, первичная переработка – 29 млн т нефти

(Рисунок 1.7).

Более 90% нефти, направляемой в качестве сырья на НПЗ Восточной Сибири и Дальнего

Востока, транпортируется из Западной Сибири. Кроме того, около 1,4 млн т нефти в год по

нефтепроводу «Оха — Комсомольск-на-Амуре» на Комсомольский НПЗ – с месторождения о-

ва Сахалин. Поставки нефти с шельфовых месторождений Сахалина, разрабатываемых в

рамках проектов СРП, полностью транспортируются на экспорт.

Уровень загрузки мощностей Ачинского и Ангарского заводов «Роснефти» находится на

предельном уровне (99%), тогда как уровень загрузки Хабаровского и Комсомольского заводов

– менее 90%, что связано со значительной удаленностью и дефицитом собственной сырьевой

базы, прежде всего компании «Альянс». Незначительное сокращение суммарного уровня

загрузки мощностей четырёх заводов обусловлено опережающим вводом новых мощностей на

Хабаровском НПЗ относительно поставок сырья для переработки. Для повышения надёжности

обеспечения сырьём заводов на Дальнем Востоке и сокращения транспортных издержек в 2013

г. начато строительство нефтепровода-отвода от ВСТО до Хабаровского НПЗ, а в 2014 г. – до

Комсомольского НПЗ.

С 2000 г. объем годовой переработки нефти на восточносибирских и дальневосточных

заводах возрос более чем на 10 млн т, прежде всего, вследствие увеличения уровня загрузки

мощностей с 47 до 95% (Рисунок 1.8). На фоне роста производственных мощностей на

Ачинском и Комсомольском НПЗ произошло значительное сокращение на крупнейшей в

регионе Ангарской нефтехимической компании – с 23,4 млн т в 2000 г. до 10,2 млн т в 2010-

2013 гг.

Несмотря на планы по развитию нефтеперерабатывающих мощностей в Республике Саха

(Якутия), до настоящего времени потребности в нефтепродуктах удовлетворяются за счёт

привозного сырья и продукции промысловых установок. Функционируют две установки

«ЯТЭК» по переработке газового конденсата на Средневилюйском и Мастахском ГКМ, а также

Талаканская установка по производству битума («Сургутнефтегаз») для собственных нужд в

объеме 17,5 тыс. т в год, введенная в марте 2011 г.

В настоящее время в Республике Саха (Якутия) существует потенциал роста мощностей

по переработке нефти:

Витимский малогабаритный нефтеперерабатывающий комплекс («Саханефтегаз»)

мощностью 50 тыс. т в год, строительство завершено, однако с 2003 г. находится в

консервации;

36

Иреляхский нефтеперерабатывающий завод (ЗАО «Иреляхнефть») проектной

мощностью 250 тыс. т в год, строительство не завершено, законсервирован в 2002 г.;

Таас-Юряхская нефтеперерабатывающая установка («Таас Юрях-

нефтегазодобыча») проектной мощностью 100 тыс. т в год, строительство не завершено,

законсервирована в 2002 г.

Интерсивный рост добычи нефти на востоке России обуславливает потребность

восстановления и расширения объёма производства нефтепродуктов, строительства новых НПЗ

для нужд региона и экспортного назначения на Дальнем Востоке.

Состояние транспортной инфраструктуры. Нефтепроводы. Импульсом к началу

освоения сырьевой базы нефти на востоке страны стал ввод в эксплуатацию нефтепровода

ВСТО и спецморнефтепорта в Козьмино, подводящих и соединительных нефтепроводов –

«Пурпе–Самотлор» и «Ванкорское–Пурпе», «Верхнечонское–Талаканское–ВСТО», а также

нефтепроводов «Северный Сахалин–Де Кастри», «Северный Сахалин–Южный Сахалин».

Нефтепровод «Восточная Сибирь - Тихий океан» связал нефтяные месторождения

Западной и Восточной Сибири с портами на Дальнем Востоке, а также непосредственно

потребителей в АТР.

Проектируемая пропускная способность нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий

океан» – 80 млн т нефти в год, длиной – свыше 4720 км, конечная точка – специализированный

Спецморнефтепорт «Козьмино» в Приморском крае.

Строительство нефтепровода ВСТО первой очереди на участке «Тайшет – Сковородино»

(2757 км) начато в апреле 2006 г., а завершено в декабре 2009 г., мощность трубопровода

составила 30 млн т в год. В период с октября 2008 по октябрь 2009 г. участок «Талаканское–

Тайшет» эксплуатировался в реверсном режиме [146, 148].

Первое время поставки нефти из Сковородино до тихоокеанского побережья

осуществлялись железнодорожным транспортом. При этом половина всего объема нефти

поставлялось в Китай на нефтеперерабатывающие заводы в районе г. Дацин, другая часть – в

российский дальневосточный терминал Козьмино. В ноябре 2009 г. компанией «Транснефть»

завершено наполнение технологической нефтью инфраструктуры порта в Козьмино, а с декабря

2009 г. производится отгрузка нефти в танкеры [199].

Транспортировка нефти из России в Китай начата в декабре 2010 г. по маршруту

«Сковородино–Дацин». Протяженность трассы – 960 км, проектная мощность – 15 млн т в год.

В 2013 г. принято решение о расширении мощности нефтепровода до 30 млн т к 2018 г. для

реализации соглашения между правительствами России и КНР о расширении сотрудничества в

сфере торговли сырой нефтью и заключении нового контракта «Роснефть» с китайской CNPC.

37

Однако дополнительные мощности могут быть снижены за счёт поставки нефти по схеме-

замещения с Казахстаном и организации поставок морским путём по западному маршруту.

В настоящее время завершено строительство второго этапа проекта – строительство

нефтепровода «Сковородино – СМНП «Козьмино»» (ВСТО-2), протяженностью 2046 км. Ввод

в эксплуатацию ВСТО-2 состоялся 25 декабря 2012 г. На первом этапе мощность трубопровода

составила 30 млн т в год. В перспективе к 2015-2016 гг. общая мощность ВСТО-2 может быть

увеличена до 50 млн т нефти в год путём строительства дополнительных

нефтеперекачивающих станций.

В конце 2011 г. был запущен нефтепровод «Пурпе–Самотлор» с целью транспортировки

нефти в восточном направлении из Ванкорско-Сузунской зоны, месторождений ЯНАО и

Северо-Востока ХМАО, а к концу 2015 г. будет построен и введён в эксплуатацию нефтепровод

«Заполярное–Пурпе» [64]. Это позволит начать полномасштабную добычу на месторождениях

компаний «Росснефть» (Лодочное, Сузунское, Тагульское на севере Красноярского края и

Русское, расположенное в Тазовском районе ЯНАО), «ЛУКОЙЛ» (Пякяхинское в ЯНАО),

«Газпром нефть» (Новопортовское, Восточно-Мессояхское в ЯНАО), российско-итальянское

совместное предприятие «Северэнергия» (Самбургского, Ево-Яхинского, Яро-Яхинского и

Северо-Часельского в ЯНАО).

В настоящее время ведётся строительство магистрального нефтепровода «Куюмба–

Тайшет» протяжённостью 705 км, который позволит подключить к трубопроводной системе

ВСТО месторождения на севере Красноярского края – Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское.

Максимальная пропускная способность нефтепровода – 15 млн т нефти в год, ввод в

эксплуатацию запланирован в 2016 г. [149].

В 2013 г. с компанией «Транснефть» согласован ряд принципиальных решений

относительно подключения нефтеперерабатывающих заводов Дальнего Востока

(Хабаровсакого НПЗ и Комсомольского НПЗ) к нефтепроводной системе «Восточная Сибирь –

Тихий океан». Так, в начале 2013 г. начато строительство отвода от нефтепровода ВСТО до

Хабаровского НПЗ протяжённостью 28 км. Завершить строительство планируется в 2014 г.

Нефтепровод-отвод позволит обеспечить поставки нефти на Хабаровский НПЗ в объёме 2 млн т

в 2014 г. и загрузку новых мощностей завода, увеличившихся вследствие реализации

программы модернизации, сократить транспортные издержки в структуре себестоимости

выпуска нефтепродуктов. А также нарастить объём поставок до 5 млн т в год к 2015 г. и до 6

млн т в год в перспективе.

В связи с сокращением инвестиционной программы «Транснефти», вследствие

заморозки тарифов естественных монополий на 2014 г., остаётся нерешённым вопрос

источников финансирования строительства нефтепровода-отвода на Комсомольский НПЗ. В

38

настоящее время компанией «Роснефть» разрабатывается техническая документация и ведутся

изыскательные работы.

Газопроводы. Основной газотранспортной системой России является Единая система

газоснабжения с конечной точкой в г. Просково (Кемеровской области). Поэтому уровень

газификации регионов Восточной Сибири и на Дальнем Востоке (6,9 %) почти в 10 раз ниже

среднероссийского уровня (63,2%). Ввиду отсутствия на территории магистральной

транспортной инфраструктуры, сформировано несколько локальных систем газоснабжения,

прежде всего в якутском центре газообыми и на севере Красноярского края.

В декабре 2007 г. было завершено строительство первой очереди магистрального

газопровода «Братское газоконденсатное месторождение (ГКМ) — г. Братск» протяжённостью

26 км, однако, в связи с низкой окупаемостью, недофинансированием работ и консервацией

Братского месторождения полномасштабная подача газа потребителям приостановлена. В

настоящее время компания «Роснефть», ставшая оператором разработки месторождения после

приобретения в 2012 г. «Итеры», рассматривает возможность переработки газа с

использованием технологий gas-to-liquid (GTL).

В 2007–2009 гг. на средства ОАО «Газпром» в рамках газификации Иркутской области

были построены межпоселковые газопроводы ГРС «Осиновка» — п. Зяба и ГРС «Осиновка» —

п. Гидростроитель.

Газотранспортная система Республики Саха (Якутия) представлена двухниточным

магистральным газопроводом «Кызыл-Сыр – Мастах – Берге – Якутск» и газопроводами–

отводами, а на стадии строительства газопровод «Мирный – Айхал – Удачный» [208].

Природный газ с Сахалина транспортируется по магистральному газопроводу

«Северный Сахалин – Комсомольск-на-Амуре» ответвлениями к потребителям Хабаровского

края и Сахалинской области на бытовые и промышленные нужды..

В рамках реализации ОАО «Газпром» инвестиционного проекта «Газоснабжение

Камчатской области» с целью газификации Камчатского края и сокращения зависимости от

привозного топлива для электрогенерирующих мощностей в сентябре 2010 г. введён в

эксплуатацию газопровод «Соболево — Петропавловск-Камчатский» протяженностью 392 км и

производительностью до 750 млн куб. м газа в год. По газопроводу транспортируется

природный газ с Кшукского и Нижне-Квакчикского газоконденсатных месторождений на

Камчатке. В первоочередных планах газификации Камчатского края осуществлён перевод на

газ Камчатских ТЭЦ-1, 2 и ряда котельных, расположенных вдоль газопровода [276].

В начале 2012 г. на газопроводе «Соболево – Петропавловск-Камчатский» проведены

работы по капитальному ремонту основной и резервной нитки перехода через реку Авача в

Елизовском районе Камчатского края. В настоящее время технические характеристики

39

газопровода и сырьевая база месторождений позволяют увеличить суточные поставки газа

камчатским потребителям до 2 млн куб. м, что в 2 раза больше текущего уровня.

В конце 2001 г. завершено строительство газопровода с Западно-Озерного газового

месторождения до г. Анадырь на Чукотке длиной 110 км и проектной мощностью 180-200 млн

куб. м газа в год, трасса газопровода проходит по равнинной заболоченной местности,

пересекая 76 водных преград. Основным потребителем газа является Анадырская ТЭЦ.

Организация широкомасштабных поставок углеводородов региональным потребителям

и реципиентам в странах АТР из Восточной Сибири и на Дальнего Востока нуждается в

создании системы трубопроводов большой протяженности, формировании перерабатывающих

заводов и мощностей по сжижению природного газа, развитии портовой инфраструктуры по

отгрузке нефти, нефтепродуктов, СПГ и конденсата [269].

С целью экономии капитальных вложений в строительство новых транспортных систем

целесообразно интегрировать коридоры трасс планируемых газопроводов и нефтепроводов, что

также повысит срок опукаемости проектов строительства и будет способствовать привлечению

инвестиций.

Экспортные поставки нефти и газа. В ближайшее десятилетие Тихоокеанский регион

останется центром роста потребления и импорта энергоносителей, прежде всего, нефти,

нефтепродуктов и газа. Принимая во внимание дефицит собственных энергетических ресурсов

рост спроса будет проходить одновременно и с увеличением импорта из других регионов мира.

В структуре экспортных поставок нефти из России на Тихоокеанское направление на рынки

стран АТР и Западного побережья Америки приходится около 21 %.

Основными источниками поставок нефти в этом направлении являются месторождения

Восточной Сибири и Дальнего Востока, расположенные на территориях Красноярского края,

Иркутской области и Республики Саха (Якутия), а также месторождения, разрабатываемые в

рамках проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2» на условиях Соглашения о разделе продукции

(СРП).

В 2013 г. из Восточной Сибири и Дальнего Востока поставлено на экспорт 49,5 млн т

нефти, что на 12,5 % выше уровня предыдущего года. При этом доля восточносибирской нефти

в структуре экспорта из восточных территорий России составляет 75 %, доля нефти,

добываемой в рамках сахалинских проектов СРП – 25 %.

Экспорт восточносибирской нефти осуществляется по трубопроводной системе

«Восточная Сибирь – Тихий океан» и далее в двух основных направлениях – по нефтепроводу-

отводу «Сковородино-Дацин» и до порта Козьмино – конечной точки ВСТО. Развитие

нефтепроводной системы ВСТО, строительство подводящих трубопроводов и экспортной

портовой инфраструктуры позволило в 2013 г. существенно нарастить объём отгруженной

40

нефти с порта Козьмино до уровня 21,3 млн т или на 30,7 % выше относительно предыдущего

года (Таблица 1.8).

Таблица 1.8 – Экспорт нефти из Восточной Сибири и Дальнего Востока

Источник поставки/ направление экспорта 2012 2013

млн т млн т %

Источники поставок

Сахалин-1 (порт Де-Кастри) 7,1 7 14

Сахалин-2 (порт Пригородное) 5,5 5,4 11

Порт Козьмино (ВСТО) 16,3 21,3 43

Нефтепровод-отвод «Сковородино-Дацин» (ВСТО) 15,1 15,8 32

Способ поставок / Направление экспорта

Морской транспорт через порты Де-

Кастри и Пригородное (проекты СРП)

Китай 2,1 2,0 4

Япония 3,5 3,4 7

Южная Корея 6,6 6,4 13

Прочие 0,4 0,5 1

Всего 12,6 12,4 25

Морской транспорт через порт

Козьмино (ВСТО, «Транснефть»)

Китай 4,1 4,9 10

Япония 4,9 7,6 15


Прочие 6,4 6,7 14

Всего 16,3 21,3 43

Трубопроводный транспорт (ВСТО–

«Сковородино-Дацин»,

«Транснефть») Китай 15,1 15,8 32

Всего экспорт

Китай 21,3 22,7 46

Япония 8,4 11,0 22


Прочие 6,8 7,2 15

Итого 44,0 49,5 100

Источники: Таможенная статистика внешней торговли 2014 г. // Федеральная таможенная служба [Электронный

ресурс]. – Режим доступа: URL:

http://www.customs.ru/index.php?option=com_content&view=article&id=13858&Itemid=2095 (дата обращения:

12.04.2013).

Основные маршруты морских поставок нефти из Восточной Сибири и Республики Саха

(Якутия) – Япония (7,6 млн т), Китай (4,9 млн т) и Южная Корея (2,1 млн т). Кроме того,

поставки нефти осуществляются в Филиппины, Малайзию, Сингапур, США, Таиланд, Тайвань,

Индонезию, Новую Зеландию и Австралию.

Строительство нефтепровода «Сковородино-Дацин» позволило начать трубопроводные

поставки в Китай, который в настоящее время стал крупнейшим импортёром российской нефти

в Азиатско-Тихоокеанском регионе. Доля Китая в структуре экспорта нефти из России на

Тихоокеанском направлении с учётом морских поставок составляет 46 %.

http://www.customs.ru/index.php?option=com_content&view=article&id=13858&Itemid=2095

41

Отгрузка нефти на экспорт с шельфовых месторождений остова Сахалин осуществляется

из порта Де-Кастри, находящегося в Хабаровском крае, а также из порта Пригородное,

располагающегося на юге острова Сахалин. В нефтеналивной терминал в порту Де-Кастри

нефть поступает посредством системы подводных нефтепроводов с месторождений проекта

«Сахалин-1». В порт Пригородное нефть поступает с шельфовых месторождений проекта

«Сахалин-2» на севере острова через «Транссахалинский» нефтепровод.

В 2013 г. с проектов СРП на экспорт поступило 12,4 млн т нефти, что на 1,6 % ниже

уровня предыдущего года. Основными покупателями нефти шельфовых месторождений

острова Сахалин являются Южная Корея (6,4 млн т), Япония (3,4 млн т) и Китай (2 млн т).

В настоящее время единственным источником экспортных поставок газа на востоке

России является газ с месторождений проекта «Сахалин-2». Природный газ экпортируется в

сжиженном виде (СПГ), он производится на первом в России заводе по сжижению газа,

введённом в эксплуатацию в 2009 г. В 2013 г. было экспортировано 10,8 млн т СПГ, основными

импортёрами российского сжиженного газа являются Япония (8,7 млн т) и Южная Корея (2,1

млн т) (Таблица 1.9).

Таблица 1.9 – Структура поставок СПГ из России в 2013 г.

Источник поставки/ направление экспорта млн т млрд куб. м

Источники поставок

Сахалин-2 10,8 14,6

Способ поставок / Направления экспорта

Морской транспорт через

порт Пригородное

Япония 8,7 11,6

Южная Корея 2,1 2,8

Прочие 0,1 0,2

Всего экспорт 10,8 14,6

Источники: Ассоциация морских торговых портов [Электронный ресурс]. – Режим доступа: URL:

http://www.morport.com/rus/news/document1487.shtml (дата обращения: 25.04.2013).

1.3 Факторы, сдерживающие развитие регионов Восточной Сибири и

Дальнего Востока

Для устойчивого долгосрочного развития экономики Восточной Сибири и Дальнего

Востока необходимо осуществить переход от сырьевой и транзитной стратегий развития к

экономике инновационного типа на базе организации региональных территориально-

производственных комплексов (кластеров) углубленной переработки углеводородного сырья

[147], производству нефтегазохимической продукции с высокой добавленной стоимостью.

Преимуществом развития в этом направлении служит наличие значительного ресурсного

http://www.morport.com/rus/news/document1487.shtml

42

потенциала на территории Восточной Сибири и Дальнего Востока и близость к динамично

развивающимся ёмким рынкам Азиатско-Тихоокеанского региона.

Однако существует ряд социально-демографических, экономических,

инфраструктурных, технологических и геополитических факторов, сдерживающих развитие

регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока.

Экономические:

• низкая доля валового регионального продукта регионов Восточной Сибири и

Дальнего Востока в структуре России;

• низкая экономическая плотность населения;

• локализация центров прибыли и экономической активности в ареале крупных

городов и как следствие - очаговый характер расселения;

• преимущественно сырьевая и транзитная стратегии развития регионов Восточной

Сибири и Дальнего Востока;

Технологические и инфраструктурные:

• недостаточное развитие энергетической, транспортной, промышленной и

информационно-коммуникационной инфраструктур;

• дефицит сырья для ряда промышленных предприятий региона;

• высокая транспортная составляющая в себестоимости товаров и услуг,

реализуемых в регионе;

• слабая государственная позиция в вопросе решения проблемы комплексного и

квалифицированного использования всех попутных компонентов природного газа

восточносибирских и дальневосточных месторождений (этан, пропан, бутан, гелий) путём

загрузки существующих и формирования новых нефтегазохимических мощностей,

строительства хранилищ;

Социально-демографические:

• продолжающаяся естественная убыль и миграция населения;

• низкое качество и уровень жизни большей части населения, которые значительно

уступают показателям как индустриально развитых регионов Европейской части страны и

Западной Сибири, так и ряда соседних стран АТР (Японии, Южной Кореи, некоторых

Приморских регионов Китая);

• высокий уровень безработицы и несбалансированность структуры рынка труда

отдельных регионов в отношении численности экономически активного населения и числа

рабочих мест;

• поляризация регионального развития в отношении душевых доходов к

прожиточному минимуму.

43

Необходимо научное обоснование стратегии формирования на востоке страны центра

высокотехнологичных производств в сфере добычи и перерабатки, а также принципиально

новых индустриальных локалитетов – нефте- и газохимии. Отдельное внимание должно быть

уделено системе институциональных мероприятий, направленной на развитие специальных

программ государственной поддержки, привлечение отечественных и иностранных инвестиций,

усиление государственного контроля за перераспределением финансовых потоков.

Развитие нефтегазового комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока способно

оказать мультипликативный эффект и позволит решить ряд важных социально-экономических

вопросов – низкая плотность населения, очаговый характер расселения, депопуляция, кризис

идентичности, недостаточное развитие энергетической, транспортной, промышленной и

информационно-коммуникационной инфраструктур.

Низкая экономическая плотность. Поскольку существует определенная взаимосвязь

между преимущественными направлениями взаимного проникновения и взаимовлияния

граничащих стран, с одной стороны, и степенью их экономического развития и численностью

населения – с другой, в целях более определенного экономического и геополитического анализа

предлагается использовать понятие «экономической плотности» территории как

количественной меры потенциальных экономических и геополитических угроз.

По методике Института народнохозяйственного прогнозирования РАН экономическая

плотность территории определяется как произведение величины плотности населения на

данной территории на величину среднедушевого дохода. Сокращение показателя

экономической плотности для восточносибирского и дальневосточного регионов по отношению

уровню этого показателя других регионов и соседних государств представляет серьезную

проблему для устойчивого пространственного развития Российской Федерации. Решение этой

проблемы может заключаться в особой стратегии социально-экономического развития региона,

ориентированной на опережающий рост экономического потенциала, а также развитие

существующих и формирование новых центров машиностроительного, горно-

металлургического, топливно-энергетического, туристско-рекреационного, научного и

образовательного комплексов (Таблица 1.10).

Необходима осознанная стратегия уплотнения экономического пространства Восточной

Сибири и Дальнего Востока. Это потребует не только существенно больших, по отношению к

общероссийским показателям, темпов экономического роста на востоке страны, но и

специальных усилий по значительному наращиванию численности дееспособного населения, в

особенности в южных регионах Дальнего Востока и Прибайкалья.

Очаговый характер расселения. Огромный размер территории Восточной Сибири и

Дальнего Востока с общей низкой плотностью населения и наличие больших запасов

44

энергетических и минерально-сырьевых ресурсов создает системное напряжение. Ярко

выражены пространственные диспропорции в плотности населения: в южной части Приморья

она приближается к значению 20 человек на кв. км [6], а в сельской местности превышает

отметку 1 человек на кв. км только там, где природные условия позволяют заниматься

земледелием. Повышена роль крупных городов как опорных элементов системы расселения,

где концентрируется до 80 % населения. В различных частях этой территории наблюдается

также большой разрыв между условиями для ведения экономической деятельности и условиями

жизни населения, низкое качество социальной инфраструктуры, низкий уровень жизни и, как

следствие, отсутствие комфортных условий проживания в городах и поселках, не имеющих

эффективных градообразующих производств и сфер деятельности.

Таблица 1.10 – Экономическая плотность территории Восточной Сибири и Дальнего Востока

Субъект РФ

Площадь

территории,

тыс. кв. км

Численность

населения,

тыс. чел.

Среднедушевой

денежный

доход

населения, руб.

на 1 чел. в

месяц

Плотность

населения,

чел. на 1

кв. км

Экономическая

плотность


руб./кв. км

Восточная Сибирь 4 155 8 175 15 505 2,0 30 506

Республика Бурятия 351 971 15 715 2,8 43 454

Республика Тыва 169 309 10 963 1,8 20 112

Республика Хакасия 62 532 14 223 8,6 122 881

Забайкальский край 432 1 099 15 969 2,5 40 649

Красноярский край 2 367 2 838 20 145 1,2 24 159

Иркутская область 775 2 424 16 017 3,1 50 117

Дальний Восток 6 169 6 259 25 617 1,0 25 988

Республика Саха (Якутия) 3 084 956 22 870 0,3 7 088

Сахалинская область 87 494 32 268 5,7 183 143

Приморский край 165 1 949 19 160 11,8 226 717

Магаданская область 463 153 30 452 0,3 10 102

Камчатский край 464 320 28 965 0,7 19 985

Хабаровский край 788 1 342 23 766 1,7 40 509

Еврейская АО 36 174 16 525 4,8 79 002

Чукотский АО 722 51 43 049 0,1 3 036

Амурская область 362 819 17 790 2,3 40 272


Дальний Восток, всего 10 324 14 434 1,4

Россия, всего 17 075 143 056 22 880 8,4 191 695 Источник: составлено и рассчитано автором по данным Регионы России: Стат. Сб. В 2 т. Т.2/ Госкомстат России. –

М., 2012. – 861 с.

Депопуляция. С 1991 г. численность населения территории Восточной Сибири и

Дальнего Востока начала сокращаться. Депопуляция значительно опережала среднероссийские

темпы. Основной причиной сокращения численности населения является миграция, на которую

накладываются неблагоприятные тенденции естественного движения населения – превышение

смертности над рождаемостью [216].

45

Сокращение населения Дальнего Востока происходит самыми высокими по России

темпами: в период с 1990 по 2013 гг. численность населения Дальнего Востока уменьшилась на

22 % (численность населения России сократилась на 3,2%), а с 2000 г. – на 9,1% (России –

2,7%). В абсолютных показателях население ДФО в период с 1990 по 2013 гг. уменьшилось на

1,8 млн человек, а с 2000 г. – на 0,6 млн человек, миграционный отток – на более чем 350 тыс.

человек. Население СФО в период с 1990 по 2013 гг. уменьшилось на 1,9 млн человек, а с 2000

г. – на 1,2 млн человек, миграционный отток – на 300 тыс. человек.

В настоящее время численность населения Востока России составляет 14,4 млн чел., в

том числе Восточной Сибири – 8,2 млн чел. и Дальнего Востока – 6,3 млн чел., и продолжает

сокращаться.

Кризис идентичности. Неспособность социума принять новую роль, которая

предписывается внешними обстоятельствами, адаптироваться к новым условиям ведет к

неадекватности самооценки, росту пессимизма, изменению вектора социальной активности с

усилением протестного поведения и бескомпромиссности суждений [7]. Все это ведет к утрате

у значительной части местного населения понимания перспективы и формированию

негативного образа будущего. В результате этого формируется отток из региона молодежи и

квалифицированных кадров, которые крайне важны для развития Восточной Сибири и

Дальнего Востока, особенно при реализации инновационных проектов и развитии

высокотехнологичных производств.

Недостаточное развитие энергетической, транспортной, промышленной и

информационно-коммуникационной инфраструктур. Инфраструктурная изоляция от

остальной части России и слабое развитие инфраструктуры прямо или косвенно продолжают

оставаться основным ограничителем осуществления любых видов деятельности в Восточной

Сибири и на Дальнем Востоке, причиной низкой конкурентоспособности произведенной

продукции, товаров и услуг. Это вступает в противоречие с необходимостью

недискриминационной интеграции транспортной системы Российской Федерации в

международную транспортную систему Азиатско-Тихоокеанского региона (Таблица 1.11).

Замедленное инновационное развитие. Современный вектор экономической

активности направлен в основном на добычу природных ресурсов и формирование

вспомогательной инфраструктуры экспортного назначения. Недостаточно быстро происходит

трансформация социально-экономической системы региона, наблюдается отставание в

инновационном развитии и формировании экономики знаний [195, 196, 229]. Широко

используемый тезис о необходимости создания перерабатывающих производств в Восточной

Сибири и на Дальнем Востоке пока не находит своего реального воплощения. Продукция

перерабатывающих производств, созданных на старой технологической основе, будет

46

недостаточно конкурентоспособна на мировом рынке. Движение в этом направлении может

дать экономический результат только при условии опережающего технологического развития и

высокой эффективности инновационной системы, позволяющей обеспечить технологическое

лидерство нашей страны, отечественного бизнеса.

Таблица 1.11 – Плотность железнодорожных и автомобильных дорог на территории Восточной

Сибири и Дальнего Востока

Субъект РФ

Площадь


тыс. кв. км

Эксплуатацио

нная длина

железнодоро

жных путей

общего

пользования,

км

Плотность

железных

дорог, км на

1 тыс. кв. км

территории

Протяжённость

автомобильных

дорог общего

пользования с

твёрдым

покрытием, км

Плотность

автомобиль

ных дорог,

км на 1 тыс.

кв. км

территории

Восточная Сибирь 4 155 8 866 2,1 55 051 13,2

Республика Бурятия 351 1 227 3,5 6 378 18,2

Республика Тыва 169 - - 3 095 18,4

Республика Хакасия 62 667 10,8 2 810 45,6

Забайкальский край 432 2 399 5,6 15 589 36,1

Красноярский край 2 367 2 067 0,9 14 754 6,2

Иркутская область 775 2 506 3,2 12 425 16,0

Дальний Восток 6 169 8 433 1,4 37 300 6,0

Республика Саха (Якутия) 3 084 525 0,2 8 104 2,6

Сахалинская область 87 805 9,2 1 115 12,8

Приморский край 165 1 557 9,5 8 316 50,5

Магаданская область 463 - - 2 150 4,6

Камчатский край 464 - - 1 655 3,6

Хабаровский край 788 2 099 2,7 5 627 7,1

Еврейская АО 36 513 14,1 1 602 44,1

Чукотский АО 722 - - 569 0,8

Амурская область 362 2 934 8,1 8 162 22,6


Дальний Восток, всего 10 324 17 299 1,7 92 351 8,9

Россия, всего 17 075 84 957 5,0 647 004 37,9


Дальнего Востока 60% 20% 14%

Источник: составлено и рассчитано автором по данным Регионы России: Стат. Сб. В 2 т. Т.2/ Госкомстат России. –

М., 2012. – 861 с.

1.4 Приоритетные направления развития и ключевые проекты Восточной


В долгосрочной перспективе для выхода на желательную траекторию развития

необходимо формирование контролируемой российским государством и бизнесом новой

крупной системы энергообеспечения восточных территорий России и Тихоокеанского региона

[8, 44, 45, 62, 85, 95, 156, 157]. Ориентируясь на устойчивые геополитические и экономические

интересы страны, региональные и отраслевые процессы в российской и мировой экономике,

тенденции в международной системе энергообеспечения, российское государство и

47

энергетические, горнодобывающие и технологические компании заинтересованы в реализации

следующих приоритетных направлений:

• формирование новых центров генерации прибыли в восточносибирском и

дальневосточном регионах, что предусматривало бы применение новейших российских и

зарубежных технологических решений в области добычи и переработки сырья, повышение

качества продукции и увеличении глубины переработки;

• обеспечение прямого, а не транзитного, выхода на новые и традиционные рынки

сбыта газа, нефти, нефтепродуктов, а в перспективе – гелиевого концентрата;

• диверсификация поставок сырья на экспорт вследствие переориентации части

потоков нефти, газа и угля с «перегретого», в основном стагнирующего Европейского рынка

[43] и высококонкурентного рынка Атлантического побережья США на динамичные, емкие

Тихоокеанские рынки, главным образом – на Китай, Корею, Японию, Индию, Филиппины,

Западное побережье Северной Америки;

• увеличение доли продукции нефтегазового комплекса, нефтегазохимической и

гелиевой промышленностей Восточной Сибири и Дальнего Востока в структуре российского

экспорта в страны Азиатско-Тихоокеанского региона, включая сегменты продукции с высокой

добавленной стоимостью;

• заключение долгосрочных договоров по поставкам нефти, нефтепродуктов, газа,

гелия по обоснованно высоким ценам;

• выполнение заказов на сооружение объектов энергетической и транспортной

инфраструктуры (нефтепроводы, газопроводы, подземные хранилища природного газа и

гелиевого концентрата) и оказание технологических услуг в энергетическом секторе;

• участие в прибылях от реализации нефти, нефтепродуктов, газа на территории

стран–импортеров;

• участие в совместной эксплуатации и управлении транспортной, транзитной и

распределительной инфраструктурой газа, нефти, нефтепродуктов на территории стран–

импортеров;

• привлечение инвестиций и технологий в проведение геологоразведочных работ и

освоение месторождений УВ в Сибири и на Дальнем Востоке, шельфе морей Тихого и

Северного Ледовитого океанов;

• привлечение инвестиций и технологий в создание производств по глубокой

переработке УВ на российской территории, развитие мощностей альтернативной и

возобновляемой энергетики (ветровой, геотермальной, солнечной, приливной энергетики,

производства биотоплива на основе переработки продукции и отходов российского сельского

хозяйства).

48

Один из важных приоритетов развития ТЭК России – создание новых крупных центров

нефтегазового комплекса в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке мирового уровня [229-

232], повышение надежности внутрироссийских поставок и организация коммерчески

эффективного экспорта нефти, газа, продуктов их глубокой переработки, включая гелий, на

крупнейший в мире динамично развивающийся Тихоокеанский рынок [90].

Для обеспечения энергетической и технологической безопасности России, реализации

экономических и геополитических интересов страны в мире целесообразно не наращивание

экспорта сырья любой ценой, а развитие на российской территории систем глубокой

переработки, увеличение доли поставок продукции с высокой добавленной стоимостью,

активное участие российских компаний в зарубежных энергетических проектах. В

организационном плане важным направлением усиления позиции и статуса России азиатском

регионе может стать создание международной Тихоокеанской топливно-энергетической биржи

во Владивостоке (Находке).

Приоритетные направления и проекты развития НГК на востоке страны

Развитие нефтяной и газовой промышленности в восточносибирском и дальневосточном

регионах, укрепление экономических и геополитических позиций в тихоокеанском регионе

будут возможно благодаря следующим приоритетным направлениям, сформированным в

рамках программных государственных документов отраслевого и регионального развития и

обозначенным в инвестиционных планах нефтегазовых компаний:

• в геологоразведке и добыче углеводородов

– расширение геологоразведочных работ по всей территории Восточной Сибири и

Дальнего Востока, а не только в зоне активного недропользования вдоль трассы ВСТО;

– осуществление прироста запасов углеводородов, удовлетворяющего параметрам

расширенного воспроизводства минерально-сырьевой базы;

– комплексное освоение запасов и ресурсов нефти и газа в Восточной Сибири и на

Дальнем Востоке, шельфе Дальневосточных морей;

• в переработке углеводородного сырья

– строительство высокотехнологических комплексов по углубленной переработке газа,

включающих нефтегазохимические мощности [82] и завод по выделению гелия и производству

гелиевого концентрата в районе Ленска, Усть-Кута, Саянска, Нижней Поймы (либо Богучанах),

Хабаровске;

- развитие системы мини-НПЗ, строительство НПЗ регионального и экспортного

значения в Якутии;

- расширение финансово-экономического присутствия российских компаний в проектах

строительства и эксплуатации перерабатывающих производств в странах АТР.

49

• в системе транспорта и дистрибуции углеводородов

– увеличение проектной мощности нефтепровода ВСТО, расширение пропускной

способности терминала порта Козьмино, наращивание мощности нефтепровода-отвода на

Китай «Сковородино–Дацин»;

– формирование комплекса подземных хранилищ гелиевого концентрата в Иркутской

области, Красноярском и Хабаровском краях, Республике Саха (Якутия);

– расширение и строительство терминалов побережье Тихого океана для хранения и

отгрузки нефти, нефтепродуктов, нефтегазохимической продукции (полимеров, метанола,

гелиевого концентрата и др.);

– строительство завода-СПГ и терминала по его отгрузке в районе Владивостока

(Находки), расширение мощности существующего завода-СПГ на о.Сахалин;

– формирование единой системы газопроводов «Сибирь – Дальний Восток – АТР»,

позволяющей соединить восточносибирские месторождения с трубопроводной и портовой

инфраструктурой на Дальнем Востоке.

Выводы к главе 1

1. Согласно оценкам ИНГГ СО РАН, начальные суммарные ресурсы нефти (НСР) в

Восточной Сибири и на Дальнем Востоке составляют около 16 млрд т, а предварительно

оцененные и разведанные запасы – 3,6 млрд т, что обуславливает низкую степень

разведанности (11,8 %), существенно уступающую среднероссийскому показателю (44 %).

Доля неоткрытых ресурсов составляет 76 %, именно эти ресурсы представляют потенциал

прироста будущих запасов нефти при условии активной лицензионной политики со стороны

государства и участия компаний, а также расширения объёма и финансирования

геологоразведочных работ.

2. Анализ ресурсной базы показал, что более 50 % НСР нефти Восточной Сибири и

Дальнего Востока сосредоточено в Красноярском крае, характеризующемся высокой

концентрацией запасов и низкой степенью разведанности остальной территории, сложными

геологическими условиями залегания продуктивных пластов месторождений. Иркутская

область и Республика Саха (Якутия) располагают примерно равными НСР нефти, однако

структура запасов нефти Иркутская область отличается неравномерностью, т.е. высокой долей

запасов категории С2, почти в 3 раза превышающей С1. Это, с одной стороны, обуславливает

высокую перспективность проведения ГРР и подготовку запасов промышленных категорий, а с

другой - отражает наличие значительных геологических рисков и необходимость

дополнительных инвестиций для перевода запасов в более высокую категорию.

50

3. Наиболее освоенная нефтегазоносная область Дальнего Востока – континентальная

часть Сахалинской области, где степень разведанности составляет почти 60 %, а добыча нефти

ведётся с 1930-х гг. прошлого столетия. Перспективы роста добычи нефти на Дальнем Востоке

связаны с вовлечением в разработку уже открытых запасов месторождений и месторождений,

прогнозируемых к открытию на шельфе Охотского моря.

4. Сравнительный анализ состава нефтей показал, что нефти восточносибирских

месторождений характеризуются более высоким качеством по сравнению с российским

экспортным сортом Urals. Рост добычи нефти на месторождениях региона, а также ввод в

разработку уже подготовленных месторождений и месторождений, прогнозируемых к

открытию, позволит увеличить их долю в структуре смеси и существенно улучшить

качественные характеристики нового российского экспортного сорта VSTO, увеличив долю

«лёгкой» и «малосернистой» нефти. Это повысит конкурентоспособность сорта VSTO на

мировом рынке, повысит ценовую премию, а в дальнейшем, при гарантированных объемах

поставок и стабильных характеристиках качества, позволит придать ему статус маркерного

сорта.

5. Согласно оценкам ИНГГ СО РАН, начальные суммарные ресурсы газа в Восточной

Сибири и на Дальнем Востоке составляют более 59 трлн куб. м, а предварительно оцененные и

разведанные запасы – превышают 9,6 трлн куб. м, степень разведанности – 9 %, существенно

уступающая среднероссийскому показателю (25 %).

6. Показано, что крупнейшими запасами и ресурсами природного газа в

восточносибирском регионе располагает Красноярский край, сосредоточивший более 50 %

газового потенциала Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия). При этом край

характеризуется наименьшей степенью разведанности (4%), а запасы газа в большей степени

дифференцированы относительно других восточносибирских регионов, что потребует больших

затрат на развитие системы транспорта и сбора газа. В то же время основу будущей

промышленной добычи природного газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке составят

уже подготовленные к эксплуатации запасы крупнейших Ковыктинского и Чаяндинского

месторождений.

7. Природный газ восточносибирских месторождений характеризуется высокими

концентрациями гомологов метана (этан, пропан, бутаны, конденсат и гелий), которые

являются сырьевой базой химической промышленности. Поэтому при развитии новых центров

нефтегазодобычи в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке важно предусмотреть

одновременное развитие нефтяной и газовой промышленности, строительство

перерабатывающих мощностей с блоками выделения этана, пропан-бутановой фракции,

51

системы подземных храненилищ гелия, строительство новых нефте- и газохимических

предприятий, поддержание и развитие существующих заводов.

8. Анализ структуры запасов гелия и гелийносного газа показал, что около половины

запасов гелия России сосредоточено в Иркутской области, Красноярском крае и Республике

Саха (Якутия). Уникальная концентрация гелия в газе восточносибирских месторождений

(0,35-0,65%, при промышленной значимости – 0,05%) с началом реализации крупномасштабной

добычи природного газа в регионе позволит России стать крупнейшим поставщиком гелия на

мировой рынке.

9. Таким образом, для вовлечения запасов природного газа Восточной Сибири и

Дальнего Востока в разработку необходимо нивелирование ряда ключевых факторов: (1)

геополитических – неопределённость в вопросе с рынком сбыта и ценовыми условиями

реализации сырья и (2) инфраструктурных – определение сроков строительства магистральной

газотранспортной трубопроводной системы и синхронизирование их с формированием

мощностей по переработке газа этих месторождений.

10. Современный нефтегазовый комплекс Восточной Сибири и Дальнего Востока –

динамично развивающийся и один из крупнейших центров нефтегазовой промышленности

России. Мощным стимулом к развитию добычи нефти в регионе стало строительство

нефтепровода ВСТО и спецморнефтепорта в Козьмино, подводящих и соединительных

нефтепроводов – «Пурпе – Самотлор» и «Ванкорское – Пурпе», «Верхнечонское – Талаканское

– ВСТО», а также нефтепроводов «Северный Сахалин – Южный Сахалин», «Северный Сахалин

– Де Кастри». Это позволило нарастить добычу нефти в регионе с 6,9 млн т в 2006 г. до 54,5

млн т в 2013 г., что составляет более 10% добычи нефти в России.

11. Анализ производственных показателей работы нефтеперерабатывающей

промышленности Восточной Сибири и Дальнего Востока показал, что с 2000 до 2013 г.

переработка нефти на восточносибирских и дальневосточных заводах выросла на 10 млн т, что

связано с повышением уровня загрузки мощностей с 47 до 95%. Поэтому сокращение дефицита

нефтепродуктов на внутреннем рынке региона возможно только при условии строительства

новых перерабатывающих заводов или наращивании мощностей на существующих заводах.

12. Выделены ключевые факторы, сдерживающие развитие газовой промышленности

востока России, основным из которых является отсутствие не только трубопроводной

инфраструктуры, но и мощностей по переработке газа. В 2013 г. в Восточной Сибири и на

Дальнем Востоке добыто 44,4 млрд куб. газа, из которых около 35% - попутный нефтяной газ,

сжигаемый в факелах; коммерческая добыча газа ведётся либо в рамках локальных систем

газоснабжения (Норильский, Якутский промышленные узлы), либо на Дальнем Востоке

(«Сахалин-2»).

13. На основе исследования современного состояния нефтегазового комплекса и

экономики Восточной Сибири и Дальнего Востока выделены основные факторы,

52

сдерживающие развитие региона, дифференцированные по макрогруппам: экономические

(низкий уровень и доля ВРП, экономическая плотность населения, неравномерное

распределение центров прибыли, преимущественно транзитная траектория развития),

технологические и инфраструктурные (низкая плотность автомобильного, железнодорожного,

трубопроводного покрытия, дефицит сырья промышленных предприятий, высокая

транспортная составляющая в себестоимости товаров и услуг), социально-демографические

(естественная убыль населения, низкий уровень и качество жизни населения, высокий уровень

безработицы и несбалансированность рынка труда, поляризация регионального развития).

14. В условиях развития геополитических и экономическихе интересов страны, с

учтом региональных процессов в мировой экономике, тенденций в международной системе

энергообеспечения, направлениями развития НГК России должны стать: (1) расширение

направлений экспортных поставок вследствие направления части поставок нефти со

стагнирующего европейского рынка на развивающиеся азиатско-тихоокеанские рынки; (2)

ориентир на развитие прямого, а не транзитного выхода на новые и традиционные рынки сбыта

газа, нефти и нефтепродуктов; (3) заключение долгосрочных договоров о поставках газа, нефти

и нефтепродуктов; (4) участие в совместной эксплуатации и управлении транспортной,

транзитной и распределительной инфраструктурой газа, нефти и нефтепродуктов и на

территории стран–импортеров; (5) увеличении доли в прибылях от реализации газа, нефти и

нефтепродуктов на территории других стран.

15. Анализ показал, что ключевыми направлениями развития НГК Восточной Сибири

и Дальнего Востока должны стать: расширение геологоразведочных работ по всей территории

Восточной Сибири и Дальнего Востока, а не только в зоне активного недропользования вдоль

трассы ВСТО; осуществление прироста запасов углеводородов, удовлетворяющего параметрам

расширенного воспроизводства минерально-сырьевой базы; строительство

высокотехнологических комплексов по углубленной переработке газа, включающих

нефтегазохимические мощности и завод по выделению гелия и производству гелиевого

концентрата; развитие системы мини-НПЗ, строительство НПЗ регионального и экспортного

значения в Якутии; расширение финансово-экономического присутствия российских компаний

в проектах строительства и эксплуатации перерабатывающих производств в странах АТР;

увеличение проектной мощности нефтепровода ВСТО, терминала порта Козьмино и

нефтепровода-отвода на Китай «Сковородино–Дацин»; формирование комплекса подземных

хранилищ гелиевого концентрата; расширение и строительство терминалов побережье Тихого

океана для хранения и отгрузки нефти, нефтепродуктов, нефтегазохимической продукции;

строительство завода-СПГ и терминала по его отгрузке в районе Владивостока (Находки),

расширение мощности существующего завода-СПГ на о. Сахалин; формирование единой

системы газопроводов «Сибирь – Дальний Восток – АТР».

53

ГЛАВА 2. МЕТОДИЧЕСКИЕ ПОДХОДЫ К ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКЕ

МИНЕРАЛЬНЫХ РЕСУРСОВ

2.1 Принципиальные подходы к экономической оценке природных ресурсов

в условиях плановой экономики

Экономическая оценка природных ресурсов – важнейший ориентир при выборе

оптимального направления развития добывающих отраслей экономики. В условиях

конкуренции за право освоения недр, роль экономической оценки особо значима, в частности

при принятии решений о приобретении лицензий на право поиска, разведки и добычи сырья.

Существует ряд методических разработок относительно экономической оценки нефтегазовых

объектов, однако часто они затрагивают лишь отдельные аспекты проблемы. Таким образом

можно констатировать, что общепринятой методики экономической оценки нефтегазовых

объектов, охватывающей широкий круг вопросов и обладающей системным подходом к их

решению, на данный ещё не сложилась.

В качестве информационной базы в ходе проведения экономической оценки ископаемых

углеводородов выступают достоверные геологические данные. В течение многих лет

приоритетным направлением являлось обоснование эффективности освоения открытых

месторождений. Однако последние годы на первый план выходит проведение экономической

оценки прогнозных и перспективных ресурсов углеводородов, чему способствует ухудшение

геологических параметров разработки существующих месторождений перемещении

геологоразведочных работ в новые районы, в том числе на шельф. Отличительной чертой

проведения экономической оценки прогнозных ресурсов является высокая неопределённость

исходной геологической информации.

Ниже проанализированы работы некоторых отечественных учёных, внесших весомый

вклад в разработку и совершенствование методов экономической оценки ресурсов.

Необходимость экономической оценки месторождений полезных ископаемых возникла в

первые годы создания СССР для формирования надёжной минерально-сырьевой базы. Одной

из первых работ, посвященных экономической оценке месторождений полезных ископаемых,

стал сборник 1926 г. «Нерудные ископаемые». В начале 1930-х гг. исследования в этом

направлении проводили Б.И. Пытлярский, И.Е. Спектор и др.

Интенсивное развитие экономики страны после Великой Отечественной войны привело

к увеличению инвестиций в геологоразведочные работы. Выработкой экономических критериев

оценки результатов геологоразведочных работ, занимались академик С.Г. Струмилин,

54

Н.В. Володомонов, К.Л. Пожарицкий и другие [209]. Основой концепции С.Г. Струмилина

явилась теория стоимости К.Маркса: стоимостью обладают только блага, на производство

которых затрачен общественно необходимый труд. Следовательно, стоимость месторождений

формируется в результате процессов поиска, разведки, освоения и их разработки. Таким

образом, природные ресурсы, которые не являются продуктом труда и сами по себе не

обладают стоимостью, приобретают определённую ценность.

Согласно теории, различные участки земли и недр обладают разной ценностью при

производственном использовании. В первую очередь необходимо вкладывать капитал в

проекты, на которых будет наибольший производственный эффект. С.Г. Струмилин особо

отмечал важность учёта дифференциальной ренты.

Позже методы учёта дифференциальной ренты получили развитие в работах

Н.В. Володомонова, Т.С. Хачатурова, Н.Г. Федоренко и др. Особый интерес представляет

подход, основанный на оценке замыкающих затрат (А.С. Астахов, К.Г. Гофман и др.) [11, 53,

54].

В статье 1957 г. «Основы оценки месторождений полезных ископаемых и рудников»

К.Л. Пожарицкий [209], предложил определять потенциальную ценность месторождений

следующим образом:

QСЦV )( , (2.1)

где V – потенциальная ценность месторождения (возможный доход в процессе

эксплуатации), Ц – стоимость 1 т добытых на месторождении полезных ископаемых, С –

себестоимость добычи 1 т полезных ископаемых на месторождении, Q – запасы полезных

ископаемых на месторождении с учетом потерь.

Ограничение применения данного подхода заключается в том, что потенциальная

ценность месторождения зависит от стоимости, определяемой затратами общественного труда.

Таким образом, месторождения, не осваиваемые промышленностью, не обладают ценностью.

Таким образом, к главному недостатку подхода К.Л. Пожарницкого следует отнести то, что

теория не учитывает капитальные вложения в промышленное освоения месторождения (в

себестоимости учитывается только амортизация).

В статье Н.А. Быховерома 1966 года «О принципах экономической оценки

месторождений и эффективности геологоразведочных работ» [37, 38] была рассмотрена оценка

стоимости месторождений в капиталистических странах, которая определялась как суммарная

ожидаемая прибыль от разработки месторождений. В статье приводится формула расчёта

современной стоимости месторождения ( PV ), что фактически является чистым

дисконтированным доходом. В качестве основной задачи экономической оценки

55

месторождений, автор отмечает определение народнохозяйственной значимости

месторождений. Это необходимо для обеспечения пропорционального развития народного

хозяйства и удовлетворения настоящих и будущих потребностей в минеральном сырье. В

статье отмечается важность денежной оценки природных ресурсов для повышения

эффективности экономики страны. В числе важнейших задач ставится разработка методики

денежной оценки месторождений. В качестве основы предлагается оценка стоимости

месторождения, предложенная К.Л. Пожарицким.

В.И. Ботвинниковым и В.М. Цепляевым предложен экспресс-метод экономической

оценки, целю которого является выявление районов получения максимальной прибыли при

одинаковых затратах на поиск, разведку и добычу сырья. Согласно статье 1968 г. «Метод

экономической оценки и выбора первоочередных районов освоения новых нефтегазовых

областей» [23, 24], основу метода составляют три последовательных этапа.

1. Оценку извлекаемых природных ресурсов предлагается осуществлять на основе

оптовых цен, которые близки к показателям затрат общественно-необходимого труда. В случае

отуствия аналогичных по параметрам разрабатываемых месторождений, выполняется оценка по

следующей формуле, предложенной В.И. Дьяченко [173]:

RФekPWСЦ )1( , (2.2)

где Ц – цена, С – материальные затраты на выпуск единицы продукции, включая

амортизацию, W – оплата труда, P – норма дохода пропорциональная оплате труда, Ф –

объём фондов на единицу произведённой продукции, e – норма дохода пропорциональная

производственным фондам, k – коэффициент дифференциации учета фондов, R – рента,

учитывающая природные условия.

2. Второй этап заключается в определении оптимального ареала потребления полезных

ископаемых в рамках изучаемого нефтегазоносного района. На данном этапе решается

проблема о способе определения объемов потребления углеводородов. При этом возможна

ситуация, при которой некоторая часть или весь объём углеводородов оптимальнее ввозить из

других территорий. Оптимальный ареал потребления полезных ископаемых рассчитывается по

формуле Н. М. Николаевского [184]:

CBABAZ 2/)]()[( 2211 , (2.3)

где Z – оптимальное отклонение от полпути ближайших встречных нефтеперевозок в

сторону пунктов с более высокими издержками добычи и переработки, км, A1 – себестоимость

добычи тонны нефти с более высокими издержками на разведку и разработку месторождений,

A2 – себестоимость добычи тонны нефти с более низкими издержками на разведку и

56

разработку месторождений, BB 21, – себестоимость переработки тонны добытой нефти на

соответствующих месторождениях, C – себестоимость перевозки тонны нефти на 1 км.

3. На третьем этапе предполагается определение различия экономической

эффективности освоения нефтяных и газовых ресурсов на различных территориях. То есть

определение участка в пределах нефтегазоносного района, на котором прибыль будет

максимальна. Расчёты проводятся по формуле [23, 24]:

CЦP , (2.4)

где P – прибыль, Ц – потенциальная цена ресурса, C – полная себестоимость.

Таким образом, методика позволяет проводить экономическую оценку и рассчитывать

оптимальный вариант освоения полезных ископаемых с учетом ценности запасов,

рентабельности разработки, наличия потенциальных потребителей.

Тема о совершенствовании методики экономической оценки месторождений в советской

геолого-экономической литературе оставалась актуальной вплоть до 1980-х гг., когда была

принята и утверждена «Временная типовая методика экономической оценки месторождений

полезных ископаемых» [366]. Методика позволяла наиболее полно характеризовать

месторождения для определения эффективности их промышленного освоения. Методика

позволяет проводить оценку всех видов полезных ископаемых.

Экономическая оценка рассчитывалась как разность между ценой конечной продукции и

издержками на производство. С учётом фактора времени экономическая оценка месторождений

рассчитывается по следующей формуле:

T

ttp

e

tstzR

1 )1(

)()(, (2.5)

где )(tz – стоимость произведенной продукции в году t, )(ts – затраты в году t, e –

норма приведения разновременных затрат (для нефтяных месторождений рекомендуется

08,0e ).

Для каждого варианта рассчитывается величины R p , оптимальным считается вариант с

с максимальным значением R p , которое принимается в качестве экономической оценки

месторождения. В свою очередь, запасы по этому варианту принимаются в качестве

балансовых, а горно-геологические параметры и показатели принимаются в качестве

оптимальных.

Дискуссия в научных кругах относительно временной типовой методики продолжалась

на протяжении последних двадцати лет. Включение в основу экономической оценки показателя

прибыли существенно сблизило методику с существующими оценками природных ресурсов в

57

развитых странах. Но вместе с тем остаётся открытым вопрос порядка определения затрат на

разработку.

В статье 1984 г. «Экономическая оценка разведанных нефтяных месторождений», В.Н.

Мартос, А.И. Куренкова внесли дополнение к временной методике экономической оценки

месторождений [151, 152]. Учёными введено понятие средней себестоимости добычи за весь

срок эксплуатации месторождения. При этом предполагается, что себестоимость зависит только

от затрат на разработку и запасов месторождения:

)(

),()(

SQ

qSESIC

, (2.6)

где )(SI – общие капиталовложения, E – общие эксплуатационные расходы, q –

средний дебит нефти, S – плотность сетки скважин, – коэффициент нефтеотдачи, Q –

балансовые геологические запасы нефти.

Если принять ограничения, что капиталовложения пропорциональны числу скважин, а

эксплуатационные затраты определяются количеством скважин ( S ) и их дебитами ( q )

(гидропроводностью пласта G ), то справедливо следующее равенство:

G

SSCC

)()(0

, (2.7)

где C0 и – константы для каждого района добычи. Имея информацию о затратах и

добыче нефти по разрабатываемым месторождениям, возможно выполнить статистическое

обобщение себестоимости, построив зависимость )(GC .

Таким образом, наибольшее влияние на себестоимость оказывают средний дебит нефти

и плотность сетки скважин.

В то же время, не смотря на широкое применение методики геолого-экономической

оценки запасов месторождений, открытым оставался вопрос оценки ресурсного потенциала

региона.

В середине 1960-х гг. появились работы, посвящённые экономической оценки запасов и

ресурсов углеводородов. Одна из первых работ в этом направлении принадлежит

А.А. Трофимуку (1964). В конце 1960-х гг. опубликованы работы Г.Б. Острого и

В.В. Потеряевой (1967), Н.Н. Арбузовой и др. (1968), В.К. Кутового, Г.М. Мкртчяна,

Ю.Т. Мовсесяна, Г.Б. Острого (1969), А.М. Алексеева и др. (1969) и др. В качестве основной

выступала задача определения очерёдности ввода месторождений углеводородов в разработку.

В то же время появились работы, посвящённые оценке ресурсов. В качестве основной причины

являлась необходимость планирования запасов.

58

В начале 70-х гг. ХХ века все работы в этом направлении проводились преимущественно

в Институте экономики и организации промышленного производства АН СССР, а также

Тюменском филиале (А.М. Алексеев, Н.О. Вялков, Л.П. Гужновский, Б.С. Краснов,

Г.М. Мкртчян, Г.Б. Острый и др.) [59, 60, 108, 109, 124-129, 167-171]. Кроме того, проблемой

экономической оценки ресурсов углеводородов занимались А.П. Крылов, Ю.П. Желтов и др.

В 1980-х гг. в СНИИГГИМСе Б.В. Робинсоном были начаты работы по разработке

методики экономической оценки ресурсов углеводородов. Первоначальной целью являлась

оптимизация освоения полезных ископаемых. Однако в 1978 г. Б.В. Робинсоном

сформулировано принципиально новое направление исследований: геолого-экономическая

оценка прогнозных ресурсов нефти и газа [217-220]. В работах 1983-1990 годов это

направление исследований было им развито.

Развитие этого направления продолжалось Б.В. Робинсоном в 1983-1990-х гг., чему

способствовал прогресс в разработке методов количественной оценки нефтегазоносности. При

проведении экономической оценки ресурсов углеводородов появилась необходимость в

решении ряда новых задач.

Во-первых, необходимо уметь оценивать основные характеристики прогнозируемых к

открытию месторождений, такие как: проницаемость, пористость, эффективную толщину,

фазовый состав углеводородов, глубину залегания и др. Решением этих задач на протяжении

1970-1980-х гг. занимались три научные школы: в Новосибирске (Л.М. Бурштейн, В.И. Демин,

А.Э. Конторович, О.С. Краснов, В.Р. Лившиц и др.), в Тюмени (И.И. Нестеров, Г.И. Плавник,

А.Г. Потеряев, Н.В. Судат, Л.О. Сулейманова, В.И. Шпильман и др.) и в Ленинграде

(М.Д. Белонин, В.Д. Наливкин, В.И. Назаров, Г.П. Сверчков, Ю.В. Подольский и др.).

Второй задачей явилась необходимость разработки методов прогноза прироста запасов и

рассчёт необходимого объема проведения геологоразведочных работ.

Третьей важной задачей являлась потребность в прогнозировании уровня добычи

углеводородов и уровеня эксплуатационных затрат, а также требуемые инвестиции в

обустройство месторождений углеводородов.

В решение задач и создание имитационных методов прогноза сырьевой базы, прогнозов

развития нефтегазовых комплексов решающий вклад внесли А.Э. Конторович, В.Д. Наливкин,

Э.М. Халимов, Л.М. Бурштейн, В.И. Шпильман, О.М. Ермилов, А.А. Герт, В.Р. Лившиц,

О.С. Краснов, А.Г. Потеряев, Р.Т. Мамахатова, Г.П. Сверчков, Б.В. Робинсон и др.

Экономические вопросы этих оценок прорабатывались Б.В. Робинсоном и в дальнейшем

А.А. Гертом, В.И. Назаровым, А.Г. Коржубаевым, О.С. Красновым, А.Г. Потеряевым.

Финальными работами исследований явились «Экономическая оценка ресурсов нефти и

газа» и «Прогноз развития нефтяной и газовой промышленности Российской Федерации»,

59

выполненные в 1997 г. под руководством В.И. Назарова, В.Д. Наливкина и Г.П. Сверчкова

[238]. Экономическая оценка ресурсов нефти и газа Сибирской платформы выполнена под

руководством А.Э. Конторовича и Б.В. Робинсона в СНИИГГИМСе. Экономическая оценка

ресурсов углеводородов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции выполнена под

руководством И.И. Нестерова и В.И. Шпильмана в ЗапСибНИГНИ.

2.2 Экономическая оценка ресурсов углеводородов в современной экономике

Российский опыт. Одной из первых работ по рассматриваемому вопросу были

«Методические рекомендации по экономической оценке и классификации прогнозных ресурсов

нефти и газа мирового океана», разработанные в 1979 г. в ВНИГРИ. В работе изучались

особенности освоения морских месторождений углеводородов.

Первой утверждённой в СССР методикой экономической оценки стала «Временная

методика экономической оценки нефтяных и нефтегазовых месторождений», которая была

разработана в 1983 г. ВНИИОЭНГ. В методике экономическая оценка определяется как

денежный эквивалент народнохозяйственного эффекта от использования запасов

месторождения с учетом фактора времени. В методике определены стоимостные критерии

ценности углеводородов, представлены эксплуатационные издержки и капитальные вложения;

из расчетов исключены ранее вложенные средства, а также извлеченные запасы.

С 90-х гг. ХХ века получают широкое распространение получили вероятностные методы

оценки ресурсов углеводородов. Наиболее востребованными такие оценки оказались среди

нефтедобывающих предприятий, для которых особенно важно своевременно принимать

различные производственные решения.

Одну из методик, основанную на приведении стоимости конечного продукта к

стоимости ресурсов углеводородов, разработали специалисты ВСЕГЕИ [67]. Коэффициент

приведения рассчитывается как произведение коэффициентов приведения ресурсов и запасов к

запасам промышленных категорий ( К1 ) и коэффициентов приведения цены конечного

продукта к цене ресурсов данной категории ( К 2 ). Коэффициент К1 показывает вероятность

перехода ресурсов в запасы. Вместе с тем в данном методе при расчёте экономических

показателей не учитывается фактор времени, что несколько ограничивает область его

применения.

В 1996 г. в статье В.В. Щербакова «Оперативная геолого-экономическая оценка

перспективных ресурсов нефти и газа в условиях лицензирования недропользования»,

60

предложена модель использования вероятностных методов [304, 305]. Согласно модели,

ценность месторождений рассчитывается на основе товарной стоимости:

общТ QС , (2.8)

где 321

общ – совокупный коэффициент, характеризующий вероятность

перехода перспективных ресурсов в запасы, Q – приведённый валовой доход при освоении

перспективных ресурсов нефти и газа, рассчитывается как:

N

n

n

n

N

bzQ

1

1

, (2.9)

где z – объём перспективных ресурсов углеводородов (т), – уровень инфляции, n

– год освоения, N – продолжительность разработки месторождения, – норма дисконта, b –

средневзвешенная стоимость единицы углеводородного сырья.

grbнн)1( , (2.10)

где н – вероятность, что данное месторождение нефтяное, r – средняя цена нефти на

мировом рынке, g – средняя цена газа на мировом рынке газа.

Как и в модели, предложенной во ВСЕГЕИ, критерием выбора оптимального

месторождения является товарная стоимость, однако в данном случае учитывается фактор

времени.

Итогом многолетних исследований ведущих учёных стал изданный в 2000 г. труд

«Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа

и конденсата России» [370]. В создании руководства принимали участие ВНИИГаз,

ИГНГ СО РАН, ВНИГНИ, ВНИГРИ, СНИИГГиМС и другие научно-исследовательские

институты. В качестве председателя редакционной коллегии выступил К.А. Клещев,

заместители председателя – А.Э. Конторович, Н.А. Крылов, Ю.П. Миронычев. В данном

руководстве представлен порядок проведения работ по экономической оценке ресурсов

углеводородов в современных экономических условиях, с учётом изменений условий

финансирования геологоразведочных работ. В новом подходе широко применялись

вероятностные методы оценок ресурсов, компьютерные технологии.

Главным достоинством «Методического руководства…» является системный подход,

что позволило строить прогнозы различных инфраструктурных, геологических,

технологических и параметров.

К основным недостаткам «Методического руководства» можно отнести следующие:

1. Слабая связь с нормативными документами, широко применяющимися в современной

практике экономической оценки ресурсов углеводородов.

61

2. В «Методическом руководстве…» отсутствуют традиционные показатели

экономической оценки, такие как NPV, IRR, IP, период окупаемости вложенных средств.

3. В «Методическом руководстве…» при проведении экономической оценки ресурсов не

учитываются особенности новых территорий, для которых затруднительно использование

метода аналогий.

4. В «Методическом руководстве…» не в полной мере учитывается фактор времени. Так

все месторождения оцениваются единовременно, без учёта прогноза динамики начальных

данных, не учитываются особенности формирования инфраструктуры для различных


5. В «Методическом руководстве…» не в полной мере проработана модель

прогнозирования технико-экономических показателей. Так в качестве показателя капитальных

затрат предлагается используются удельные стоимости строительства объектов, однако не

приводится источник исходных данных.

6. При расчёте экономических оценок в недостаточной степени учитывается факторы

технологических, экологических, экономических рисков.

7. В «Методическом руководстве…» не достаточно чётко проработаны описания

критериев, согласно которым выбираются оптимальные варианты разработки.

Таким образом, не смотря на проведённое масштабное исследование и глубокую

проработку задачи экономической оценки ресурсов углеводородов, остаётся ряд нерешённых

вопросов.

По мере расширения использования математических методов при геолого-

экономической оценке запасов и ресурсов углеводородов, стало широко применяться

программное обеспечение. Были созданы комплексы, позволяющие упростить расчёт оценки

ресурсов и эффективности их освоения, однако остаётся проблема выбора начальных данных,

получения информации о сырьевой базе, начальных объективных стоимостных характеристик.

Среди зарубежных комплексов по экономической оценке ресурсов стоит отметить

программные комплексы Schlumberger, USC (Ukrainian Software Consortium), EPA

(Environmental Protection Agency), Landmark Graphics, SCA (Subsurface Consultants &

Associates), и другие [319, 328, 338]. В России под руководством А.А. Герта специалистами

СНИИГГиМСа был разработан программный комплекс «Стратегия», который позволяет

проводить стоимостную оценку прогнозных структур, ловушек, лицензионных участков,

отдельных месторождений, залежей [47-51]. Подход ориентирован на оценку эффективности

инвестиций в геологоразведочные работы, помогает подсчитать запасы и ресурсы, позволяет

расчитывать прогноз показателей сырьевой базы, технологических показателей, кроме того

http://www.ukrsoft.biz/index.php/article/articleview/35/1/1/

62

учитывает вероятностные характеристики результирующих показателей и риска (1999, 2003,

2005).

Геолого–экономическая оценка часто входит как составляющая часть в комплекс услуг,

оказываемых сервисными компаниями, к примеру, ЗАО «Пангея» проводит комплексную

оценку инвестиционной привлекательности поисковых блоков, с использованием

разработанных компанией программных пакетов «Недра» и «Пангея».

В ИГНГ СО РАН вопросами геолого-экономической оценки полезных ископаемых в

занимались А.Э. Конторович, А.Г. Коржубаев, Л.В. Эдер (1999-2012) [97, 100].

В ИЭОПП СО РАН К.К. Вальтухом на основе информационной теории стоимости

разработан подход к оценке природных ресурсов [39]. Проблеме эффективной разработки

месторождений и построения математических моделей освоения месторождений посвящены

работы Г.М. Мктрчяна [168, 169]. В работах Н.И. Пляскиной особо отмечается необходимость

комплексного освоения нефтегазоносных территорий, не только проработаны вопросы

прогноза добычи углеводородов, но и ставится и решается задача оптимального набора и

размещения перерабатывающих и транспортных мощностей [201, 202]. Т.С. Новиковой активно

разрабатывается вопрос оценки эффективности инвестиционных проектов на базе

межотраслевой модели взаимодействия [192, 193].

С развитием экономики и истощением запасов углеводородов, возрастает необходимость

комплексного подхода к оценке полезных ископаемых. Так, помимо ценовых характеристик,

необходимо учитывать также и качественные характеристики углеводородов. Особую важность

в современном мире приобретают вопросы логистики, оптимизации налогового бремени и

другие.

В последнее время критерии экономической оценки запасов и ресурсов углеводородов в

России значительно сблизились с критериями, применяемыми в общей практике оценки

инвестиционных проектов, которые, в свою очередь, заимствованы из-за рубежа.

Официально принятой методикой оценки инвестиционных проектов на сегодняшний

день является методика Министерства экономического развития РФ и Министерства

финансов РФ «Об утверждении Методики расчета показателей и применения критериев

эффективности инвестиционных проектов, претендующих на получение государственной

поддержки за счет средств Инвестиционного фонда Российской Федерации» (Приказ №139/82н

от 23 мая 2006 г). Первая редакция этой методики утверждена в 1997 г.

Основными критериями методики являются финансовая эффективность (NPV, IRR,

период окупаемости проекта), бюджетная эффективность (объём налоговых платежей, прибыль

от пользования государственного имущества) и экономическая эффективность.

63

Оценка инвестиционных проектов регионального значения проводится согласно

«Методики расчета показателей и применения критериев эффективности региональных

инвестиционных проектов» Министерства регионального развития, одобренной

правительством.

Методика Министерства регионального развития имеет значительное сходство с

методикой Минэкономразвития. Дополнительно данная методика включает механизмы расчёта

минимального и максимального уровня инвестиций, также указаны источники о прогнозных

уровнях инфляции.

Кроме официальных методик оценки инвестиционных проектов, принятых

правительством, также существует множество частных методик. Так, наиболее известной из

них можно назвать методику институтов РАН (Центральный экономико-математический

институт, Институт системного анализа, и др.). Помимо практических вопросов оценки,

методика содержит теоретический материал, в ней проводится анализ различных аспектов

эффективности проектов (финансовая, общественная, региональная, отраслевая, бюджетная

эффективности).

Также стоит отметить разработанное Комитетом Торгово-промышленной палаты

Российской Федерации по инвестиционной политике «Методическое пособие по разработке

бизнес-планов Рекомендации для торгово-промышленных палат». В методическом пособии

кроме прочего, анализируются риски, а также критерии финансовой эффективности.

Основная часть методики посвящена оценке эффективности проекта и финансовому

анализу, базирующемуся на трёх основных показателях: IRR, NPV и дисконтированный срок

окупаемости.

Основными тенденциями в эволюции методов и методологии геолого-экономической

оценки является усиление детализации на геологическую и экономическую части, что связано с

расширением методов количественной оценки перспектив нефтегазоносности и применением

широкого округа инструментов математического аппарата в расчёте критериев экономической

эффективности освоения запасов и ресурсов, а также обосновании значений отдельных

параметров. В настоящее время критерии экономической оценки запасов и ресурсов

углеводородов в России сблизились с критериями, применяемыми в общей практике оценки

инвестиционных проектов, которые в свою очередь заимствованы из-за рубежа.

Зарубежный опыт. В мире весьма широко используется экономическая оценка

ресурсов углеводородов, где учитываются формы собственности на полезные ископаемые,

землю, уровнь развития экономики.

Наиболее распространенными являются методы экономической оценки ресурсов,

учитывающие фактор времени [320, 322-327, 329, 335-337, 339, 340]. Прочие методы

64

применяются в ходе решения задач, локализованных во времени (один год или

производственный цикл) [334, 341].

Экономическая оценка «минерального имущества» в Австралии, США, Канаде, ЮАР,

Великобритании является необходимым элементом для эффективного управления имуществом,

главным образом, фондом недр. Функции регулирования экономической оценки участков недр

в подавляющем числе стран возложены на профессиональные организации оценщиков (ASA,

RICS, CICBV), либо на организации, специализированные в области оценки недр (AusIMM,

AIMA, CIM, CIMV, SaIMM, SPEE) и применяют распространённые критерии оценки

инвестиционных проектов.

1. Срок окупаемости (Payback period) – характеризует период времени, в течение

которого доходы от деятельности организации (cash inflows) сравняются с инвестициями в

проект.

К достоинствам можно отнести простоту расчетов. Среди недостатков можно выделить

субъективность выбора нормативного срока окупаемости. Кроме того, не учитывается

доходность проекта после периода окупаемости, что ограничивает использование критерия для

сравнения проектов с равными сроками окупаемости, но различными сроками жизни. Также

показатель не учитывает временную стоимость денег.

2. Простая норма прибыли (Simple rate of return) показывает часть инвестиций, которые

возместятся в течении интервала планирования. Целесообразность инвестиций определяется

исходя из сравнения рассчётной величины с минимальным или средним уровнем доходности. К

достоинствам можно отнести простоту расчетов. Вместе с тем критерий не учитывает ценность

будущих поступлений.

3. Чистая текущая стоимость – важным фактором при расчёте показателя, является

масштаб организации. В связи с этим, основное ограничение для данного критерия при

сопоставлении проектов заключается в том, что наибольшее значение NPV не всегда

соответствует более эффективному вложению инвестиций. То есть, при равных NPV, но

различном уровне капиталоемкости проектов, критерий не в состоянии определить наилучший

вариант.

4. Индекс прибыльности (profitability index, PI) показывает дисконтированную величину

денежных поступлений от проекта или относительную прибыльность проекта в расчете на

единицу инвестиций.

5. Отношение выгоды/затраты (Benefits to Costs Ratio) рассчитывается как частное от

деления дисконтированного потока прибыли на дисконтированный поток издержек. При этом,

если отношение больше единицы, то проект считается выгодным. При помощи критерия

65

возможно оценить, предельный уровень роста затрат, при котором проект остаётся

привлекательным.

6. Внутренняя норма рентабельности (Internal Rate of Return) показывает

дисконтированную «точку безубыточности», при которой дисконтированный поток издержек

равен дисконтированному потоку прибыли.

В качестве критериев геолого-экономической оценки ресурсов углеводородов также

используются наиболее распространённые критерии оценки эффективности инвестиционных

проектов в России и за рубежом, а также модифицированные критерии, предложенные автором

диссертации.

2.3 Экономическая составляющая в классификации ресурсов углеводородов

При расчётах прогнозной геолого-экономической оценки ресурсов углеводородов

принципиальным вопросом является учёт классификационного деления запасов и ресурсов по

категориям, к балансовым/забалансовым, извлекаемым/геологическим. Предметом

исследования работы автора является экономическая оценка как на стадии прогнозирования и

долгосрочного планирования, так и для оперативного расчёта эффективности разработки.

Для характеристики ископаемых углеводородов по степени их промышленной

значимости, в роли простейшего инструмента в нефтегазовой геологии используют

классификацию запасов и ресурсов нефти и газа [367]:

В отличие от стран с рыночной экономикой, в СССР, в сложились иные подходы к

оценке и учёту запасов углеводородов. Основная идея оценки ресурсов и запасов заключалась в

фиксации количественных показателей ископаемых, не учитывая конъюнктуру мировых

рынков. Первая классификация запасов нефти в СССР разработана комиссией Геологического

комитета в 1928 г. [362]. Позднее, с изменяющимися условиями разведки и разработки

месторождений, пересматривалась и классификация запасов нефти (в 1932, 1937, 1942, 1953,

1959 и 1970 гг.)

В развитии классификации запасов значимым явился доклад академика И.М. Губкина на

XVII сессии Международного геологического конгресса в 1937 г. [163]. В своём докладе

академик заявил, что стране в ближайшем будущем потребуется много нефти, в связи с чем

«мы должны знать более или менее точно, какими ресурсами владеем, чтобы правильно

планировать наше нефтяное хозяйство…». Впервые были подсчитаны прогнозные ресурсы

углеводородов в СССР группой специалистов под руководством И.М. Губкина. При подсчёте

использовался метод «возможного фонда антиклинальных поднятий» для перспективных

районов, где для каждой структуры проводилась оценка запасов.

66

Современная классификация ресурсов нефти в СССР (с 1983 г.) и России (с 1991 г.)

основана на принципе различной степени изученности месторождений, залежей,

перспективных структур (ловушек) и территорий [310]. В соответствии с классификацией

выделяются запасы (категории А, В, С1, С2), ресурсы (категория С3) и прогнозные ресурсы

(количественная оценка прогноза нефтеносности, категория D).

Для экономической оценки запасов в действующей классификации важным параметром

является разделение месторождений (залежей) на две группы: балансовые и забалансовые. К

группе забалансвоых относятся месторождения, промышленная разработка которых на данный

момент нецелесообразна по экономическим причинам или технически не осуществима. В

действующей классификации экономическая оценка перспективных и прогнозных ресурсов не

осуществляется. Прогнозные ресурсы показателями общих геологических и извлекаемых

ресурсов. Таким образом, в современных экономических условиях, косвенные экономические

статичные характеристики углеводородов, представленные в действующей классификации, не в

состоянии отражать действительную ценность ископаемых углеводородов, и не в полной мере

удовлетворяют запросам добывающих предприятий.

Основным недостатком действующей классификации является отсутствие критерия

разделения запасов и ресурсов на группы по экономической значимости. Отсутствует

дифференциация запасов и ресурсов по подготовленности объектов к промышленному

освоению, экономической доступности и др.

В условиях плановой экономики недоучет ряда экономико-геологических и

технологических факторов в 1960-1970-х гг. привёл к серьёзным ошибкам в прогнозировании

добычи углеводородов в СССР. Так исходя только из величины оценки текущих суммарных

ресурсов, планировалось довести добычу нефти в СССР до уровня 1 млрд т в год. В результате

просчётов в прогнозировании добычи нефти, была выбрана ошибочная стратегия,

ориентированная преимущественно на нефть, в ущерб прочим энергоносителям [2].

Совершенствованием классификации запасов и ресурсов углеводородов занимался

М.С. Моделевский, предложивший разделение ресурсов на две группы: экономически

извлекаемые и экономически неизвлекаемые. При этом экономически извлекаемые ресурсы

предлагалось подразделять на активные (освоение рентабельно в современных технико-

экономических условиях), субактивные (освоение рентабельно при относительно небольшом

росте стоимости ресурса на рынке или снижении себестоимости добычи) и пассивные

(освоение рентабельно при значительном росте цен на ископаемые углеводороды [174-176].

Ещё одно предложение М.С. Моделевский по совершенствованию классификации

касается разделение ресурсов на группы по уровню эффективности капитальных затрат на

освоение. Однако и этот критерий не в полной мере характеризует реальную ценность ресурсов.

67

В.И. Назаров [179] предложил группировку ресурсов по уровню экономической

доступности. Так, к первой группе предлагается отнести ресурсы, эффективные при

существующих экономических условиях; ко второй группе – ресурсы, эффективные в

ближайшей перспективе; к третьей группе – ресурсы, эффективные в отдаленной перспективе;

к четвертой группе – ресурсы, неэффективные в обозримом будущем.

В.А. Двуреченский и др. предложили двухуровневую систему классификации ресурсов:

по уровню экономической значимости и по степени изученности и обоснованности. По уровню

экономической значимости выделяются ресурсы извлекаемые (дающие положительный

рентный доход) и неизвлекаемые (экономически убыточные). По степени изученности и

обоснованности было предложено выделить семь категорий: А, В, С1, С2, D0, D1, D2 [228]. Если

по степени изученности предложенная классификация совпадает с действующей системой и

обеспечивает необходимую детализацию, то предложенное разделение на экономические

группы недостаточно для определения экономической значимости ресурсов. Целесообразна

более детальная характеристика группы «убыточных» ресурсов, наподобие предложенных

классификаций М. С. Моделевского, В.И. Назарова и др.

Таким образом, в современных экономических условиях, становится очевидной

необходимость адаптации классификации, разработанной для плановой экономики. Кроме того,

с учётом процессов глобализации в мировой экономике, ещ более выросла необходимость

унификации стандартов. Интенсификация разработки новой классификации запасов произошла

в феврале 2013 г., когда во время заседания комиссии по ТЭК, президент России выступил с

инициативой реформировать систему оценки запасов углеводородов. Главной целью реформы

является унификация действующей в России системы (разработанной в условиях плановой

экономики) с распространёнными стандартами PRMS и SEC. Основное отличие отечественной

системы от международных стандартов заключается в том, что последние, помимо объёмов

запасов, также учитывают предполагаемую рентабельность добычи, которая рассчитывается

исходя из уровня рыночных цен и сроках действия лицензий. Так, оценка запасов

месторождений, рассчитанная «Роснедрами», в среднем оказывается на 30 % ниже оценок

запасов тех же месторождений, рассчитанных по стандарту PRMS.

Переоценку запасов по новой системе классификации планируется начать в 2016 г. после

принятия ряда нормативных документов. В настоящее время происходит апробация

классификации запасов и ресурсов углеводородов.

Основным новшеством предлагаемой классификации является учет коммерческой

целесообразности разработки запасов [288, 290]. Еще одним сходством новой классификации

со стандартом PRMS является ее привязка к проектным документам, в соответствии с которыми

68

ведется постадийная разработка месторождений. Привязка категорий запасов к техническим

проектам значительно повысит роль проектной документации.

Нефтегазовые компании продолжат считать свои запасы углеводородов как по

международным стандартам – для целей финансовой отчетности, так и по российским

стандартам – по новой классификации, когда она будет введена в действие, что позволит дать

более точную оценку ресурсного потенциала страны.

2.4 Учёт неопределённости и рисков в экономической оценке нефтегазовых

проектов

Оценка и управление рисками. В «Методическом руководстве по количественной и

экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России» неопределённость

учитывается только при расчёте затрат на поиски и оценку базисной залежи – самостоятельного

поисково-разведочного объекта (СПРО) в виде коэффициента успешности открытия СПРО (Ку):

HCNK

НСNСС

y

стр

б

ППП

000

, (2.11)

где Сб – затраты на поиски и оценку базисной залежи СПРО, N П – число поисковых

скважин, необходимых для открытия базисной залежи СПРО, N 0 – число скважин для оценки

базисной залежи СПРО, Сстр – затраты на геолого-геофизические работы для подготовки

одной структуры к поисковому бурению, включая долю на региональные и тематические

работы, СП , С0 – стоимость 1 м бурения поисковых и оценочных скважин [190, 191].

Коэффициент успешности открытия рассчитывается как отношение количества

открытых месторождений к общему количеству объектов, оцененных методом глубокого

поискового бурения. Среднее значение коэффициента успешности поиска в мире составляет

около 0,3. Однако значения коэффициента различаются в зависимости от района и степени его

освоенности. Как правило, коэффициент выше на начальном этапе освоения ресурсов района,

после чего начинает снижаться.

Для построения более достоверной геолого-экономической оценки, в расчётах также

необходимо учитывать вариативность экономических величин (капитальные и

эксплуатационные затраты, конъюнктурные изменения и проч.) Таким образом, в ходе расчёта

геолого-экономической оценки ресурсов углеводородов, необходимо учитывать следующие

виды рисков.

Геологические риски связаны с вероятностью неоткрытия месторождения при вложенных

средствах на разведку. Истощение запасов углеводородов приводит к росту геологических

69

рисков. Но в то же время, развитие технологий разведки месторождений ведёт к снижению

рисков. В последнее время можно выявить общую тенденцию к снижению уровня

геологических рисков.

Строительные риски заключаются в вероятности задержки срока ввода объектов в

промышленную эксплуатацию, невыполнении своих обязательств поставщиками или

подрядчиками.

Инжиниринговые риски связаны с ошибками при проектировании, определении

производственных характеристик процесса добычи, выбором неоптимальных технологий. Как

правило, инжиниринговые риски характерны для ранних стадий расчёта экономической оценки.

Финансовые риски связаны с возможными потерями в условиях неопределённости

рынка. Воздействие финансовых рисков характерно на всех стадиях реализации проекта.

Эксплуатационные риски связаны с вероятностью поставки оборудования низкого

качества, технологической совместимостью оборудования. Появление эксплуатационных

рисков характерно после завершения строительства.

Экологические риски связаны с вероятностью наступления гражданской ответственности

в связи с причинением вреда жизни и здоровью окружающих людей, а также за нанесение

ущерба окружающей среде.

Маркетинговые риски связаны с ошибками при оценке рынка углеводородов,

изменением уровня цен.

Управление рисками представляет собой идентификацию рисков, их анализ и принятие

решений по минимизации отрицательных последствий и максимизации положительных

последствий наступления рисков. Управление рисками, как правило, включает в себя

следующие процессы: планирование управления рисками, идентификацию рисков,

качественную и количественную оценку рисков, планирование реагирования на риски,

мониторинг и контроль рисков. Каждый процесс выполняется, по меньшей мере один раз, а

также находится во взаимодействии с другими процессами.

Среди мероприятий по снижению рисков выделяют четыре основные процедуры

(компенсация, локализация, диверсификация и страхование рисков), каждая из которых имеет

свою денежную оценку.

Наиболее распространённым способом учёта рисков является включение величины

риска в состав ставки дисконтирования NPV. Одновременно антирисковые мероприятия

снижают риски, что сказывается на снижении ставки дисконтирования и, соответственно,

ростом значения NPV. В результате анализа влияния двух разнонаправленно действующих

факторов можно сдеалть вывод об эффективности применения методов управления

проектными рисками.

70

В данной работе в качестве мер по учёту рисков предполагается в первую очередь

вариация ставки дисконтирования.

Специализированные подходы к учёту неопределённости. Для анализа

количественных рисков горнорудных проектов наиболее часто применяется метод Монте-

Карло, широкое распространение которого началось с 1980-х гг. с развитием компьютерных

технологий. Показатель NPV является наиболее удобным для анализа рисков, поскольку

пределы его изменения могут быть в пределах от минус бесконечности до плюс бесконечности

при вероятности от 0 до 1. Это позволяет считать распределение данного показателя

нормальным.

Отдельный расчёт значения NPV проводится для каждого сценария, полученные

значения позволяют построить графики кумулятивной вероятности. В результате определяется

диапазон IRR и NPV (оптимистический, пессимистический и базовый варианты), а также

вероятность результата IRR и NPV. Главным препятствием в использовании метода Монте-

Карло, является большое количество вычислений сценариев и необходимость

специализированного программного обеспечения.

В настоящее время всё большей популярностью при оценке нефтяных инвестиционных

проектов пользуются такие методы, как дерево решений и опционы. В данной работе при

анализе устойчивости результатов оценки будет применён анализ основных возмущающих

факторов. При этом в дальнейшем возможна обработка полученных данных на специальных

программных комплексах с использованием выше указанных методов.

Опционы, дерево решений и моделирование Монте Карло – три метода, используемые

для оценки эффективности реализации проектов с учётом заданных рисков [320]. Сопоставим

их сходство и различия с трёх точек зрения: способ, которым они они учитывают

неопределённость ключевых параметров (запасы, цены на нефть); как они учитывают

временную стоимость денег и организационную гибкость.

Метод опционов для оценки рисков реализации проектов заимствован из области

финансовой математики. В общей форме он включает модель Black and Scholes для спот-цены и

расчитывает стоимость проекта как стохастическое дифференциальное уравнение. В методе

дерева решений не учитываются колебания уровня цен. Все три подхода оценивают ожидаемую

ценность проекта, однако имют различные предположения о распределениях, изменении

начальных параметров и корреляций между ними. Ещё одно важное различие – способ учёта

временной ценности денег. Дерево решений и моделирование Монте Карло используют

традиционную ставку дисконтирования; в методе опционов используется финансовое понятие

риска.

71

Дерево решений, метод Монте Карло, и опционы имеют различный подход к оценке,

фокусируясь на одних аспектах, неизбежно упрощают или игнорируют другие. Покажем

построение уравнения NPV используемое в трех подходах.

Моделирование Монте Карло концентрируются на неопределённости значений

исходных данных. Предполагается, что переменные являются взаимно независимыми. Значения

выбираются случайным образом и подставляются в уравнение, чтобы получить наиболее

вероятное значение для NPV. Вычисления проводятся не менее 500-1000 раз, что составляет

набор возможных исходов. Таким образом рассчитывается средний NPV.

В методе Монте Карло можно выделить два недостатка: фиксированный жизненный

цикл проекта, а также отсутствие организационной гибкости. Частично недостатки могут быть

сглажены при моделировании нескольких сценариев.

В отличие от моделирования Монте Карло, которое оценивает предопределенные

проектные сценарии, Дерево решений сосредоточено на решении организационных вопросов.

Также в методе учитывается неопределённость параметров.

Применение метода Дерева решений даёт возможность рассчитать наиболее вероятный

эффект от реализации проекта в виде NPV при учёте вероятности «проигрыша» или «успеха»

на любой стадии эксплуатации месторождения (поисковый этап, разведочный этап, этап ввода в

эксплуатацию и т.д.).

В 1970-х в финансовом мире начали набирать популярность контракты типа call и put,

которые дают их владельцу право, но не обязательство, продать или купить указанное

количество товара при наступлении указанной даты.

Для оценки стоимости активов в настоящее время в основном используют модель Black

and Scholes, записанную в начале 1970-х гг. Экспериментальные исследования показали, что

она хорошо аппроксимирует колебание цен на коротком промежутке времени. Стоимость

актива тем выше, чем выше текущая стоимость оцениваемого актива, изменчивость доходности

базового актива, безрисковая ставка процента, длиннее срок жизни опциона и чем ниже цена

исполнения опциона.

Сравнительный анализ использования специализированных методов для оценки

нефтегазовых объектов показал, что можно выделить три главных источника расхождения

между этими подходами: (1) способ, которым они учитывают неопределённость ключевых

параметров (запасы, цены на нефть); (2) как они учитывают временную стоимость денег и (3)

организационную гибкость.

Метод Монте Карло позиционируется на моделировании неопределённости значений

параметров за счет корреляции рядов или корреляций между переменными, что ограничивает

организационную гибкость. Метод дерева решений напротив, анализирует организационные

72

стратегии с точки зрения максимизации ожидаемого NPV. Метод опционов анализирует

возможные управленческие решения.


1. Экономическая оценка природных ресурсов – важнейший ориентир при выборе

оптимального направления развития добывающих отраслей экономики. Необходимость

экономической оценки месторождений полезных ископаемых возникла в первые годы создания

СССР для формирования надёжной минерально-сырьевой базы. (Б. И. Пытлярский, И. Е.

Спектор и др).

2. В послевоенные годы во время интенсивного экономического подъёма, существенно

выросли инвестиции в геологоразведочные работы. Возникла необходимость в разработке

новых критериев экономических оценки эффективности геологоразведочных работ (С. Г.

Струмилина, К. Л. Пожарицкого, Н. В. Володомонова, Н. Г. Федоренко, Т. С. Хачатурова и др.),

в том числе основанной на трудовой теории стоимости.

3. Новым направлением развития методов оценки стоимости запасов полезных

ископаемых, вовлечённых в разработку стал, подход, основанный на оценке замыкающих

затрат (А. С. Астахов, К. Г. Гофман и др.).

4. Важным этапом в вопросе совершенствования методики экономической оценки

месторождений полезных ископаемых стало принятие в 1980 г. «Временный типовой методики

экономической оценки месторождений полезных ископаемых», утвержденная постановлением

ГКНТ и Госкомцен СССР от 28 ноября 1979 г. № 556/739. Дополнением к методике стала

работа В.Н. Мартоса и А.И. Куренкова «Экономическая оценка разведанных нефтяных

месторождений» (ВНИГНИ, 1984 г.).

5. В середине 1960-х гг. появились работы, посвящённые экономической оценки запасов и

ресурсов углеводородов. Одна из первых работ в этом направлении принадлежит

А.А. Трофимуку (1964). В конце 1960-х гг. опубликованы работы Г.Б. Острого и

В.В. Потеряевой (1967), Н.Н. Арбузовой и др. (1968), В.К. Кутового, Г.М. Мкртчяна,

Ю.Т. Мовсесяна, Г.Б. Острого (1969), А.М. Алексеева и др. (1969) и др. В качестве основной

выступала задача определения очерёдности ввода месторождений углеводородов в разработку.

В то же время появились работы, посвящённые оценке ресурсов.

6. В начале 70-х гг. ХХ века все работы в этом направлении проводились преимущественно

в Институте экономики и организации промышленного производства АН СССР, а также

Тюменском филиале (А.М. Алексеев, Н.О. Вялков, Л.П. Гужновский, Б.С. Краснов,

Г.М. Мкртчян, Г.Б. Острый и др.). Кроме того, проблемой экономической оценки ресурсов

углеводородов занимались А.П. Крылов, Ю.П. Желтов и др.

73

7. В 1980-х гг. в СНИИГГИМСе Б.В. Робинсоном были начаты работы по разработке

методики экономической оценки ресурсов углеводородов. Первоначальной целью являлась

оптимизация освоения полезных ископаемых. Однако в 1978 г. Б.В. Робинсоном

сформулировано принципиально новое направление исследований: геолого-экономическая

оценка прогнозных ресурсов нефти и газа.

8. Переход к экономической оценке ресурсов обусловил потребность в прогнозировании

таких характеристик будущих месторождений, как фазовый состав и качество углеводородов,

размеры, площадь, эффективную толщину, параметры нефтегазоносного пласта, пористость,

глубину залегания, проницаемость и др. Подобные технологии были разработаны только в

1970-1980-е гг. – в Новосибирске (А.Э. Конторович, В.И. Демин, Л.М. Бурштейн, В.Р. Лившиц,

О.С. Краснов, А.Д. Луговцов и др.), в Тюмени (И.И. Нестеров, Г.И. Плавник, А.Г. Потеряев,

Н.В. Судат, Л.О. Сулейманова, В.И. Шпильман и др.) и в Ленинграде (М.Д. Белонин,

В.Д. Наливкин, В.И. Назаров, Г.П. Сверчков, Ю.В. Подольский и др.).

9. Анализ выявил на этой стадии развития методов необходимость разработки методов

прогноза прироста запасов и необходимых для их осуществления объемов геологоразведочных

работ и инвестиций. А также уровн добычи нефти и необходимых инвестиций в обустройство

нефтяных и газовых месторождений, эксплуатационные затраты и пр.

10. В решение задач и создание имитационных методов прогноза сырьевой базы,

прогнозов развития нефтегазовых комплексов решающий вклад внесли А.Э. Конторович,

В.Д. Наливкин, Э.М. Халимов, Л.М. Бурштейн, В.И. Шпильман, О.М. Ермилов, А.А. Герт,

В.Р. Лившиц, О.С. Краснов, А.Г. Потеряев, Р.Т. Мамахатова, Г.П. Сверчков, Б.В. Робинсон и

др. Экономические вопросы этих оценок прорабатывались Б.В. Робинсоном и в дальнейшем

А.А. Гертом, В.И. Назаровым, А.Г. Коржубаевым, О.С. Красновым, А.Г. Потеряевым.

11. Финальными работами исследований явились «Экономическая оценка ресурсов

нефти и газа» и «Прогноз развития нефтяной и газовой промышленности Российской

Федерации», выполненные в 1997 г. под руководством В.И. Назарова, В.Д. Наливкина и

Г.П. Сверчкова. Экономическая оценка ресурсов нефти и газа Сибирской платформы

выполнена под руководством А.Э. Конторовича и Б.В. Робинсона в СНИИГГИМСе.

Экономическая оценка ресурсов углеводородов Западно-Сибирской нефтегазоносной

провинции выполнена под руководством И.И. Нестерова и В.И. Шпильмана в ЗапСибНИГНИ.

12. Итогом многолетних исследований ведущих учёных стал изданный в 2000 г. труд

«Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа

и конденсата России». В создании руководства принимали участие ВНИИГаз, ИГНГ СО РАН,

ВНИГНИ, ВНИГРИ, СНИИГГиМС и другие научно-исследовательские институты. В качестве

председателя редакционной коллегии выступил К.А. Клещев, заместители председателя –

74

А.Э. Конторович, Н.А. Крылов, Ю.П. Миронычев. В данном руководстве предствален порядок

проведения работ по экономической оценке ресурсов углеводородов в современных

экономических условиях, с учётом изменений условий финансирования геологоразведочных

работ. В новом подходе широко применялись вероятностные методы оценок ресурсов,

компьютерные технологии.

13. С 90-х гг. ХХ века получают широкое распространение получили вероятностные

методы оценки ресурсов углеводородов. Наиболее востребованными такие оценки оказались

среди нефтедобывающих предприятий, для которых особенно важно своевременно принимать

различные производственные решения.

14. В России под руководством А.А. Герта специалистами СНИИГГиМСа был

разработан программный комплекс «Стратегия», который позволяет проводить стоимостную

оценку прогнозных структур, ловушек, лицензионных участков, отдельных месторождений,

залежей. В 2002-2005 гг., 2011-2013 гг. аналогичные программные продукты были созданы

автором в ИНГГ СО РАН под руководством А. Э. Конторовича и А. Г. Коржубаева.

15. В ИЭОПП СО РАН К.К. Вальтухом на основе информационной теории стоимости

разработан подход к оценке природных ресурсов. Проблеме эффективной разработки

месторождений и построения математических моделей освоения месторождений посвящены

работы Г.М. Мктрчяна. В работах Н.И. Пляскиной особо отмечается необходимость

комплексного освоения нефтегазоносных территорий, не только проработаны вопросы

прогноза добычи углеводородов, но и ставится и решается задача оптимального набора и

размещения перерабатывающих и транспортных мощностей. Т.С. Новиковой активно

разрабатывается вопрос оценки эффективности инвестиционных проектов на базе

межотраслевой модели взаимодействия.

16. Среди зарубежных методов экономической оценки месторождений и прогнозных

ресурсов минерального сырья, наиболее распространены методы, учитывающие фактор

времени: срок окупаемости, простая норма прибыли, чистая текущая стоимость, индекс

прибыльности, отношение выгоды/затраты, внутренняя норма рентабельности.

17. Большинство современных методических подходов к оценке эффективности

инвестиционных проектов используют сходный набор критериев, которые рассчитываются с

учетом фактора времени и при их расчете используется ставка дисконтирования.

Основополагающим руководством расчёта этих критериев служат «Методические

рекомендации по оценке экономической эффективности инвестиционных проектов (вторая

редакция)», утверждённые Постановлением Министерства экономики РФ, Министерства

финансов РФ и Государственного комитета по строительной, архитектурной и жилищной

политике N ВК 477 от 21.06.1999 г.

75

18. С развитием компьютерных технологий широкое распространение получили

специализированные методы экономической оценки, учитывающие риски освоения

месторождений и возможность получения вероятностных оценок – Монте-Карло, метод

реальных опционов и дерево решений.

19. Сравнительный анализ использования специализированных методов для оценки

нефтегазовых объектов показал, что можно выделить три главных источника расхождения

между этими подходами: (1) способ, которым они учитывают неопределённость ключевых

параметров (запасы, цены на нефть); (2) как они учитывают временную стоимость денег и (3)

организационную гибкость.

20. Метод Монте Карло позиционируется на моделировании неопределённости

значений параметров за счет корреляции рядов или корреляций между переменными, что

ограничивает организационную гибкость. Метод дерева решений напротив, анализирует

организационные стратегии с точки зрения максимизации ожидаемого NPV. Метод опционов

анализирует возможные управленческие решения.

76

ГЛАВА 3. МЕТОДИКА ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ РЕСУРСОВ

УГЛЕВОДОРОДОВ

3.1 Необходимость совершенствования геолого-экономической оценки

Геолого-экономическая оценка сырьевой базы – важнейший инструмент обоснования

выбора эффективных направлений развития проектов освоения добывающих отраслей.

Значение экономической оценки полезных ископаемых повышается в условиях роста

конкуренции за перспективные участки недра. Она выступает в качестве реального

инструмента обоснования выбора рационального решения в области лицензирования недр как

со стороны государства, так и компаний. Методики и алгоритма экономической оценки

нефтегазовых объектов, позволяющих учесть особенности современного недропользования до

настоящего времени не сложилось. Существующие методические подходы ориентированы

преимущественно на решение отдельных вопросов проблемы Г.А. Алексин, К.Н. Миловидов

[2], Ю.П. Ампилов [4, 5], Ю.М. Арский [9], М.Д. Белонин, В.И. Назаров [18], А.А. Герт [47-50],

Г.А. Григорьев [56], Л.П. Гужновский [59], А.А. Ильинский [211], Н.В. Колесникова [84], А.Э.

Конторович, Л.М. Бурштейн [92], К.Н. Миловидов, Л.Н. Илюхин [164], Г.М. Мкртчян [168-

170], М.С. Моделевский Г.С. Гуревич, Е.А. Дьячкова, И.Я. Файнштейн [172], И.И. Молчанов

[177], В.И. Назаров [179-185], В.Д. Наливкин [186-187], Н.И. Пляскина [201-205], Ю.В.

Подольский [206,207], Б.В. Робинсон [217-220], Г.П. Сверчков [227, 228], Э.М. Халимов [291] и

другие. В то время как геолого-экономическая оценка территории нуждается в охвате

обширного спектра вопросов и системного подхода к их решению.

Автор на протяжении ряда лет ведёт исследования в области геолого-экономической

оценки ресурсов нефти и газа, что нашло отражения в пуликациях разных лет [65, 75-79, 94,

116, 263-266, 271, 275, 278, 284].

До периода рыночных преобразований, акцент в экономической оценке был смещён в

сторону обоснования экономической эффективности вовлечения в хозяйственный оборот

запасов. Однако по мере истощения сырьевой базы европейской части страны, смещения работ

по поиску и разведке углеводородов в труднодоступные районы и акватории, ухудшения горно-

геологических параметров разработки и, следовательно, повышения издержек эксплуатации

месторождений возникла потребность в экономической оценке новых территорий.

Методические и организационные проблемы. Экономическая оценка месторождений

полезных ископаемых и участков недр, как основной инструмент принятия решений в области

государственного регулирования отношений недропользования и развития минерально-

77

сырьевой базы, зафиксирована в главном документе, регулирующем вопросы недропользования

в России – Закон РФ «О недрах» от 21 февраля 1992 г. № 2395-I в редакции от 23 июля 2013 г.,

статья 23.1. «Геолого-экономическая и стоимостная оценки месторождений полезных

ископаемых и участков недр».

Однако в настоящее время МПР РФ не утверждена ни одна из методик по геолого-

экономической и стоимостной оценке месторождений полезных ископаемых и участков недр,

существует только набор временных руководств и методических рекомендаций,

регламентирующих в общих чертах проведение подобных оценок. Поэтому экономические

расчеты производятся различными организациями, и в каждом случае исполнитель работ

применяет свою методику, что затрудняет проверку достоверности и правильности расчета.

Вместе с тем, экономическая оценка запасов и ресурсов полезных ископаемых должна

проводиться на каждом этапе развития минерально-сырьевого комплекса с целью повышения

обоснованности принятия решений и формирования комплексной стратегии развития, начиная

с оценки эффективности функционирования отрасли в целом для выбора приоритетных

направлений её развития. Наиболее проработанным остаётся направление оценки запасов, в то

время как официальная методика экономической оценки ресурсов полностью отсутствует, а её

проведение основано на методических рекомендациях отраслевых и академических институтов.

На современном этапе развития нормативно-правовой базы понятие экономической

оценки полезных ископаемых можно трактовать двояко.

Во-первых, в соответствии с первоначальной редакцией статьи 23.1, как «геолого-

экономическая оценка, осуществляемая для определения промышленной ценности

месторождений полезных ископаемых при геологическом изучении недр и при постановке

запасов полезных ископаемых на государственный баланс». Необходимость проведения такой

оценки закреплена во «Временном регламенте проведения государственной экспертизы запасов

полезных ископаемых, геологической, экономической и экологической информации о

предоставляемых в пользование участках недр» (в ред. Приказа Роснедра от 11.09.2009 г.

№ 887) [358]. Документ разработан Государственной комиссией по запасам полезных

ископаемых МПР РФ с целью адаптации существующего механизма геолого-экономической

оценки месторождений полезных ископаемых к требованиям рыночной экономики и Закона РФ

«О недрах» с учетом особенностей формирования новых отношений недропользования.

Выполнение такой оценки регламентируется «Временным руководством по содержанию,

оформлению и порядку представления на государственную экспертизу технико-экономических

обоснований (ТЭО) кондиций на минеральное сырье» (утв. приказом МПР РФ от 21 июля

1997 г. № 128) [368]. Результирующими документами являются:

78

(1) «Технико-экономическое обоснование разведочных (оценочных) кондиций», в

котором обосновываются требования к качеству и горнотехническим условиям отработки

запасов, позволяющие разделить их на «балансовые» (рентабельные) и «забалансовые»

(условно рентабельные). На его основе принимается решение о целесообразности

финансирования дальнейших разведочных работ (предварительное ТЭО) и экономической

эффективности промышленного освоения разведанных запасов (заключительное ТЭО).

(2) «Технико-экономическое обоснование эксплуатационных кондиций» проводится для

выделения первоочередных и коммерчески эффективных для добычи запасов, подлежит

государственной экспертизе. На его основе Роснедра контролируют полноту отработки недр и

соблюдение условий лицензии недропользователем. В процессе эксплуатации месторождения

расчёты ТЭО уточняют показатели кондиций, обосновывают изменения в добыче для

достижения максимального экономического эффекта с учетом новых геологических,

технологических, конъюнктурных и внешнеэкономических факторов.

Применительно к нефтяным месторождениям используется составление «Технико-

экономического обоснования коэффициентов извлечения нефти» (ТЭО КИН). Требования к

составу и правилам оформления представленных на государственную экспертизу материалов

по ТЭО КИН разработаны МПР России и также касаются обоснования только разведываемых и

разрабатываемых запасов месторождений.

Во-вторых, в соответствии с дополнениями к статье 23.1 закона РФ «О недрах»,

введенными Федеральным законом от 2 января 2000 г. № 20-ФЗ, предусмотрено проведение

стоимостной оценки месторождений полезных ископаемых, которая будет служить основой

для определения размера платы за пользование недрами, в том числе стартовых размеров

платежей при подготовке условий конкурсов и аукционов. Необходимость проведения такой

оценки закреплена Законом РФ «О недрах» в статье 13.1 «Конкурсы или аукционы на право

пользования участками недр» и статье 40 «Разовые платежи за пользование недрами при

наступлении определенных событий, оговоренных в лицензии».

Выполнение такой оценки регламентируется Приказом Минприроды России от 30

сентября 2008 г. № 232 «Об утверждении Методики по определению стартового размера

разового платежа за пользование недрами». Особенностью методики является упрощённый

подход к определению стоимости потенциально добытого полезного ископаемого с

использованием переводных и поправочных коэффициентов, поэтому её распространение

ограничено целями проведения подобной стоимостной оценки и направлено строго на решение

задачи обоснования стартового размера разового платежа за пользование недрами.

79

3.2 Принципиальная схема геолого-экономической оценки

Цель и задачи геолого-экономической оценки. Представленная в работе методика геолого-

экономической оценки запасов и ресурсов углеводородов может быть использована в качестве

универсального инструментария в целях экономического обоснования перспективных направлений

воспроизводства минерально-сырьевой базы и целесообразности освоения разномасштабных

нефтегазовых объектов.

Основные задачи геолого-экономической оценки определяются целями этапов её проведения

(Таблица 3.1):

планирование доходов государства от освоения месторождений полезных

ископаемых (прогноз поступлений в федеральный бюджет, специализированные фонды,

международные резервы);

прогноз целевых показателей программы воспроизводства минерально-сырьевой

базы России (обоснование приоритетных направлений геологоразведочных работ, оценка прироста

запасов и ассигнований на программу геологоразведочных работ, стоимость подготовки запасов);

экономическое обоснование эффективности и направлений региональных поисково-

оценочных и разведочных работ нефтегазоносных территорий за счёт средств как государства, так и

недропользователей;

формирование направлений лицензионной политики и контроль за выполнением

лицензионных соглашений с целью достижения максимального социально-экономического эффекта

от освоения участков недр на государственном, региональном и корпоративном уровне;

классификация рентабельных для разработки запасов и ресурсов при условии

наиболее полного извлечения из недр, учитывая как достигнутый уровень развития техники и

технологии разработки месторождений, так и перспективы применения новых методов разработки

и интенсификации добычи нефти.

Объектом геолого-экономической оценки могут выступать разномасштабные нефтегазовые

объекты, отличающиеся однородностью и степенью геологической изученности, т.е. составом и

соотношением категорий запасов и ресурсов. В зависимости от этапа проведения геолого-

экономической оценки, объектом могут быть:

нефтегазовый комплекс в целом;

нефтегазоносная провинция, область, район (НСР УВ);

зона нефтегазонакопления (прогнозные ресурсы D2 и частично D1);

участок недр, подлежащий лицензированию (НСР УВ);

зона нефтегазонакопления и выявленная ловушка (прогнозные локализованные

ресурсы D1л, перспективные ресурсы С3);

подготовленная ловушка, месторождение, залежь (частично и полностью

разведанные запасы С2, предварительно и полностью оцененные запасы С1);

месторождения как объекты промышленной добычи (запасы С2, С1, В, А).

80

Таблица 3.1 – Классификация направлений геолого-экономической оценки запасов и ресурсов углеводородов

№ Этап геолого-экономической

оценки Объект геолого-экономической оценки Цель геолого-экономической оценки

Результирующие

документы

Геолого-экономическая оценка отдельных нефтегазоносных объектов

I Аукцион на право

пользования недрами

Участок недр, подлежащий лицензированию

(НСР УВ)

Определение стартового размера разового платежа за

пользование недрами, предварительная оценка

инвестиционной привлекательности участка недр

Обоснование

максимального размера

разового платежа за

пользование недрами

II Поисково-оценочный этап

геологоразведочных работ

Зона нефтегазонакопления и выявленная

ловушка (прогнозные локализованные

ресурсы D1л, перспективные ресурсы С3),

подготовленная ловушка, месторождение,

залежь (предварительно оцененные запасы С1

и частично разведанные запасы С2)

Экономическая оценка открытых запасов и эффективности

поисково-оценочных работ, обоснование экономической

целесообразности финансирования дальнейших поисково-

оценочных работ

Программа

геологоразведочных

работ, включая

эффективность

выполненных и

запланированных работ

III Разведочный этап


Месторождение, залежь (разведанные запасы

С2 и оцененные запасы С1)

Технико-экономическое обоснование коэффициентов

извлечения, целесообразности финансирования дальнейших

разведочных работ и эффективности промышленного

освоения разведанных запасов

Проект пробной

эксплуатации; ТЭО

разведочных кондиций

(ТЭО КИН)

IV Опытно-промышленная

эксплуатация месторождения

Месторождение, залежь (разведанные и

оцененные запасы С2 и С1)

Расчёт экономической эффективности промышленных

испытаний новой техники и технологий разработки в

конкретных геолого-физических условиях, составление

проекта опытно-промышленной эксплуатации

Технологическая схема

опытно-промышленной

разработки, ТЭО

эксплуатационных

кондиций (ТЭО КИН)

V Разработка месторождения Месторождение, залежь (подготовленные к

промышленному освоению С1, В, А)

Технико-экономическое обоснование выбора варианта

промышленного освоения месторождения, уточнение

коэффициента извлечения


разработки, ТЭО

эксплуатационных

кондиций (ТЭО КИН)

VI Эксплуатационная разведка Месторождение, залежь (разведанные запасы

С2 и оцененные запасы С1)

Технико-экономическое обоснование методов,

направленных на поддержание и увеличение нефтеотдачи


применения МУН

Геолого-экономическая оценка на макроуровне

VII

Планирование доходов

государства от освоения

месторождений полезных

ископаемых

Нефтегазовый комплекс Прогноз поступлений в федеральный бюджет,

специализированные фонды, международные резервы

Прогноз социально-

экономического развития

России; Энергетическая

стратегия России

VIII

Обоснование направлений

воспроизводства минерально-

сырьевой базы

нефтегазоносных провинций

(областей, регионов)

Нефтегазоносная провинция, область, район

(НСР УВ)

Прогноз целевых показателей программы воспроизводства

минерально-сырьевой базы нефтегазоносных провинций

(областей, регионов) Программа

воспроизводства

минерально-сырьевой

базы России

IX Региональный этап


Зона нефтегазонакопления (прогнозные

ресурсы D2 и частично D1)

Экономическое обоснование направлений

геологоразведочных работ и эффективности освоения

нефтегазоносных территорий в целом

Источник: составлено автором

81

Представленная методика геолого-экономической оценки ориентирована, прежде всего,

на оценку начальных суммарных ресурсов в целом и с детализацией до прогнозных ресурсов

категорий D1, D2, локализованных ресурсов D1 и перспективных ресурсов С3, а также на

комплексную оценку отдельных регионов нового хозяйственного освоения. Возможно

использование методики геолого-экономической оценки на макроуровне, но в совокупности с

межотраслевыми моделями для полного учёта прямых и косвенных эффектов.

Информационная база. Информационной основой проведения геолого-экономических

расчётов высупают достоверные геологические данные о структуре и состоянии сырьевой базы.

Ресурсы, как объект геолого-экономической оценки, характеризуются ограниченностью

данных, поэтому сбор, анализ и обобщение геологических, технологических и стоимостных

показателей осуществляются по объектам-аналогам, близким по горно-геологическим,

природно-климатическим условиям разработки.

Источниками информации служат (1) обобщенные результаты реальной хозяйственной

практики – программы геологоразведочных работ, лицензионные соглашения, проекты опытно-

промышленной эксплуатации, проекты разработки, ТЭО КИН, отчёты по подсчёту запасов, а

также материалы, научно-исследовательские отчёты, выполненные в рамках договорных работ

по заказу компаний-недропользователей, (2) нормативно-правовые акты Правительства РФ,

Министерства экономического развития РФ, Министерства энергетики РФ, Министерства

природных ресурсов РФ, Администраций субъектов РФ, (3) данные Федеральной службы

государственной статистики, Федеральной службы по тарифам, (4) методические рекомендации

и по разработке нефтяных и газовых месторождений.

Принципиальная схема методического подхода к геолого-экономической оценке

ресурсов. Последовательность проведения геолого-экономической оценки ресурсов

сопоставима со стадийностью оценки запасов, но главной её особенностью является высокий

уровень неопределенности начальных геологических данных при проектировании технико-

экономических показателей.

Основные блоки методики геолого-экономической оценки освоения перспективного

участка недр представлены на рисунке 3.1.

Этап 1. Опираясь на оценку ресурсной базы углеводоров категорий D1, D2 и С3 по

разработанной в ИГНГ СО РАН методике, выполнена вероятностная оценка перспектив

нефтегазоносности, сделан прогноз запасов и добывных возможностей, оценена площадь,

плотность ресурсов крупнейшего месторождения, прогнозируемого к открытию, как основного

объекта поисково-разведочных работ и прироста запасов.

82

Рисунок 3.1 – Алгоритм геолого-экономической оценки разномасштабных нефтегазовых

объектов Источник: составлено автором

Этап 2. Построена оптимизационная геолого-промысловая модель разработки залежей

при условии максимизации коэффициента извлечения нефти в зависимости от размещения и

плотности сетки добывающих скважин, системы заводнения пласта и прогнозного начального

дебита и динамики его падения.

83

Этап 3. По результатам геолого-промысловой модели осуществляется прогноз

технологических и стоимостных показателей производственно-экономической модели. Цель

модели - осуществить прогноз капитальных и эксплуатационных затрат полного освоения

месторождения на основе экономически обоснованных нормативов затрат, оптимального

варианта разработки, стратегических планов развития территории.

Производственно-экономическая модель включает составление программы

геологоразведочных работ, где определены и дифференцированы по годам необходимые для

изучения объекта оценки объемы геофизических работ, рассчитаны ассигнования и

эффективность их проведения. После завершения геологоразведочного этапа начинается

опытно-промышленная эксплуатация, а далее – разбуривание. ввод местороджения в

разработку и дбыча углеводородного сырья.

Этап 4. Финансово-экономическая модель предполагает расчёт системы показателей,

отражающих коммерческую, бюджетную, экономическую и социальную эффективность

освоения объекта оценки: выручка, прибыль балансовая и чистая, налоги с дифференциацией

по бюджетам различных уровней. А также набор показателей инвестиционной

привлекательности – чистый дисконтированный доход, внутреннюю норму доходности, индекс

доходности, срок окупаемости.

Этап 5. Анализ чувствительности основных показателей финансово-экономической

модели, характеризующих экономическую устойчивость проекта освоения под воздействием

возмущающих факторов. Оценивается влияние на чистый дисконтированный доход,

внутреннюю норму доходности, индекс доходности, срок окупаемости изменения

производственной программы – объемов добычи сырья, уровня производства продуктов его

переработки, а также финансово-экономических условий – цен на продукцию реализации,

объём инвестиций.

Этап 6. На заключительном этапе происходит сведение и сравнительный анализ

полученных результатов геолого-экономической оценки в соответствии с целями и задачами её

проведения.

Для каждого этапа проведения геолого-экономической оценки характерно формирование

нескольких блоков – база данных, блок моделируемых показателей, блок расчётных

показателей, блок результирующих показателей (Рисунок 3.2).

84

Рисунок 3.2 – Схема геолого-экономической оценки ресурсов


3.3 Алгоритм выполнения геолого-экономической оценки и обоснование

выбора ключевых геологических, технологических и стоимостных

показателей

Этап 1. Прогноз добывных возможностей.

По разработанной в ИГНГ СО РАН методике выполнена вероятностная оценка

перспектив нефтегазоносности, дана оценка ресурсной бызы углеводородов категорий D1, D2 и

С3 и спрогнозирован прирост запасов.

В основе прогноза добычи лежит анализ комплекса природно-климатических и горно-

геологических факторов – объём геологических и извлекаемых запасов и ресурсов, физико-

химические свойства флюидов, глубина и условия залегания продуктивного пласта,

фильтрационно-емкостные параметры пластов и др. Комплекс этих данных составляет проект

технологической схемы разработки месторождения. При обосновании долгосрочных

государственных программ развития перспективных территорий вопрос прогнозирования

добычи возникает на начальном этапе, когда территория еще слабо изучена и исследователь

обладает ограниченной информацией, характеризующейся высокой долей неопределённости.

Блок экзогенных

данных

Блок

моделируемых

начальных


Блок расчётных

результирующих


- ресурсы

месторождений

- площадь


- глубина

залегания

продуктивного

пласта

- объём

сейсморазве-

дочных работ

- объём

поискового и

разведочного

бурения

- плотность сетки

скважин

- число ежегодно

вводимых

скважин

- начальный

дебит

- кривая падения

дебита

- динамика

добычи нефти и

газа

- удельные

стоимостные

показатели

- стоимость

подготовки 1 тонны

УУВ;

- величина

капитальных

вложений

- себестоимость

добычи 1 тонны

нефти и газа

- чистая прибыль от

освоения участка

- NPV, IRR, PI, срок

окупаемости;

- налоговые

поступления

85

Поэтому, располагая в качестве исходной информации структурой начальных суммарных

ресурсов объекта, можно оценить добывные возможности на основе расчёта потенциально

возможных извлекаемых запасов месторождения (залежи), прогнозируемого к открытию.

Потенциально возможные запасы промышленных категорий ( CAB 1 ) на месторождении

определяются исходя из величины извлекаемых начальных суммарных ресурсов,

детализированных по категориям, и коэффициентов перевода соответствующих категорий

запасов и ресурсов из категории в категорию:

)( 212,1

11332211 DDDCCCBACAB

DлD лCC ,

(3.1)

где DлDCC 2,1132

,,, – коэффициенты перевода запасов и ресурсов соответствующих

категорий в добычу, CCBA 21,,, – извлекаемые категории запасов, DDDC л 21 13 ,,, –

извлекаемые категории ресурсов.

Коэффициенты перевода более низких категорий запасов и ресурсов в более высокие

приняты с учётом выявленных устойчивых закономерностей и тенденций, установленных на

основе статистического анализа реальной практики поиска, оценки и разведки месторождений

[258]. Территориально коэффициенты существенно разнятся, что связано с дифференциацией

регионов по степени изученности – хорошо геологически изученные районы Западной Сибири

имеют более высокие коэффициенты перевода по сравнению с нефтегазоносными областями

Восточной Сибири, Дальнего Востока и шельфовых месторождений, имеющими низкую

степень разведанности, часто отсутствие опыта разработки и объектов-аналогов или эталонов

для сравнительного анализа.

Обобщенный опыт применения коэффициентов перевода запасов и ресурсов для

прогноза использован в государственной методике подсчёта разового платежа за пользование

недрами на участках недр, которые предоставляются в пользование для геологического

изучения, разведки и добычи полезных ископаемых.

Так, перевод ресурсов D1 и D2 в запасы происходит с коэффициентом, равным 0,1,

ресурсов D л1 – 0,15, C3 – 0,25, C2 – 0,5.

Этап 2. Геолого-промысловая модель.

Геолого-экономическая оценка ресурсов предполагает использование методики

имитационного моделирования, которая в максимальной степени отражает реальную систему

освоения месторождения от этапа поиска и разведки месторождения до ввода его в

эксплуатацию и полной выработки запасов. Опираясь на прогнозируемую схему разработки,

первоначально осуществляется программа геологоразведочных работ, стадия опытно-

промышленной эксплуатации возможна после достижения уровня прироста запасов не менее

86

70% от начальных извлекаемых запасов. Период нарастающей добычи осуществляется после

введения месторождения в разработку и характеризуется интенсивным разбуриванием участка

и обустройством промысла [223]. Разработка многокомпонентных месторождений

предполагает первоочередную разработку нефтяной оторочки и ввод в эксплуатацию газовой

залежи, если наличествует соответствующая конъюнктура и инфраструктура по реализации

газа.

Месторождения, предполагаемые разработку по «газовой» схеме, предусматривают

добычу нефти с более высокими темпами отбора на первоначальной стадии разработки [165].

Добыча газа в промышленных масштабах осуществляется условно с 11-13-го годов, проектную

мощность планируется достигнуть к 17-20-му году. Максимальный период разработки

преимущественно газового месторождения составляет 35 лет.

Для преимущественно нефтных месторождений, характерна проблеа утилизации

попутного нефтяного газа. Предполагается, что он будет отбираться совместно с нефтью и

направляться для производства электроэнергии на промысле и для удовлетворения

потребностей соседних населённых пунктов.

При прогнозировании добычи нефти и газа используется оптимизационная

математическая модель, в основе которой лежат предположения, что (1) она характеризуется

стадийностью и можно выделить стадию растущей добычи, стадию постоянной добычи и

стадию падающей добычи, в то же время динамика добычи описывается π-образной формой; (2)

проектный уровень добычи составляет 4-7% от начальных извлекаемых запасов, что

соответствует принципам рационального недропользования, (3) стадия растающей добычи

продолжается 3-5 лет, а уровень стабильной добычи («полка») держится около 4-6 лет и зависит

от размера месторождения, вовлечённого в разработку, средний срок разработки участка в елом

– 23-25 лет.

Годовой уровень добычи (Qt ) рассчитывается умножением числа добывающих сважин

на величину добытой ими жидкости в каждом конкретном году:

𝑄𝑡 =∑∑𝑛𝑡𝑞𝑗+1−𝑡

𝑗

𝑡=1

𝑇

𝑗=1

(3.2)

Величина добычи за все годы разработки месторождения (

n

t

tQ0

)( ) не может превышать

потенциально возможные извлекаемые запасы промышленных категорий ( CAB 1 ).

Гипотетически величина этих запасов соответствует ожидаемой накопленной добыче на

месторождении за весь срок его разработки. Решается оптимизационная задача, где в качестве

целевой функции принимается уравнение, описывающее профиль добычи; переменными, по

87

которым происходит максимизация, являются начальный дебит скважины (q0) и плотность

сетки скважин (𝜌), заданные в интервале допустимых значений [𝑞1, 𝑞2] и [𝜌1, 𝜌2]

соответственно, а добыча за все годы разработки месторождения не может превышать

потенциально возможные извлекаемые запасы промышленных категорий:

{

max𝑞1≤𝑞0≤𝑞2𝜌1≤𝜌≤𝜌2

∑𝑄

𝑇

𝑡=1

(𝑞𝑡, 𝑛𝑡)

∑𝑄𝑡

𝑇

𝑡=1

≤ 𝑅.

(3.3)

Дополнительными уравнениями для целевой функции также служит система уравнений

для определения начального дебита жидкости добывающей скважины и динамики его падения

в течение эксплуатации (3.5-3.6), динамики ежегодно вводимых добывающих скважин (3.7) и

суммарного фонда скважин (3.8).

Начальные дебиты прогнозируются по геолого-физическим и фильтрационно-

ёмкостным параметрам продуктивного пласта [226, 247, 289]. Расчёт основан на формуле

Дюпюи, которая учитывает физико-химические свойства нефтей и позволяет рассчитать

объемный дебит одиночной скважины в пластовых условиях q0 (куб. м/сут.). При извлечении

нефти на поверхность в скважине происходит ее разгазирование и, вследствие этого,

уменьшение объёма. Это уменьшение учитывается введением объёмного коэффициента нефти

– . Кроме того, на практике чаще всего используется массовый дебит q0 (т/сут.), что также

облегчает перевод из суточных показателей в годовые.

r

r

pkhq

e

cln

2*

0

,

(3.4)

где k – проницаемость, кв. м, – вязкость, Па∙с, h – эффективная толщина пласта, м,

p – депрессия на пласт, Па, rr ec , – радиус скважины и зоны дренирования, м.

Часто можно наблюдать, что дебиты, рассчитанные по этой формуле, не совпадают с

фактическими, что можно объяснить тремя причинами – загрязнением призабойной зоны в ходе

бурения и вскрытия пласта, частичной перфорацией пласта и неоднородностью пласта

(главным образом по толщине) [287, 310]. В этой ссвязи рекомендуется применять

корректирующий коэффициент. Так, по формуле, дебиты скважин пропорциональны

коэффициенту гидропроводности

kh , депрессии p и зависят от отношения радиусов rr ec ,

(хотя и существенно слабее, логарифмически).

88

В основе вычисления текущей продуктивности (текущего дебита) добывающих скважин

по нефти ( qt ) лежит прогноз начальной продуктивности скважины по жидкости ( q

0 ),

выполненный на основе вышеизложенных приёмов расчёта.

В случаях, когда объект исследования характеризуется слабой изученностью и

наблюдается недостаток информации, тогда используется метод-аналогий и оценка начального

дебита принимается в соответствии с месторождением-аналогом.

Период безводной разработки залежи точно определить сложно, поскольку от 1 до 5%

воды обычно добывается с самого начала эксплуатации. Применение понятия безводной

добычи носит условный характер. Предполагается, что дебит по жидкости остаётся

неизменным во времени. Динамика падения дебита нефти описывается экспоненциальной

функцией без периода постоянной добычи:

Ttk

Ttqtq 2

1

00),exp()(

, (3.5)

где q0 – начальный дебит нефти эксплуатационной скважины, т/сут, qt – текущий дебит

эксплуатационной скважины, т/сут, T1 – время безводной эксплуатации скважины, лет, T 2 –

время окончания работы скважины, лет, k – коэффициент, отвечающий за режим и срок

эксплуатации скважины.

Период эксплуатации скважин зависит от срока службы, прописанного в российском

законодательстве и используется для расчёта амортизационных отчислений: для нефтяных

скважин – 12 лет, для газовых – 15 лет. Вариантные расчёты позволили определить величину

дебита при котором работа скважины считается нецелесообразной – 1-3 т нефти в сутки. Ввод

скважин по годам описывается системой:

𝑛𝑡 = {

𝐴𝑡𝛼 𝑒𝑥𝑝(−𝜗𝑡) , 0 ≤ 𝑡 ≤ 𝑟

𝐴𝑟𝛼 𝑒𝑥𝑝(−𝜗𝑟) , 𝑟 < 𝑡 ≤ 𝑟 + 𝑙

𝐴𝑡𝛼 𝑒𝑥𝑝(−𝜗𝑡) , 𝑟 + 𝑙 < 𝑡 ≤ 𝑇

(3.6)

где nt – число ежегодно вводимых скважин в году t, l – время постоянной добычи, r –

время выхода на постоянную добычу, А - масштабирующий коэффициент, 𝜗, 𝛼 – эмпирические

коэффициенты.

Ограничением на суммарное количество ежегодно вводимых скважин служит

размещение скважин по площади с заданной плотностью сетки скважин:

StnN

n

t

1

)( , (3.7)

где N – фонд добывающих скважин, шт., S – площадь нефтегазоносного объекта,

кв. км, – плотность сетки добывающих скважин, кв. км/1 скв.

89

Фонд добывающих скважин получается от деления прогнозируемой площади

месторождения на заданную плотность сетки скважин, предполагается, что покрытие будет

равномерным. Плотность сетки скважин задаётся для каждого участка отдельно, но в среднем

варьируется от 25 до 49 га на скважину.

В соответствии с теорией геологического фильтра, в результате геологоразведочных

работ предполагается открытие одного крупного месторождения и не менее двух сателлитов.

Первым разбуривается крупнейшее месторождение, а по мере его исчерпания, для поддержания

стабильного уровня добычи и по мере доразведки сателлитов происходит ввод их в разработку.

Срок разбуривания крупного месторождения (начальные извлекаемые запасы 20-100 млн т)

осуществляется примерно за 10-15 лет, а более мелких (5-20 млн т) за 3-5 лет.

Этап 3. В производственно-экономической модели осуществляется обоснование

технологических и экономических показателей освоения перспективного участка недр, включая

составление программы геологоразведочных работ (с детализацией по видам и обоснованием

объема работ и ассигнований на их проведение), проекта разработки (в том числе бурение

эксплуатационных скважин и обустройство промысла), формирование системы внешнего

транспорта. Проводится расчёт всех капитальных затрат, а также осуществляется оценка

эксплуатационных затрат, связанных непосредственно с добычей и транспортировкой сырья и

продуктов его переработки.

Программа и ассигнования на проведение геологоразведочных работ. Объём

ассигнований на проведение программы геологоразведочных работ (поисковое, разведочное

бурение скважин, сейсморазведочные работы 2D и 3D, научное сопровождение)

рассчитывается в зависимости от сложившихся в регионе стоимостей этих работ [108]. В

структуре ассигнований на программу ГРР ( KГРР

) входят капитальные затраты на

переинтерпретацию сейсморазведочных работ 2D прошлых лет ( KDинтерп 2. ), проведение новых

cейсморазведочных работ 2D ( KD2 ), cейсморазведочных работ 3D ( K

D3), бурение поисково-

оценочных ( Kсквоп ..

) и разведочных ( Kсквразв ..

) скважин:

KKKKKKсквразвсквопDDинтерп DГРР ....32. 2

. (3.8)

Переинтерпретация данных проводится с целью обоснованного выбора основных

параметров съемки и оптимизации методики сейсмических наблюдений, проводится сбор и

анализ геолого-геофизической информации, полученной в прошлые годы. Ассигнования на её

проведение рассчитываются как:

kVKDинтерпDинтерпDинтерп 2.2.2. , (3.9)

90

где KDинтерп 2. – ассигнования на интерпретацию сейсморазведочных работ 2D прошлых

лет, млн руб., VDинтерп 2. – объём сейсморазведочных работ 2D прошлых лет, км, k

Dинтерп 2.–

удельные ассигнования на интерпретацию сейсморазведочных работ 2D прошлых лет,

тыс. руб./км.

Объём сейсморазведочных работ 2D определяется исходя их площади участка и

заданной плотности сейсмопрофилей. Плотность сети профилей определяется размерами

объекта исследований и необходимой точностью и детальностью его отображения. В

соответствии с «Инструкцией по сейсморазведки» (2003), для детального изучения и выявления

всех перспективных нефтегазоносных объектов на участке необходимым является достижение

плотности профилей, равной 1 км/кв.км [124, 125].

1

)(

2

,22

2.222

D

учDD

DинтернпDDD

SV

VVkK

, (3.10)

где KD2

– ассигнования на сейсморазведочные работы 2D, млн руб., kD2

– удельные

ассигнования на сейсморазведочные работы 2D, тыс. руб./км, VD2 – объём сейсморазведочных

работ 2D, км, Sуч.

– площадь перспективного на нефтегазоносность участка недр, кв. км, D2–

плотность сейсмопрофилей 2D, км/кв. км.

Сейсморазведка 3D применяется для получения трехмерных представлений о

сложнопостроенных объектах и проводятся в основном на этапе детализационных

исследований для получения непрерывных пространственных характеристик изучаемых

объектов с целью подготовки и передачи их под разведочное бурение или доразведки объектов

в процессе разведочного и эксплуатационного бурения.

SV

VkK

нгоD D

DDD

3 2

333

, (3.11)

где KD3 – ассигнования на сейсморазведочные работы 3D, млн руб., k

D3– удельные

ассигнования на сейсморазведочные работы 3D, тыс. руб./кв. км, VD3

– объём

сейсморазведочных работ 3D, кв. км, Sнго

– площадь перспективного нефтегазоносносного

объекта, D3

– плотность сейсмопрофилей 3D.

Объем поисково-оценочного бурения рассчитывается в зависимости от индивидуальных

особенностей залегания продуктивного пласта, плотности геологических ресурсов на участке и

91

других показателей. Число поисковых скважин для большинства исследуемых

нефтегазоносных объектов не превышает 2-3 скважинами по которым производтся подсчёт

прироста запасов.

hnkKсквоцпоисксквоцпоисксквоцпоисксквоцпоиск ............ , (3.12)

где Kсквоцпоиск ... – капитальные вложения в бурение поисково-оценочных скважин,

kсквоцпоиск ...

– удельные капитальные вложения в бурение поисково-оценочных скважин,

nсквоцпоиск ...

– число поисково-оценочных скважин, hсквоцпоиск ...

– глубина поисково-

оценочной скважины.

Разведочное бурение осуществляется с целью оценки запасов открытых в результате

поискового бурения залежей и месторождений, определяется конфигурация залежей нефти и

газа, и рассчитываются параметры продуктивных пластов и залежей. По полученным данным

составляется технологическая схема разработки. Объем разведочного бурения определяется по

формуле:

Nn

ef

QN

hnkK

сквразвсквразвi

разв

ресурсы

сквразв

сквразвсквразвсквразвсквразв

....

.

..

........

, (3.13)

где Kразв. – капитальные вложения в бурение разведочных скважин, k

разв.– удельные

капитальные вложения в бурение разведочных скважин, nразв.

– число разведочных скважин,

hсквоцпоиск ...

– глубина разведочной скважины.

Фонд разведочных скважин и последовательность их ввода рассчитывается исходя из

эффективности разведочного бурения, полученной на основе анализа фактических результатов

геологоразведочных работ на данной территории, и объёма суммарных ресурсов, которые будут

переведены в запасы. Часть запасов будет разведана в процессе разработки залежей

эксплуатационным бурением.

Бурение скважин. В проекте разработки месторождений, прогнозируемых к открытию,

предполагается применение равномерной схемы разбуривания. В зависисмоти от геологии и

условий залегания продуктивного пласта изменяется соотношение числа вертикальных и

наклонно-направленных нефтяных скважин, часто применяется бурение горизонтального

92

ствола не менее, чем у 50% эксплуатационных скважин. Число нагнетательных скважин

рассчитывается по отношению к фонду добывающих скважин в пропорции 1:2.

Структура капитальных вложений в бурение включает затраты на бурение добывающих

нефтяных и газовых, бурение нагнетательных скважин. При определении капитальных

вложений в бурение одной скважины учитывается ее тип и глубина.

T

i

сквi

сквбур

сквсквi

сквi

сквi

KK

hnkK

1

...

....

, (3.14)

где Kсквбур .. – суммарные капитальные вложения в бурение скважин, K

сквi

.– капитальные

вложения в бурение скважин в году i , kсквi

.– удельные капитальные вложения в бурение

скважин, nсквi

. – число ежегодно вводимых скважин в году i , h

скв . – глубина скважины.

В основе расчёта стоимости бурения горизонтального отвода скважины лежит стоимость

бурения вертикальной скважины, скорректированной на коэффициент удорожания, который

составляет 2,1-3,5, что отражает опыт буровых работ в регионах с высокой степенью

изученности и развития нефтегазовой промышленности.

Капитальные вложения в бурение скважин рассчитываются в зависисмости от удельной

стоимости 1 м проходки. Увеличение затрат на бурение каждого следующего метра можно

описать экспоненциальной зависимостью [11]. Определение значений коэффициентов при

экспоненте происходит статистическим путем или по аналогии (Рисунок 3.3).

Рисунок 3.3 – Зависимость стоимости бурения 1 м от глубины залегания продуктивного

пласта

Источник: построено автором по данным Вадецкий Ю.В. Справочник бурильщика: учеб. пособие для нач.

проф. образования. М.: Издательский центр «Академия». – 2008. – 416 с.

0,0

200,0

400,0

600,0

800,0

1000,0

1200,0

100 400 700 1000 1300 1600 1900 2200 2500 2800

метры

долл./м

93

Обустройство промысла. Определение капвложений в объекты нефтепромыслового

обустройства производится с учетом существующего обустройства, необходимых плановых

объектов строительства на основе бизнес-плана недропользователя, а в случае отсутствия

информации по аналогии с обустройством месторождений со схожими природно-

климатическими и горно-геологическими условиями разработки.

Посчёт капитальных вложений в обустройство месторождения происходит по удельным

показателям и прямым счётом в зависимости из площади участка, объёма добываемых

углеводородов, особенностей рельефа на участке. Согласно «Регламенту составления проектов

и технологических схем разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений. РД-153-39-007-

96» [371] в состав затрат на обустройство включаются: нефтепроводы, газопроводы,

водопроводы, кустовые площадки, комплексная автоматиация и связь, промводоснабжение,

базы производственного обслуживания, дороги, ЛЭП, объекты комплексной подготовки нефти

и газа, ГТУТЭС, прочие для обустройства, природоохранные мероприятия.

Плановые затраты рассчитаны исходя из средних показателей, приходящихся на 1

скважину, 1 куст, 1 километр линейных объектов обустройства, рассчитанных по укрупненным

показателям стоимости строительства [158, 162].

Расходы на природоохранные мероприятия рассчитываются от общей суммы

капитальных вложений и обычно не превышают 3-5%.

Эксплуатационные затраты на добычу полезных ископаемых рассчитаны в

соответствии с планируемыми удельными затратами и прогнозируемыми объемными

технологическими показателями разработки. При отсутствии необходимой исходной

информации используются фактические показатели эксплуатационных затрат по

месторождению-аналогу с применением корректирующего коэффициента цен в Республике

Саха (Якутия) – 1,35, Иркутской области – 1,25, Красноярском крае – 1,3.

Себестоимость добычи определена в разрезе следующих статей калькуляции:

заработная плата;

содержание и эксплуатация оборудования;

капитальный ремонт скважин;

расходы на электроэнергию;

искусственное воздействие на пласт;

сбор и транспорт нефти и газа;

технологическая подготовка нефти;

прочие производственные расходы;

цеховые расходы;

общепроизводственные расходы.

94

Эксплуатационные затраты рассчитываются исходя из нормативов, предоставленных

недропользователем, или по аналогии [182]. Затраты на обслуживание добывающих скважин

включают цеховые и общепроизводственные расходы, затраты на содержание и эксплуатацию

оборудования, а также прочие расходы.

Расходы на капитальный ремонт скважин, необходимые для поддержания базовой

добычи нефти, определяются в соответствии с действующим фондом скважин и на основе

процентного показателя количества скважин, требующих обязательного ремонта.

Расходы на поддержание пластового давления рассчитываются исходя из затрат на

обслуживание нагнетательных скважин и затрат на закачку воды и газа.

Затраты на электроэнергию рассчитываются в соответствии с прогнозными значениями

объемов закачки воды.

Расходы на внутрипромысловый транспорт и сбор нефти и газа, подготовку нефти к

транспорту определяются в соответствии с объемом добываемых углеводородов и с затратами

по соответствующим статьям калькуляции без учета амортизационных отчислений.

Амортизационные отчисления рассчитываются в соответствии со статьями 256-259

«Налогового кодекса Российской Федерации (часть вторая)» от 05.08.2000 № 117-ФЗ в

действующей редакции. Классификация основных средств по амортизационным группам и

выбор срока полезного использования оборудования осуществляется в соответствии с

Постановлением Правительства РФ «О классификации основных средств, включаемых в

амортизационные группы» от 01.01.2002 № 1 в действующей редакции.

В соответствии с п. 9 ст. 258 Налогового кодекса РФ, применяется амортизационная

премия в размере 30 % для вновь вводимых основных средств, поскольку более 98 % объектов

соответствует условиям её применения (относятся к 3-7 амортизационным группам

включительно).

Целевые средства для финансирования работ по завершению эксплуатации

месторождения были оценены исходя из сложившегося объема капитальных затрат и

существующего фонда скважин. Размер ликвидационных затрат учтен в статье

«Внереализационные расходы» и рассчитан как 20 % от величины капитальных вложений на

обустройство месторождения без учета стоимости скважин. Отчисление ликвидационных

затрат на скважины осуществляется по факту выбытия скважин из эксплуатации, а

ликвидационные затраты на объекты обустройства относятся на последний год разработки

отдельно по лицензионным участкам.

Кроме традиционных статей затрат в составе эксплуатационных расходов учитываются

также платежи и налоги, включаемые в себестоимость.

95

В составе эксплуатационных затрат включены транспортные расходы. В зависимости от

целей проведения геолого-экономической оценки в расчёт могут быть включены расходы по

транспортировке сырья как на внутренний рынок, так и на экспорт. В случае проведения

массовой экономической оценки или в условиях ограниченности информации об объекте,

целесообразно использовать усреднённые нормативы затрат. Автором предложено

использовать в качестве такого усреднённого показателя средневзвешенное плечо

транспортировки нефти на внутренний рынок. Расчёт проведён на базе исследования структуры

поставок сырья на 27 НПЗ России с мощностями по первичной переработке 20–200 тыс. т

(Таблица3.2).

Таблица 3.2 – Средний тариф транспортировки нефти на НПЗ России, 2012 г.

Нефтеперерабатывающий завод Объём поставок

нефти, тыс т

Средневзвешенное плечо

транспортировки, км

Средний тариф,

долл./т

Киришинефтеоргсинтез 19223,5 3325,8 13,0

Омский НПЗ 13358,5 1504,6 5,9

Ярославнефтеоргсинтез 11647,8 2205,5 8,6

Пермнефтеоргсинтез 10715,6 1699,8 6,6

Рязанский НПЗ 10523,3 1225,2 4,8

Московский НПЗ 9834,3 1991,8 7,8

Волгограднефтепереработка 8408,5 2498,3 9,7

Ангарская нефтехимическая компания 7863,6 2791,1 10,9

Уфимский НПЗ 7796,1 1358,4 5,3

Новокуйбышевский НПЗ 7772,2 1819,9 7,1

Нижегороднефтеоргсинтез 6786,2 1791,3 7,0

Уфанефтехим 6312,6 1500,7 5,9

Сызранский НПЗ 6177,8 2155,3 8,4

Салаватнефтеоргсинтез 5999,2 728,2 2,8

Ново-Уфимский НПЗ 5995 1345,3 5,2

Нижнекамский НПЗ 5602,1 178,3 0,7

Куйбышевский НПЗ 5098 2100,0 8,2

Ачинский НПЗ 5022,3 1687,3 6,6

Комсомольский НПЗ * 4133,9 3273,3 12,8

Орскнефтеоргсинтез 4107,9 1382,4 5,4

Саратовский НПЗ 3712,9 967,4 3,8

Туапсинский НПЗ 3615,8 2970,9 11,6

Ухтанефтепереработка 3514,5 700,9 2,7

Хабаровский НПЗ * 2533,7 3113,6 12,1

Краснодарский НПЗ 1282,4 2173,9 8,5

Марийский НПЗ 353,9 1951,5 7,6

Ярославский нефтеперерабатывающий завод

имени Д.И. Менделеева (Русойл) 247 2915,5 11,4

Источник: составлено и рассчитано автором по данным: ИнфоТЭК. Ежемесячный аналитический бюллетень. № 1.

– 2000-2013 гг.

Анализ структуры поставок сырья с нефтедобывающих подразделений компаний

позволил рассчитать средневзвешенное плечо транспортировки, которое составило 1817,4 км. В

соответствии с постановлением Федеральной службы по тарифам, осуществляющей

96

регулирование тарифов естественных монополий, в том числе компании «Транснефть», тариф

транспортировки составляет 6,2 долл./т*100 км. Таким образом, средний тариф прокачки нефти

по трубопроводу в России составляет 11,3 долл./т.

Налоговая система. Недропользователи выплачивают все налоги, предусмотренные

действующим налоговым законодательством РФ, с учетом поправок, вступивших в силу на

момент проведения оценки экономической эффективности. Перечень налогов и платежей

представлен в таблице 3.3, распределение налогов и платежей внутри бюджетной системы

приведено в таблице 3.3.

Таблица 3.3 – Ставки налогов, подлежащих уплате при освоении нефтегазоносного участка недр

Вид налога Ставка налога Экспортная пошлина на нефть 5 781 руб. за 1 тонну

Экспортная пошлина на газ 30% от таможенной стоимости природного газа с учётом условий в соответствии с законом

Налоги, относимые на себестоимость Регулярные платежи за пользование недрами в целях поисков и оценки месторождений углеводородов

120 руб. за 1 кв. км, 240 руб. за 1 кв. км, 360 руб. за 1 кв. км

Регулярные платежи за пользование недрами в целях разведки месторождений углеводородов

5000 руб. за 1 кв. км, 10000 руб. за 1 кв. км, 15000 руб. за 1 кв. км, 20000 руб. за 1 кв. км

Налог на добычу полезных ископаемых (газ)

402 руб. (на период с 1 июля по 31 декабря 2013 г.), 471 руб. (на период с 1 января по 31 декабря 2014 г.), 552 руб. (начиная с 1 января 2015 г.) за 1 тыс. куб. м газа (пп.11 п.2 ст.342 НК РФ)

Налог на добычу полезных ископаемых (конденсат)

590 руб. (на период с 1 января по 31 декабря 2013 г.), 647 руб. (на период с 1 января по 31 декабря 2014 г.), 679 руб. (начиная с 1 января 2015 г.) за 1 т (пп.10 п.2 ст.342 НК РФ)

Налог на добычу полезных ископаемых (нефть)

0 руб. за тонну (абз.1 пп.8 п.1 ст. 342 НК РФ)

Налог на добычу полезных ископаемых (нефть)

5 389 руб. за тонну из расчёта 470 руб. за тонну с учетом корректировки на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц), коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов (Кв), и коэффициент, характеризующий объем запасов(Кз) (пп.9 п.2 ст.342 НК РФ)

Страховые взносы 30% от фонда заработной платы (п.2 ст. 12 ФЗ от 24.07.2009 № 212-ФЗ)

Налоги, относимые на выручку от реализации и финансовый результат

Налог на добавленную стоимость

18% от добавленной стоимости, определяемой как разница между стоимостью реализованной продукции и стоимостью материальных затрат, отнесенных на издержки. При использовании в расчете затрат без НДС базой начисления налога является выручка от реализации продукции.

Налог на прибыль 20% от полученных доходов, уменьшенных на величину произведенных расходов, учитываемых в целях налогообложения, в денежном выражении.

Налог на имущество 2,2 % от среднегодовой остаточной стоимости основных фондов.

Источник: составлено автором по данным: «Налоговый кодекс Российской Федерации (часть первая)» от 31.07.1998 N 146-ФЗ (ред. от 28.06.2014); «Налоговый кодекс Российской Федерации (часть вторая)» от 05.08.2000 N 117-ФЗ (ред. от 21.07.2014).

97

Этап 4. Финансово-экономическая модель

Основными регламентирующими документами при оценке коммерческой

эффективности являются «Методические рекомендации по оценке эффективности

инвестиционных проектов» (издательство «Экономика», 2000 г.), Регламент составления

проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных

месторождений (РД 153-39-007-96), утвержденный Минтопэнерго РФ 23 сентября 1996 года,

«Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных

месторождений» (приложение к приказу МПР России от 21.03.2007 г. № 61).

В соответствии с регламентирующими документами коммерческая эффективность

проекта оценивается по следующим показателям:

чистый дисконтированный доход - сумма прибыли от реализации углеводородов

и амортизационных отчислений, уменьшенная на размер капиталовложений, направляемый на

освоение месторождения, приведенная к году начала инвестиционных вложений и

дисконтированная;

рентабельный срок разработки - период от начала реализации проекта до

момента, когда величина накопленного дисконтированного денежного потока (NPV) после

достижения положительного максимального значения начинает уменьшаться;

внутренняя норма возврата капитальных вложений (IRR) представляет собой

значение ставки дисконтирования, при которой величина суммарного потока наличности за

расчетный период равна нулю. Внутренняя норма рентабельности не может быть вычислена,

если все значения годовых потоков наличности отрицательны либо положительны. Внутренняя

норма рентабельности обладает свойством множественности, если поток наличности меняет

знак с отрицательного на положительный более одного раза, в этом случае интерпретация

нормы возврата затруднительна;

индекс доходности дисконтированных затрат – отношение суммы

дисконтированных денежных притоков к сумме дисконтированных денежных оттоков;

индекс доходности дисконтированных инвестиций (PI) – отношение суммы

дисконтированных элементов денежного потока по операционной деятельности к абсолютной

величине дисконтированной суммы денежного потока по инвестиционной деятельности;

доход государства - налоги и платежи, отчисляемые в бюджеты и

государственные внебюджетные фонды всех уровней бюджетной системы страны;

экономическая оценка разработки месторождения (в условиях безналоговой

среды) отражает эффективность проекта с точки зрения интересов недропользователя и

государства в целом и определяется как разница между выручкой от реализации углеводородов

и затратами.

98

Значительное внияние на результат геолого-экономического моделирования оказывают

макроэкономические условия и прежде всего уровень и динамика цен реализации. Особого

внимания требует рынок сбыта конечного потребителя. Существенная роль «конечности»

экономической оценки, т.е. будут ли учитываться добыча, транспортировка и переработка,

химическое производство или же только добыча. Вопрос неоднозначный, в силу того, что

вертикально-интегрированные компании стремятся реализовывать добытую ими нефть в

рамках своей структуры, придерживаюсь принципа «от скважины до бензоколонки».

Независимые нефтедобывающие компании испытывают дефицит мощностей по

транспортировке и переработке сырья и поэтому отдают предпочтение сбыту продукции

непосредственно вблизи промысла, в противном случае компания будет вынуждена оплачивать

расходы за пользование чужой инфраструктурой. Принимая во внимание, что геолого-

экономическая оценка ориентирована преимущественно на участки недр с низкой степенью

изученности, целесообразно предполагать реализация углеводородного сырья во врезке в

магистральный трубопровод для дальнейшей транспортировки на внутренний рынок и экспорт.

Динамика изменения цен на нефть и газ, реализуемых на внутреннем и внешнем рынках

прогнозируется на основе параметров, заложенных в «Энергетической стратегии развития РФ»,

решений ФСТ, а также аналитических разработках ведущих мировых агентств в области

перспектив развития мирового рынка нефти и газа.

Расчетные показатели финансово-экономической модели определяются в следующем

порядке:

Выручка от реализации продукции ( Вi ) рассчитывается как произведение цены

реализации нефти и природного газа на их объёмы добычи:

)( QЦQЦBг

i

г

i

н

i

н

ii , (3.15)

где ЦЦг

i

н

i, – цена реализации нефти и газа в году i , QQ

г

i

н

i, – добыча нефти и газа в

году i .

Валовая прибыль от реализации ( ВП i ) – совокупный доход предприятия, уменьшенный

на величину эксплуатационных затрат с включением в них амортизационных отчислений и

общей суммы налогов, направленных в бюджетные и внебюджетные фонды.

)(1

НЭBВП ii

T

ii

i

, (3.16)

где Эi – эксплуатационные затраты с учётом налогов в структуре себестоимости в году

i , Н i – налоги на финансовый результат без учёта налога на прибыль в году i , T – период

разработки.

99

Чистая прибыль от реализации ( П i ) – валовая прибыль предприятия, уменьшенная на

величину налога на прибыль.

НВППП

iii , (3.17)

где НПi – налог на прибыль.

Чистый дисконтированный доход ( NPV ) – сумма прибыли от реализации и

амортизационных отчислений, уменьшенная на величину инвестиций, направляемых на

освоение нефтяного месторождения – определяется как сумма текущих годовых потоков,

приведённых к начальному моменту:

Т

ii

iii

r

КАПNPV

1 )1(, (3.18)

где Аi – амортизационные отчисления в году i , К i – капитальные вложения в году i ;

Внутренняя норма возврата капитальных вложений ( IRR ) представляет собой то

значение нормы дисконта, при котором сумма чистого дохода от инвестиций равна сумме

инвестиций, т.е. капитальные вложения окупаются. Или, другими словами, это то значение

норматива дисконтирования, при котором величина суммарного потока наличности за

расчётный срок равна нулю:

0)1(1

Т

ii

iii

IRR

КАП, (3.19)

Индекс доходности ( PI ) характеризует экономическую отдачу вложенных средств и

представляет собой отношение суммарных приведённых чистых поступлений (прибыли от

реализации нефти и амортизационных отчислений) к суммарному дисконтированному объёму

капитальных вложений:

Т

i

i

i

i

ii

r

K

r

АП

PI1

)1(

)1(, (3.20)

Период окупаемости ( PP ) – это продолжительность периода, в течение которого

начальные негативные значения накопленной денежной наличности полностью

компенсируются её положительными значениями:

01

*

T

i

iNPVприiPP , (3.21)

100

Учитывая современный российский и мировой опыт оценки инвестиционных проектов,

целесообразно расширить список основных показателей экономической эффективности такими

показателями, как Gross Margin (валовая маржа), EBITDA (Earnings before Interest, Taxes,

Depreciation and Amortization), EBIT (Earnings Before Interest and Taxes), NPBT (Net Profit Before

Taxes) и NPAT (Net profit after tax). Номенклатура итоговых показателей обосновывается

исследователем самостоятельно и определяется целями и задачами проводимой геолого-

экономической оценки.

Этап 5. Анализ чувствительности основных показателей финансово-экономической

модели

С целью уменьшения неопределенности проводится анализ чувствительности, основной

задачей которого является определение степени влияния основных переменных параметров

проекта на показатели эффективности разработки месторождения. В качестве переменных

параметров используются цена реализации нефти, объем добычи нефти, объем

эксплуатационных затрат, а также размер капитальных вложений. Анализ чувствительности

проекта при изменении цены на нефть, изменении объема капитальных и эксплуатационных

затрат проводится в диапазоне от ±20 до ±40 %, при изменении объема добычи нефти - в

диапазоне от ±15 до ±30 %.

3.4 Программное обеспечение для проведения геолого-экономической

оценки

Разработка информационного и программного обеспечения решения задач в области

экономического анализа разработки месторождений нефти и газа, обоснования

целесообразности их ввода в разработку и определения потенциального эффекта их

эксплуатации является весьма актуальной. Использование компьютерного и программного

обеспечения позволяет:

автоматизировать и применять на практике методические подходы и модели,

используемые при экономическом анализе (оптимизации, линейного программирования,

эконометрические, вероятностные и другие);

оперативно проводить многовариантные расчёты по заранее сформулированным

сценариям, корректировать и уточнять поставленную задачу;

адаптировать алгоритм расчётов и математическую модель в соответствии с

современной законодательной и организационно-правовой средой.

Получение количественного решения задачи оптимизации геолого-промысловой модели

связано с обработкой и расчётом большого количества показателей, а также непосредственно

101

оптимизацией целевой функции, что предполагает необходимость автоматизации процесса

расчётов [19].

Основными задачами автоматизации алгоритма расчётов являются:

1) разработка содержания и формы базы входящих данных;

2) предварительная обработка входящих данных и их внесение в базу данных;

4) расчет геолого-промысловых и технико-экономических показателей,

необходимых для построения моделей;

5) создание компьютерных моделей, соответствующих алгоритму математических

моделей;

6) проведение расчетов по моделям;

7) обработки результатов решения задач;

8) представление результатов решения задач в виде, приемлемом для анализа,

посредством конвертации в Word и Excel;

9) организация хранения многовариантных расчетов.

Для решения задач геолого-экономической оценки создан программный продукт IPGG-

Estimator, включающий: программы расчета показателей, имитационные модели, программы

обработки результатов расчетов.

Можно выделить следующие компоненты IPGG-Estimator:

геолого-промысловая модель разработки месторождения;

производственно-финансовая модель разработки месторождения;

анализ чувствительности результатов расчётов.

Для реализации геолого-промысловой модели и проведения анализа чувствительности

результатов расчётов автором полностью разработаны алгоритм программного обеспечения,

формульная запись процедур, оптимизационная задача и последовательность их реализации.

Построенный алгоритм был реализован на ПК с помощью языков программирования Borland

С++Builder 6 и Excel.

Блок составления базы данных и производственно-финансовая модель разработки

месторождения опираются на решение линейных задач; расчёты и результаты по ним получены

с использованием Excel.

В общем виде алгоритм программного комплекса представлен на рисунке 3.4.

Оптимизационная геолого-промысловая модель разработки залежей решается при

условии максимизации коэффициента извлечения нефти и газа в зависимости от размещения и

плотности сетки добывающих скважин, системы заводнения пласта и прогнозного начального

дебита и динамики его падения.

102

Рисунок 3.4 – Схема программного комплекса IPGG-Estimator


Программное обеспечение позволяет оперативно изменять первоначальные условия

разработки месторождения или отдельных залежей, решать задачу оптимизации добычи

углеводородов при отклонении заданных параметров, конвертировать данные в формат Word

или Excel для корректного сопоставления и интерпретации результатов расчётов (Рисунок 3.5).

Финансово-экономическая модель предназначена для экономической оценки

инвестиционных проектов нефтегазовой промышленности как отдельных предприятий, так и

групп предприятий. Модель реализована в электронных таблицах Excel. В модели

представлены потоки денежной наличности, графики, иллюстрирующие результаты расчетов.

103

Рисунок 3.5 – Фрагмент интерфейса пользователя IPGG-Estimator

(геолого-промысловая модель) Источник: составлено автором

Значения показателей эффективности рассчитываются на основе таблицы потоков

денежной наличности (Рисунок 3.6). При этом доходная часть представлена доходом от

реализации сырья (нефти, природного газа, газового конденсата) и доходом от реализации

продуктов его переработки. Расходы определяются годовыми эксплуатационными издержками,

капитальными вложениями, налогами с дифференциацией по бюджетам всех уровней.

Рисунок 3.6 – Фрагмент расчётного листа модели IPGG-Estimator

Источник: составлено и рассчитано автором

Для повышения надежности получаемых оценок выполняется анализ устойчивости,

представляющий собой расчет зависимости обобщающих финансово-экономических

104

показателей от тех или иных изменений исходных параметров проекта, суммарных объемов

капвложений, налоговых ставок и т.п.

Анализ чувствительности выполняется как сценарный, так и с использованием

специальных методов учёта риска – метода Монте-Карло.

Сценарный метод реализован в формате таблиц Excel и позволяет выполнить анализ

чувствительности изменения показателей эффективности от изменения любых технико-

экономических показателей, заложенных в модель, используя как единицы измерения

исследуемых показателей, так и отклонения в процентах от базового значения показателя [21].

Переменными параметрами чаще всего выступают: цена на углеводороды, объем капитальных

и эксплуатационных затрат берутся в диапазоне от ±20 до ±40 %, объем добычи углеводородов

- в диапазоне от ±15 до ±30 %.

Для реализации метода Монте-Карло создан программный продукт, составными

элементами которого являются: выбор переменных параметров, выбор распределения,

которому поддаются эти параметры, выбор интервалов распределения, построение

распределения, расчёт диапозона значений NPV (Рисунок 3.7).

Рисунок 3.7 – Интерфейс пользователя IPGG-Estimator (метод Монте-Карло)



1. Геолого-экономическая оценка сырьевой базы – важнейший инструмент

обоснования выбора эффективных направлений развития проектов освоения добывающих

отраслей. Анализ работ отечественных и зарубежных авторов показал, что существует ряд

методических разработок, чаще всего касающихся узких вопросов, в то время как необходим

комплекстый охват широкого круга вопросов и системный подход к их решению.

105

2. Анализ современной нормативно-правовой базы и законодательного обеспечения

показал, что экономическая оценка месторождений полезных ископаемых и участков недр – это

основной инструмент принятия решений в области государственного регулирования отношений

недропользования и развития минерально-сырьевой базы. Это зафиксировано в главном

документе, регулирующем вопросы недропользования в России – Закон РФ «О недрах» от 21

февраля 1992 г. № 2395-I, в ред. от 23.06.2014, статья 23.1. «Геолого-экономическая и

стоимостная оценки месторождений полезных ископаемых и участков недр».

3. Однако в настоящее время МПР РФ не утверждена ни одна из методик геолого-

экономической и стоимостной оценки месторождений полезных ископаемых и участков недр,

существует только набор временных руководств и методических рекомендаций,

регламентирующих в общих чертах проведение подобных оценок. Поэтому существует

обоснованная необходимость разработки методического руководства по проведению геолого-

экономической оценки.

4. Автором показано, что на современном этапе развития законодательного и

организационно-правового обеспечения вопросов регулирования недропользования в России

принципиально важно своевременно на государственном уровне разработать и утвердить

методику геолого-экономической оценки нефти и газа.

5. Задачи, решаемые в ходе выполнения геолого-экономической оценки, должны

состоять в (1) планировании доходов государства от освоения месторождений полезных

ископаемых; (2) прогнозе целевых показателей программы воспроизводства минерально-

сырьевой базы России; (3) экономическом обосновании эффективности и направлений

геологоразведочных работ; (4) формировании направлений лицензионной политики; (5)

классификации рентабельных для разработки запасов и ресурсов.

6. В соответствии с этапами проведения геолого-экономической оценки объектом

геолого-экономической оценки могут выступать разномасштабные нефтегазовые объекты в

соответствии с этапами геологоразведочного процесса и дифференциации ресурсной базы по

категориям запасов и ресурсов: нефтегазовый комплекс, нефтегазоносная провинция, область,

район, зона нефтегазонакопления, участок недр, подлежащий лицензированию, зона

нефтегазонакопления и выявленная ловушка, подготовленная ловушка, месторождение, залежь,

месторождения, как объекты промышленной добычи.

7. Разработана рациональная последовательность проведения геолого-

экономической оценки, позволяющая решить ряд актуальных экономических задач на каждом

этапе ее проведения, результаты которых обосновывают выбор оптимальной с экономической

точки зрения модели и параметров реализации этапа. Основными этапами являются: оценка

перспектив нефтегазоносности, построение геолого-промысловой модели, производственно–

106

экономической, финансово-экономической моделей, выполнение анализа чувствительности и

сравнительный анализ полученных результатов геолого-экономической оценки.

8. Автором проведена классификация и систематизация параметров, лежащих в

основе расчёта геолого-экономической оценки, на первом этапе описываемая тремя ключевыми

блоками – экзогенных данных, моделируемых начальных показателей и расчётных

результирующих показателей. Детализация параметров внутри блоков обусловлена (1)

задачами проводимой геолого-экономической оценки, (2) уровнем необходимой агрегации и

детализации расчётов, (3) изученностью объекта исследования в геологической,

технологической, экономической и маркетинговой областях.

9. В соответствии с обоснованными стадиями проведения геолого-экономических

расчётов на первом этапе необходимо прогнозирование добывных возможностей объекта

исследования. Проводится по разработанной в ИГНГ СО РАН методике вероятностной оценки

перспектив нефтегазоносности; в работе получены оценка ресурсов углеводородов по

категориям D1, D2 и С3 и прогноз запасов крупнешего месторождения.

10. Для построения геолого-промысловой модели предполагается использование

методики имитационного моделирования, максимально приближенного к реальному

проектированию системы разведки и разработки месторождений нефти и газа.

11. Отличительной особенностью геолого-промыслового моделирования,

предложенного автором, является использование оптимизационной математической модели, в

которую заложены условия, что (1) добыча характеризуется стадийностью и можно выделить

стадию растущей добычи, стадию постоянной добычи и стадию падающей добычи, в то же

время динамика добычи описывается π-образной формой; (2) проектный уровень добычи

составляет 4-7% от начальных извлекаемых запасов, что соответствует принципам

рационального недропользования, (3) стадия растающей добычи продолжается 3-5 лет, а

уровень стабильной добычи («полка») держится около 4-6 лет и зависит от размера

месторождения, вовлечённого в разработку, средний срок разработки участка в елом – 23-25

лет.

12. На этапе производственно-экономического моделирования заложено обоснование

технологических и экономических показателей освоения перспективного участка недр, включая

составление программы геологоразведочных работ (с детализацией по видам и обоснованием

объема работ и ассигнований на их проведение), проекта разработки (в том числе бурение

эксплуатационных скважин и обустройство промысла), формирование системы внешнего

транспорта. Проводится обоснование и расчёт всех капитальных затрат, а также

осуществляется оценка эксплуатационных затрат, связанных непосредственно с добычей и

транспортировкой сырья и продуктов его переработки.

107

13. Отличительной особенностью производственно-экономического моделирования

является применение как агрегированного, так и детального подходов к обоснованию затрат на

всех стадиях освоения объекта исследования (НГО, лицензионного участка, месторождения,

залежи и т.д.), проработанный алгоритм выбора структуры затрат и стандартизированный

перечень нормативов затрат, позволяющий корректно и полно провести расчёты на этом этапе.

14. При обосновании капитальных затрат в разработку месторождения целесообразно

применять структуру в виде деления на ассигнования на проведение программы

геологоразведочных работ, затраты на бурение скважин (без учёта глубокого бурения), в

обустройство промысла, в систему внешнего транспорта, в создание перерабатывающей и

нефтегазохимической инфраструктуры.

15. В работе обосновано средневзвешенное по объёмам поставок плечо

транспортировки нефти нефтедобывающими компаниями (с детализацией по подразделениям)

на нефтеперабатывающие заводы России, которое составило 1817,4 км. Обоснование получил

средний тариф транспортировки, который составил 11,3 долл./т, что целесообразно

использовать при геолого-экономической оценке на макроуровне.

16. Автором обоснована необходимость использования действующей налоговой

системы с максимальной детализацией, что обусловлено видом объекта исследования,

характеризующегося генерацией рентных доходов при его эксплуатации и справедливым

распределением между государством-собственником недр и недропользователем.

108

ГЛАВА 4. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ВОСПРОИЗВОДСТВА РЕСУРСОВ

УГЛЕВОДОРОДОВ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ И ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА

4.1 Стратегические направления недропользования в России

В настоящее время нефтегазовый комплекс не только определяет современные возможности

развития экономики России, но и является основой долгосрочного устойчивого роста. Высокая

степень зависимости экономики России от доходов нефтегазового комплекса обуславливает его

ключевую роль. Только за счёт двух основных для нефтегазового комплекса налогов и сборов

(налог на добычу полезных ископаемых и экспортная пошлина) формируется 50,2 % доходов в

федеральный бюджет [60], в стоимостной структуре экспорта доля экспорта углеводородов

составляет 67,1 %. Дополнительные доходы от нефтегазового сектора позволяют наращивать

международные резервы, по величине которых (532 млн долл.) России находится на 5 месте в мире,

а за счёт акций нефтегазовых компаний формируется 47 % всего фондового рынка России [274].

Однако устойчивость работы нефтегазового комплекса в долгосрочной перспективе связана

со своевременным и инновационным подходом к решению ключевых современных проблем

отрасли. Поэтому в основе стратегических направлений развития НГК России лежат

закономерности и тенденции развития нефтегазового комплекса России за последние два

десятилетия.

Несоответствие развития нефтегазового комплекса России параметрам

расширенного воспроизводства минерально-сырьевой базы.

Исчерпание современной сырьевой базы углеводородов, отставание прироста новых

запасов в некоторой степени было вызвано искусственно и связано с практически полным

развалом отраслевой геологии и геологоразведки, отменой специального налога на

воспроизводство минерально-сырьевой базы. Сегодня это общегосударственная проблема, и

она должна решаться на уровне государства - и в части создания соответствующих

организационных структур, и в части финансирования геологоразведочных и поисковых работ

необходима специальная программа.

В современной геологической практике ресурсная база классифицируется по степени

достоверности информации о наличии соответствующего объема сырья в недрах и

предполагаемых экономических характеристиках его добычи, выделяют различные категории

запасов (более достоверная категория) и ресурсов. Ресурсов нефти и природного газа, которыми

располагает Россия, достаточно для того, чтобы обеспечить высокие уровни добычи,

удовлетворить внутренние потребности и выполнить экспортные обязательства в долгосрочной

перспективе. Но для того, чтобы перевести эти ресурсы в запасы и, в конечном итоге, в добычу,

109

необходимо произвести соответствующие объемы геологоразведочных работ, которые весьма

продолжительны по времени.

Российским законодательством установлено максимум 12 лет на проведение

геологоразведочных работ на лицензионных участках, полученных в пользование, включая

поисково-оценочный этап, вместе с тем часто эти сроки нарушаются либо пересматриваются в

пользу увеличения. Стоит отметить, что ещё более продолжительным по времени является

решение транспортно-логистического вопроса. Так, первые обсуждения перспектив

формирования трубопроводной инфраструктуры на востоке России начались ещё в середине

1960-х гг., и только строительство в 2008 г. нефтепроводной инфраструктуры в Восточной

Сибири позволило увеличить добычу с 1,5 млн т в 2008 г. до 35,4 млн т в 2012 г. Таким

образом, чтобы поддержать добычу нефти и газа на запланированных высоких

стабильных уровнях до 2050 г., необходимо проводить активные поисковые,

геологоразведочные работы уже в настоящее время.

Низкая активность нефтяных компаний в сфере геологоразведки в условиях

высоких цен на нефть.

Можно выделить три ключевые причины. Первая заключается в том, что в России с

конца 1990-х гг. был «провал» в политике лицензирования. Несколько лет участки на

геологическое изучение недр не выдавались. Только в период с 2006-2008 гг. произошло

некоторое улучшение ситуации – проведены аукционы и выданы ряд лицензий в Восточной

Сибири и Якутии. Вторая причина – наличие нераспределенного фонда недр, за счет которого

затраты на приобретение уже разведанных запасов в недрах на конкурсах и аукционах были

ниже, чем затраты на ГРР, необходимые для открытия такого же объема запасов [267]. Так,

компании выгоднее, заплатив бонус подписания в миллион долларов за нефтяное

месторождение в миллион тонн, получить тонну нефти в запасе за один доллар. Если же

проводить геологоразведочные работы, то тонна в запасе будет стоить 3-5 долларов и выше.

Третья причина – в политике самих компаний. Строя производственные планы на 3-5 лет,

вертикально-интегрированные компании ориентируются на факт, что надежно обеспечены

запасами и нет необходимости «излишне» вкладывать в геологоразведку, отдача от которой в

виде добычи будет не ранее чем через 10-12 лет. Для решения этой проблемы государство

должно мотивированно заставить компании позаботиться о будущем отрасли в целом.

Нетрадиционные условия добычи, требующие новых технологических решений.

Главная тенденция развития нефтегазодобывающей промышленности России –

ухудшение горно-геологических и природно-климатических условий разведки и разработки,

рост удаленности от центров переработки и сбыта. В традиционных районах добычи (Западной

Сибири, Северном Кавказе, Урало-Поволжье) происходит увеличение глубины продуктивных

110

пластов, снижение объема запасов, уменьшение размеров новых месторождений, ухудшение

качества коллекторов, усложнение геологического строения месторождений, уменьшение

пластовых давлений и т.п.

В новых крупных районах добычи (Восточная Сибирь, Дальний Восток) пока низок

уровень геологической изученности территорий и акваторий, поэтому возможны открытия

новых крупных месторождений, однако возникают значительные сложности – низкая

температура (до 6–8оС) и давление в пластовых условиях, сложные природно-климатические

условия [20]. Очевидно, что горно-геологические условия новых районов нефтегазодобычи

сложнее, чем в старых районах, а объем удельных инвестиций – выше.

Все эти проблемы, несомненно, могут и будут решены. Но нуждается в глубокой

научной проработке во многих областях знания (геология, теория и практика разработки

месторождений, материаловедение, машиностроение, мониторинг, системы транспорта,

автоматика, связь и пр.). Необходимо найти решения, снижающие стоимость глубокого

бурения, транспортного строительства и пр. В России совместными усилиями

государства, отечественного и иностранного бизнеса должна быть разработана

программа решения всего комплекса наукоемких проблем.

Трудноизвлекаемые углеводороды, освоение шельфа – путь инновационного

развития России.

В традиционных районах нефтегазодобычи растёт число месторождений с высокой

степенью выработанности, с низконапорным газом, прирост запасов осуществляется на более

худших по геологическим характеристикам залежах. Средние дебиты скважин по

месторождениям, которые открываются и вводятся, значительно ниже тех, которые имелись

при освоении Западной Сибири и первого этапа освоения Татарии и Башкирии. Сегодня по

лучшим месторождениям они не превышают 20 т, тогда как раньше составляли 100-150 т [16].

Поэтому сегодня, чтобы компенсировать одну выбывающую скважину на старом

месторождении, приходится бурить до 10 новых скважин. В этой связи возрастает

потребность в использовании новых инновационных, эффективных и экономичных

технологических решений.

В связи с уникальностью объектов освоения шельфовых месторождений в мире слабо

развит рынок апробированных технологий добычи, обустройства и транспорта углеводородов

для месторождений арктических морей [214]. Существует ряд нерешённых технологических

вопросов – транспортировка мультифазных потоков на большие расстояния, подводное

обустройство, выработка электроэнергии под водой, увеличение дедвейта шаттл-танкеров

(челноков) и др. Их решение для России может стать драйвером инновационного

111

развития, укрепит демографическую и социально-экономическую ситуацию регионов

Севера.

Использование методов увеличения нефтеотдачи.

К настоящему времени в России применяются в промышленных масштабах четыре

группы методов увеличения нефтеотдачи: тепловые, газовые, химические, гидродинамические

методы воздействия на пласты. Дополнительная добыча нефти в России за счет применения

методов увеличения нефтеотдачи достигла примерно 15 % от общей добычи и примерно

половины всей добычи из трудноизвлекаемых запасов [118].

Эффективное использование методов увеличения нефтеотдачи позволит значительно

прирастить рентабельные запасы разрабатываемых месторождений, а также повысить

коэффициент извлечения нефти на стадии проектирования технико-экономического

обоснования и проекта разработки перспективных площадей. В связи с этим, в настоящее

время актуальной задачей является стимулирование и интенсификация внедрения

методов увеличения нефтеотдачи в реальную хозяйственную практику на основе

государственной программы, классифицирующей их по видам, направлениям

использования, эффективности применения.

Низкие темпы строительства транспортной и энергетической инфраструктуры.

Главной сдерживающей причиной интенсификации освоения и добычи нефти и газа в

новых районах и ограниченности позиции России в странах Азиатско-Тихоокеанского региона

является низкий уровень плотности видов транспортного сообщения, а также недостаточная

пропускная способность крупнейших железнодорожных дорог на востоке страны (Транссиб,

БАМ), слабые мощности по перевалке в тихоокеанских портах, отсутствие трубопроводного

транспорта, особенно газопроводов, в ряде регионов на востоке страны [279].

На государственном уровне необходимо скорейшее приятие решения по ряду проектов

строительства нефте- и газопроводов, прежде всего на востоке страны. Необходимо

предусмотреть строительство специализированной системы хранения и транспортировки гелия

и сжиженного газа. Вовлечение в разработку месторождений Карского моря в Западной

Сибири, на шельфе острова Сахалин обусловливает необходимость развития морского

транспорта наряду с традиционным для России трубопроводным и железнодорожным

транспортом нефти. И как следствие – развитие флота танкеров и строительство морских

терминалов. В ближайшее время претерпит серьёзные изменения география

транспортировки нефти и газа из России в западном направлении. Поэтому своевременное

решение этой проблемы возможно только при активном участии государства,

заключающемся в координации деятельности крупных компаний, отдельных бизнес-

структур и администраций субъектов Российской Федерации, а также в целевом

112

финансировании проектов транспортно-логистической инфраструктуры для обеспечения

согласованной экспортной политики.

Переработка жирного, конденсатного газа. Гелий.

Концепция развития газовой промышленности в Восточной Сибири и на Дальнем

Востоке имеет принципиальные отличия от Западной Сибири и европейской части страны.

Природный газ западносибирских месторождений добывается преимущественно из

сеноманских залежей и характеризуется низким содержанием конденсата и сопутствующих

компонентов. Это обусловливает низкие издержки подготовки газа к транспорту. Только в

последние годы начато освоение нижнемеловых (ачимовский комплекс) залежей в которых

сосредоточен высококонденсатный, жирный газ. Этот газ нуждается в переработке и выделения

всех ценных компонентов (конденсата, пропана, бутана, этана). Потенциальное наличие таких

высоких объёмов гомологов метана – это основа и стимул для развития газохимической

промышленности и строительства предприятий по сжижению природного газа. Развитие может

получить и технология GTL. В настоящее время такая промышленность в необходимых

объемах отсутствует. Аналогичная ситуация будет иметь место в Восточной Сибири.

Восточносибирский газ характеризуется уникальным составом в который входит гелий в

высоких концентрациях (0,2–0,6%). Сырьевая база гелия на территории Восточной Сибири

соизмерима с США. В условиях активного недропользования и участия государства в проектах

освоения гелийносных месторождений добыча этого ценного ископаемого может составить

130-150 млн куб. м в год [99]. Поэтому Россия может стать главным поставщиком гелия на

мировой рынок. России уже располагает технологиями по производству и сжижению гелия,

однако необходимо новых производственных мощностей и что более важно хранилищ

гелиевого конденсата.

Решение всего этого комплекса задач также потребует совместных усилий

государства, отечественного и иностранного бизнеса. Необходима государственная

программа развития газовой, газоперерабатывающей, газохимической и гелиевой

промышленности России на длительную перспективу.

Структурная несбалансированность деятельности нефтегазовых компаний.

Необходима диверсификация деятельности российских ВИНК. У западных компаний

также имеется серьезный дисбаланс структуры активов. В частности, имеется недостаток по

сырьевой базе при гипертрофированной развитости сектора downstream, и, чтобы его

выправить, западные компании сейчас активно «сбрасывают» переработку и химию [131-133].

Это неправильно, это конъюнктурный подход. Для обеспечения структурной и

территориальной сбалансированности необходимо расширять сырьевую базу там, где для этого

есть экономические и геологические предпосылки, а переработку и химию приближать к

113

центрам потребления. Такой принцип размещения производительных сил широко

использовался в Советском Союзе, он же, в основном, был реализован и в странах с рыночной

экономикой. Это имеет под собой и теоретическое обоснование. Поэтому в условиях

расширения международного характера деятельности для повышения эффективности бизнеса

российские ВИНК должны приобретать заводы в крупнейших центрах потребления, там, куда

мы поставляем сырье, модернизировать заводы в России, расширять сырьевую базу. Тогда при

низких ценах на нефть основная прибыль будет за счет downstream, а при высоких – за

счет upstream.

4.2 Этапы освоения и открытия месторождений востока России

Ретроспективный анализ и тенденции освоения недр Восточной Сибири.

Долгосрочной тенденцией развития международной системы энергообеспечения является

постоянный рост энергопотребления на фоне усиления конкуренции за энергоресурсы, прежде

всего со стороны стран Азиатско-Тихоокеанского региона.

В общемировом масштабе можно выделить несколько крупных сырьевых центров

углеводородов, за счет которых в настоящее время и в перспективе будет происходить

удовлетворение энергетических потребностей: (1) Ближний Восток и Африка - несмотря на

значительные приросты и открытие новых месторождений, а также интерес со стороны

российских компаний, регион характеризуется высокими рисками, связанными с политической

нестабильностью; (2) шельфы арктических морей располагают экономически и технологически

труднодоступными ресурсами, проекты отличаются высокой капиталоёмкостью и

необходимостью использования уникальных технологий; (3) север Западной Сибири (в

основном ЯНАО) [29] и территория Сибирской платформы (Восточная Сибирь и Республика

Саха) – регион наиболее приближен к самым быстрорастущим и емким рынкам АТР, при этом

комплексное освоение источников энергетического сырья имеет высокое значение для

социально-экономического развития восточных регионов России [282].

Основы развития теоретических и методических предпосылок нефтегазоносности

Западно-Сибирской низменности и, в частности, Восточной Сибири были заложены И.М.

Губкиным в 1931-1932 гг. и получили практическое развитие в 1950 г. с принятием плана

региональных работ, разработанного ВСЕГЕИ под руководством Н.Н. Ростовцева [248]. Были

продолжены начатые в довоенное время работы по выявлению структур в зоне Транссибирской

магистрами и вводу их в поисковое бурение, однако работы на 14 площадях не были

успешными, что подтвердили результаты исследований Всероссийского Арктического

института и Горно-геологического управления «Главсевморпути».

114

Активное изучение нефтегазоносности восточных территорий России началось с 1950-х

гг. и первоначально охватывало всю территорию восточнее Урала. Благодаря открытию

Берёзовского газового месторождения в ХМАО в 1953 г. поисково-разведочные работы были

признаны успешными и продолжены. В результате этих работ в 1960-е гг. открыты гигантские

газовые месторождения – Медвежье и Уренгойское, что позволило к середине 1980-х гг. выйти

на пиковую добычу нефти в новом тогда регионе Западной Сибири.

По мере снижения эффективности поисково-разведочного бурения поиски

углеводородов распространялись далее на восток [137]. Результатом стало открытие в 1962 г.

Марковского нефтяного месторождения в Иркутской области и, как следствие, разворачивание

поисков новых структур в Восточной Сибири.

В период 1965-1969 гг. были открыты только газовые месторождения в Республике

Якутия (Средневилюйское, Соболох-Неджелинское, Толонское и Мастахское) и в

Красноярском крае (Мессояхское, Зимнее, Пеляткинское, Казанцевское и Озерное), и только в

1970-е гг. осуществлён прирост нефти и выявлены крупные нефтяные месторождения –

Куюмбинское (Красноярский край), Верхневилючанское (Республика Якутия) и

Верхнечонское, Ярактинское (Иркутская область).

Более 50 % современных запасов месторождений углеводородов на территории

Восточной Сибири были открыты в 1980-е гг. – Юрубчено-Тохомское, Чаяндинское,

Ковыктинское, Тагульское и другие (Рисунок 4.1). За последние 10 лет открыто всего 4 %

современных запасов месторождений углеводородов.

Рисунок 4.1 – Распределение современных запасов углеводородов Восточной Сибири по

времени открытия Источник: построено автором по данным Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Лившиц В.Р., Филимонова

И.В., Эдер Л.В. Запасы и информационные оценки энергетического сырья // Природные ресурсы России:

территориальная локализация, экономические оценки / отв. ред. К.К. Вальтух, В.М. Соколов; СО РАН, ИЭОПП,

Ин-т геологии и минералогии и др. – Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2007. – Гл. 2. – С. 86-111

5%

15%

50%

8%

17 %

4%

1960 гг. 1970 гг. 1980 гг. 1990 гг. 2000 гг. 2010-2011 гг.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Изв

лек

аем

ые

зап

асы

, м

лн

т У

УВ

115

Динамика открытия отдельных залежей по регионам Восточной Сибири показывает, что

первыми из месторождений, смешанных по типу флюида (нефть, природный газ), были

открыты залежи газа. В Красноярском крае первые запасы нефти были выявлены только в

1982 г. на Собинском месторождении, в Республике Саха (Якутия) в 1970 г. на

Среднеботуобинском месторождении (Рисунок 4.2).

Открытия новых запасов нефти и газа в Иркутской области и Красноярском крае носит

очаговый характер – это 2007-2010 гг. и 1983-1990, 2007-2010 гг. соответственно. В Республике

Саха (Якутия) распределение выявления новых запасов нефти и газа характеризуется

равномерностью с 1959 по 1994 гг. (Рисунок 4.3).

Анализ динамики открытия залежей углеводородов показал, что существуют

продолжительные периоды времени, в которые не осуществлялось открытия новых запасов. С

1994 по 1997 гг. на территории Восточной Сибири не было открыто ни одной нефтяной или

газовой залежи. Наиболее протяжённым такой период был в Иркутской области – 16 лет (1991-

2008 гг.) (Таблица 4.1).

Таблица 4.1 – Периоды времени отсутствия открытия залежей углеводородов в Восточной

Сибири и Республике Саха (Якутия)

Субъект РФ Нефть Природный газ

Иркутская область 1991-2008 гг. (16 лет) 1993-2002 гг. (8 лет)

Красноярский край 1992-1998 гг. (5 лет) 1992-1997 гг. (4 года)

Республика Саха (Якутия) 1994-2007 гг. (12 лет) 1994-2004 гг. (9 лет)

Среднее 1994-1998 гг. (3 года) 1994-1997 гг. (2 года)

Источник: Филимонова И.В., Эдер Л.В., Ожерельева И.В. Стратегия развития нефтегазового комплекса Восточной

Сибири и Дальнего Востока // Современные процессы в российской экономике: сб. науч. тр. / отв. ред. В.Н.

Павлов, Л.К. Казанцева; ИЭОПП СО РАН. - Новосибирск, 2011. - С. 20-35.

Открытие отдельных залежей часто происходит в рамках доразведки месторождения,

что рассматривается как прирост запасов на этом месторождении. Однако такие открытия не

выявляют перспективных площадей в новых районах. Анализ динамики открытия

месторождений углеводородов показал, что на протяжении 10 лет в период с 1994 по 2004 гг. на

территории Восточной Сибири не было открыто ни одного нового месторождения


116

Рисунок 4.2 – Распределение запасов нефти Иркутской

области, Красноярского края и Республики Саха (Якутия) по времени

открытия отдельных залежей

Рисунок 4.3 – Распределение запасов газа Иркутской области,

Красноярского края и Республики Саха (Якутия) по времени

открытия отдельных залежей

им.Савостьянова

Верхнечонское

им.Лисовского

0

50

100

150

200

250

1957 1962 1967 1972 1977 1982 1987 1992 1997 2002 2007 2012

Зап

асы

неф

ти,

млн

т

Ванкорское

Юрубчено-

Тохомское

Ванкорское

0

50

100

150

200

250

1957 1962 1967 1972 1977 1982 1987 1992 1997 2002 2007 2012

Зап

асы

неф

ти,

млн

т

Талаканское

Среднеботуобинское Чаяндинское

0

50

100

150

200

250

1957 1962 1967 1972 1977 1982 1987 1992 1997 2002 2007 2012

Зап

асы

неф

ти,

млн

т

Ковыктинское

Ангаро-Ленское

Ковыктинское

0

500

1000

1500

1957 1962 1967 1972 1977 1982 1987 1992 1997 2002 2007 2012

Зап

асы

газ

а, м

лр

д к

уб

. м

Юрубчено-Тохомское

Пеляткинское

0

50

100

150

200

1957 1962 1967 1972 1977 1982 1987 1992 1997 2002 2007 2012

Зап

асы

газ

а, м

лр

д к

уб

. м

Чаяндинское

0

100

200

300

400

1957 1962 1967 1972 1977 1982 1987 1992 1997 2002 2007 2012

Зап

асы

газ

а, м

лр

д к

уб

. м

116

117

По состоянию на 01.01.2013 г. в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) открыто

49 месторождений [138]. Более 30 месторождений углеводородов были открыты за последние

10 лет, что соответствует 30 % современных запасов нефти и газа. Из числа открытых

месторождений больше всего выявлено в Иркутской области – Ангаро-Ленское месторождение

(2006 г.), им. Савостьянова (2009 г.), им. Н. Лисовского (2010 г.), Игнялинское (2011 г.) и др. В

Красноярском крае высокая концентрация открытия недропользователями большого

количества залежей в пределах отдельных месторождений, но вместе с тем выявлены и новые

месторождения, наиболее крупные из которых – Байкаловское (2009 г.), Исчухское (2011 г.)

газовые и Шушукское (2008 г.), Северо-Пайяхское (2011 г.) нефтяные. В Республике Саха

(Якутия) в 2007 г. открыты Северо-Талаканское и Восточно-Алинское месторождения, в

последующие годы выявлены только несколько новых залежей в пределах

Среднеботуобинского, Южно-Талаканского и Тымпучиканского месторождений [68].

Тенденция прироста запасов за счёт доразведки месторождений и открытие отдельных

залежей характеризует высокую долю участия нефтегазовых компаний в воспроизводстве

минерально-сырьевой базы. Требуются инвестиции, источником которых должны стать, прежде

всего, собственные средства компаний-недропользователей, а также инвестиции, привлеченные

под реализацию конкретных проектов.

Периодизация этапов освоения нефтегазоносности Восточной Сибири. Первый

период, 1950-е гг., характеризуется началом первых поисковых работ и формированием плана

региональных работ по выявлению нефти и газа восточнее Урала.

В период 1952-1953 гг. в правительстве и научных кругах велась дискуссия о

прекращении поисково-разведочных работ восточнее Урала [259]. Однако благодаря открытию

Берёзовского газового месторождения в ХМАО в 1953 г. работы были признаны успешными и

продолжены. В 1958 г. осуществлён подсчёт прогнозных запасов нефти и природного газа

Тюменской области, а в 1960-е гг. открыты гигантские газовые месторождения – Медвежье и

Уренгойское и чуть позже чисто нефтяные – Мегионское и Усть-Балыкское. Эти открытия

позволили к середине 1980-х гг. выйти на пиковую добычу нефти в Западной Сибири.

Второй период, 1960-е гг., характеризуется выделением Восточной Сибири в качестве

перспективного крупного центра добычи углеводородов на основе открытия первых

месторождений, проведением оценки их сырьевых возможностей.

118

Рисунок 4.4 – Распределение современных запасов месторождений углеводородов Восточной Сибири по времени открытия


118

119

В 1958 г. В.Г. Васильевым и А.А. Трофимуком отмечается возможность открытия

нефтегазовой провинции на территории Западно-Сибирской низменности в связи с открытием

ряда высокодебитных месторождений газа, получением притоков нефти и обнаружением

нефтепроявлений в регионах Восточной Сибири [260]. Отдельно подчёркивается

необходимость увеличения поисковых работ, увеличения объёмов бурения и выполнения

оценки потенциала нефтегазоносности перспективных территорий Сибири. Проведено

совещание геологов и заседание региональной секции по Сибири и Дальнему Востоку, большое

внимание уделено развитию поисков нефти и газа в этом регионе.

В 1963-1969 гг. был опубликован ряд монографий «Геологическое строение и

нефтегазоносность восточной части Сибирской платформы и прилегающих районов» (1968),

«Основные этапы геологического развития и перспективы нефтегазоносности Якутской АССР»

(1963) и «Лено-Вилюйская нефтегазоносная провинция» (1969), под руководством А.А.

Трофимука и Н.В. Черского.

Результатом работы геологов в Восточной Сибири стало открытие в 1962 г. Марковского

нефтяного месторождения и, как следствие, разворачивание поисков новых структур в

Иркутской области и по реке Лена.

В период 1965-1967 гг. в Республике Якутия открыт ряд газовых месторождений –

Средневилюйское, Соболох-Неджелинское, Толонское и Мастахское. Позднее, в 1967-1969 гг.,

в Красноярском крае выявлены Мессояхское, Зимнее, Пеляткинское, Казанцевское и Озерное

газовые месторождения.

Третий период, 1970-е гг., характеризуется теоретическими обоснованиями основ

формирования производительных сил на востоке России и перспектив их развития.

В 1974 г. был создан Научный совет по проблемам нефтегазоносности Сибирской

платформы под руководством академика А.А. Трофимука [261]. К этому времени были

выявлены запасы газа на территории между Енисеем и Леной в пределах Енисейско-Хатангской

впадины, Вилюйской синеклизы, обнаружены месторождения в пределах Непского свода

(Ярактинское нефтяное, Преображенское, Марковское, Аянское нефтегазовые). В 1970 г.

открыто Среднеботуобинское и в 1975 г. – Верхневилючанское нефтегазоконденсатные

месторождения в Республике Якутия, в 1974 г. – Куюмбинское в Красноярском крае.

Результаты исследований и анализ открытий в период 1976-1980 гг. свидетельствовали о

высоком нефтегазовом потенциале территории Восточной Сибири как новой крупнейшей

нефтегазоносной провинции, которая может стать новым центром нефтегазодобычи в России.

Развитию работ, направленных на поиск новых запасов углеводородов, и приросту

запасов на открытых месторождениях способствовало принятие в 1974 г. ЦК КПСС и Советом

Министров СССР постановления «О строительстве Байкало-Амурской железнодорожной

120

магистрали», в это время создан первый молодёжный отряд, начато активное строительство

БАМа [159]. Наиболее перспективные территории Непско-Ботуобинской антиклизы находятся

в непосредственной близости (не более 200 км) от железной дороги, что при ускоренном

освоении восточносибирских месторождений могло заменить поток нефтеналивных грузов из

Западной Сибири, тем самым сократить затраты транспортировки и увеличить экономический

эффект эксплуатации БАМа.

В 1979 г. вышло постановление ЦК КПСС и СМ СССР № 265 от 21 марта «О мерах по

усилению геологоразведочных работ на нефть и газ в Восточной Сибири» [309]. Широкое

применение ряда новейших геофизических методов поисков углеводородов позволило выявить

крупные месторождения – Даниловское и Верхнечонское в Иркутской области.

В период 1980-х гг. наблюдалось сокращение объёмов глубокого поискового и

разведочного бурения, в том числе из-за снижения прироста запасов на один метр бурения

вследствии смещения геологоразведочных работ в новые малоизученные районы Восточной

Сибири и Дальнего Востока.

В 1980-е гг. было открыто более 50 % всех современных запасов углеводородов на

территории Восточной Сибири, выявлены Тас-Юряхское и Иреляхское (1981), Чаяндинское

(1983), Талаканское (1984) месторождения в Якутии, Юрубчено-Тохомское и Собинское (1982),

Лодочное (1985), Тагульское (1988) в Красноярском крае.

К 1986 г. в ходе визита руководителей СНИИГГиМС (В.С. Сурков, А.Э. Конторович) в

регионы Восточной Сибири были обоснованы условия для начала разработки нефтяной части

Среднеботуобинского месторождения и строительства нефтеперерабатывающего завода в

Ленске мощностью 3 млн т в год, предложены варианты использования природного газа этого

месторождения в алмазодобывающей промышленности Республики Якутия. Отдельно

обращено внимание на необходимость организации подземного хранения гелия.

В этот период в Иркутской области подготовлены и защищены в ГКЗ запасы по

Верхнечонскому месторождению, в Красноярском крае выявлено крупное Собинское

нефтегазовое месторождение с высоким содержанием гелия в составе газа, продолжены

разведочные работы на гигантском Юрубчено-Тохомском месторождении. Выявлен так

называемый «пояс нефтегазоносности». Всего открыто 45 нефтяных и газовых месторождений.

Все месторождения имеют сложное строение и содержат как нефть, так и газ газовых шапок,

что определяет первоочередную последовательность освоения нефтяной части с последующей

добычей природного газа.

Высокие оценки сырьевой базы уже открытых месторождений и прогнозируемых к

открытию создавали возможность создания крупных баз нефтегазодобычи в Восточной

Сибири. Сырьевая база месторождений Красноярского края позволяла не только обеспечить

121

сырьём Ачинский НПЗ, но и прогнозировать строительство нового НПЗ в низовьях Енисея для

снабжения нефтепродуктами Северного морского пути. Нефть и газ Иркутской области может

обеспечить сырьём крупные перерабатывающие комплексы Иркутской области, новый завод в

Усть-Куте и даст выход через БАМ нефти и нефтепродуктам на Дальний Восток с

перспективой экспорта в страны АТР. При условии ввода в разработку запасов углеводородов

Якутии может быть решена проблема снабжения нефтепродуктами потребителей в республике

и газом предприятий Дальнего Востока.

В 1987 г. А.А. Трофимуком разработана «Концепция создания крупных баз

газонефтедобычи в Восточной Сибири» [259], получившая широкое распространение. Она была

доложена на заседаниях Мингео, Миннефтепрома СССР, Генеральному секретарю ЦК КПСС

М.С. Горбачёву. В Концепции рассмотрены не только приоритетные направления поисково-

разведочных работ в России, пути преодоления падающей добычи в Западной Сибири и

перспективы нефтегазоносности новых районов, но и экономическая целесообразность

ускоренного ввода в разработку месторождений Восточной Сибири, оценен потенциальный

экономический эффект и уровень необходимых капитальных вложений в их освоение.

Источником инвестиций должны стать средства, полученные в качестве выгоды от освоения

высокопродуктивных месторождений Восточной Сибири и компенсирующие затраты

разработки месторождений на падающей стадии разработки в Западной Сибири.

В последующем Концепция 1987 г. была опубликована в редакции 1991 и 1994 гг., где

обосновывалась необходимость скорейшего освоения углеводородного потенциала Восточной

Сибири [261].

Важным достижением иркутских геологов стало открытие в 1987 г. Ковыктинского

газового месторождения, таким образом, были заложены основы для развития газодобывающей

промышленности в области. А уже открытые нефтяные запасы Верхнечонского, Даниловского,

Дулисьминского, Ярактинского и Марковского месторождений станут базой формирования

крупного центра нефтедобычи на востоке страны.

Период 1990-х гг. характеризуется низким объёмом геологоразведочных работ и, как

следствие, самыми низкими приростами запасов и числом открытых месторождений в

регионах Восточной Сибири.

С момента распада Советского Союза принципиально изменилась система

финансирования геологоразведочных работ. В 1992 г. был принят Закон «О недрах» и введён

налог на добычу полезных ископаемых (ВМСБ), а в 2002 г. введен налог на добычу полезных

ископаемых с одновременной отменой налога за пользование недрами, отчислений на

воспроизводство минерально-сырьевой базы и акциза на нефть [185]. Таким образом, не стало

системы целевого финансирования поисковых и разведочных работ на всей территории страны,

122

что привело к сокращению объёмов этих работ и, как следствие, 1990-е гг. характеризуются

самыми низкими приростами запасов и числом открытых месторождений. В период с 1994 по

2004 гг. на территории Восточной Сибири не открыто ни одного месторождения.

Однако работы по изучению нефтегазоносности районов нового хозяйственного

освоения продолжались. В 1991 г. принято решение о создании рабочей группы для разработки

программы по созданию российской нефтегазовой промышленности на базе месторождений

Восточной Сибири. В результате под руководством В.С. Суркова и А.Э. Конторовича с

привлечением специалистов из ИЭОПП СО АН СССР была разработана «Концепция создания

Российской нефтегазовой промышленности», в которой предполагалось до 2002 г.

промышленную добычу нефти и газа не осуществлять в связи с прогнозом высокой

себестоимости и низкой рентабельностью добычи, большими капитальными вложениями.

Основные усилия должны были быть направлены на поиск новых месторождений и доразведку

уже открытых, поскольку рентабельная разработка углеводородного потенциала Восточной

Сибири будет возможна в XXI веке.

Период 2000-х гг. характеризуется новым этапом развития нефтегазового комплекса

Восточной Сибири, формированием государственной энергетической политики на востоке

страны, повышением интереса со стороны частных крупных и мелких компаний, началом

создания трубопроводной инфраструктуры как главного импульса для активного освоения

месторождений нефти и газа Восточной Сибири.

В июне 2002 г. Правительством РФ утвердена «Стратегия экономического развития

Сибири», где отмечается «необходимость создания новых центров добычи нефти и газа в

Восточной Сибири» и обозначается необходимость «сооружения магистральных нефте- и

газопроводов «Запад – Восток» экспортного направления, что будет способствовать развитию

топливно-энергетического комплекса в Восточно-Сибирском регионе и на Дальнем Востоке,

позволит решить важнейшие стратегические задачи, связанные с выходом на перспективный

рынок стран Азиатско-Тихоокеанского региона» [349].

В 2003 г. Правительством РФ утверждена «Энергетическая стратегия России до 2020 г.».

которая стала важным ориентиром в области принятия стратегических решений в топливно-

энергетическом комплексе страны.

Энергостратегия ориентирована на повышение роли восточносибирских регионов в

нефтегазовом комплексе России, расширении направлений поставок и выход на рынки

Азиатско-Тихоокеанского региона. Особое внимание обращено на необходимость создания

новых крупных центров нефтяной и газовой промышленности на востоке страны, обеспечения

внутренних потребностей этих регионов и организации долгосрочных поставок нефти в АТР.

123

В условиях отсутствия трубопроводной инфраструктуры на востоке страны стимулом

активного освоения месторождений углеводородов Восточной Сибири стало подписание

Распоряжения Правительства РФ № 1737-р от 31 декабря 2004 г., где было поручено

Минпромэнерго России, Минэкономразвития России и Минприроды России совместно с

компанией «Транснефть» определить этапы и сроки строительства ВСТО и сформировать

Стратегию геологического изучения и предоставления в пользование месторождений нефти и

газа на востоке страны.

В настоящее время завершено строительство нефтепровода ВСТО, реализуется

«Программа геологического изучения и предоставления в пользование месторождений

углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия)».

Первоначальные усилия правительства были направлены на вовлечении в разработку

нефтяных ресурсов Восточной Сибири и организацию поставок на динамично развивающиеся

рынки стран АТР. Для освоения газового потенциала Минпромэнерго РФ разработана и

утверждена «Программа 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» (Восточная газовая программа)

(утверждена Приказом Министра энергетики Российской Федерации от 3 сентября 2007 г. №

340) [363]. Координатором реализации программы распоряжением Правительства РФ был

назначен ОАО «Газпром».

В 2007-2008 гг. проведена доработка «Энергетической стратегии России до 2020 г.» и ее

пролонгации до 2030 г.

Восточная газовая программа получила новое развитие в конце 2012 г. когда по

поручению Президента РФ ОАО «Газпром» было поручено выполнить её корректировку с

учётом (1) необходимости координации усилий со стороны компании и государства в

направлении ускоренного ввода в разработку месторождений газа в Восточной Сибири и на

Дальнем Востоке в условиях сокращения добычи природного газа в Западной Сибири; (2)

необходимости развития мощностей по переработке газа, поскольку газ восточносибирских

месторождений «жирный» – с высоким содержанием конденсата и гомологов метана; (3)

приобретения ОАО «Газпром» лицензий на разработку двух крупнейших и подготовленных к

освоению месторождений природного газа – Чаяндинского (Республика Якутия) и

Ковыктинского (Иркутская область), а также (4) необходимостью принятия окончательного

решения по строительству газопроводной системы на востоке страны и определению

очерёдности ввода Чаяндинского, Ковыктинского и прилегающих к ним месторождений.

124

Несмотря на активное регулирование процесса недропользования и стимулирование

развития крупномасштабной нефтегазодобычи в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, ряд

инициатив предствляется слабо эффективным:

1. Слабая лицензионная активность – компании неохотно участвуют в аукционах на

право пользованиями недрами регионов Восточной Сибири, особенно связанных с

распределением газовых активов. Это обусловлено, прежде всего, монополией ОАО «Газпром»

на экспорт газа, что снижает рентабельность освоения участков при реализации сырья на

внутренний рынок по закупочным ценам ОАО «Газпром» и высокими капитальными

вложениями утилизации попутных компонентов (этана, пропана, бутана) в условиях отсутствия

централизованного решения вопроса их сбора и переработки. А также в связи с «затягиванием»

ОАО «Газпром» принятия окончательного инвестиционного решения по строительству газовой

транспортной инфраструктуры.

2. Системные нарушения условий лицензионных соглашений компаниями-

недропользователями на протяжении ряда лет (занижение объёмов глубокого бурения [69], не

выполнение заявленных приростов запасов, сверхнормативное сжигание попутного нефтяного

газа).

3. Выдача лицензий на геологическое изучение, разведку и добычу

углеводородородного сырья крупных месторождений мелким недропользователям, которые

испытывают дефицит финансовых ресурсов для разработки месторождений в сложных

условиях и как следствие затягивают сроки их ввода в эксплуатацию.

4. Недостаточная скоординированность в политике администрации регионов

Восточной Сибири и Республики Саха, повышение инициативности в вопросах независимого от

центра освоения месторождений, не учитывая межрегиональные и общероссийские интересы

(лоббирование региональных интересов Якутией и Иркутской областью при продвижении

проектов освоения крупнейших Чаяндинского и Ковыктинского газовых месторождений до

2011 г., когда оба месторождения перешли в пользование ОАО «Газпром», развитие локальных

центров газоснабжения в Республике Якутия и на севере Красноярского края).

5. Рассогласованность ряда принципиальных моментов в вопросе выбора трасс

прохождения трубопроводов для нефти и газа, что сдерживает начало их строительства.

6. Отсутствие согласованной программы оптимального размещения мощностей по

переработке «жирного» восточносибирского природного газа, выбора территориального

размещения и способов выделения, хранения и транспортировки попутных компонентов,

включая гелий.

125

7. Противоречивость действющих законодательных и нормативно-правовых актов

принципам рационального недропользования, в том числе в части рекомендованных объёмов

ГРР, соглашения о разделе продукции и различных формах участия иностранных инвесторов.

8. Слабая энергетическая дипломатия России в Азиатско-Тихоокеанском регионе.

Все эти факторы делают крайне неопределенными конретные сроки формирования

новых крупных центров добычи нефти и газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

4.3 Воспроизводство минерально-сырьевой базы углеводородов Восточной


Современное состояние и тенденции воспроизводства минерально-сырьевой базы.

В период с 2005 по 2012 гг. на территории Восточной Сибири и Республики Саха

(Якутия) приросты нефти превосходили уровень добычи [210, 213]. Наиболее высокие

показатели кратности восполнения запасов нефти пришлись на период до 2008 г., что

обусловлено отсутствием текущей добычи нефти в регионе. А после начала крупномасштабной

добычи нефти в 2009 г. кратность воспроизводства запасов существенно снизилась (Таблица 4.2).

Таблица 4.2 – Основные показатели воспроизводства минерально-сырьевой базы Восточной


Показатель 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Всего

Добыча нефти в Восточной Сибири и

Республике Саха (Якутия), млн т 1 1 1 1 7 20 27 58




Прирост запасов нефти, млн т 245 280 70 43 261 253 362 1 515


Красноярский край 245 252 40 -4 98 -21 134 744


Кратность восполнения запасов нефти 79 173 109 33 10 4 2

Добыча газа в Восточной Сибири и

Республике Саха (Якутия), млрд куб. м 5 5 5 5 6 10 11 48




Прирост запасов газа, млрд куб. м 1 834 221 -515 -324 95 -272 413 1 451

Иркутская область 1 736 18 -400 -26 56 70 82 1 536

Красноярский край 100 110 -119 -316 31 -363 194 -363

Республика Саха (Якутия) -2 93 4 17 8 22 136 279

Кратность восполнения запасов 11 4 1 - 4 9 19

Глубокое поисково-разведочное бурение на

нефть и газ, тыс. м 56 40 84 98 99 169 166 713

Источник: составлено и рассчитано автором по данным Приказ Роснедр от 16.05.2012 N 581 «О рассмотрении

ожидаемых результатов геологоразведочных работ за 2012 г. и формировании направлений работ по

геологическому изучению недр и воспроизводству минерально-сырьевой базы на 2013 г.»

126

Высокие показатели прироста запасов углеводородов в период 2005-2006 гг. связаны с

активной политикой государства в области лицензирования недр в связи с принятием

окончательного решения и началом строительства нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий

океан» и необходимостью подготовки сырьевой базы для обеспечения гарантированных

поставок. После резкого сокращения в 2007-2008 гг. показателей воспроизводства минерально-

сырьевой базы нефти с 2009 г. наблюдается увеличение геологоразведочных работ и прирост

запасов [14 –17].

Основной прирост запасов нефти в Восточной Сибири в 2005 г. пришёлся на

Красноярский край. В 2005 г. в результате разведочного бурения произведен существенный

прирост запасов нефти категории С1 на Ванкорском и Куюмбинском месторождениях, а также в

результате переоценки на Сузунском месторождении, по категории С2 – на Ванкорском и

Тагульском месторождениях [40].

В 2009 г. отмечены высокие приросты, связанные с открытием и постановкой на баланс

запасов нефти в Иркутской области месторождения им. Савостьянова, а в 2010 г. –

месторождений Санарского, им. Савостьянова и им. Н. Лисовского.

Однако приросты запасов нефти с 2009 г. происходят в основном по категории С2, что не

создаёт надёжной и достоверной сырьевой базы, а требует дополнительных вложений для

перевода в промышленные категории запасов.

Приросты запасов природного газа (свободного и газовых шапок) на территории

Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) в период 2005-2012 гг. осуществлялись

неравномерно. Существенные приросты запасов газа категории С1 отмечены в 2005-2007 гг. с

постановкой на баланс запасов крупнейшего Ковыктинского месторождения в Иркутской

области [70], в 2004 г. – разведкой и переоценкой запасов на Ванкорском месторождении, в

2010-2011 гг. – успешным разведочным бурением на Чаяндинском месторождении в

Республике Саха (Якутия).

Основной прирост запасов газа по категории С2 связан с открытием Ангаро-Ленского

месторождения в 2007 г. Однако в этом же году произошло списание запасов Левобережного

месторождения, ранее поставленных на баланс в 2005 г.

Геологоразведочные работы. Основным видом геологоразведочных работ,

обуславливающим прирост запасов и открытие месторождений, является глубокое поисково-

разведочное бурение [51]. Объём глубокого бурения в Восточной Сибири и Республике Саха

(Якутия) имел существенный рост в период 2010-2012 гг. Наибольшие значения глубокого

бурения в регионе были достигнуты в 2010 г. и составили 169 тыс. м, после чего наблюдалось

сокращение до 136 тыс. м в 2012 г. В эти годы наблюдалось сокращение объёма глубокого

127

бурения, как в абсолютных значениях, так и в структуре работ на всей территории России

(таблица 4.3).

Таблица 4.3 – Глубокое разведочное бурение на нефть и газ в Восточной Сибири и Республике

Саха (Якутия) в период 2005-2012 гг., тыс. м

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Всего



(Якутия) 56 40 84 98 99 169 166 136 849

Республика Бурятия 17 17

Республика Хакасия 1 2 1 0 4

Красноярский край 35 3 3 16 50 86 52 36 281

Иркутская область 8 20 50 19 18 37 52 35 239


(Якутия) 13 17 30 45 31 46 62 64 308

Россия 1 079 1 211 1 488 1 432 901 1 169 1 235 1 258 9 773

Доля Восточной

Сибири и Республики

Саха (Якутия) 5% 3% 6% 7% 11% 14% 13% 11% 9%

Источник: Регионы России: Стат. сб. В 2 т. Т. 2/ Госкомстат России. – М., 2012. – 861 с.

Финансирование геологоразведочных работ в Восточной Сибири и Республике Саха

(Якутия) в период с 2005 по 2012 гг. возросло почти в 5 раз (с 5,6 млрд руб. до 54 млрд руб.).

Доля ассигнований на ГРР на востоке страны выросла почти в 4 раза с 8% в 2005 г. до 32 % в

2012 г. Основной рост обеспечивает увеличение финансирования работ за счёт федерального

бюджета и субъектов РФ, в 2012 г. оно составило 65% от общероссийского показателя

(Таблица 4.4).

Современные темпы роста добычи нефти в Восточной Сибири и Республике Саха

(Якутия) возможны благодаря созданной в 1980-е гг. сырьевой базе, когда были открыты

месторождения, обеспечивающие текущие высокие уровни добычи – Ванкорское,

Верхнечонское и Талаканское. В то же время наблюдается существенное сокращение темпов

воспроизводства по мере роста добычи в регионе [71]. Несмотря на увеличение доли

финансирования геологоразведочных работ как за счёт средств федерального бюджета, так и

недропользователей в последние годы, основной прирост запасов осуществляется по категории

С2, что снижает надёжность подготовленной сырьевой базы и требует дополнительных

вложений в доразведку. Поэтому приоритетной политикой государства в области

воспроизводства минерально-сырьевой базы Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия)

должно стать увеличение геологоразведочных работ не только на региональном этапе, но и на

лицензионных участках посредством стимулирования недропользователей через контроль

выполнения лицензионных соглашений.

128

Таблица 4.4 – Финансирования геологоразведочных работ на углеводороды

(в текущих ценах), млрд руб. в период 2005-2012 гг.

Показатель / Год 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Россия, всего 66,2 102,7 139,7 146,3 110,0 144,9 176,9 170,8

федеральный бюджет и

бюджеты субъектов РФ 5,2 7,3 9,7 10,1 8,9 8,7 8,6 12,8

недропользователи 61,0 95,4 130,0 136,2 101,1 136,2 168,3 158,0


Республика Саха (Якутия) 5,6 9,0 15,7 24,7 29,1 41,4 41,5 54,5

доля в России, % 8 9 11 17 26 29 23 32

федеральный бюджет и

бюджеты субъектов РФ 1,4 2,4 3,9 5,1 5,1 4,4 4,1 8,3

доля в России, % 27 33 40 50 57 51 48 65

недропользователи 4,2 6,6 11,8 19,6 24,0 37,0 37,4 46,2

доля в России, % 7 7 9 14 24 27 22 29

Источник: Регионы России: Стат. сб. В 2 т. Т. 2/ Госкомстат России. – М., 2012. – 861 с.;

Приказ Роснедр от 16.05.2012 N 581 «О рассмотрении ожидаемых результатов геологоразведочных работ за 2012 г.

и формировании направлений работ по геологическому изучению недр и воспроизводству минерально-сырьевой

базы на 2013 г.».

Несмотря на высокую долю финансирования геологоразведочных работ на нефть и газ в

Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия), имеет место тенденция сокращения объёмов

глубокого бурения как в абсолютных значениях, так и в структуре работ на всей территории

России. Для долгосрочного устойчивого воспроизводства минерально-сырьевой базы

углеводородного сырья необходимо кратное увеличение оценочного и поискового бурения в

рамках региональных программ развития ВМСБ и разведочного бурения в рамках выполнения

лицензионных соглашений отдельными недропользователями. Это будет способствовать

повышению степени разведанности нефтегазоносной территории на востоке станы,

осуществлению прироста запасов высоких промышленных категорий, а также открытию новых

месторождений не только в зоне активного недропользования вдоль трассы ВСТО, но и в

других высокоперспективных нефтегазоносных районах Восточной Сибири и Республике Саха

(Якутия).

Модель прогнозирования показателей воспроизводства минерально-сырьевой базы

углеводородов. Устойчивое развитие нефтегазового комплекса страны в долгосрочной

перспективе возможно в условиях обеспеченности прогнозных уровней добычи надёжными

приростами запасов нефти и газа, удовлетворяющих параметрам расширенного

воспроизводства минерально-сырьевой базы.

В рамках исследования автором разработан комплексный методический подход к

геолого-экономической оценке перспективных нефтегазоносных территорий – IPGG-Estimator.

Данный подход реализован в виде программного обеспечения, позволяющего оперативно

решать вопросы прогнозирования ключевых параметров освоения разномасштабных

129

нефтегазовых объектов (залежь, месторождение, ресурсы, лицензионный участок, НГО и т.д.).

Одним из ключевых этапов на начальной стадии моделирования процесса освоения

нефтегазового объекта является этап прогноза параметров воспроизводства минерально-

сырьевой базы (рисунок 4.5). В настоящей главе приведена модель оценки прироста запасов

нефти и газа, необходимых для этого объемов геологоразведочных работ и ассигнований на их

проведение.

Рисунок 4.5 – Алгоритм прогнозирования показателей воспроизводства минерально-

сырьевой базы (блок ВМСБ IPGG-Estimator)

В современных условиях недропользования прирост запасов нефти и газа

осуществляется на распределенном фонде недр (РФН). После того, как определены уровни

добычи нефти и газа на средне- и долгосрочную перспективу, следующий вопрос, который

возникает при проектировании геологоразведочных работ на нефть и газ, – можно ли на

130

имеющемся в наличии у недропользователей фонде недр (РФН) прирастить запасы, равные или

превышающие суммарную добычу за проектируемый период времени. При этом в рамках

долгосрочного планирования наряду с распределенным фондом недр нужно учитывать также ту

часть нераспределенного фонда недр (НФН), которую планируется передать

недропользователям и перевести в РФН за время, на которое осуществляется проектирование

геологоразведочных работ.

Для решения этой задачи в рамках настоящей работы была выполнена оценка

перспектив прироста запасов распределенного и планируемого к лицензированию фонда недр.

В зависимости от начальной информации об объекте исследования (залежь,

месторождение, ресурсы, лицензионный участок, НГО) и степени его разведанности, для

прогнозирования прироста запасов углеводородов можно использовать два методических

подхода:

основываясь на прогнозных уровнях добычи нефти и газа и кратности их

восполнения в условиях ограниченности ресурсно-сырьевой базы;

основываясь на оценке ресурсной базы, дифференцированной по категориям

запасов и ресурсов, и коэффициентах их подтверждаемости.

Оценка прироста запасов нефти и газа на распределенном и планируемом к

лицензированию фондах недр. Располагая информацией о прогнозных уровнях добычи

углеводородного сырья, можно определить необходимый и достаточный объём прироста

запасов в условиях ограниченности ресурсно-сырьевой базы. Метод целесообразно

использовать для новых, слабоизученных территорий с низким коэффициентом разведанности,

когда добыча в регионе ещё не начата или находится на стадии роста и ресурсная база не

является существенным фактором, сдерживающим её рост.

Одной из важных задач устойчивого развития нефтегазового комплекса является

соотношение между объемом запасов и добычей. Автором ставилась задача определения такого

оптимального соотношения и, исходя из него, планирования приростов запасов для

обеспечения заданного уровня добычи. На общероссийском уровне в 1970-1980-х гг. при

планировании геологоразведочных работ Госпланом СССР было рекомендовано превышение

запасов нефти категорий А, В, С1 над добычей в 25-30 раз [58]. Прирост запасов был

самостоятельным отчетным показателем работ в СССР и России, что и породило тенденцию не

к минимизации, а к «максимизации» запасов. До настоящего времени ведётся обширная

дискуссия об оптимальном размере превосходства прироста запасов над добычей.

Исследование проблемы связи запасов и добычи позволило сделать два вывода:

в одном районе кратность запасов не остается постоянной, она снижается в

процессе разработки от некоторого высокого уровня в год начала добычи, достигает минимума

131

примерно при максимальном уровне добычи, а затем снова возрастает, что отражает начало

сокращения добычи, в то время как запасы должны приращиваться на устойчивом уровне;

кратность запасов в разных районах, взятая в одинаковых условиях (например,

при максимальном уровне добычи), существенно отличается, что связано с различиями в

структуре и соотношении запасов и ресурсов и, в частности, с наличием и долей

трудноизвлекаемых запасов.

Для перехода от уровней добычи нефти и газа к объемам прироста запасов для каждого

региона был выполнен прогноз коэффициента восполнения приростом запасов с учетом

изученности регионов, разведанности начальных суммарных ресурсов и состояния прогнозных

ресурсов. Коэффициенты кратности запасов ( )(tk ) приняты на уровне, обеспечивающем

расширенное воспроизводство на всём прогнозом периоде, т.е. 1)( tk .

Уровни эффективности глубокого поисково-разведочного бурения приняты с учётом

постепенного увеличения по мере роста разведанности территории и выявления всех наиболее

перспективных и крупных нефтегазовых структур и последующего сокращения.

С другой стороны, зная состояние запасов категории С2 и ресурсов на распределенном и

планируемом к лицензированию фондах недр, можно определить максимально возможный

уровень прироста запасов нефти и газа на этой территории.

Определим макроэкономический алгоритм оценки возможных приростов запасов нефти

или газа. В качестве макрообъекта выберем регион. В качестве региона в зависимости от

постановки задачи может выступать субъект федерации, нефтегазоносная область или

нефтегазоносный район.

Введем следующие обозначения. Пусть имеем некоторый показатель А. Будем

приписывать ему три символа і, ј и к: Аіјк, где і – обозначает регион, ј - фонд недр и к –

соответствующий показатель категории запасов.

Был принят следующий алгоритм расчетов. Пусть в регионе і запасы категории С2 на

распределенном (ј = 1) и нераспределенном (ј = 2) фондах недр равны Rі12 и Rі22 соответственно.

Пусть далее перспективные и прогнозные ресурсы на этих фондах земель равны Rі13 и Rі23.

Примем, что запасы категории С2 переводятся в запасы категории С1 с коэффициентом

подтверждаемости 𝛼𝑖. Примем далее, что ресурсы категорий С3+D1+D2 будут переведены за

проектный период в запасы категории С1 с коэффициентом подтверждаемости 𝛽𝑖𝑗. Тогда

прирост запасов ∆𝑄(𝑡) за проектируемый период может составить

∆𝑄(𝑡) =∑∑(𝛼𝑖𝑗𝑖

𝑅𝑖𝑗2 + 𝛽𝑖𝑗𝑅𝑖𝑗3) (3.26)

132

В рамках настоящей оценки было принято, что коэффициент перевода запасов категории

С2 в С1 равен для Иркутской области, Красноярского края и Республики Саха (Якутия) 0,5

[111]. Было также принято, что коэффициент перевода ресурсов категорий С3+D1+D2 на

распределённом фонде недр составит 0,4, на нераспределённом фонде недр – 0,2.

Коэффициенты перевода учитывают прирост запасов углеводородов за период 2013-2050 гг.

В этих предположениях была выполнена оценка потенциальных возможностей прироста

запасов категории С1 за период до 2050 г. Проекты прироста запасов были дифференцированы

до регионов и фонда недр – ∆𝑄𝑖𝑗(𝑡).

Обоснование необходимых объемов геологоразведочных работ на распределенном и

планируемом к лицензированию фондах недр. Рассмотрим методику соответствующих

оценок, сохранив принятые обозначения. Пусть ∆𝑄𝑖𝑗𝑘(𝑡) – прирост запасов, который по

состоянию сырьевой базы может быть обеспечен в регионе «i». Этот прирост может быть

обеспечен как за счет распределенного (j = 1), так и нераспределенного (j = 2) фондов недр.

Кроме того, как уже было отмечено, за срок проектирования он может быть осуществлен за

счет перевода в категорию С1 как запасов категории С2, так и ресурсов категории C3+D.

Согласно сложившейся практике геологоразведочных и нефтегазодобывающих

предприятий, часть запасов нефти и газа категории С2 должна быть переведена в запасы

категории С1 эксплуатационным бурением. В оценках автора с учетом конкретной горно-

геологической ситуации принято, что эксплуатационным бурением будет переведено в

категорию С1 70% запасов нефти и 30% запасов газа категории С2. Оставшаяся часть запасов

категории С2 и ресурсы категории С3 +D должны быть переведены в категорию С1 поисково-

разведочным бурением.

Для макроэкономической оценки необходимых объемов поисково-разведочного бурения

обычно используют гипотезу о величине эффективности поисково-разведочных работ 𝑒𝑓(𝑡),

которая определяется как масса (для газа объем) прироста запасов нефти (газа) на 1 м

поисковых и разведочных скважин. Последняя определяется статистически либо в результате

математического моделирования поисково-разведочного процесса.

Принятые далее значения эффективности поисково-разведочного бурения приведены в

разделе 4.3.3. Было рассмотрено три варианта – «инерционный», «ресурсно-сырьевой» и

«инновационный». В «инерционном» варианте были приняты эффективности глубокого

бурения, близкие к достигнутым. В «ресурсно-сырьевом» варианте допускается, что в связи с

уменьшением размеров открываемых месторождений произойдет дальнейшее снижение

эффективности геологоразведочных работ. Наконец, в «инновационном» варианте

предполагается некоторое повышение эффективности за счет научно-технического прогресса,

разработки и внедрения новых методов поисково-разведочных работ.

133

Принято, кроме того, что каждая скважина будет давать прирост запасов не только газа,

но и нефти.

Полученные таким образом оценки необходимых для прироста запасов объемов

геологоразведочных работ приведены в разделе 4.3.3. Совершенно очевидно, что рост объемов

поисково-разведочных работ, в первую очередь глубокого бурения, абсолютно необходим,

причем происходить он должен именно на распределенном фонде недр. В противном случае

кризис российской нефтяной промышленности станет неизбежным [129].

Высокая зависимость динамики показателей воспроизводства минерально-сырьевой

базы (прироста запасов углеводородов, объёма глубокого поисково-разведочного бурения и

финансирования геологоразведочных работ) подтверждается статистически по фактическим

данным за период 1991-2012 гг. (Рисунок 4.6).

Зависимость прироста запасов углеводородов от объёма финансирования

геологоразведочных работ на углеводороды описывается линейной функцией с коэффициентом

детерминации R2=0,94.

Зависимость прироста запасов углеводородов от объёма глубокого бурения на

углеводороды также описывается линейной функцией с коэффициентом детерминации R2=0,85

(Рисунок 4.7). Однако результат получен с исключением значений 2009-2012 гг.,

характеризующихся резким и необоснованным увеличением эффективности глубокого бурения

в 1,7 раза – с 803 т УУВ/м в 2008 г. до 1334 т УУВ/м в 2009 на фоне сокращения объёма

буровых работ в 1,6 раза – с 1432 тыс. м в 2008 г. до 901 тыс. м в 2009 г. Это обусловлено так

называемым «приписыванием» запасов, когда прирост запасов происходит в ходе переоценки

запасов уже открытых месторождений или отдельных залежей, а не в результате успешности

бурения поисково-разведочных скважин.

Таким образом, определяющим фактором в процессе открытия месторождений в рамках

программы лицензирования конкретной территории является объём финансирования

геологоразведочных работ и в первую очередь - глубокого поисково-разведочного бурения.

Поэтому решение задачи определения последовательности открытия месторождений

ограничено рядом субъективных факторов, имеющих негеологическую природу,

особенностями их скопления генерации и обусловленных планами развития отдельных

территорий, прохождения трасс трубопроводной инфраструктуры, программами

лицензирования недр, технологической и экономической целесообразностью конкретных

направлений поисков.

134

Рисунок 4.6 – Зависимость прироста запасов углеводородов от объёма финансирования

геологоразведочных работ на углеводороды

Источник: Построено автором по данным Россия в цифрах. – 2006-2013гг.; Российский статистический

ежегодник. – 2006-2013 гг.

Рисунок 4.7 – Зависимость прироста запасов углеводородов от объёма глубокого

поисково-разведочного бурения на углеводороды

Источник: Построено автором по данным Россия в цифрах. – 2006-2013гг.; Российский статистический

ежегодник. – 2006-2013 гг.

Оценка необходимых затрат на проведение геологоразведочных работ на

распределённом и планируемом к лицензированию фондах недр. Оценка необходимых затрат

на проведение геологоразведочных работ (ГРР) на распределённом и планируемом к

лицензированию фондах недр построена с учётом прогноза объёмов поисково-разведочного

бурения с дифференциацией по регионам Восточной Сибири и Дальнего Востока.

y = 6,1265x + 595,88

R² = 0,9364

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0,0 50,0 100,0 150,0 200,0Пр

ир

ост

зап

асо

в у

глев

од

ор

од

ов,

млн

т У

УВ

Объём финансирования геологоразведочных работ на

углеводороды (в текущих ценах), млрд руб.

135

В составе общих затрат на проведение ГРР в период на 2013-2050 гг. включены

следующие виды работ: (1) параметрическое бурение; (2) бурение поисково-разведочных

скважин на нефть и газ; (3) проведение геофизического исследования скважин; (4) научно-

исследовательское сопровождение работ. В структуре затрат доля геофизических исследований

варьируется от 20 до 35%, на глубокое бурение приходится порядка 70%. В расчётах

учитывалась дифференциация стоимости 1 м проходки поисково-разведочного бурения в

зависимости от природно-климатических условий каждого региона в отдельности. Так, самые

дорогие скважины бурятся на территории Иркутской области – 150 тыс.руб./м, Красноярского

края – 160 тыс.руб./м, Республики Саха (Якутия) – 177 тыс.руб./м, на континентальной части

Дальнего Востока – 160 тыс.руб./м, на шельфе Охотского моря – 350 тыс.руб./м.

Прогноз воспроизводства минерально-сырьевой базы углеводородов. В рамках

настоящего исследования была выполнена оценка необходимых для воспроизводства запасов

нефти и газа приростов и необходимых для этого объемов геологоразведочных работ. Расчеты

выполнялись для трех сценариев добычи нефти и газа. Для перехода от уровней добычи нефти

и газа к объемам прироста запасов для каждого региона был выполнен прогноз коэффициента

восполнения приростом запасов с учетом изученности регионов, разведанности ресурсов и

состояния прогнозных ресурсов. Рассчитанные таким образом и согласованные с состоянием

запасов категории С2 и ресурсов категорий С3, D1 и D2 приросты запасов нефти и газа категории

С1 в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке свидетельствуют о необходимости

интенсификации работ в этом регионе для удовлетворения параметров расширенного

воспроизводства в условиях быстрого роста добычи нефти.

Коэффициенты кратности запасов приняты на уровне, обеспечивающем расширенное

воспроизводство на всём прогнозом периоде. Ускоренный темп подготовки запасов придётся на

период до 2020 г. с последующей стабилизацией и некоторым сокращением по мере исчерпания

сырьевой базы. Уровни эффективности глубокого поисково-разведочного бурения приняты с

учётом постепенного увеличения по мере роста разведанности территории и выявления всех

наиболее перспективных и крупных нефтегазовых структур и последующего сокращения.

Структура ресурсов нефти, величина их запасов, физико-химические свойства, степень

освоенности и направления дальнейшего освоения непосредственно влияют на развитие

нефтяной отрасли, экономику и социальное развитие региона добычи и страны в целом.

Современное состояние минерально-сырьевой базы нефти характеризуется низкими

темпами воспроизводства. Объемы выполненных геологоразведочных работ недостаточны для

полноценного расширенного воспроизводства, что в условиях увеличения добычи нефти в

перспективе представляет серьёзную угрозу энергетической и экономической безопасности

страны.

136

Свыше 90% текущих запасов нефти Восточной Сибири и Дальнего Востока находится в

распределенном фонде [234]. Большая часть нефтяных месторождений региона уже введена в


Для современной структуры остаточных запасов нефти характерно то, что добыча

обеспечивается отбором только из крупных месторождений, запасы которых можно назвать

«активными», такая обеспеченность не превышает 8-10 лет. А доля трудноизвлекаемых запасов

и запасов мелких месторождений увеличивается: они не вовлекаются в разработку [233]. Их

доля по основным нефтедобывающим компаниям колеблется от 30 до 65 % [235]. Это

преимущественно удаленные от основных баз нефтедобычи месторождения, эксплуатация

которых будет характеризоваться низкой рентабельностью. Большая их часть не введена в


Без интенсивной подготовки новых запасов, без широкого внедрения инновационных

технологий в разработку месторождений невозможно удержать высокие уровни добычи нефти

в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Падение добычи может начаться уже после 2030

года.

Часть месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, ожидающих своего

освоения, либо содержит трудноизвлекаемую нефть, либо относится к разряду мелких

месторождений, либо расположена в удаленных регионах с суровыми климатическими

условиями (в т.ч. на морях), с неразвитой социальной и транспортной инфраструктурой.

Эффективная разработка таких месторождений требует новых технологий и серьезных

инвестиций. В этой связи необходимо отметить, что нужна гибкая система налогообложения.

Для поддержания и расширения добывных возможностей нефти потребуется:

ежегодный прирост промышленных запасов в объемах не ниже годовой добычи.

Для этого годовые объемы ГРР и ассигнования на их проведение должны быть увеличены не

менее чем в 2-3 раза по сравнению с достигнутым уровнем 2012 г.;

в структуре прироста запасов увеличить подготовку запасов категории С1, как

наиболее подготовленную для промышленной эксплуатации;

на осваиваемых месторождениях требуется довести эксплуатационное бурение до

объемов, предусмотренных проектами разработки месторождений, срочно вводить

инновационные технологии разработки, которые должны охватывать месторождение в целом

для повышения КИН, а не наиболее привлекательные их части и отдельные скважины с целью

повышения годовых отборов (в т.ч. сверхнормативных), что пока приводит лишь к

уменьшению КИН в целом на месторождениях России;

интенсифицировать мониторинг выполнения программы геологоразведочных

работ в центрах нефтедобычи в Восточной Сибири, а также на шельфе дальневосточных морей.

137

Программа и условия лицензирования недр в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке

на период до 2050 г. должны обеспечивать расширенное воспроизводство минерально-

сырьевой базы нефти в объеме 5,2-3,5 млрд т (Таблица 4.5-4.10). Нельзя забывать, что

вероятные запасы и ресурсы распределенного фонда недр в традиционных нефтедобывающих

регионах способны поддерживать воспроизводство минерально-сырьевой базы на уровне около

30–40% от потребности и только в ближайшие 10–15 лет, а остальные могут быть

компенсированы только за счёт новых территорий. Реализация программы расширенного

воспроизводства минерально-сырьевой базы требует решения проблемы лицензирования недр.

Основными регионами прироста запасов нефти в России до 2050 г. останутся Восточная

Сибирь и Республика Саха (Якутия), а в перспективе шельфы арктических и дальневосточных

морей. Арктические, дальневосточные моря – одно из наиболее перспективных направлений

развития сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности России.

Для достижения запланированных уровней прироста запасов необходимо провести

большой объем поисковых и геолого-разведочных работ.

Принимая во внимание географию распространения прогнозных ресурсов нефти и газа и

современный уровень сейсмоизученности, можно прогнозировать быстрое увеличение объёмов

прироста запасов углеводородов после 2015 г.

Для обеспечения прогнозируемых уровней добычи газа в период до 2050 г. на

территории и акватории Восточной Сибири и Дальнего Востока необходимо выявить и

разведать месторождения с суммарными запасами газа 24-28 млрд куб м.

Для прироста соответствующих запасов углеводородов, необходимых по каждому из

сценариев объемов глубокого бурения, был выполнен анализ достигнутой эффективности

геологоразведочных работ и дан ее прогноз на перспективу.

Обеспечить прогнозные показатели прироста запасов углеводородов возможно при

осуществлении поисково-оценочного и разведочного бурения в 2012-2050 гг. в ресурсно-

инновационном сценарии в размере не менее 17 млн м., ресурсно-сырьевом – 14 млн м,

инерционном сценарии – 12 млн м. Ежегодный объем поисково-оценочного и разведочного

бурения должен увеличиться со 158 тыс. м в 2012 г. до 400-562 тыс. м в 2030 г. в зависимости

от варианта (Таблицы 4.11-4.13).

138

Таблица 4.5 – Прогноз прироста запасов нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке на период до 2050 г.,

млн т (инерционный сценарий)

Страна, провинция

2013

2014

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

2013

-

2020

2021

-

2030

2031

-

2040

2041

-

2050

Все

го

Восточная Сибирь и Дальний Восток 59 64 73 130 128 119 93 73 57 48 719 1 255 922 573 3 519

Восточная Сибирь и Республика Саха (Якутия) 50 54 61 108 108 101 78 60 46 38 602 1 060 771 461 2 935

Иркутская область 14 15 15 19 20 17 13 10 8 7 131 189 128 77 538

Красноярский край 24 26 27 69 72 71 54 41 30 24 330 711 537 303 1 898

Республика Саха (Якутия) 12 13 18 19 17 13 11 9 8 7 141 160 106 81 499

Дальний Восток 8 10 13 22 20 18 15 13 11 10 117 195 151 113 584

Суша 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 8 4 2 1 16

Шельф 7 9 12 21 19 17 15 13 11 10 109 191 150 112 568



млн т (ресурсно-сырьевой сценарий)


20

13

20

14

20

15

20

20

20

25

20

30

20

35

20

40

20

45

20

50

20

13-

20

20

20

21-

20

30

20

31-

20

40

20

41-

20

50

Все

го

Восточная Сибирь и Дальний Восток 60 67 79 146 146 139 126 95 80 74 791 1 443 1 229 811 4 324

Восточная Сибирь и Республика Саха (Якутия) 51 56 64 121 120 112 101 72 60 55 653 1 182 983 608 3 469




Дальний Восток 9 11 15 25 26 27 25 23 20 19 138 261 246 202 855

Суша 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 8 4 2 1 16

Шельф 8 10 14 24 26 27 25 22 20 19 130 257 244 202 839


138

139


млн т (инновационный сценарий)


2013

2014

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

2013

-

2020

2021

-

2030

2031

-

2040

2041

-

2050

Все

го

Восточная Сибирь и Дальний Восток 61 70 82 161 171 172 151 132 112 99 849 1 696 1 496 1 118 5 209

Восточная Сибирь и Республика Саха (Якутия) 52 58 67 133 140 139 120 101 85 75 696 1 389 1 180 850 4 157




Дальний Восток 9 12 16 29 31 32 32 31 27 24 153 307 315 268 1 051

Суша 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 8 4 2 1 16

Шельф 8 10 15 28 30 32 31 31 27 24 145 302 314 268 1 035


Таблица 4.8 – Прогноз прироста запасов газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке на период до 2050 г.,

млн т (инерционный сценарий)


20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

25

20

30

20

35

20

40

20

45

20

50

20

13-

20

20

20

21-

20

30

20

31-

20

40

20

41-

20

50

Все

го

Восточная Сибирь и Дальний Восток 233 242 246 252 257 261 266 271 286 295 304 294 293 295 2 028 2 849 2 994 2 937 11 033


(Якутия) 153 159 163 169 172 176 181 186 204 214 224 236 238 240 1 359 2 030 2 263 2 382 8 180

Иркутская область 61 62 62 63 64 65 65 66 70 74 78 82 84 85 508 704 783 843 2 897

Красноярский край 41 45 47 50 52 54 56 59 67 67 67 67 67 68 404 651 672 672 2 435

Республика Саха (Якутия) 51 53 54 55 56 58 59 60 67 73 80 87 87 87 447 675 808 868 2 847

Дальний Восток 81 82 83 83 84 85 86 86 82 81 79 58 55 55 670 819 731 555 2 854

Суша 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 7 5 2 1 15

Шельф 80 81 82 83 83 84 85 85 81 80 79 58 55 55 663 814 729 554 2 838


139

140


млн т (ресурсно-сырьевой сценарий)


20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

25

20

30

20

35

20

40

20

45

20

50

20

13-

20

20

20

21-

20

30

20

31-

20

40

20

41-

20

50

Все

го


Восток 243 253 258 265 271 276 282 288 308 323 337 332 328 330 2 135 3 076 3 333 3 291 12 068

Восточная Сибирь и Республика

Саха (Якутия) 154 161 166 172 177 182 187 193 216 231 248 250 251 252 1 392 2 156 2 456 2 511 8 661




Дальний Восток 89 91 92 93 93 94 95 95 92 92 89 82 77 77 743 920 877 779 3 407

Суша 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 7 5 2 1 15

Шельф 88 90 91 92 93 94 95 95 91 91 89 82 77 77 737 915 875 779 3 392



млн т (инновационный сценарий)


20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

25

20

30

20

35

20

40

20

45

20

50

20

13-

20

20

20

21-

20

30

20

31-

20

40

20

41-

20

50

Все

го


Восток 255 267 274 283 291 299 307 315 354 369 360 355 356 358 2 291 3 499 3 604 3 564 13 201


Саха (Якутия) 156 165 172 181 187 194 201 209 242 257 260 262 264 265 1 466 2 399 2 602 2 640 9 253




Дальний Восток 99 101 102 103 104 105 106 106 112 112 100 92 92 93 825 1 100 1 002 924 3 948

Суша 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 7 5 2 1 15

Шельф 98 100 101 102 103 104 105 105 111 112 100 92 92 93 819 1 095 1 000 923 3 933


140

141

Таблица 4.11 – Прогноз поисково-оценочного и разведочного бурения в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке на период до 2050 г., тыс.

м (инерционный сценарий)


2012

2013

2014

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

2013

-

2020

2021

-

2030

2031

-

2040

2041

-

2050

Все

го

Восточная Сибирь и Дальний Восток 158 189 215 272 341 424 400 328 259 218 204 2 199 4 029 3 250 2 211 11 848


(Якутия) 138 168 192 244 301 390 369 300 232 192 179 1 967 3 689 2 968 1 956 10 718

Иркутская область 51 54 55 52 65 87 115 85 48 43 45 448 900 835 446 2 680


Республика Саха (Якутия) 34 47 67 118 64 112 51 47 47 40 37 658 878 477 405 2 453

Дальний Восток 20 21 23 27 39 34 30 28 27 25 25 233 340 282 255 1 130

Суша 7 7 6 6 3 2 1 1 1 0 0 40 22 8 3 80

Шельф 13 14 17 22 36 32 29 28 26 25 25 193 319 274 251 1 049



м (ресурсно-сырьевой сценарий)


20

12

20

13

20

14

20

15

20

20

20

25

20

30

20

35

20

40

20

45

20

50

20

13-

20

20

20

21-

20

30

20

31-

20

40

20

41-

20

50

Все

го



(Якутия) 138 172 200 259 338 434 411 384 277 252 253 2 126 4 114 3 760 2 565 12 704

Иркутская область 51 55 56 53 70 94 129 104 56 54 59 468 983 1 011 553 3 066


Республика Саха (Якутия) 34 49 70 127 72 126 59 59 55 49 47 713 994 594 496 2 830

Дальний Восток 20 22 25 31 43 45 46 46 45 45 47 270 449 457 457 1 653

Суша 7 7 6 6 3 2 1 1 1 0 0 40 22 8 3 80

Шельф 13 15 19 25 40 43 45 45 45 45 47 230 428 448 454 1 572 Источник: составлено и рассчитано автором

141

142


м (ресурсно-инновационный сценарий)


2012

2013

2014

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

2013

-

2020

2021

-

2030

2031

-

2040

2041

-

2050

Все

го



(Якутия) 138 175 205 269 370 505 507 455 388 354 344 2 253 4 837 4 504 3 567 15 300

Иркутская область 51 55 57 55 75 104 153 120 74 73 76 488 1 113 1 180 739 3 571

Красноярский край 53 70 77 83 219 252 279 262 237 213 205 1 024 2 535 2 584 2 147 8 342

Республика Саха (Якутия) 34 49 71 131 77 149 75 73 76 68 63 742 1 189 741 682 3 387

Дальний Восток 20 22 26 33 50 52 55 58 62 60 60 297 525 585 605 2 032

Суша 7 7 6 6 3 2 1 1 1 0 0 40 22 8 3 80

Шельф 13 15 20 27 46 50 54 57 62 60 60 257 504 577 602 1 952 Источник: составлено и рассчитано автором

142

143

При реализации инновационного сценария в 2012–2050 гг. необходимо пробурить 17,3

млн м глубоких поисково-разведочных скважин. Попутно с добычей газа и частично нефти

будет приращиваться конденсат. При реализации ресурсно-сырьевого сценария на те же цели

потребуется пробурить 14,4 млн м поисково-разведочных скважин. В инерционном варианте

объем поисково-оценочного и разведочного бурения составит 11,8 млн м.

По данным «Энергетической стратегии России до 2030 г.» (ЭС-2030), объем поисково-

оценочного и разведочного бурения должен составить 10,6 млн м, что несколько ниже

рассчитанного уровня (Таблица 4.14). Оценки ЭС-2030 представляются несколько

заниженными.

Таблица 4.14 – Прогноз объемов глубокого поисково-оценочного и разведочного бурения на

нефть, газ и нефть в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке до 2030 г. по центрам добычи,

тыс. м (ЭС-2030)

Регион

2008-2013 2014-2020 2020-2030

Всего Всего

В среднем

за период Всего

В среднем


В среднем

за период

Российская

Федерация 7350 1225 24100 3443 39850 3985 71300

Восточная Сибирь 1250 208 3300 471 6100 610 10650

Моря России 850 142 2150 307 3200 320 6200

Источник: Энергетическая стратегия России на период до 2030 г. // Собрание законодательства Российской

Федерации. – 2009 г. – № 48. – Ст. 5711.

Ключевой составляющей проводимых геолого-разведочных работ, в особенности в

новых, малоосвоенных территориях, являются сейсморазведочные работы. В инновационном

варианте объем сейсморазведочных работ на газ, конденсат и нефть в 2012-2050 гг. должен

составить 2431 тыс. м, ресурсно-сырьевом – 2286 тыс. м, инерционном варианте – 2186 тыс. м.

Ежегодный объем сейсморазведочных работ на углеводороды должен увеличиться с 29 тыс. м в

2012 г. до 71-74 тыс. м в 2030 г. в зависимости от варианта.

Прогноз объемов сейсморазведочных работ до 2030 г., представленный ЭС-2030,

находится в диапазоне между инновационным и ресурсно-сырьевым вариантом. При

благоприятных условиях необходимо более расширенное проведение сейсморазведочных работ

в перспективных регионах Восточной Сибири (Таблица 4.15).

Наряду с традиционными центрами добычи нефти и газа должны быть активизированы

геолого-разведочные работы в новых перспективных регионах. В ближайшие годы должны

быть созданы все необходимые условия (нормативно-правовые, законодательные, налоговые,

институциональные и пр.) для освоения сырьевой базы в удаленных и труднодоступных

районах страны – Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

144

Таблица 4.15 – Прогноз объемов сейсморазведочных работ в Восточной Сибири и на Дальнем

Востоке до 2030 г. по центрам добычи, тыс. км (по данным ЭС-2030)

Регион

2008-2013 2014-2020 2020-2030

Всего Всего

В среднем


В среднем


В среднем

за период

Российская

Федерация 730 122 1180 169 1500 150 3410

Восточная Сибирь 190 32 270 39 350 35 810

Моря России 180 30 350 50 500 50 1030


Федерации. – 2009 г. – № 48. – Ст. 5711.

Оценка расходов на проведение геологоразведочных работ. С целью расширенного

воспроизводства минерально-сырьевой базы углеводородов, осуществления необходимых

объемов геологоразведочных работ объем ассигнований на проведение ГРР на газ, конденсат и

нефть в 2012-2050 гг. в инновационном варианте составит 5393 млрд руб. Расходы на ВМСБ в

ресурсно-сырьевом сценарии составят 4613 млрд руб., в инерционном варианте – 3928 млрд

руб. (Таблицы 4.16-4.18). Ежегодные расходы на проведение ГРР на углеводороды должны

увеличиться с 60 млрд руб. в 2013 г. до 128-167 млрд руб. в 2030 г. в зависимости от варианта.

Рекомендации по районам приоритетного проведения геологоразведочных работ, их

оценке и составу.

До 2015 г. при проведении ГРР начнет возрастать роль Восточно-Сибирского и

Дальневосточного регионов. Создание надежной сырьевой базы на континентальном шельфе

России – один из главных элементов обеспечения энергетической безопасности России,

стратегическое направление развития газовой промышленности. Кроме того, в этот период

значительно интенсифицируются геолого-разведочные работы в районах существующих

центров добычи и транспортировки углеводородов в Республике Саха (Якутия). В дальнейшем

предполагается выход с поисково-разведочными работами в новые, пока не изученные районы

– север Эвенкии и Республики Саха (Якутия), Чукотка, Камчатка и др.

Решение задачи укрепления минерально-сырьевой базы газодобычи в России возможно

при значительном увеличении объемов геологоразведочных работ, расширении географии их

проведения, а также повышении эффективности. Значительного прогресса в этой области

можно добиться, совершенствуя нормативную и методологическую базы проведения

геологоразведочных работ, включая законодательство о недрах, а также повышая качество

строительства и испытания поисково-разведочных скважин.

145

Таким образом, в ближайшие годы необходимо ускоренное развитие ГРР в Восточной

Сибири и на Дальнем Востоке, интенсификация решения вопросов поиска, разведки и освоения

залежей углеводородов на больших глубинах в сложных геолого-геофизических условиях.


1. В настоящее время нефтегазовый комплекс не только определяет современные

возможности развития экономики России, но и является основой долгосрочного устойчивого

роста. Высокая степень зависимости экономики России от доходов нефтегазового комплекса

обуславливает его ключевую роль.

2. Устойчивость работы нефтегазового комплекса в долгосрочной перспективе

связана со своевременным и инновационным подходом к решению ключевых современных

проблем отрасли. Поэтому в основе стратегических направлений развития НГК России лежат

закономерности и тенденции развития нефтегазового комплекса России за последние два

десятилетия.

3. Автором обоснован комплекс проблем развития нефтегазового комплекса России

и предложены направления их решения: несоответствие развития нефтегазового комплекса

России параметрам расширенного воспроизводства минерально-сырьевой базы, низкая

активность нефтяных компаний в сфере геологоразведки в условиях высоких цен на нефть,

нетрадиционные условия добычи, требующие новых технологических решений, рост доли

трудноизвлекаемых углеводородов, освоение шельфа, недостаточное использование методов

увеличения нефтеотдачи, низкие темпы строительства транспортной и энергетической

инфраструктуры, неразвитость мощностей по переработке жирного, конденсатного газа,

содержащего гелий, структурная несбалансированность деятельности нефтегазовых компаний.

4. Анализ и периодизация этапов освоения нефтегазоносных районов Сибирской

платформы показал, что исследованиям перспектив нефтегазоностности на востоке страны

посвящены работы академиков А.А. Трофимука, В.С. Суркова, Н.В. Черского, А.Э.

Конторовича, выдающихся геологов и ученых В.Е. Бакина, А.Н. Золотова, А.М. Зотеева, И.Г.

Левченко, М.М. Мандельбаума, Н.В. Мельникова, Ю.А. Притулы, Б.Л. Рыбьякова, В.В.

Самсонова, В.С. Старосельцева, Б.А. Фукса.

5. Анализ динамики открытия отдельных залежей по регионам Восточной Сибири

показал, что первыми из месторождений смешанных по типу флюида (нефть, природный газ)

были открыты залежи газа – в Республике Якутия (Средневилюйское (1965), Соболох-

Неджелинское (1966), Толонское (1967) и др.) и в Красноярском крае (Мессояхское (1967),

Зимнее (1968), Пеляткинское (1969), и др.).

146

Таблица 4.16 – Финансирование геологоразведочных работ в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке на период до 2050 г., млрд руб.

(инновационный сценарий)


2012

2013

2014

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

Все

го

Восточная Сибирь и Дальний Восток 44 53 61 78 113 152 167 164 156 154 159 5 393


(Якутия) 34 42 49 63 89 126 137 130 120 118 122 4 290

Иркутская область 11 12 12 13 18 25 37 32 23 24 26 954

Красноярский край 14 18 20 22 50 62 74 73 69 67 69 2 296

Республика Саха (Якутия) 9 12 17 28 21 38 26 26 27 27 27 1 040

Дальний Восток 10 11 12 15 23 27 30 34 36 36 37 1 103

Суша 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 39

Шельф 8 9 11 14 22 26 29 33 36 35 36 1 064



(ресурсно-сырьевой сценарий)


20

12

20

13

20

14

20

15

20

20

20

25

20

30

20

35

20

40

20

45

20

50

Все

го



(Якутия) 34 41 48 60 81 110 116 113 92 91 95 3 641



Республика Саха (Якутия) 9 12 16 27 19 33 22 22 21 21 21 888

Дальний Восток 10 10 12 14 21 24 28 30 30 30 31 972

Суша 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 39

Шельф 8 9 11 13 20 23 27 29 29 29 31 933


146

147


(инерционный сценарий)


2012

2013

2014

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

Все

го



(Якутия) 34 40 46 57 73 99 105 93 80 75 75 3 144



Республика Саха (Якутия) 9 12 16 25 17 29 20 19 19 18 18 782

Дальний Восток 10 10 11 13 20 21 23 25 23 22 22 785

Суша 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 39

Шельф 8 9 10 12 19 20 22 24 23 21 21 746 Источник: составлено и рассчитано автором

147

148

6. Показано, что только в 1970-е гг. осуществлён прирост нефти и выявлены

крупные нефтяные месторождения – Куюмбинское (Красноярский край), Среднеботуобинское,

Верхневилючанское (Республика Якутии) и Верхнечонское, Ярактинское (Иркутская область).

7. Более 50 % современных запасов месторождений углеводородов на территории


Ковыктинское, Тагульское и другие.

8. В работе показано, что открытие новых запасов нефти и газа в Иркутской области

и Красноярском крае носит очаговый характер – это 1983-1990 и 2007-2010 гг., 2007-2010 гг.

соответственно. В Республике Саха (Якутия) распределение выявления новых запасов нефти и

газа характеризуется равномерностью только на протяжении с 1959 по 1994 гг.

9. Анализ динамики открытия залежей углеводородов показал, что существуют

продолжительные периоды времени, в которые не осуществлялось открытие новых запасов. С

1994 по 1997 гг. на территории Восточной Сибири не было открыто ни одной нефтяной или

газовой залежи, а на протяжении 14 лет в период с 1991 по 2004 гг. – ни одного нового

месторождения.

10. Анализ государственных, отраслевых и академических программ и стратегий

освоения нефтегазоносных территорий Восточной Сибири и Дальнего Востока, позволяет

провести периодизацию и выделить шесть ключевых этапов (1) 1950-е гг. – период начала

первых поисковых работ и формирования плана региональных работ по выявлению нефти и

газа восточнее Урала, (2) 1960-е гг. – выделение Восточной Сибири как перспективного

крупного центра по добыче углеводородов на основе открытия первых месторождений, оценка

их сырьевых возможностей; (3) 1970-е гг. – теоретическое обоснование основ формирования

производительных сил на востоке России и перспектив их развития; (4) 1980-е гг. – резкое

увеличение объемов геологоразведочных работ, обусловленных снижением прироста запасов

на 1 м бурения в результате выхода в новые слабоизученные и сложно построенные районы

Восточной Сибири; (5) 1990-е гг. - низкий объём геологоразведочных работ и, как следствие,

самые низкие приросты запасов и число открытых месторождений в регионах Восточной

Сибири; (6) 2000-е гг. - новый этап развития нефтегазового комплекса Восточной Сибири,

формирование государственной энергетической политики на востоке страны, повышение

интереса со стороны частных крупных и мелких компаний, принятие своевременного

государственного решения о создании трубопроводной инфраструктуры как главного импульса

для активного освоения месторождений нефти и газа Восточной Сибири и Дальнего Востока.

11. Низкая степень геологической изученности территорий Восточной Сибири и

Республики Саха (Якутия) говорит о высокой перспективности открытия новых

месторождений. В то же время наблюдается существенное сокращение темпов воспроизводства

149

по мере роста добычи в регионе. Несмотря на увеличение доли финансирования

геологоразведочных работ в последние годы, основной прирост запасов осуществляется по

категории С2, что снижает надёжность подготовленной сырьевой базы и требует

дополнительных вложений в доразведку.

12. На основе анализа состояния ресурсной базы автором показано, что для

расширенного восполнения добычи нефти необходимо обеспечить существенный рост запасов,

прежде всего промышленных категорий. Значительного прогресса в этой области можно

добиться, совершенствуя нормативную и методологическую базы проведения

геологоразведочных работ, включая законодательство о недрах, а также повышая качество

строительства и испытания поисково-разведочных скважин.

13. В период с 2005 по 2012 гг. на изучаемой территории приросты нефти

превосходили уровень добычи. Наиболее высокие показатели кратности восполнения запасов

нефти пришлись на период до 2008 г., что обусловлено отсутствием текущей добычи нефти в

регионе. После начала крупномасштабной добычи нефти в 2009 г. кратность воспроизводства

запасов существенно снизилась.

14. Автором показано, что наблюдается существенное сокращение темпов

воспроизводства по мере роста добычи в регионе. Несмотря на увеличение доли

финансирования геологоразведочных работ как за счёт средств федерального бюджета, так и

недропользователей в последние годы, основной прирост запасов осуществляется по категории

С2, что снижает надёжность подготовленной сырьевой базы и требует дополнительных

вложений в доразведку.

15. В работе обосновано, что приоритетной политикой государства в области

воспроизводства минерально-сырьевой базы Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия)

должно стать увеличение геологоразведочных работ не только на региональном этапе, но и на

лицензионных участках посредством стимулирования недропользователей через контроль

выполнения лицензионных соглашений.

16. Несмотря на высокую долю финансирования геологоразведочных работ имеет

место тенденция сокращения объёмов глубокого бурения как в абсолютных значениях, так и в

структуре работ на всей территории России. Для долгосрочного устойчивого ВМСБ

углеводородного сырья необходимо кратное увеличение оценочного и поискового бурения в

рамках региональных программ развития ВМСБ и разведочного бурения в рамках выполнения

лицензионных соглашений отдельными недропользователями.

17. В исследовании автором разработан комплексный методический подход к

прогнозированию параметров воспроизводства минерально-сырьевой базы – методика оценки

прироста запасов нефти и газа, необходимых для этого объемов геологоразведочных работ и

150

ассигнований на их проведение. Модельный комплекс позволяет осуществить прогноз

возможных вариантов набора производственных, геологических и экономических параметров

ВМСБ и осуществить выбор оптимального набора при условии максимизации экономической

эффективности реализации программы ВМСБ.

18. В работе обоснована зависимость прироста запасов углеводородов от объёма

глубокого поисково-разведочного бурения на основе применения статистических методов

обработки данных. Результат получен с исключением значений 2009-2012 гг.,

характеризующихся резким и необоснованным увеличением эффективности глубокого бурения

в 1,7 раза – с 803 т УУВ/м в 2008 г. до 1334 т УУВ/м в 2009 на фоне сокращения объёма

буровых работ в 1,6 раза – с 1432 тыс. м в 2008 г. до 901 тыс. м в 2009 г. Это обусловлено так

называемым «приписыванием» запасов, когда прирост запасов происходит за счет переоценки

запасов уже открытых месторождений или отдельных залежей, а не в результате успешности

бурения поисково-разведочных скважин.

19. С использованием модельных расчётов в работе осуществлён прогноз уровней

прироста запасов углеводородов, для достижения которого объем поисково-оценочного и

разведочного бурения в 2012-2050 гг. в ресурсно-инновационном сценарии должен составить

17 млн м., ресурсно-сырьевом – 14 млн м, инерционном сценарии – 12 млн м. Ежегодный объем

поисково-оценочного и разведочного бурения должен увеличиться со 158 тыс. м в 2012 г. до

400-562 тыс. м в 2030 г. в зависимости от варианта.

20. Обеспечить расширенное воспроизводство минерально-сырьевой базы

углеводородов и выполнить весь объем геологоразведочных работ позволит объем их

финансирования в размере в 2012-2050 гг. в инновационном варианте на уровне 5393 млрд руб.

Расходы на ВМСБ в ресурсно-сырьевом сценарии составят 4613 млрд руб., инерционном

варианте – 3928 млрд руб. Ежегодные расходы на проведение геолого-разведочных работ на

углеводороды должны увеличиться с 60 млрд руб. в 2013 г. до 128-167 млрд руб. в 2030 г. в

зависимости от варианта.

151

ГЛАВА 5. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОСВОЕНИЯ РЕСУРСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ

ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ И ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА

5.1 Роль добычи нефти и газа Восточной Сибири и Дальнего Востока в

стратегических документах развития НГК России

Формирование новых крупных центров нефтегазового комплекса (НГК), развитие

производственной (добывающей, перерабатывающей) и транспортной инфраструктур на

востоке России не только становится все более важной задачей не только социально-

экономического развития регионов Дальнего Востока и Сибири и обеспечения энергетической

безопасности России, но и служит реализации российских геополитических интересов.

В современной России результаты научных разработок Российской академии наук нашли

отражение в документах отраслевого и регионального развития [33-36, 57, 88, 89, 97, 113-105,

139-143, 153-155, 296-299].

Стратегические государственные документы предусматривают ускоренное развитие

энергетики на востоке страны, обеспечивающее реализацию стратегических направлений

социально-экономического развития восточных регионов России и значительный рост объемов

возможных поставок российских топливно-энергетических ресурсов на рынки Китая, Кореи,

Японии, других стран Восточной Азии и Азиатско-Тихоокеанского Региона.

В Энергетической стратегии России на период до 2030 г. определены основные

стратегические ориентиры поэтапного развития ТЭК страны с выделением восточных регионов

России. Согласно Энергетической стратегии, уровень добычи нефти в 2020 г. может составить

505–525 млн т, в 2030 г. – 530–535 млн т. Рост добычи в Энергетической стратегии связывается с

освоением новых запасов в различных регионах России (Таблица 5.1).

Таблица 5.1 – Прогноз добычи нефти в России до 2030 г., млн т (ЭС-2030)

Регион 2005

(факт.)

2008

(факт.) Этап 1 Этап 2 Этап 3

Восточная Сибирь 0,2 0,5 21–33 41–52 69–75

Дальний Восток 4,4 13,8 23–25 30–31 32–33

Россия, всего 470,2 487,6 486–495 505–525 530–535


Дальнего Востока, % 1,0 2,9 9,1–11,7 14,1–15,8 19,1–20,2


Федерации. – 2009 г. – № 48. – Ст. 5711.

Основой добычи нефти в Восточной Сибири станет Ванкоро-Сузунском район на северо-

западе Красноярского края, месторождений, прогнозируемые к открытию вдоль трассы ВСТО, а

152

также уже открытые – Среднеботуобинское, Талаканское, Юрубчено-Тохомское, Верхнечонское

и другие.

Главным источником добычи нефти на Дальнем Востоке останутся шельфовые проекты

«Сахалин-1» , «Сахалин-2» и континентальные месторождения Сахалина, а в перспективе и

другие шельфовые проекты.

Согласно Энергетической стратегии, добыча газа в России может увеличится до 940 млрд

куб. м к 2030 г. (Таблица 5.2). Добыча природного газа будет развиваться как в традиционных

газодобывающих районах нефтедобычи (Западная Сибирь), так и в новых районах

хозяйственного освоения (п-ов Ямал, Восточная Сибирь и Дальний Восток, Прикаспийский

регион).

Таблица 5.2 – Прогноз добычи газа в России до 2030 г., млрд куб. м (ЭС-2030)

Регион 2005

(факт.)

2008

(факт.) Этап 1 Этап 2 Этап 3

Восточная Сибирь 4 4 9–13 26–55 45–65

Дальний Восток 3 9 34–40 65–67 85–87

остров Сахалин 2 7 31–36 36–37 50–51

Россия, всего 641 664 685–745 803–837 885–940

Доля Восточной Сибири и Дальнего

Востока, % 1,1 2,0 6,3–7,1 11,3–14,6 14,7–16,2


Федерации. – 2009 г. – № 48. – ст. 5711.

Прогноз добычи нефти, согласно «Генеральной схеме развития нефтяной отрасли на

период до 2030 г.» (далее – Генеральная схема) может составить 534 млн т к 2030 г. (Таблица

5.3).

Таблица 5.3 – Прогноз добычи нефти в России до 2030 г., млн т (Генеральная схема)

Регион, субъект Федерации 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030


Дальний Восток 19,4 22,8 25,5 27,7 30 37,7 54,3 73,1

Восточная Сибирь

и Якутия 17,6 21,1 23,8 26,2 28,4 36,4 53,2 72,2

Дальний Восток 1,8 1,7 1,6 1,6 1,5 1,3 1,1 0,9

Шельфы 17,8 20,5 23,8 26,6 29,9 46,8 49,2 50,4

Россия, всего 502,3 506,2 510 512,4 514,9 527 533,5 534,1


Дальнего Востока, % 3,9 4,5 5,0 5,4 5,8 7,2 10,2 13,7

Источник: Генеральная схема развития нефтяной отрасли до 2020 г.: Приказ Министерства энергетики от

6.06.2012 г. № 212

Согласно Генеральной схеме, уровень добычи газа в России в 2030 г. может составить 981

млрд куб. м, из них более 70% будет приходиться на Западную Сибирь (Таблица 5.4).

153

Таблица 5.4 – Прогноз добычи газа по регионам России (по данным Генеральной схемы

развития газовой отрасли на период до 2030 г.), млрд куб м/г.

Регион 2013 2014 2015 2020 2025 2030


Дальний Восток 39 41 44 77–108 87–118 89–121

Россия, всего 763–804 767–827 781–845 850–941 871–974 876–981


Дальнего Востока, % 5,1–4,9 5,3–5,0 5,6–5,2 9,1–11,5 10,0–12,1 10,2–12,3

Источник: Генеральная схема развития газовой отрасли России на период до 2030 г.: Приказ Министерства

энергетики РФ от 6.06.2011 г. № 213

5.2 Прогноз добычи нефти и газа Восточной Сибири и Дальнего Востока

Модель прогнозирования добывных возможностей открытых и прогнозируемых к

открытию месторождений. Добывные возможности нефтегазового региона определяются в

первую очередь ресурсным потенциалом – величиной извлекаемых запасов и ресурсов

углеводородов территории. Однако в силу неоднородности ресурсной базы с методологической

точки зрения для построения количественного прогноза возможностей добычи углеводородов

ключевым фактором является структура ресурсной базы – соотношение запасов и ресурсов,

степень разведанности. Дифференциация объектов прогноза по структуре сырьевой базы

определяет набор инструментов прогнозирования и степень агрегирования в зависимости от

изученности объекта и начальной информации о нём.

Согласно «Классификации …» [192] выделяются запасы категорий А, В, С1 и ресурсы

категорий С3, D1, D2, отличающиеся степенью достоверности и изученности. Запасы

свидетельствует о наличии месторождения, т.е. объектов высокой степени готовности к

разработке и хорошей изученности (глубина залегания продуктивного пласта, площадь

нефтегазоносной залежи, разведочный дебит, физико-химические свойства флюида (плотность,

вязкость и т.д.), пластовые условия и др.). По величине запасов категории С1 и отчасти С2,

осуществляется прогноз добычи углеводородов в кратко- и среднесрочной перспективе.

Наличие значительных ресурсов говорит о высоких перспективах освоения

нефтегазоносной территории при условии проведения необходимого объёма

геологоразведочных работ, что позволит в перспективе осуществить открытие новых

месторождений и перевод ресурсов в запасы.

Ключевыми параметрами модели прогнозирования добывных возможностей объекта

исследования выступает система индикаторов:

1. Показатели сырьевой базы

объём начальных суммарных ресурсов;

154

структура сырьевой базы (соотношение запасов и ресурсов в структуре начальных

суммарных ресурсов);

степень разведанности, как отношение накопленной добычи с начала разработки

и разведанных запасов по отношению к начальным суммарным запасам;

коэффициенты перевода более низких категорий запасов и ресурсов в более

высокие.

2. Технико-экономические показатели:

условия лицензионных соглашений;

срок ввода запасов в эксплуатацию;

время выхода на проектную мощность;

степень выработанности, как доля накопленной добычи и потерь (с начала

разработки и в прогнозный период) к потенциально извлекаемым суммарным запасам;

уровень отбора УВ на «полке», определяемый как отношение максимальной

добычи к потенциально извлекаемым суммарным запасам;

коэффициент извлечения, отражающий технологическую возможность освоения

запасов;

инвестиции в разработку и показатели, отражающие экономическую

целесообразность освоения запасов.

3. Организационные и маркетинговые показатели:

ориентиры, заложенные в стратегических государственных и корпоративных

планах развития;

государственная и региональная программы лицензирования нефтегазоносной

территории региона;

программа воспроизводства МСБ нефтегазоносной территории региона;

условия доступа к транспортной и перерабатывающей инфраструктуре;

структура собственности;

спрос на УВ на внутреннем и мировом рынках.

Методика прогноза добывных возможностей и прогноза добычи углеводородов

перспективной территории включает три этапа (Рисунок 5.1).

Этап 1. Построение прогноза добычи нефти и газа месторождений (запасов),

находящихся как в распределённом фонде недр, так и предполагаемых к лицензированию.

Прогноз добычи нефти и газа на месторождениях распределённого фонда недр ( )(tQall

), определяется

стратегическими и целевыми показателями развития компаний-недропользователей, а также

155

условиями лицензионных соглашений, в которых обозначены сроки ввода в эксплуатацию,

выхода на максимальную мощность и проектный уровень отбора.

Рисунок 5.1 – Принципиальная схема модели прогноза добывных возможностей

перспективного нефтегазоносного региона. Источник: составлено автором

Для месторождений углеводородов нераспределённого фонда недр применяется модель

прогнозирования динамики добычи углеводородов ( )(tQunall

) в основе которой лежит

представление о её постадийном характере. Такой метод является агрегированным и

применяется в связи с ограниченностью информации об объекте прогнозирования вследствие

слабой изученности региона, отсутствия достаточной выборки объектов-аналогов, а также

применим для получения экспресс-оценок добывных возможностей отдельных

нефтегазоносных объектов.

Исходным предположением в прогнозировании уровня добычи нефти и газа принято, что

кривая добычи углеводородов имеет так называемую, π-образную форму [91] и можно

выделить три основных стадии – статдия растущей добычи, стадия постоянной добычи

(«полка») и стадия падающей добычи (Рисунок 5.2):

156

Рисунок 5.2 – Схематическое представление характерных участков профиля добычи

В основе этого предположения лежит математическая модель [3, 109], которая получена

эмперическим путём в ходе анализа фактической информации о динамике добычи нефти

различных месторождений Сибири.

Примеры уровней добычти нефти из разных пластов разрабатываемых месторождений

западной Сибири представлены на рисунке 5.3. Несмотря на различия в динамике показателей,

отличии темпов добычи, можно определить сходие участки: участок роста, связанный с

разбуриванием объекта, участок стабильной добычи («полка») и участок падающей добычи.

Анализ фактического материала позволил выявить, что продолжительность этих участков, а

также уровень добычи могут существенно варьироваться, однако в большинстве

обнаруживается присутствие всех трёх характерных участков.

Анализ фактических данных позволяет сделать ряд выводов относительно сроков

разбуривания месторождений в зависимости от крупности. Так, полное разбуривание крупных

месторождений (залежей), характеризующихся величиной начальных извлекаемых запасов в

переделах 20-100 млн т обычно осуществляется за 10-15 лет. Более мелкие месторождений

(залежи) с запасами от 5 до 20 млн т могут быть разбурены за 3-5 лет. В то же время период

разбуривания может быть сокращён или увеличен в зависимости от принятой технологической

схемы разработки.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49

157

Рисунок 5.3 – Уровни добычи нефти в некоторых пластах месторождений ЗСНГП

(см. пояснения на с.158)

158

Месторождение, пласт (начальные запасы; год ввода в разработку; накопленная добыча на 01.01.02; остаточные запасы):

а- Алехинское АС9 (8711; 1986; 7897; 814)

б- Алехинское АС10 (4400; 1986; 3407; 993)

в- Барсуковское ПК19-20 (53058; 1988; 28389; 24669)

г- Западно-Ноябрьское БС12 (28327; 1988; 17348; 10979)

д- Нижнесортымское АС12 (25899; 1986; 14123; 11776)

е- Новогоднее БВ3-1 (6917; 1986; 2993; 3924)

ж- Суторминское БС11 (18336; 1984; 12413; 5923)

з- Сайгатинское БС1 (5025; 1986; 3918; 1107) Источник: Лившиц В.Р. Математические модели распределения и выявления ресурсов

углеводородов в крупных осадочных бассейнах [Текст]: монография / В. Р. Лившиц; отв. ред.

А.Э. Конторович; Ин-т нефтегазовой геологии геофизики СО РАН. - Новосибирск: ИНГГ СО

РАН, 2011. – 219 с.

Проектный уровень добычи углеводородов на «полке» может варьироваться в пределах

3-7 % от величины начальных извлекаемых запасов [30], что соответствует принципах

рационального недропользованияхотя, хотя в некоторых случаях может превышать 10 % [31].

Динамика уровня добычи может быть описана функцией, отражающей предположение о

стадийности добычи и наличии трёх характерных участков роста, стабилизации и падения

добычи:

𝑄𝑢𝑛𝑎𝑙𝑙(𝑡) = {

𝐴𝑡𝛼 exp(−𝜗𝑡) , 0 ≤ 𝑡 ≤ 𝑡1𝑄𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡, 𝑡1 < 𝑡 ≤ 𝑡2

𝐴𝑡𝛼 exp(−𝜗𝑡) , 𝑡 − 𝑡2 + 𝑡1 < 𝑡 ≤ 𝑇

(5.1)

где 1t – время начала «полки», 2t – время завершения «полки», Т – время окончания

добычи, Qconst

– добыча на «полке», A – масштабирующий коэффициент, v, – эмпирические

коэффициенты.

Величина добычи за все годы разработки месторождения (суммарная добыча), не может

превышать потенциально возможные извлекаемые запасы промышленных категорий CBA 1,, .

Категории запасов CBA 1,, относятся к так называемым высоким категориям, готовым к

промышленному освоению и характеризующимся полной изученностью по результатам

разведочного и эксплуатационного бурения и подсчитанные на разрабатываемых ( BA, ) или

разведываемых (C1 ) залежах. Гипотетически величина этих запасов соответствует ожидаемой

накопленной добыче на месторождении за весь срок его разработки, а накопленная добыча не

превышает величину потенциально возможных извлекаемых запасов. Таким образом, решается

задача по нахождению максимума добычи на месторождениях нераспределённого фонда недр и

не введённых в разработку:

159

∑ 𝑄𝑢𝑛𝑎𝑙𝑙(𝑡) ≤𝑇𝑡=1 𝑅1, где 𝑅1 = 𝑅𝐴𝐵𝐶1 + ∑ 𝑘𝑖5

𝑖=1 𝑅𝑖, а 𝑄𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡 = 𝑟𝑅1, (5.2)

где 𝑅1 – потенциально возможные извлекаемые запасы промышленных категорий, 𝑅𝐴𝐵𝐶1

– извлекаемые запасов категорий С1, 𝑅𝑖 – извлекаемые запасы (С2) и ресурсы (С3, D1л, D1, D2), ,

𝑘𝑖 – коэффициент перевода, r – темп отбора углеводородов на «полке».

Потенциально возможные запасы промышленных категорий (𝑅1) на месторождении

определяются исходя из величины извлекаемых начальных суммарных ресурсов,

детализированных по категориям, и коэффициентов перевода соответствующих категорий

запасов и ресурсов из категории в категорию:

)( 212,1

11332211 DDDCCCBAR DлD лCC

, (5.2)

где DлDCC 2,1132

,,, – коэффициенты перевода запасов и ресурсов соответствующих

категорий в добычу, CCBA 21,,, – извлекаемые категории запасов, DDDC л 21 13 ,,, – извлекаемые

категории ресурсов.

Коэффициенты перевода более низких категорий запасов и ресурсов в более высокие

приняты с учётом выявленных устойчивых закономерностей и тенденций, установленных на

основе статистического анализа реальной практики поиска, оценки и разведки месторождений.

Территориально коэффициенты существенно разнятся, что связано с дифференциацией

регионов по степени изученности – хорошо геологически изученные районы Западной Сибири

имеют более высокие коэффициенты перевода по сравнению с нефтегазоносными областями

Восточной Сибири, Дальнего Востока и шельфовых месторождений, имеющими низкую

степень разведанности, часто отсутствие опыта разработки и объектов-аналогов или эталонов

для сравнительного анализа [112].

Обобщенный опыт применения коэффициентов перевода запасов и ресурсов для

прогноза использован в государственной методике подсчёта разового платежа за пользование

недрами на участках недр, которые предоставляются в пользование для геологического

изучения, разведки и добычи полезных ископаемых.

Так, перевод ресурсов D1 и D2 в запасы происходит с коэффициентом, равным 0,1,

ресурсов D л1 – 0,15, C3 – 0,25, C2 – 0,5.

Таким образом, в условиях ограниченности геолого-геофизических данных о залегании

продуктивного пласта и его фильтрационно-ёмкостных параметрах, физико-химических

свойствах флюида, а также располагая только величиной извлекаемых начальных суммарных

ресурсов объекта исследования (залежи, месторождения, нефтегазоносного региона, области) и

их структурой, можно в агрегированном виде решить задачу построения профиля добычи.

160

Такой метод прогноза добычи применим как на макроуровне – при создании

долгосрочных стратегических программ, так и на уровне отдельных хозяйствующих субъектов

при определении потенциальных добывных возможностей месторождения, что лежит в основе

дальнейшего расчёта коммерческой и бюджетной эффективности его освоения.

Этап 2. Оценка добывных возможностей и параметров распределения запасов

месторождений нефти и газа, прогнозируемых к открытию на перспективных площадях

(Qpersp

(t)).

Для оценки добывных возможностей нефтегазоносного бассейна (НГБ) с низкой

степенью разведанности и высокой долей ресурсов в структуре НСР необходимо выполнить

прогноз величины геологических запасов совокупности месторождений в бассейне. Однако для

выполнения точного прогноза добычи, расчёта прироста запасов и в дальнейшем необходимого

объёма финансирования на проведение геологоразведочных работ необходимо знать не только

параметры и некоторые интегральные характеристики совокупности месторождений бассейна,

но и кажного в отдельности.

Поэтому для построения прогноза добывных возможностей перспективного региона

необходимо (1) оценить количество месторождений углеводородов в нефтегазоносном бассейне

и величину их геологических запасов, (2) определить последовательность открытий этих

месторождений и (3) осуществить перевод геологических запасов в извлекаемые запасы.

Решение задачи определения числа и величины геологических запасов месторождений в

бассейне относится к области исследования механизмов реализации процессов нафтидогенеза в

стратосфере Земли и в крупных осадочных бассейнах и основано на предположении, что

локализация месторождений в НГБ по запасам является усеченным распределением Парето

[110, 303].

Изучение закономерностей процесса распределения залежей (месторождений) по

величине запасов и построение прогноза структуры ресурсов крупных нефтегазоносных

бассейнов началось во второй половине прошлого столетия. Наибольшее распространение

получила теория о распределении Парето в работах В.И. Шпильмана, А.Э. Конторовича и

В.И. Демина [212, 302]. На основе установленных ими закономерностей распределения запасов

в крупных НГБ Р.В. Лившицем была разработана имитационная стохастическая модель оценки

структуры ресурсов углеводородов нефтегазоносного бассейна и математическая модель

процесса выявления ресурсов углеводородов в нефтегазоносном бассейне, а также предложен

алгоритм оценки параметров распределения скоплений углеводородов по крупности, числа

скоплений в нефтегазоносном бассейне и величин запасов невыявленных скоплений [109].

161

Суть усеченного распределения Парето состоит в том, что вероятность присутствия в

бассейне месторождений меньшей крупности выше и количественно их больше, чем более

крупных и плотность распределения вероятностей имеет следующий вид:

QQQ

Q 11

1

1

0

0

(5.4)

10,31,0 Q

(5.5)

где Q

- начальные геологические ресурсы УВ НГБ;

0 – левая граница области определения функции

, минимальная величина

скопления УВ, при котором оно может еще считаться промышленно значимым;

,

– параметры распределения, которые, в рамках принятой модели,

предполагаются неизвестными, неслучайными величинами.

Решение задачи описывается множеством значений запасов месторождений il

, где

lNi ,,1 - номер месторождения, l - конкретная реализация совокупности месторождений

(реализация НГБ), lN - объем l реализации. При этом lNl l

1 должна быть по

возможности близкой к Q

, а распределение совокупности значений il

, lNi ,,1 с

определенной, наперед заданной доверительной вероятностью не противоречить гипотезе об

усеченном распределении Парето для всех l .

Последовательность открытия каждого месторождения из выявленной совокупности

определяется, с одной стороны, распределением месторождений в бассейне по величине

запасов, а с другой – выбранными направлениями и методикой геологоразведочных работ.

Процесс поиска месторождений на перспективной нефтегазоносной территории

направлен, прежде всего, на обнаружение наиболее крупных по запасам залежей, что

обусловлено экономической целесообразностью первоочередного вовлечения в разработку

крупных объектов, формирование на их базе локальных центров нефтегазодобычи в регионе с

развитой перерабатывающей и транспортной инфраструктурой. Поэтому на первых этапах

изучения нефтегазоносной территории более крупные по запасам месторождения

обнаруживаются с большей вероятностью, чем более мелкие. Это наблюдение получило

название «геологоразведочного фильтра», впервые было предложено и описано

162

В.И. Шпильманом и получило развитие в работах А.Э. Конторовича, названное «пристрастным

характером формирования выборочной совокупности» [101].

Построенная последовательность свидетельствует только о порядке открытия

месторождений, расположении их друг за другом, но не определяет год открытия, т.е. не

привязывает последовательность открытий к временной шкале.

Год открытия каждого конкретного месторождения из последовательности зависит от

нескольких факторов: (1) интенсивности проведения региональных работ, которые

финансируются и приводятся государством, (2) лицензионной политикой государства на

рассматриваемой нефтегазоносной территории и (3) активностью работ по геологическому

изучению в рамках выданных лицензий, осуществляемых недропользователями.

Месторождения будут выявлены в течение определённого периода времени (T),

продолжительность которого зависит от уровня финансирования и выполнения программы

геологического изучения недр как со стороны государства, так и компаний.

Перевод геологических запасов в извлекаемые запасы осуществляется с помощью

коэффициента извлечения нефти (КИН) и газа (КИГ) – это часть начальных разведанных

геологических запасов, которую возможно добыть при существующих технологиях добычи

углеводородов, определяется отношением начальных извлекаемых запасов к начальным

геологическим запасам и выражается в долях единицы [22, 144].

геолнiн

извлекнi

геолгiг

извлекгi ,

(5.6)

где извлекнi ,

извлекгi - извлекаемые запасы нефти и газа i -того месторождения УВ НГБ;

геолнi ,

геолгi - геологические запасы нефти и газа i -того месторождения УВ НГБ;

н , г - коэффициента извлечения нефти (КИН) и газа (КИГ).

Затем выявленная совокупность извлекаемых запасов месторождений

классифицируется по классам крупности – 1-3; 3-10; 10-30; 30-100, 100-300, 300-1000, 1000-

3000 млн т нефти или млрд куб. м газа.

Коэффициент извлечения газа по отдельным газовым объектам не рассчитывают, а

принимают, исходя из имеющегося опыта в целом по газовой отрасли, равным 0,8.

Исходя из физических особенностей нефти и газа, наиболее сложным является

обоснование коэффициента извлечения нефти. В зависимости от располагаемой информации

для его подсчёта применяются метод аналогий, коэффициентный, статистический,

эмпирический, экстраполяционный или аналитический методы [178]. Прогнозируя КИН для

163

совокупности месторождений, приуроченных одной НГО, и располагая базой данных о запасах,

целесообразно применить экстраполяционный и метод аналогий.

Анализ балансовых геологических и извлекаемых запасов нефти 215 залежей Восточной

Сибири и Республики Саха (Якутия) показал, что КИН существенно варьируется по всем

категориям запасов, например от 5,9 до 70,0% для категорий запасов АВС1С2. Это объясняется

конкретными геолого-геофизическими условиями залегания каждой из залежей, точностью

подсчёта геологических запасов, зависит от характеристик коллектора и свойств флюида в

процессе разработки (Таблица 5.5)

Наибольшие значения коэффициента извлечения нефти залежей, приуроченных к:

Байкитской НГО (32,1%), расположенной на юге Красноярского края,

характеризующейся высокой плотностью НСР УВ (70 тыс. т/кв.км), плотностью бурения (4,5

м/кв.км), на её территории открыты Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское месторождения;

Пур-Тазовской НГО (31,5%), расположенной на севере Красноярского края, по

геологическому делению относящейся к Западной Сибири, на её территории открыты

Ванкорское, Сузунское, Лодочное и Тагульское месторождения.

Енисей-Хатангская НГО и Катангская НГО не могут рассматриваться в качестве

эталонов, поскольку данные КИН получены по выборке с малым числом объектом и считаются

нерепрезентативными.

Для Небско-Ботуобинской НГО в пределах Республики Саха (Якутия) КИН

составил – 23,8%, в пределах Иркутской области – 26,2%. Для остальных областей для перевода

геологических запасов в извлекаемые будем использовать средний КИН – 28,1%.

Таким образом, в результате последовательных вычислений мы получили оценку

извлекаемых запасов нефти и газа совокупности месторождений нефтегазоносной области и

последовательность их открытия, не привязанную к временной шкале. С практической точки

зрения это даёт возможность (1) оценить совокупный прирост запасов, в соответствии с ним (2)

объём необходимых геологоразведочных работ и (3) ассигнования на их проведение для

каждой НГО. В то время как задача построения прогноза суммарной добычи нефти и газа НГО

на месторождениях, прогнозируемых к открытию, на основе этих данных в явном виде

неразрешима. Поскольку велико влияние субъективных факторов, оказывающих решающее

влияние на выбор направления проведения геологоразведочных работ – программа

лицензирования и планы развития систем трубопроводного транспорта для регионов со слабо

развитой инфраструктурой. Следовательно, прогнозировать, как именно во времени будут

распределены открытия месторождений из последовательности, сколько лет составит

промежуток между открытиями в различных НГО, не представляется возможным.

164

Таблица 5.5 – Коэффициенты извлечения нефти залежей нефтегазоносных областей в пределах

Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия)

Регион Кол-во

залежей

КИН

макс. мин. среднее

Небско-Ботуобинская НГО (в пределах

Республики Саха (Якутия)) 57

А+В+С1 42 38,4% 7,6% 24,0%

С2 51 43,7% 4,6% 23,5%

А+В+С1+С2 36 39,5% 5,9% 23,8%

Небско-Ботуобинская НГО (в пределах

Иркутской области) 63

А+В+С1 42 48,2% 10,9% 29,4%

С2 59 70,0% 11,0% 26,6%

А+В+С1+С2 38 70,0% 11,0% 26,2%

Байкитская НГО (в пределах Красноярского

края) 41

А+В+С1 31 40,2% 11,0% 32,1%

С2 41 40,0% 11,0% 32,0%

А+В+С1+С2 31 40,0% 11,0% 32,1%

Енисей-Хатангская НГО (в пределах

Красноярского края) 1

А+В+С1 1 30,0% 30,0% 30,0%

С2 1 30,0% 30,0% 30,0%

А+В+С1+С2 1 30,0% 30,0% 30,0%

Катангская НГО (в пределах Красноярского

края) 8

А+В+С1 8 46,1% 47,1% 46,1%

С2 6 9,8% 10,0% 10,1%

А+В+С1+С2 6 32,3% 24,4% 25,0%

Пур-Тазовская НГО (в пределах

Красноярского края) 45

А+В+С1 31 46,2% 15,0% 31,6%

С2 42 46,2% 19,6% 31,3%

А+В+С1+С2 28 46,2% 19,0% 31,5%

Источник: рассчитано автором по данным Программа изучения и освоения углеводородных ресурсов Восточной

Сибири и Республики Саха (Якутия) – итоги и перспективы [Текст] / А. С. Ефимов, А. А. Герт, А. И. Варламов [и

др.] // Геология нефти и газа. – 2009. – № 6. – С. 2–13.

Поэтому прогноз добычи углеводородов на месторождениях, прогнозируемых к

открытию (Qpersp

(t)), повторяет динамику добычи на месторождениях нераспределённого фонда

недр или не введённых в разработку в условиях ограниченности ресурсной базы:

∑ 𝑄𝑝𝑒𝑟𝑠𝑝𝑇𝑡=1 (𝑡) ≤ 𝑅2, где 𝑅2 = ∑ 𝑘𝑖𝑅𝑖4

𝑖=1 , а 𝑄𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡 = 𝑟𝑅2 (5.7)

165

где 𝑅2 – ресурсы (С3, D1л, D1, D2), 𝑘𝑖 – коэффициент перевода ресурсов в запасы, –

коэффициент отбора на «полке».

Этап 3. Прогноз добычи нефти и газа перспективной нефтегазоносной территории.

Несмотря на стандартизованный вид уравнения кривой добычи, в зависимости от

параметров уравнения, кривая может изменять вид. Так, для недропользвателей экономически

выгодно интенсифицировать добычу на ранних стадиях эксплуатации залежей с целью

ускорения окупаемости вложений. В то время как быстрое разбуривание, применение методов

интенсификации добычи противоречат принципам рационального природопользования и

приводят к заводнению залежей, образованию более мелких скоплений. Такой режим

разработки не позволяет извлечь максимально возможное количество углеводородов из недр

при данном уровне технологического развития, т.е. обеспечить достижение максимального

текущего коэффициента извлечения нефти (КИН). Поэтому управляющими параметрами в

модели рационального недропользования или так называемого «щадящего» режима

эксплуатации при построении профиля добычи являются время, т.е за какой срок

недропользователей рассчитывает извлечь углеводороды, и темп отбора запасов, т.е. с какой

скоростью будет происходить исчерпание.

Необходимо найти множество значений профиля добычи {𝑄𝑡�́́�𝑢𝑛𝑎𝑙𝑙}, {𝑄

𝑡�́́�

𝑝𝑒𝑟𝑠𝑝}, где 𝑡 ́ =

1, … , 𝑇 – временной горизонт прогнозирования, 𝑟 ́ – темп отбора углеводородов на «полке». При

этом ∑ 𝑄𝑢𝑛𝑎𝑙𝑙�́�𝑡=1 (𝑡, 𝑟)́ и ∑ 𝑄𝑝𝑒𝑟𝑠𝑝�́�

𝑡=1 (𝑡, 𝑟)́ должны быть по возможности близкими к 𝑅1 и 𝑅2

соответственно, а профиль динамики добычи описываться уравнением 5.1.

Выбор профиля добычи происходит по результатам геолого-экономического

моделирования, учитывающего уровень инвестиций 𝐼(𝑡) и их экономическую целесообразность

и эффективность (𝑁𝑃𝑉, 𝐼𝑅𝑅, 𝑃𝑃, 𝐼𝑃 и др. ).

Прогноз добычи углеводородов перспективной нефтегазоносной территории включает

прогноз добычи, рассчитанный на основе добывных возможностей открытых месторождений, а

также прогноз добычи месторождений, прогнозируемых к открытию. Таким образом, итоговый

уровень добычи углеводородов перспективной нефтегазоносной территории будет

определяться:

𝑄(𝑡) = 𝑄𝑎𝑙𝑙(𝑡) + 𝑄𝑢𝑛𝑎𝑙𝑙(𝑡) + 𝑄𝑝𝑒𝑟𝑠𝑝(𝑡). (5.7)

Количественная оценка добычи нефти и газа Восточной Сибири и Дальнего

Востока до 2050 г. Современный и перспективный уровень запасов и ресурсов углеводородов

на востоке России, а также предпосылки благоприятных макроэкономических условий

реализации проектов по добычи дают основания для обоснования достаточно высоких

прогнозных уровней добычи нефти и газа. Прогнозируемый объём добычи превышает

166

показатели, заложенные в Энергостратегии и других документах стратегического развития

нефтегазовой отрасли [365]. При освоении новых нефтегазоносных провинций необходимо

учитывать высокую вероятность новых перспективных открытий и прироста запасов

высокодостоверных категорий как в процессе проведения геологоразведочных работ, так и в

процессе освоения уже открытых месторождений.

Большую долю в структуре современных запасов нефти особенно месторождений,

открытых в 2010-2012 гг. на территории Иркутской области, составляют запасы категории С2,

поэтому главная задача в области недропользования в Восточной Сибири на ближайшие годы –

обеспечить подготовленными запасами (С1) нефти мощности двух очередей нефтепровода

«ВСТО». Геологические предпосылки для этого есть, запасы нефти категории С2 по региону в

целом составляют 1,83 млрд т.

Главная проблема и опасность – низкие объемы разведочных работ, что не позволит

своевременно подготовить запасы. Решить этот вопрос поможет крупномасштабное

финансирование процесса поиска и разведки месторождений как со стороны государства, так и

отдельных компаний, привлечение иностранного капитала.

Учитывая капиталоёмкость проектов разработки месторождений Восточной Сибири,

связанную, главным образом, со слабо развитой инфраструктурой, в освоении нефтегазовых

объектов на востоке страны предпочтение должно отдаваться крупным компаниям.

В рамках исследования разработаны три сценария возможных уровней добычи нефти –

«инерционный», «ресурсно-сырьевой» и «инновационный». Сценарии отличаются (1)

величиной подготовленных к промышленному освоению запасов на месторождениях с высокой

долей запасов категории С2 в зависимости от коэффициента извлечения и коэффициента

перевода в категорию С1; (2) величиной прироста запасов на месторождениях, прогнозируемых

к открытию в зависимости от объёма и выполнения программы геолого-разведочных работ за

счёт федерального бюджета и недропользователей; (3) сроками ввода в разработку

месторождений, подготовленных к промышленной эксплуатации в зависимости от реализации

планов строительства транспортной инфраструктуры и объектов перерабатывающей,

нефтегазохимической и гелиевой промышленности.

Прогноз добычи углеводородов нефтегазоносной территории Восточной Сибири и

Республики Саха (Якутия) выполнен согласно предложенному алгоритму прогнозирования,

состоящему из трёх этапов:

Этап 1. Построение прогноза добычи нефти и газа месторождений (запасов),

находящихся как в распределённом фонде недр, так и предполагаемых к лицензированию.

Этап 2. Оценка добывных возможностей и параметров распределения запасов

месторождений нефти и газа, прогнозируемых к открытию на перспективных площадях.

167

Этап 3. Выбор профиля добычи происходит по результатам геолого-экономического

моделирования.

Прогноз добычи нефти

Восточная Сибирь и Республика Саха (Якутия). Первый сценарий, «инерционный»,

формируется на основе сырьевой базы крупных месторождений, открытых в 1980-е гг., за счёт

которых в настоящее время и среднесрочной перспективе будет поддерживаться добыча в

Иркутской области (Верхнечонское, Ярактинское), в Красноярском крае (Ванкорское,

Юрубчено-Тохомское, Куюмбинское, Тагульское, Лодочное и Сузунское) и в Республике Саха

(Якутия) (Талаканское, северо-Талаканское, Среднеботуобинское). Разработка этих

месторождений находится в начальной или предпроектной стадии [119].

Добывные возможности месторождений нефти, в структуре запасов которых в

настоящее время преобладают запасы категории С2 (более 90%), рассчитаны с учётом

коэффициента перевода в категорию С1 на уровне 0,25 [120]. В Иркутской области к ним

относятся месторождения в основном компании «Роснефть» им.Савостьянова, им.Лисовского,

Санарское, им.Мазура, Северо-Даниловское, а также им.Б.Синявского, Игнялинское,

Вакунайское, Северо-Вакунайское. В Красноярском крае – Байкаловское, Северо-Пайяхское,

Пайяхское. В Республике Саха (Якутия) – Северо-Талаканское, Тымпучиканское,

Верхневилючанское.

В Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) объемы добычи нефти достигнут

максимальной точки в 2025 году на уровне 77.3 млн. т. Данный уровень добычи составит

примерно 5,8% разведанных запасов и 2.4% разведанных и предварительно оцененных запасов.

Далее, по мере роста выработанности современных запасов заложено планомерное снижение

добычи. Накопленная добыча до 2050 г. составит 1,95 млрд т, или 62 % от суммарных запасов и

94 % от разведанных запасов и предварительно оцененных с коэффициентом подтвержаемости

0,25.

Основой прогноза добычи Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) по «ресурсно-

сырьевому» сценарию являются крупные открытые месторождения, а добыча месторождений с

преобладанием предварительно оцененных запасов рассчитана из предположения их

подтверждаемости на уровне 0,5.

В Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) объемы добычи нефти, по данному

сценарию, достигнут максимального значения в 2025 году на уровне 77.3 млн. т. Данный

уровень добычи составит примерно 6.4% разведанных запасов и 2.7% разведанных и

предварительно оцененных запасов. Далее, по мере роста выработанности современных

запасов заложено планомерное снижение добычи. Накопленная добыча до 2050 г. составит 2,11

млрд т или 67 % от суммарных запасов.

168

Третий сценарий, «инновационный», включает добычу нефти, не только обеспеченную

существующими запасами, но и на месторождениях, прогнозируемых к открытию. Сценарий

реализуется при условии выполнения значительного объёма геологоразведочных работ,

который позволит осуществить прирост запасов достоверных категорий на уровне не менее 670

млн т к 2050 г.

В Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) объемы добычи нефти, по третьему

сценарию, достигнут максимального значения в 2025 году на уровне 85.7 млн. т. Данный

уровень добычи составит примерно 6.5% разведанных запасов и 2.8% разведанных и

предварительно оцененных запасов. Далее, по мере роста выработанности современных

запасов заложено планомерное снижение добычи. Накопленная добыча до 2050 г. составит 2,78

млрд т, или 88 % от суммарных запасов.

Дальний Восток. Основу добычи нефти на Дальнем Востоке до 2030 г. будут составлять

месторождения проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2», по мере исчерпания сырьевой базы этих

проектов поддержание добычи нефти будет обеспечено вводом в разработку месторождений,

прогнозируемых к открытию, в том числе в рамках проектов «Сахалин-3» – «Сахалин-9».

Согласно «инерционному» и «ресурсно-сырьевому» сценариям, максимальный уровень

добычи нефти на Дальнем Востоке будет достигнут к 2015 г. на уровне 15,9 млн т с

последующим снижением к 2030 г. до 13,7 и 15,3, накопленная добыча в период до 2050 г.

составит 510 и 568 млн т соответственно сценариям. В «инновационном» варианте добыча

нефти начнёт сокращаться после 2030 г. с 16,3 млн т, накопленная добыча до 2050 г. составит

605 млн т.

Ниже дан анализ добывных возможностей месторождений, формирующих прогноз

добычи по Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) с учётом организационных,

технологических и геополитических факторов, сдерживающих или стимулирующих их ввод в


Восточная Сибирь и Дальний Восток. В «инерционном» сценарии в 2025 году уровень

добычи нефти достигнет наибольшего значения в 91.4 млн. т ( или 2.5% разведанных и

предварительно оцененных запасов). Накопленный уровень добычи составит 2,8 млрд т или

76,4 % от суммарных запасов.

В «ресурсно-сырьевом» сценарии пик добычи нефти придется также на 2025 год на

уровне 100.3 млн. т (или 2.8% разведанных и предварительно оцененных запасов).

Накопленный уровень добычи составит 3,1 млрд т, или 86,0 % от суммарных запасов.

В «инновационном» сценарии наибольший уровень добычи нефти, на уровне 102.3 млн.

т, будет достигнут в 2027 году и составит 2.8% разведанных и предварительно оцененных

169

запасов. Накопленный уровень добычи составит 3,3 млрд т, или 91,0 % от суммарных запасов

(Рисунок 5.4, Таблицы 5.6–5.8).

Рисунок 5.4 – Прогноз добычи нефти по Восточной Сибири и Дальнему Востоку в

период 2012–2050 гг. Источник: построено по данным таблицы 5.6

Восточная Сибирь и Республика Саха (Якутия)

Иркутская область. В период с 2008 по 2012 гг. было введено в эксплуатацию большое

количество месторождений, открытых в Иркутской области ранее. И предполагается, что в

ближайшие несколько лет данные месторождения достигнут максимального уровня добычи.

«Иркутская нефтяная компания» владеет наибольшим числом лицензионных

месторождений. Совместно с Японской JOGMEC, данная компания создала несколько

предприятий: «ИНК-Север» и «ИНК-Запад» (51% принадлежит «ИНК», 49% - JOGMEC).

«ИНК-Север» занимается разработкой следующих лицензионных участков: Северо-

Могдинского, Большетирского и Западно-Ярактинского [256]. Помимо «ИНК», ОАО

«Роснефть» обладает шестью лицензиями. Также на территории данной области представлены

такие компании как: «Сургутнефтегаз», «Газпром» и «Петромир» [41]. Другая совместная

компания, созданная «Роснефтью» (51%) и CNPC (49%), «Восток-Энерджи», осуществляет

работы по сейсморазведке и бурению поисковой скважины на Западно-Чонском и

Верхнеичерском месторождениях. Стратегическим инвестором геологоразведочных работ на

Игнялинском месторождении, принадлежащем «Газпромнефть-Ангара», также выступает

JOGMEC.

0

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

60 000

70 000

80 000

90 000

100 000

201

2

201

4

201

6

201

8

202

0

202

2

202

4

202

6

202

8

203

0

203

2

203

4

203

6

203

8

204

0

204

2

204

4

204

6

204

8

205

0

До

бы

ча

неф

ти в

Во

сто

чн

ой

Си

би

ри

и н

а

Дал

ьн

ем В

ост

оке,

ты

с. т

Иннерционный сценарий

Ресурсно-сырьевой сценарий

Инновационный сценарий

170

Таблица 5.6 – Прогноз добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке на период до 2050 г. Регион 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Всего

ИНЕРЦИОННЫЙ СЦЕНАРИЙ

Восточная Сибирь и Дальний Восток 49279 54567 57027 62667 69458 72737 76354 81882 87878 89424 86080 72046 60786 50623 46159 2720941

Восточная Сибирь и Республика Саха (Якутия) 35195 41317 43165 46748 53738 57208 61006 66709 72872 75257 72423 59222 48872 39864 36156 2210557

Иркутская область 9900 11107 11659 11900 11860 12439 13166 14004 14904 15642 14420 11138 8817 7170 6818 447629


Республика Саха (Якутия) 6806 7955 9190 12470 14507 14545 14597 14643 14748 13450 10574 9213 8584 7615 7438 407874

Дальний Восток 14085 13250 13862 15919 15720 15530 15348 15174 15006 14167 13657 12824 11914 10758 10003 510384

Суша 1485 1352 1230 1119 1018 927 843 767 698 436 272 170 106 66 41 16085

Шельф 12599 11898 12632 14800 14702 14603 14505 14406 14308 13731 13385 12654 11808 10692 9962 494299

РЕСУРСНО-СЫРЬЕВОЙ СЦЕНАРИЙ






Дальний Восток 14085 13250 13862 15919 15858 15807 15763 15727 15698 15436 15272 14670 14106 13066 12541 567615

Суша 1485 1352 1230 1119 1018 927 843 767 698 436 272 170 106 66 41 16085

Шельф 12599 11898 12632 14800 14840 14880 14920 14960 15000 15000 15000 14500 14000 13000 12500 551530

ИННОВАЦИОННЫЙ СЦЕНАРИЙ






Дальний Восток 14085 13250 13862 15919 15948 15987 16033 16087 16148 16261 16322 15870 15531 14566 14191 604815

Суша 1485 1352 1230 1119 1018 927 843 767 698 436 272 170 106 66 41 16085

Шельф 12599 11898 12632 14800 14930 15060 15190 15320 15450 15825 16050 15700 15425 14500 14150 588730


170

171

Таблица 5.7 – Прогноз добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке на период до 2050 г. по месторождениям (инновационный

сценарий) Регион, месторождение 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Восточная Сибирь 35 195 41 535 43 490 47 348 54 431 57 994 61 885 67 744 74 027 77 735 76 700 69 388 62 718 57 497 55 947

Иркутская область 9 900 11 107 11 659 11 900 11 860 12 439 13 166 14 004 14 904 15 642 15 300 12 898 11 457 10 690 10 318

Верхнечонское 7 051 7 650 7 800 7 800 7 800 7 800 7 800 7 800 7 800 6 500 5 000 3 000 2 000 1 000 500

Ярактинское 2 043 2 600 2 800 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000 2 100 1 300 800 500 200 50

им.Савостьянова 0 0 0 0 0 309 618 926 1 235 2 202 2 202 1 750 1 000 500 250

Дулисьминское 756 757 759 760 738 716 694 672 650 550 300 150 50 10 0

им.Лисовского 0 0 0 0 0 139 278 417 556 991 991 553 309 172 96

Санарское 0 0 0 0 0 127 255 382 509 908 908 507 283 158 88

Прочие 50 100 300 340 322 348 522 807 1 154 2 392 2 620 2 178 1 375 730 334

Прогнозируемые к открытию 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 980 3 960 5 940 7 920 9 000

Красноярский край 18 489 22 254 22 316 22 378 27 464 30 410 33 523 38 496 43 775 47 193 48 847 44 781 39 563 35 435 34 191

Ванкорское 18 311 22 000 22 000 22 000 22 000 22 000 22 000 22 000 22 000 18 000 15 000 8 000 4 000 1 500 500

Юрубчено-Тохомское 51 65 65 65 3 150 4 700 6 250 7 800 9 350 10 000 10 000 8 000 6 500 4 500 3 000

Куюмбинское 35 35 35 35 1 850 2 800 3 750 5 375 7 000 7 500 7 500 6 500 5 000 3 000 1 000

Тагульское 0 0 0 0 0 0 0 1 062 2 500 6 500 7 500 6 642 4 472 2 408 1 134

Сузунское 0 0 0 0 0 259 519 778 1 038 1 850 1 850 1 470 840 420 210

Прочие 93 154 216 278 464 651 1 004 1 481 1 888 3 344 3 498 2 809 1 711 887 346


Республика Саха (Якутия) 6 806 8 173 9 515 13 070 15 107 15 145 15 197 15 243 15 348 14 900 12 553 11 709 11 699 11 372 11 438

Талаканское 6 599 7 000 7 250 7 500 7 500 7 500 7 500 7 500 7 500 6 000 3 500 2 000 1 500 500 200

Среднеботуобинское 4 597 1 455 4 170 6 197 6 225 6 219 6 208 6 255 3 737 2 581 1 860 1 437 1 148 923

Северо-Талаканское 223 436 650 1 200 1 200 1 200 1 200 1 200 1 200 1 100 500 200 100 50 0

Чаяндинское 0 0 0 0 0 0 33 67 100 2 000 2 000 2 000 1 500 1 000 500

Прочие 115 140 160 200 210 220 244 269 293 1 163 1 143 1 053 797 542 316


171

172

Продолжение таблицы 5.7 Регион, месторождение 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Дальний Восток 14 085 13 250 13 862 15 919 15 948 15 987 16 033 16 087 16 148 16 261 16 322 15 870 15 531 14 566 14 191

Охотское море 12 599 11 898 12 632 14 800 14 240 13 680 13 120 12 560 12 000 9 500 8 000 6 500 4 500 3 000 1 500

Сахалин-1 7 090 6 665 7 068 8 300 8 040 7 780 7 520 7 260 7 000 5 500 4 500 3 500 2 500 1 500 500

Сахалин-2 5 509 5 234 5 564 6 500 6 200 5 900 5 600 5 300 5 000 4 000 3 500 3 000 2 000 1 500 1 000

Континентальные месторождения 1 485 1 352 1 230 1 119 1 018 927 843 767 698 436 272 170 106 66 41

"Роснефть-Сахалинморнефтегаз" 1 420 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

"Петросах" 65 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Прогнозируемые к открытию 0 0 0 0 690 1 380 2 070 2 760 3 450 6 325 8 050 9 200 10 925 11 500 12 650


Восток 49 279 54 785 57 352 63 267 70 380 73 981 77 919 83 831 90 176 93 996 93 022 85 258 78 249 72 063 70 138


172

173

Таблица 5.8 – Прогноз добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке на период до 2050 г., организационная структура

(инновационный сценарий) Регион, компания 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


(Якутия) 35195 41535 43490 47348 54431 58613 63271 70007 77169 82853 82091 69010 58536 50120 47641

Роснефть 25452 30347 31355 34070 40997 44934 49301 55523 62179 66026 68849 58176 49229 41852 38708


Красноярский край 18396 22100 22100 22100 27000 29759 32686 37473 42635 45660 48065 40364 33475 27186 23815


Доля Роснефти 72% 73% 72% 72% 75% 77% 78% 79% 81% 80% 84% 84% 84% 84% 81%

Газпром 20 40 60 100 110 120 178 235 293 3063 3043 2953 2197 1442 716

Газпром нефть 222 445 1307 1585 1390 936 504 237

Сургутнефтегаз 6831 7436 7900 8700 8700 8700 8700 8700 8700 7100 4000 2200 1600 550 200

Иркутская нефтяная компания 2093 2700 3100 3340 3322 3392 3461 3531 3600 2850 1880 1145 615 255 50

Независимая нефтегазовая компания 187 373 560 746 863 1330 1275 966 544 272 50

Норильский промышленный узел 93 154 216 278 278 278 278 278 278 203 153 77 26 11 6

Прочие 706 857 859 860 838 816 794 772 812 974 1306 2103 3388 5236 7674

Дальний Восток 14085 13250 13862 15919 15858 15807 15763 15727 15698 15436 15272 14670 14106 13066 12541

Роснефть 2838 1333 1414 1660 2075 2484 2887 3284 3674 5124 5837 6132 6700 6563 6700

Доля Роснефти 20% 10% 10% 10% 13% 16% 18% 21% 23% 33% 38% 42% 47% 50% 53%

Газпром 2755 2617 2782 3250 3100 2950 2800 2650 2500 2000 1750 1500 1000 750 500

Прочие 8492 9300 9666 11009 10683 10372 10076 9794 9525 8312 7685 7038 6406 5753 5341

Восточная Сибирь и Дальний Восток 49279 54785 57352 63267 70290 74420 79034 85735 92868 98289 97363 83680 72642 63187 60183

Роснефть 28290 31680 32769 35730 43072 47419 52188 58807 65853 71149 74686 64308 55929 48415 45408

Доля Роснефти 57% 58% 57% 56% 61% 64% 66% 69% 71% 72% 77% 77% 77% 77% 75%


173

174

Планируется, что к 2015 г. «Иркутская нефтяная компания» достигнет уровня добычи в

3.4 млн. т (совокупно на всех месторождениях). Сырьевая база открытых месторождений

«ИНК» позволит обеспечить уровень добычи нефти 3,7 млн т к 2020 г.

Самым крупным месторождением в данном регионе является Верхнечонское. На него

приходится примерно 70% всей добычи нефти в Иркутской области. Увеличение объемов добычи

связано в первую очередь с окончанием строительства ВСТО и началом поставок нефти. В

геологическом плане повышение уровня добычи и прирост запасов связаны с Верхнечонским

нефтяным горизонтом [121], в котором сосредоточено 83% разведанных и оцененных запасов

нефти (по категориям АВС1С2).

Ближе к 2014 году месторождение выйдет на максимальный уровень добычи нефти

7,8 млн т в год и будет поддерживать его до 2020 г. [122], за пределами которого начнётся

планомерное сокращение, и к 2030 г. уменьшится до 5,0 млн. т, к 2050 г. до 1,5 млн т.

Для обеспечения обязательств компании «Роснефть» по международным контрактам и

поставкам на внутренний рынок планируется наращивание добычи за счёт месторождений,

открытых в 2001-2012 гг., – им.Савостьянова, им.Лисовского, и Санарского, совокупные запасы

нефти по категории С1+С2 составляют около 370 млн т [123]. Однако в связи с низкой

изученностью объектов и преобладанием в структуре запасов категории С2, вероятность их

подтверждения достаточно низкая. Начало добычи запланировано на 2017 г., максимальный

уровень добычи нефти будет достигнут к 2025 г. и составит 8,3 млн т [244].

В 2018 г. согласно планам компании состоится начало добычи нефти на месторождениях

Северо-Даниловском, им. Мазура и Южно-Даниловском с выходом на максимальный уровень

добычи к 2026 г. и удержанием его до 2031 г. на уровне 2,0 млн т.

«Иркутской нефтяной компанией» разрабатывается Ярактинское месторождение

(«ИНК»), которое обеспечивает больше 80% добывемых холдингом ресурсов. На

месторождениях Ярактинское, Даниловское, Марковское, им.Б.Синявского, Западно-Аянское,

«ИНК» добывает более 80% баланса Иркутской области. Подключение месторождений «ИНК»

к ВСТО способствовало расширению компании и увеличению уровня добычи нефти и

конденсата. Максимальный уровень добычи на Ярактинском месторождении будет

поддерживаться в период 2015-2020 гг. на уровне 3 млн. т.

Между компаниями «Дулисьма» и «ИНК» был заключен договор о поставке нефти с

Дулиминского месторождения, для обеспечения необходимого уровня транспортировки ресурсов в

ВСТО [309]. Добыча нефти на данном месторождении в течение 2013 г. возросла вдвое до 756 тыс.

т, а в 2015 г. составит 760 тыс. т, выйдя на максимальный уровень добычи, что соответствует 5,5%

от суммарных запасов (категории АВС1С2).

175

Компания «Газпром нефть в 2019 г. планирует ввод в эксплаутацию трех месторождений

Иркутской области – Игнялинское, Вакунайское и Северо-Вакунайское, с выходом на «полку» к

2027 г. на уровень 1,58 млн т в год.

На Ковыктинском, Ангаро-Ленского, Чиканского и некоторых других участках будет

осуществляться добыча не только газа, но и газовый конденсат и нефть. Таким образом, к 2020

году добыча жидких углеводородов может увеличиться до 2 млн. т.

Ввод в разработку Ербогаченского, Пилюдинского, Дулисьминского, Тымпучиканского,

Северо-Марковского, Криволукского, Атовского месторождений могут увеличить уровень

добычи нефти к 2015 г. на 200 тыс. т, к 2020 г. на 3 млн т, к 2030 г. на 9 млн т.

Добыча нефти в целом по Иркутской области в 2015 г. может составить 11,9 млн т, в 2020

г . – 18,0 млн. т, пик добычи нефти на существующих месторождениях придется на 2025 г. и

составит 21,7 млн. т с последующим сокращением к 2030 г. – 19,5 млн т. Накопленная добыча

нефти с начала разработки до 2030 г. составит 509 млн т.

Красноярский край. Лицензия на самое крупное за последние 25 лет открытое

месторождение принадлежит компании «Роснефть». Этот участок, Ванкорское месторождение,

находится на севере Красноярского края. В 2014 г. было запланировано выйти на проектную

мощность, показатель которой снижен с 25,5 до 22 млн т, что соответствует 5,7% от современных

разведанных суммарных запасов [126]. Для транспортировки нефти с месторождения введен в

эксплуатацию нефтепровод «Ванкор–Пурпе» (ЯНАО), по которому нефть с месторождения

подается в систему «Транснефти». Диаметр нефтепровода 820 мм, протяженность 556 км [73].

Также планируется, что в 2015-2016 гг. в разработку будут введены такие крупные

месторождения как Тагульское, Лодочное и Сузунское. В 2016 г. будет запущена

нефтепроводная система «Ямал», которая свяжет Сузунское, Тагульское и Русское (ЯНАО) с

ПСП «Заполярное» [74]. Благодаря разведанным запасам этих месторождений, уровень добычи

нефти по этой группе может быть увеличен до 9,5 млн.т в 2020 г. , 11,3 млн. т к 2025 г. с

последующим удержанием этого уровня до 2030 г.

В середине 2009 г. получено положительное заключение государственной экспертизы на

проект комплексного обустройства Юрубчено-Тохомского месторождения в Эвенкии. Для

транспортировки нефти предполагается строительство нефтепровода «Куюмба–Тайшет», длина

которого составит 700 км. Пропускная способность может достичь 15 млн т. Это позволит

осуществлять поставки нефти в ВСТО. До 2016 г. уровень добычи не будет превышать 65 тыс. т, до

2020 добыча возрастет до 9,4 млн. т. Несмотря на геологические предпосылки и разведанную

сырьевую базу, увеличение добычи ограничено пропускной способностью нефтепровода.

Куюмбинское месторождение - еще один крупный по запасам участок в Эвенкийском

районе. Лицензия на это месторождение принадлежит «Славнефть-Красноярскнефтегаз». Ввод в

176

эксплуатацию возможен только после 2016 года. С 2025 по 2030 гг уровень добычи может достичь

7,5 млн. т нефти.

Пайяхское является первым нефтяным месторождением, открытым на Таймыре. Вместе с

открытым в 2009 г. Северо-Пайяхским месторождением, это единственные нефтяные

месторождения в регионе. Права на разработку принадлежат «Независимой нефтегазовой

компании» («ННК»), возглавляемой бывшим президентом «Роснефти» Эдуардом Худайнатовым

[225]. В 2016 г. планируется начать опытно-промышленную эксплуатацию Пайяхского и Северо-

Пайяхского месторождений. Нефть планируется отгружать через проектируемый терминал на мысе

Таналау в устье Енисея. Максимальная добыча на обоих месторождениях в 2024 г. составит 1,33

млн т, накопленная добыча за весь срок эксплуатации – 23,7 млн т, что соответствует 77 % от

суммарных запасов месторождений.

Другое крупное по запасам месторождение на Таймыре – Байкаловское, разрабатываемое

компанией «Роснефть». В 2018 г. компании следует разработать технологический проектный

документ первой стадии разработки месторождения пробной эксплуатации или опытно-

промышленной разработки, в 2019 г. - ввести месторождение в первую стадию разработки [224].

В Эвенкийском районе конденсат будет добываться на Собинском, Агалеевском и

Оморинском месторождениях. В Таймырском районе и недалеко расположенных районах ЯНАО

продолжится добыча газового конденсата на газовых и газоконденсатных месторождениях [66]:

Мессояхском, Южно-Соленинском, Северо-Соленинском, и др. Месторождения находятся на

падающей стадии добычи.

В 2015 году добыча нефти в данном регионе может составить 25,9 млн.т. Планируется, что к

2020 году добыча увеличится до 45,9 млн. т. С последующим сокращением. Накопленная добыча

составит около 1,24 млн т.

Республика Саха (Якутия). Самым крупным из открытых месторождением нефти в

Якутии является Талаканское. В 2012 г. на нем было добыто 97% от общего объема добытых в

регионе жидких УВ. В 2012 г. добыча нефти увеличилась на 20% по сравнению с 2011 годом

и составила 6,6 млн т. Планируется, что к 2030 г. уровень добычи нефти увеличится до 8,5

млн. т в год (с учетом разведанной базы и ожидаемых приростов) [61]. Накопленная добыча

нефти к 2030 г. достигнет порядка 95% современных запасов (157 млн. т).

В соответствии с планом развития компании «Таас-Юрях нефтегазодобыча» добыча

на Центральном блоке Среднеботуобинского месторождения будет осуществляться с

2014 г., на Курунгском участке с 2016 г. Постоянный уровень добычи на обоих блоках будет

поддерживаться в 2016-2021 гг. с последующим сокращением добычи до 3,7 млн т к 2025 г., 2,6

млн т - к 2030 г. Проект нефтепровода внешнего транспорта, протяжённостью 169 км,

диаметром 273 мм, предполагает подключение к системе ВСТО в районе г. Ленск.

177

По распоряжению Правительства РФ от 16.04.2008 г. «Газпром» [102] стал собственником

лицензии на разведку и разработку Чаяндинского месторождения. В 2009 г. около 90% запасов

данного месторождения были переведены [67] из предварительно оцененных в разведанные (около

50 млн т). Начало разработки месторождения перенесено с 2017 г. на 2025 г. Проектный уровень

добычи нефти составляет около 2 млн. т. За счет уже разведанных ресурсов уровень добычи

сможет оставаться на этом уровне как минимум до 2035 г.

Компании «Газпром» на бесконкурсной основе в начале 2012 г. были переданы четыре

месторождения в Якутии: Верхневилючанское, Соболох-Неджелинское, Среднетюнгское и Тас-

Юряхское. Добыча нефти и газового конденсата этих месторождений будет синхронизирована с

вводом в разработку Чаяндинского участка [201].

Ожидается, что суммарная добыча нефти в Республике Саха (Якутия) в 2015 г. будет

равна 13,1 млн. т, в 2025 г. – 14,0 млн. т. Накопленная добыча нефти с начала разработки до

2050 г. составит примерно 444 млн. т (или 21% от добычи нефти в Восточной Сибири и

Республика Саха (Якутия), 61% от современных запасов без учета новых открытий).


В последнее время основным источником нефти Дальнего Востока являются проект

«Сахалин-1» (Эксон НЛ) – 50% (в 2012 году – 7,1 млн т) и проект «Сахалин-2» (Сахалин

ЭнерджиИнвестмент Компани ЛТД) – 40% (в 2012 году – 5,5 млн т). На Сахалинском центре

планомерное снижение добычи нефти может начаться уже в период 2015-2020 гг.

Крупнейшие месторождения проекта «Сахалин-1» – Чайво, Одопту-море, Аркутун-

Дагинское. В совокупности запасы нефти на данных месторождениях по категории АВС1С2

составляют 205 млн т. Максимум добычу по данному проекту был достигнут в 2008 году на

уровне 9,6 млн. т. Нефть с месторождения Чайво с 2006 г. отправляется на экспорт в страны

Азиатско-Тихоокеанского региона.

В рамках проекта «Сахалин-1» с 2014 г. планируется добыча газа и конденсата

месторождения Чайво и нефти месторождения Аркутун-Даги [55]. На максимальный уровень

добычи месторождение Аркутун-Даги выйдет к 2017 г. и составит 4,5 млн т.

К 2020 г. добыча нефти по данному проекту ожидается на уровне 7 млн. т. После этого

прогнозируется сокращение добычи: к 2025 г. до 5 млн. т и ниже.

В Проект «Сахалин-2» входит разработка газового Лунского и нефтяного Пильтун-

Астохского месторождений. Совокупные запасы нефти этих участков по категории АВС1С2

составляют 120 млн т. Разведанная сырьевая база обеспечит пик добычи нефти в 2015 г. на в

объеме 6,5 млн. т. Далее прогнозируется планомерное снижение добычи до 5,0 млн. т к 2020 г.

и до 3,5 млн т. к 2030 г.

178

Накопленная добыча нефти по проекту «Сахалин-2» до 2030 г. составит 160 млн т, что

составляет более 95% запасов категории АВС1С2 [81].

Большой интерес с точки зрения перспектив развития и будущего уровня добычи нефти

привлекают проекты «Сахалин-3» – «Сахалин-9».

В рамках проекта «Сахалин-3» планируется разработка Аяшского, Восточно-

Одоптинского, Киринского и Венинского блоков. К этому же проекту относятся Лебединский

участка (лицензия на который принадлежит ЗАО «РН-Шельф-Дальний Восток») и Киринское

газоконденсатное месторождение (ЗАО «Венинефть»).

По распоряжению Правительства Российской Федерации N787-р от 15 июня 2009,

лицензии на Киринский, Восточно-Одоптинский и Аяшский блоки были переданы ОАО

«Газпром».[122]

Проект «Сахалин-4» - блок Астрахановский (Астрахановская, юго-западная часть

Эспенбергской и морское продолжение Некрасовской зоны нефтегазонакопления). Суммарные

геологические запасы: нефти – 160 млн. т, газа – 480 млрд. куб. м. Глубины моря – 10-30 м,

удаленность от берега – 3-44 км. Блок Шмидтовский (Сахалинская, Северо-Эспенбергская,

Трехбратская и северо-восточная часть Эспенбергской зоны нефтегазонакопления). Суммарные

геологические запасы: нефти – 480 млн. т, газа 310 млрд куб. м. Глубины моря – 50-110 м,

удаленность от берега – 16-82 км.

Проект «Сахалин-5», который включает Кайганско-Васюканский блок, осваивается

ОАО «Элваринефтегаз» (дочерняя структура ОАО «НК «Роснефть»). На блоке ведутся

геологоразведочные работы, в результате которых открыто нефтегазоконденсатное

месторождение – Кайганско-Васюканское море.

Освоением проекта «Сахалин-6» с 2002 г. занимается ЗАО «Петросах» (UralsEnergy). В

рамках данного проекта ведутся геологоразведочные работы на Пограничном участке. На

участке были осуществлены сейсморазведочные работы 3D, по некоторым структурам дано

заключение о рентабельности освоения.

К Проекту «Сахалин-7» относятся участки, расположенные на южном и юго-восточном

шельфе Сахалина, в заливах Анивский и Терпения. В соответствии с оценками специалистов,

месторождения содержат около 563 млн. т в нефтяном эквиваленте [134].

Проекты «Сахалин-8» и «Сахалин-9» включают довольно большой участок шельфа,

который расположен у юго-западных берегов Сахалина. Прогнозные извлекаемые ресурсы

проекта «Сахалин-8» равны 642 млн. т , «Сахалин-9» - 289 млн. т в нефтяном эквиваленте.

Сырьевая база перспективных проектов шельфа Охотского моря «Сахалин-3» -

«Сахалин-9» позволит добыть в 2015 году – 1,0 млн т нефти, в 2020 году – 3,0 млн т, в 2025

году – 5,5 млн т и к 2030 году увеличить добычные мощности до 7,0 млн т нефти в год.

179

Помимо этого, на Дальнем Востоке продолжится добыча нефти на участках, которые

расположены на континентальной части острова Сахалин. Сырьевая база континентальных

месторождений позволит удерживать добычу нефти на уровне 1,0 млн т в год вплоть до 2030 г.

Накопленная добыча нефти континентальных месторождений острова Сахалин за период

с начала разработки месторождений до 2030 г. составит 143 млн. т, что составляет 50% запасов

категории АВС1С2 и 75% запасов АВС1.

Добыча нефти на Дальнем Востоке в 2015 г. составит 15,9 млн т, в 2020 г. – 15,7 млн

т, в 2025 г. – 15,4 млн т, в 2030 г. – 15,3 млн т. Накопленная добыча нефти на Дальнем Востоке

с начала разработки месторождений до 2030 г. составит 570 млн т.

Прогноз добычи природного газа

В основе формирования «инерционного», «ресурсно-сырьевого» и «инновационного»

сценариев добычи природного газа лежат предположения о:

смещении сроков ввода крупнейших месторождений региона – Ковыктинского и

Чаяндинского и как следствие примыкающих к ним в административном и геологическом плане

Чиканского и Ангаро-Ленского месторождений в связи с ограниченностью рынков сбыта

энергетического газа и изменением сроков строительства транспортной инфраструктуры.;

высоком геологическим риске подтверждения балансовых запасов природного

газа на Ангаро-Ленском месторождении;

изменении сроков ввода в разработку следующих участков: Юрубчено-

Тохомского, Собинского, Куюмбинского и Пайгинского;

уровне добычи природного газа на месторождениях, прогнозируемых к открытию

в зависимости от объёма и выполнения программы геологоразведочных работ.

Если предположить, что маркетинговые и инвестиционные условия будут хорошими, в

соответствии с «инерционным» сценарием в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке пик

добычи газа, совокупно на газовых и нефтяных участках, придется на 2025 год и составит 170

млрд. куб. м (или 1.7% разведанных и предварительно оцененных запасов). В данный прогноз

включается сухой энергетический газ и жирный газ, который содержит УВ С2–С4.

Накопленный объем добычи на 2025 г. Будет составлять 5.1 трлн. Куб. м, что соответствует

49,8% суммарных запасов.

В «ресурсно-сырьевом» сценарии пик добычи газа придется на 2045 г. и составит 156,9

млн. т. или 1,5% разведанных и предварительно оцененных запасов. Накопленный уровень

добычи составит 4,4 трлн куб. м, или 42,7 % от суммарных запасов.

180

В «инновационном» сценарии пик добычи газа придется на 2040 г. и составит 140,3 млн.

т. или 1,4% разведанных и предварительно оцененных запасов. Накопленный уровень добычи

составит 3,7 трлн куб. м, или 36,5 % от суммарных запасов.

На Ковыктинском участке в Иркутской области добыча может составлять около 38 млрд.

куб м газа в год, а Ангаро-Ленское месторождение позволяет добывать до 18 млрд. куб. м газа,

что указывает на то, что данный прогноз по сумме проектов не является завышенным.

По мнению автора, представляется оптимальным решением в данном регионе

разрабатывать следующие участки: Ангаро-Ленский, Ковыктинский и Чиканский, которые

целесообразно объединить в один проект. (Таблица 5.9–5.11).

Восточная Сибирь и Республика Саха (Якутия)

Иркутская область. Самым крупным по запасам природного газа является Ковыктинское

газоконденсатное месторождение. На данный момент лицензия на его разработку принадлежит

«Газпрому», (по результатам аукциона по продаже имущества «РУСИА Петролеум»).

Месторождение подготовлено к промышленной добыче газа, ведется добыча газа в размере

40 млн. куб. м в год [215].

Плохая транспортная инфраструктура и высокая концентрация гомологов метана и гелия

тормозят развитие данного участка. Начало промышленной добычи газа было перенесено на

2024 г. В 2025 г. уровень добычи прогнозируется в размере 6,3 млрд. куб. м, а с 2030 г. по 2040

г. добыча сможет достичь уровня в 35 млрд. куб. м., (это менее 2% разведанных и

предварительно оцененных запасов месторождения).

На территории Иркутской области, до приобретения Ковыктинского участка, «Газпро»

владел также лицензией на Южно-Ковыктинскую и в 2007 компания получила право на

открытие Чиканского месторождения. По запасам углеводородов (по категории АВС1С2 –

98 млрд куб. м) оно относится к категории крупных месторождений [221]. Однако сроки ввода

этого месторождения будут синхронизированы со сроками строительства газотранспортной

инфраструктуры, объектов переработки газа и ввода в разработку Ковыктинского

месторождения. К 2025 г. добыча газа планируется на уровне 0,3 млрд куб. м, к 2030 г. может

быть достигнут уровень в 1,7 млрд куб. м .

В мае 2009 г. по итогам общественных слушаний одобрен и в настоящее время

реализуется проект строительства «Системы сбора, подготовки, внутрипромыслового

транспорта нефти и обустройства Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения».

Согласно этому документу в составе продукции скважин Верхнечонского НГКМ будет

присутствовать попутный нефтяной газ, добыча которого будет изменяться пропорционально

добыче нефти. Пик добычи газа планировался на 2014 г. в объеме 1,2 млрд куб м, ( 2,4% от

запасов категории АВС1С2).

181

Таблица 5.9 – Прогноз добычи природного газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке на период до 2050 г. Регион 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Всего

ИНЕРЦИОННЫЙ СЦЕНАРИЙ






Дальний Восток 27243 27831 28422 34390 37661 40933 44207 47483 50760 50464 47794 41809 36771 30743 26223 1557280

Суша 591 555 522 490 461 433 407 383 360 264 194 142 104 77 56 8961

Шельф 26652 27276 27901 33900 37200 40500 43800 47100 50400 50200 47600 41667 36667 30667 26167 1548319

РЕСУРСНО-СЫРЬЕВОЙ СЦЕНАРИЙ






Дальний Восток 27243 27831 28422 34390 37661 40933 44207 47483 50760 50964 49044 42642 38604 34577 29056 1607030

Суша 591 555 522 490 461 433 407 383 360 264 194 142 104 77 56 8961

Шельф 26652 27276 27901 33900 37200 40500 43800 47100 50400 50700 48850 42500 38500 34500 29000 1598069

ИННОВАЦИОННЫЙ СЦЕНАРИЙ






Дальний Восток 27243 27831 28422 34390 37661 40933 44207 47483 50760 50964 50994 45142 41104 37077 31556 1661780

Суша 591 555 522 490 461 433 407 383 360 264 194 142 104 77 56 8961

Шельф 26652 27276 27901 33900 37200 40500 43800 47100 50400 50700 50800 45000 41000 37000 31500 1652819


181

182

Таблица 5.10 – Прогноз добычи газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке на период до 2050 г. по месторождениям (инновационный

сценарий) Регион, месторождение 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Восточная Сибирь 14102 15757 17406 18271 19724 21297 21875 22573 23460 71262 107078 108225 109492 110419 110841


Ковыктинское 6300 35000 35000 35000 25000 15000

Ярактинское 838 1000 1300 1600 2000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2000 1000 500 200

Ангаро-Ленское 900 5000 5000 5000 3571 2143

Верхнечонское 1054 1143 1166 1166 1166 1166 1166 1166 1166 971 747 448 299 149 75

Чиканское 306 1700 1700 1700 1214 729

Дулисьминское 555 555 556 557 541 525 509 493 477 403 220 110 37 7 0

Прогнозируемые к открытию 1700 3200 16300 28900


Ванкорское 5553 5600 5600 4831 4831 4831 4831 4831 4831 3953 3294 1757 878 329 110

Пеляткинское 1785 3015 4245 5475 5475 5475 5475 5475 5475 4000 3000 1500 500 200 100

Юрубчено-Тохомское 10 14 14 14 692 1032 1373 1713 2053 2196 2196 1757 1427 988 659

Тагульское 2500 3500 2900 1900 1200 880

Северо-Соленинское 1549 1456 1368 1286 1209 1137 1068 1004 737 541 397 291 214 157

Куюмбинское 6 6 6 6 318 482 645 925 1204 1290 1290 1118 860 516 172

Лодочное 186 1300 1300 929 557 371 297

Сузунское 750 750 579 364 236 180

Прогнозируемые к открытию 1785 1150 6100 10300 13050 14600

182

183

Продолжение таблицы 5.10 Месторождение 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


"Якутская ТЭК" 1701 1863 2026 2188 2350 2513 2675 2838 3000 3000 2500 1500 500 300 200

Чаяндинское 25000 25000 25000 20000 15000 10000

Верхневилючанское 5500 5500 5500 4400 3300 2200

Среднеботуобинское 231 250 250 250 250 250 250 250 250 3000 3000 3000 2400 1800 1200

Тас-Юряхское 3000 3000 3000 2400 1800 1200

Верхнепеледуйское 2500 2500 2500 2000 1500 1000

Талаканское 700 743 769 796 796 796 796 796 796 637 371 212 159 53 21

Иреляхское 12 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13

Среднетюнгское 5 5 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

Прогнозируемые к открытию 2500 4500 14300 22800 30800

Дальний Восток 27243 27831 28422 34390 37661 40933 44207 47483 50760 55964 55994 50142 46104 46077 46556

Охотское море 26652 27276 27901 33900 37200 40500 43800 47100 50400 50200 50200 44000 36000 28000 21500

Сахалин-1 9212 9650 10087 11400 11560 11720 11880 12040 12200 12200 12000 11000 8000 6000 4500

Сахалин-2 17440 17627 17813 18000 18780 19560 20340 21120 21900 21700 18000 14000 11000 9000 7000

Сахалин-3 4500 6860 9220 11580 13940 16300 16300 16300 14000 12000 8000 5000

Сахалин-4 - Сахалин-9 3900 5000 5000 5000 5000

Континентальные месторождения 591 555 522 490 461 433 407 383 360 264 194 142 104 77 56

Прогнозируемые к открытию 5500 5600 6000 10000 18000 25000



183

184

Таблица 5.11 – Прогноз добычи газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке на период до 2050 г., организационная структура

(инновационный сценарий) Регион, компания 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Восточная Сибирь 14102 15757 17406 18271 19724 21297 21875 22573 23460 71262 107078 108225 109492 110419 110841

Газпром 11 11 12 12 324 488 651 931 1210 41402 71496 71324 64366 46836 29307




Доля Газпрома 0% 0% 0% 0% 2% 2% 3% 4% 5% 58% 67% 66% 59% 42% 26%

Роснефть 5794 5864 5864 5096 5773 6114 6454 6794 7320 13699 14040 10921 7527 4925 3326

Петромир 900 5000 5000 5000 3571 2143

Норильскгазпром 1648 4564 5701 6843 6761 6684 6612 6543 6479 4737 3541 1897 791 414 257

Якутская ТЭК 1701 1863 2026 2188 2350 2513 2675 2838 3000 3000 2500 1500 500 300 200

ИНК 838 1000 1300 1600 2000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 2000 1000 500 200

Прочие 2324 2454 2504 2531 2515 2499 2483 2467 2451 4524 7501 15583 30307 53872 75409

Дальний Восток 27243 27831 28422 34390 37661 40933 44207 47483 50760 55964 55994 50142 46104 46077 46556

Газпром 8720 8813 8907 13500 16250 19000 21750 24500 27250 28250 26420 22200 19500 16100 13500

Доля Газпрома 32% 32% 31% 39% 43% 46% 49% 52% 54% 50% 47% 44% 42% 35% 29%

Роснефть 4079 4080 4084 4090 4217 4345 4475 4607 4740 6254 5474 4742 5304 7277 8956

Прочие 14444 14938 15431 16800 17194 17588 17982 18376 18770 21460 24100 23200 21300 22700 24100



184

Активную добычу попутного нефтяного и сухого природного газа на Дулисьминском

месторождении планируется начать в соответствии с планами «Газпром» о развитии центров

газодобычи в Иркутской области на базе Ковыктинского месторождения. До начала ввода

газовых залежей месторождения, добыча газа составит не более 550 млн куб. м.

В целом, добыча газа в Иркутской области в 2015 г. выйдет на уровень в

2,9 млрд. куб. м, в 2025 г. – более 63,1 млрд. куб. м, в 2030 г. – 63,2 млрд. куб. м. Накопленная

добыча газа будет составлять 753 млрд. куб. м (20% запасов газа категории АВС1С2).

Красноярский край. На Ванкорском нефтегазовом месторождении ведется добыча не

только нефти, но и природного и попутного нефтяного газа, однако весь газ сжигается в факелах

[127]. В 2013 г. «Роснефть» завершила строительство газопровода «Ванкор - Хальмерпаютинское

месторождение», по которому газ с Ванкора будет поступать в единую систему газоснабжения

(ЕСГ) «Газпрома». В 2015 году добыча на данном месторождении ожидается в размере 5,6 млрд

куб. м и будет поддерживаться проектный уровень до 2020 г. (7,1% от запасов категории

АВС1С2).

Очень большие запасы газа находятся в Таймырском районе и близлежащих районах

ЯНАО. Южно-Соленинское, Северо-Соленинское, Мессояхское и Пеляткинское –

месторождения данного района, на которых ведется добыча природного газа. Они образуют

местную систему газоснабжения Норильско-Талнахского промышленного узла. Однако первые

три месторождения на данный момент работают в режиме истощения, четвертое выработано на

63% и уровень добычи на нем падает.

Суммарная добыча газа на трех месторождениях снизится в 2015 г. до 1,4 млрд куб. м, в

2020 г. – 1,0 млрд куб. м, в 2025 г. – 737 млн куб. м, в 2030 г. – 541 млн куб. м.

Увеличение уровня добычи газа на севере региона связано с ростом добычи на

Пеляткинским газоконденсатном месторождении. Оно было введено в промышленную

эксплуатацию в 2003 г. На Пеляткинском участке накопленная добыча газа до 2030 г.

выйдет за уровень 72 млрд куб. м, (30% извлекаемых запасов (АВС1)). Планируется, что

Пеляткинское месторождение будет позволять осуществлять добычу по крайней мере до

2050 г.

По мере разработки нефтяных залежей группы месторождений на севере

Красноярского края – Тагульского, Лодочного и Сузунского, будут вводится газовые залежи.

Пик добычи выйдет за уровень в 2,8 % от суммарных запасов. Добыча нефти в 2020 г.

составит 4,2 млн. т, в 2030 г. - 5,6 млн. т.

Суммарная добыча газа в Красноярском крае в 2015 г. составит 12,3 млрд куб. м, в

2020 г. – 20,6 млрд куб. м, в 2030 г. – 29,5 млрд куб. м.

186

Накопленная добыча газа ожидается в размере 428 млрд. куб. м, что составит порядка

23% уже разведанных и оцененных запасов.

Республика Саха (Якутия). Одним из самых крупных в регионе является Чаяндинское

месторождение. На месторождении существует нефтяная оторочка, которая, по условиям

лицензионного соглашения, требует первоочередного освоения, соответственно северный

купол месторождения, который содержит примерно 30% запасов газа, будет введен в

разработку как минимум в 2017 г. Добыча газа на данном участке может начаться примерно в

2021 г. в объеме 16,1 млрд. куб. м., в 2025 г. уровень добычи достигнет проектного уровня в

25,0 млрд. куб. м.

В настоящее время компания «Газпром» занимается проектированием объектов,

исследованием и бурением первых скважин. С 2025 г. планируется добыча газа на уровне 25

млрд. куб. м. в год и более (2,6% от запасов категории АВС1С2). Накопленная добыча газа до

2050 г. может составить 607 млрд куб. м.

Значительная часть газовых месторождений республики сосредоточена в Центральном

районе, месторождения этой территории составляют местную систему газоснабжения

(Средневилюйское, Мастахское, Среднетюнгское и другие).

Планируется, что добыча газа с месторождений возрастет с 1,7 млрд. куб. м в 2012 г. до

3 млрд. куб. м к 2020 г. (или 2,3% от запасов категории АВС1С2).

В 2008 году была начата разработка Среднетюнгского газоконденсатного участка

(«Сахатранснефтегаз»), который расположен в Вилюйском улусе. Годовая прогнозируемая

мощность месторождения в 2020-2030 гг составляет не более 6 млн. куб. м. Тем не менее,

запасы позволяют в дальнейшем увеличить добычу 2,1 млрд. куб. м.

Дочерним предприятием «Сахатранснефтегаза» ведется освоение Отраднинского

газоконденсатного месторождения. Добыча газа на месторождении может составить

0,1 млрд. куб. м в год. Последующее развитие участка зависит от возможности подключения к

будущей системе «Республика Саха–Хабаровск–Владивосток».

Суммарная добыча газа в Республике Саха (Якутия) в 2015 г. составит 2,7 млрд куб. м, к

2020 г. возрастет примерно до 26 млрд куб. м, в 2030 г. – более 35,5 млрд куб. м. Накопленная

добыча газа до 2030 г. составит 456 млрд. куб. м (26% от добычи газа в Восточной Сибири).

Дальний Восток. Проект «Сахалин-1» предполагает освоение трех морских

месторождений: Чайво, Аркутун-Даги и Одопту, которые расположены на северо-восточном

шельфе острова Сахалин.

Планируется, что добыча газа по проекту «Сахалин-1» в 2015 году составит 11,4 млрд.

куб. м, к 2020 году объем добычи увеличится и достигнет проектного уровня – 12,2 млрд куб.

м. Ожидается, что на этом уровне добыча останется до 2030 года.

187

Накопленная добыча газа по данному проекту до 2030 года составит больше, чем 285

млрд. куб. м (или 66,1 % запасов АВС1С2 и 88,8% АВС1).

По проекту «Сахалин-2» предполагается освоение месторождений на северо-восточном

шельфе острова Сахалин (Пильтун-Астохское и Лунское).

Основным местом добычи газа является Лунское месторождение. Добыча газа на

установленной платформе ЛУН-А ведется с начала 2009 года. Скважины данного

месторождения являются самыми крупными по диаметру в России.

Планируется, что добыча газа в 2015 году достигнет уровня в 18 млрд. куб. м, к 2020

году возрастет до 21,9 млрд. куб. м, что является проектным уровнем, позднее добыча начнет

сокращаться и к 2030 году составит примерно 20,6 млрд. куб. м. Накопленная добыча по

данному проекту до 2030 года составит 423 млрд. куб. м (или 70% от запасов АВС1С2).

Проект «Сахалин-3» – один из основных источников поставки газа Дальнего Востока.

ОАО «Газпром» владеет лицензией трёх участков: Киринский, Аяшский и Восточно-

Одоптинский и Киринским газоконденсатным. Газ проекта «Сахалин-3» станет основной

ресурсной базой для газотранспортной системы «Сахалин – Хабаровск – Владивосток».

Также ожидается прирост запасов газа и повышение уровня добычи за счёт проектов

«Сахалин-4» - «Сахалин-9».

Запасы перспективных проектов шельфа Охотского моря «Сахалин-3» - «Сахалин-9»

позволят достичь уровня добычи в 2015 году в 500 млн. куб. м газа, в 2020 году – 17,0 млрд.

куб. м, в 2025 году – 32,0 млрд. куб. м и к 2030 году увеличить добычные мощности до 38,0

млрд куб. м в год.

Лицензия на разработку Западно-Камчатского шельфа (Западно-Камчатская площадь –

Крутогоровский и Сухановский нефтегазоносные участки) распоряжением Правительства

РФN787-р от 15 июня 2009 года передана ОАО «Газпром». Компания реализует

геологоразведочные работы. В результате добыча газа может достичь к 2020 году 1 млрд. куб.

м, в 2025 году – 8,0 млрд. куб. м, в 2030 году – 12,0 млрд. куб. м.

Помимо этого, на Дальнем Востоке продолжится добыча газа на континентальных

месторождениях. Главными компаниями, которые ведут освоение, являются ОАО «Роснефть-

Сахалинморнефтегаз» и ЗАО «Петросах» (контролируется UralsEnergy).

Добыча газа на Дальнем Востоке в 2015 году перейдет на уровень в 30,5 млрд. куб. м, к

2020 году достигнет 52,6 млрд куб. м, в 2030 году – 82,9 млрд куб. м. Накопленная добыча газа

на Дальнем Востоке с начала разработки до 2030 года составит 1 187 млрд. куб. м (или 94 %

запасов АВС1С2).

Разработка Ковыктинского месторождения может дать добычу газа на уровне

38 млрд. куб. м в год. На Ангаро-Ленском месторождении добыча достичь уровня

188

18 млрд. куб. м в год. Это подтверждает, что прогнозы по предполагаемым проектам не

являются завышенными.

На взгляд автора, оптимальным вариантом является разработка Ковыктинского,

Чиканского и Ангаро-Ленского месторождений в Иркутской области в рамках единого проекта

либо в качестве системы проектов.

5.3 Баланс потребления и экспорта нефти и газа из Восточной Сибири и

Дальнего Востока

Нефть. В первой половине XXI века страны Азиатско-Тихоокеанского региона

продолжат быть ядром интенсивного роста потребления и импорта энергоносителей, прежде

всего, нефти, нефтепродуктов и газа. Возрастание спроса на нефть и газ будет проходить вместе

с ростом импорта, обусловленное дефицитом внутренних ресурсов [1, 130].

Экспортные поставки нефти из Восточной Сибири и Дальнего Востока могут быть

доведены к 2020 году до 70-75,5 млн т, к 2030 году – до 68-76,3 млн т в зависимости от

сценария.

Экспорт нефти из Восточной Сибири и Дальнего Востока будет осуществляться по

нефтепроводной системе «Восточная Сибирь – Тихий океан», в том числе через

спецморнефтепорт «Козьмино» и по нефтепроводу-отводу на Китай – «Сковородино-Мохэ-

Дацин», а также через порты на Дальнем Востоке – Корсаков и Де-Кастри [42].

В сценариях «инновационном» и «ресурсно-сырьевом» предполагается постепенное

увеличение поставок нефти в зависимости от роста добычи нефти в регионе с 43,6 млн т в 2012

г. до 76,2 млн т к 2021 г. с выходом на полную проектную мощность нефтепроводной системы

«Восточная Сибирь – Тихий океан». По мере истощения ресурсной базы и падения добычи

нефти на существующих и прогнозируемых к открытию месторождениях, в «ресурсно-

сырьевом» и «инновационном» сценариях с 2031 г. начнётся сокращение поставок нефти на

экспорт.

В «инерционном» сценарии возможности сырьевой базы позволят осуществлять

гарантированные поставки нефти на уровне 75 млн т с 2020 г., а сокращение начнётся с 2029 г.

Согласно достигнутым договорённостям между Россией и Китаем [136] в сценариях

«инновационном» и «ресурсно-сырьевом» к 2018 г. трубопроводные поставки в направлении

«Сковородино-Мохэ-Дацин» вырастут до 30 млн т (рост на 15 млн т). Поставки через

«Козьмино» составят 30 млн т в 2019 г. В «инерционном» сценарии поставки через «Козьмино»

не превысят 26 млн т.

189

Учитывая возможности сырьевой базы месторождений Восточной Сибири и Дальнего

Востока, начало сокращения поставок по ВСТО в «инновационном» сценарии можно

предполагать с 2033 г., в 2042 г. поставки через «Козьмино» стабилизируются на уровне 15 млн

т при одновременном сокращении поставок через нефтепровод-отвод на Китай до 24 млн т к

2050 г.

В «ресурсно-сырьевом» сценарии уменьшение загрузки мощности ВСТО начнётся с

2031 г., поставки через «Козьмино» стабилизируются на уровне 15 млн т в 2038 г.,

трубопроводные поставки в Китай сократятся до 15 млн т к 2050 г.

В «инерционном» сценарии сокращение поставок нефти по ВСТО начнётся с 2029 г.,

через порт «Козьмино» – после стабилизации уровня в период 2034-2040 гг. По нефтепроводу

«Сковородино-Мохэ-Дацин» поставки сократятся с 30 млн т в 2033 г. до 15 млн т к 2040 г и

последующим уменьшением до 7,5 к 2050 г.

На внутренний рынок поставки будут осуществляться по нефтепроводам-отводам до

Хабаровского НПЗ (с 2015 г.), до Комсомольского НПЗ (с 2017 г.) и на ВНХК (с 2018 г.).

В «инновационном» и «ресурсно-сырьевом» сценариях поставки нефти на Хабаровский

и Комсомольский НПЗ будут осуществляться в соответствии с мощностью заводов на уровне 6

и 8 млн т соответственно [102]. В проекте строительства ВНХК заложено паритетное

соотношение между нефтяным сырьём (нафтой) и продуктами нефтегазозимии (СУГ и ШФЛУ),

поставляемых по железной дороге с Ачинского, Ангарского и Комсомольского заводов.

(Таблица 5.12-5.14)

В «инерционном» сценарии строительство ВНХК не предусмотрено в связи с низким

уровнем добычи нефти на месторождениях Восточной Сибири и Дальнего Востока,

рассматриваемых в качестве основной сырьевой базы для поставок на новые

перерабатывающие мощности на востоке страны.

Таблица 5.12 – Баланс поставок нефти на внутренний рынок и экспорт из Восточной Сибири и

Дальнего Востока (ресурсно-сырьевой сценарий)

Показатель 2012 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


Саха (Якутия)

32,5 45,3 79,3 80,0 80,0 69,0 58,5 50,1 47,6

Поставки на экспорт 32,5 43,3 60,3 61,0 61,0 50,0 39,5 31,1 30,0

Поставки на внутренний рынок 2 19 19 19 19 19 19 19

Дальний Восток 14,1 15,9 16,1 16,3 16,3 15,9 15,5 14,6 14,2

Поставки на внутренний рынок 3,0 2,6 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0


Восточная Сибирь и Дальний Восток 46,6 61,2 95,5 96,3 96,3 84,9 74,1 64,7 61,8




190

Таблица 5.13 – Баланс поставок нефти на внутренний рынок и экспорт из Восточной Сибири и

Дальнего Востока (инерционный сценарий)

Показатель 2012 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050



32,5 45,3 75,0 75,0 72,4 59,2 48,9 39,9 36,2


Поставки на внутренний рынок 2 19 19 19 19 19 19 19

Дальний Восток 14,1 15,9 15,0 14,2 13,7 12,8 11,9 10,8 10,0



Восточная Сибирь и Дальний Восток 46,6 61,2 90,0 89,2 86,1 72,0 60,8 50,6 46,2




Для наращивания поставок сырой нефти в АТР необходимо увеличить мощности

(включая создание новых) морских портов Приморского и Хабаровского краев, Сахалинской

области, вывести на проектную мощность нефтепровод ВСТО, расширить пропускную

способность нефтепровода Сковородино – Дацин [286].

Природный газ. Основными внутренними рынками газа Восточной Сибири и

Республики Саха (Якутия) будут российские ресурсные и транзитные территории – Иркутская

область, Красноярский край, Республики Тыва и Хакасия, Забайкалье (Республика Бурятия и

Забайкальский край), Республика Саха. Дополнительные объемы газа сверх регионального

потребления будут поставляться на экспорт, преимущественно на Тихоокеанский рынок.

При прогнозе спроса на газ в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке учитывалось

наличие в регионе значительных запасов угля, перспективы развития угольной

промышленности и систем углеобеспечения. При прогнозе совокупного энергетического спроса

и структуры топливно-энергетического баланса приняты во внимание возможности и

конкретные планы развития гидроэнергетики и атомной энергетики.

Удовлетворение внутреннего потребления, включая газификацию регионов Восточной

Сибири и Дальнего Востока, будет происходить как за счёт поставок газа с крупных

месторождений (Ковыктинского, Чаяндинского и прилегающих к ним), так и за счёт

организации системы сбора и утилизации попутного нефтяного газа. Внутреннее потребление

Республики Саха и Красноярского края будет также поддерживаться за счёт локальных систем

газоснабжения.

Поставки газа на мировой рынок в значительно мере будут определяться развитием

транспортной инфраструктуры и договоренностью по ценам, объемам и маршрутам поставки.

Учитывая специфику восточносибирского газа – высокое содержание гомологов метана и

гелия, необходимо синхронизировать темпы строительства транспортной инфраструктуры и

газоперерабатывающих производств на востоке страны.

Таблица 5.14 – Прогноз экспортных возможностей Восточной Сибири и Дальнего Востока (инновационный сценарий) Показатель 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Восточная Сибирь и Республика Саха (Якутия) 32,5 37,8 39,0 45,3 51,5 58,0 61,9 67,7 74,0 77,7 76,7 69,4 62,7 57,5 55,9

Нефтепровод "Восточная Сибирь - Тихий океан" 32,5 37,8 39,0 45,3 51,5 58,0 61,9 67,7 74,0 77,7 76,7 69,4 62,7 57,5 55,9

Спецморнефтепорт «Козьмино» 16,3 21,0 22,0 23,0 23,0 18,2 13,9 19,7 25,0 28,7 27,7 20,4 15,1 15,1 15,1

Нефтепровод "Сковородино - Мохэ - Дацин" 16,2 16,8 17,0 20,3 23,5 26,8 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 28,7 23,4 21,9

Поставки на внутренний рынок 2 5 13 18 18 19 19 19 19 19 19 19

Хабаровский НПЗ 2 5 5 5 5 6 6 6 6 6 6 6

Комсомольский НПЗ 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8

ВНХК 0 5 5 5 5 5 5 5 5 5

Дальний Восток 14,1 13,2 13,9 15,9 15,9 16,0 16,0 16,1 16,1 16,3 16,3 15,9 15,5 14,6 14,2

Поставки на внутренний рынок 3,0 2,9 2,7 2,6 2,5 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0

Поставки на экспорт 11,1 10,4 11,1 13,3 13,4 15,0 15,0 15,1 15,1 15,3 15,3 14,9 14,5 13,6 13,2

Де-Кастри (Сахалин-1) 5,6 5,2 5,6 6,8 6,5 7,8 7,5 7,3 7,0 5,5 4,5 3,5 2,5 1,5 0,5

Корсаково (Сахалин 2) 5,5 5,2 5,6 6,5 6,2 5,9 5,6 5,3 5,0 4,0 3,5 3,0 2,0 1,5 1,0

Сахалин-3 - 9 0,7 1,3 1,9 2,5 3,1 5,8 7,3 8,4 10,0 10,6 11,7

Восточная Сибирь и Дальний Восток 46,6 51,0 52,9 61,2 67,4 74,0 77,9 83,8 90,2 94,0 93,0 85,3 78,2 72,1 70,1

Поставки на внутренний рынок 3,0 2,9 2,7 4,6 7,5 14,0 19,0 19,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0

Поставки на экспорт 43,6 48,2 50,1 56,6 59,9 60,0 58,9 64,8 70,2 74,0 73,0 65,3 58,2 52,1 50,1


191

192

В последние годы наблюдается нестабильность импорта газа ЕС и СНГ по

экономическим и политическим причинам. В этих условиях стратегическая задача государства

– выход на Тихоокеанские рынки сетевого и сжиженного газа, на которых в последние

десятилетия, вне зависимости от конъюнктуры энергетических цен, наблюдался быстрый рост

спроса на УВ. Потребление газа в регионе составило в 2012 г. более 500 млн куб. м, импорт (в

виде СПГ из регионов вне АТР) – превысил 60 млрд куб. м. Имеет место устойчивая тенденция

увеличения внешних поставок в результате увеличения спроса на газ при снижении добычи. В

настоящее время начаты поставки СПГ с Сахалина на рынки АТР, главным образом, в Японию

и Корею.

В последние десятилетия (вторая половина ХХ века – начало XXI века) рост спроса на

газ в АТР и развитие систем газообеспечения происходили более быстрыми темпами, чем в

мире в целом, что привело к увеличению доли региона в структуре глобального

газопотребления с 1 % в 1970 г. до 19 % в 2012 г. Крупнейшие потребители – Япония с уровнем

годового использования газа 90-95 млрд куб. м, Китай – 80-85 млрд куб. м, Индия – свыше 40

млрд куб. м, Южная Корея – около 40 млрд куб. м [331].

Специфика рынка газа АТР заключается в доминировании поставок сжиженного

природного газа (СПГ), что связано с региональными диспропорциями в размещении центров

добычи и потребления, значительными расстояниями между ними, островным положением

ряда крупных производителей и потребителей газа. В условиях совершенствования

технологических систем и повышения экономической эффективности транспорта СПГ при

ограниченности сырьевой базы природного газа в регионе, в конце ХХ – начале XXI века в АТР

происходит резкое увеличение внерегионального импорта.

В связи с либерализацией рынка сжиженного природного газа целесообразна реализация

проектов строительства заводов-СПГ да Дальнем Востоке. В настоящее время свои планы по

строительству озвучили компании «Роснефть» и Газпром. Сырьевой базой для этих проектов

будет природный газ находящегося в стадии реализации проекта «Сахалин-1», планируемого к

вводу в 2015 г., проекта «Сахалин-3», а также газ восточносибирских месторождений.

Проектные мощности заводов будут определяться возможностями транспортной

инфраструктуры и уровнем добычи природного газа как в Восточной Сибири, так и на Дальнем

Востоке.

Стимулом крупномасштабной добычи природного газа в Восточной Сибири станет

строительство магистральной газопроводной системы «Сила Сибири», включающей

газопроводы «Чаяндинское-Белогорск» (2166 км) и «Белогорск-Хабаровск» (842 км).

По газопроводу «Чаяндинское-Белогорск» предполагается транспортировать газ до г.

Белогорска, где будет размещен газоперерабатывающий и газохимический комплекс. После

193

фракционирования сухой энергетический газ будет направлен по газопроводу-отводу на

экспорт в Китай и далее по газопроводу «Белогорск-Хабаровск». Ввод газопровода

запланирован на 2021 г. с выход на проектную мощность в ресурсно-инновационном сценарии

на 85 млрд куб. м в 2035 г. (в том числе поставки в Китай выйдут на проектную мощность 60

млрд куб. м в 2028 г.) , в ресурсно-сырьевом – на 75 млрд куб. м в 2035 г. (50 млрд куб. м в 2032

г.), в инерционном – на 70 млрд куб. м в 2039 г. (50 млрд куб. м в 2036 г.).

Природный газ по газопроводу «Белогорск-Хабаровск» будет направлен для

поддержания планируемых к вводу мощностей заводов-СПГ, начиная с 2028 г., и выходом на

проектную мощность 25 млрд куб. м в 2035 г. (инновационный и ресурсно-сырьевой сценарий),

в инерционном сценарии в объёме 20 млрд куб. м в 2039 г.

Перед Россией не стоит задача нарастить экспортные поставки природного газа в ущерб

каким-либо экономическим, геополитическим или социальным задачам развития страны и

регионов. Поэтому в зависимости от условий и договорённостей со странами-импортёрами

российского газа транспортировка газа из восточносибирских месторождений может составить

к 2020 году 30-120 млрд куб. м, к 2030 году – 70-190 млрд куб. м, преимущественно в Китай,

Японию и Корею (Таблицы 5.15–5.17).

Таблица 5.15 – Прогноз экспортных возможностей газа Восточной Сибири и Дальнего Востока

(инновационный сценарий)

Показатель 2012 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050



14 18 23 71 107 112 109 110 111

Газопроводная система "Сила

Сибири"

0 0 0 36 78 85 85 85 85

"Чаяндинское-Белогорск" 0 0 0 36 60 60 60 60 60

"Белогорск-Хабаровск" 0 0 0 0 18 25 25 25 25

Внутреннее потребление, локальные системы газоснабжения, утилизация попутного газа (обратной закачкой в пласт, нужды промысла, энергетика), локальная нефтегазохимия

14,1 18,3 23,5 27,8 28,2 24,8 21,5 19,2 19,2

Прочие 0,0 0,0 0,0 1,0 1,2 2,5 3,0 6,2 6,7

Дальний Восток 27 34 51 56 68 69 70 71 72


Поставки на экспорт (СПГ) 15 15 36 50 60 60 60 60 60

Владивосток-СПГ 0,0 0,0 7,0 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0

Завод-СПГ ("Сахалин-2") 14,8 14,8 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5 21,5


Утилизация природного и

попутного газа обратной закачкой

в пласт

9 15 10 0 0 0 0 0 0


194


(ресурсно-сырьевой сценарий)

Показатель 2012 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050



14 19 24 25 69 107 108 109 109


Сибири"

0 0 0 0 41 75 75 75 75




14,1 18,3 23,5 25,0 28,2 24,8 21,7 19,2 19,2

Прочие 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 7,1 11,5 14,5 14,9

Дальний Восток 27 34 51 51 51 65 66 67 69



Владивосток-СПГ 0,0 0,0 7,0 14,0 14,0 21,0 21,0 21,0 21,0





в пласт

9 15 10 2 1 0 0 0 0



(инерционный сценарий)

Показатель 2012 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050



14 19 24 25 26 67 106 107 108


Сибири"

0 0 0 0 0 41 70 70 70




14,1 18,3 23,5 25,0 25,5 24,8 21,7 19,2 19,2

Прочие 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1,1 14,0 17,6 18,5

Дальний Восток 27 34 51 50 50 51 52 53 55



Владивосток-СПГ 0,0 0,0 7,0 14,0 14,0 14,0 14,0 14,0 14,0





в пласт

9 15 10 2 0 0 0 0 0


195


1. Формирование новых крупных центров нефтегазового комплекса (НГК), развитие

производственной (добывающей, перерабатывающей) и транспортной инфраструктуры на

востоке России становится все более важной задачей не только социально-экономического

развития регионов Дальнего Востока и Сибири и обеспечения энергетической безопасности

России, но и служит реализации российских геополитических интересов.

2. Анализ государственных и отраслевых документов стратегического развития

нефтегазового комплекса и в частности регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока

показал, что заложенные в них прогнозные уровни добычи не соответствуют современному

состоянию и воспроизводству минерально-сырьевой базы, политике недропользования, планам

компаний-недропользователей и геополитическим направлениям развития и сотрудничества со

странами АТР.

3. Автором предложен методический подход к прогнозированию добычи добычных

возможностей открытых и прогнозируемых к открытию месторождений, отличительной

особенностью которых является учёт сбалансированного набора ключевых факторов,

дифференцированных на показатели сырьевой базы, технико-экономические, организационные

и маркетинговые.

4. Добывные возможности нефтегазового региона определяются в первую очередь

ресурсным потенциалом – величиной извлекаемых запасов и ресурсов углеводородов

территории. Однако в силу неоднородности ресурсной базы, с методологической точки зрения,

для построения количественного прогноза возможностей добычи углеводородов ключевым

фактором является структура ресурсной базы – соотношение запасов и ресурсов, степень

разведанности.

5. Дифференциация объектов прогноза по структуре сырьевой базы определяет

набор инструментов прогнозирования и степень агрегирования в зависимости от изученности

объекта и начальной информации о нём.

6. Модель прогноза добывных возможностей и прогноза добычи углеводородов

перспективной территории включает два этапа: (1) построение прогноза добычи нефти и газа

месторождений (запасов), находящихся как в распределённом фонде недр, так и

предполагаемых к лицензированию, (2) оценка добывных возможностей и параметров

распределения запасов месторождений нефти и газа, прогнозируемых к открытию на

перспективных площадях.

7. В рамках исследования разработаны три сценария возможных уровней добычи

нефти – «инерционный», «ресурсно-сырьевой», «инновационный». Современное состояние и

прогнозируемое укрепление сырьевой базы нефти и газа на востоке страны позволяют

196

гарантировать высокие уровни добычи углеводородов в период до 2030 г., превыщающие

объёмы добывных возможностей, обозначенных в Энергостратегии и ряде других

правительственных документах.

8. прогнозные сценарии добычи углеводородов в Восточной Сибири и на Дальнем

Востоке сформированы на основе сырьевой базы крупных месторождений, открытых в 1980-е

гг., за счёт которых в настоящее время и в среднесрочной перспективе будет поддерживаться

добыча. Различия связаны с (1) оценкой добывных возможностей месторождений, в структуре

запасов которых в настоящее время преобладают запасы категории С2 (более 90%), которые

рассчитаны с учётом пониженного коэффициента подтверждаемости; (2) интенсивностью

сокращения добычи углеводородов за пределами 2030 г., которая будет определяться

выполнением программы геологоразведочных работ, удовлетворяющей параметрам

расширенного воспроизводства, а также уровнем использования новых технологических

решений для повышения коэффициента извлечения.

9. Максимальный уровень добычи нефти в Восточной Сибири и Республика Саха

(Якутия) по «инерционному» сценарию будет достигнут в 2025 г. и составит 77,3 млн т, что

соответствует 5,8 % от разведанных запасов и 2,4 % от разведанных и предварительно

оцененных запасов. После 2025 г. по мере роста выработанности современных запасов

заложено планомерное снижение добычи. Накопленная добыча до 2050 г. составит 1,95 млрд т,

или 62 % от суммарных запасов и 94 % от разведанных запасов и предварительно оцененных с

коэффициентом подтвержаемости 0,25.


(Якутия) по «ресурсно-сырьевому» сценарию будет достигнут в 2025 г. и составит 84,9 млн т,

что соответствует 6,4 % от разведанных запасов и 2,7 % от разведанных и предварительно



или 67 % от суммарных запасов.


(Якутия) по «инновационному» сценарию будет достигнут в 2025 г. и составит 85,7 млн т, что

соответствует 6,5 % от разведанных запасов и 2,8 % от разведанных и предварительно



или 88 % от суммарных запасов.

12. Согласно «инерционному» и «ресурсно-сырьевому» сценариям, максимальный

уровень добыча нефти на Дальнем Востоке будет достигнут к 2015 г. на уровне 15,9 млн т с

последующим снижением к 2030 г. до 13,7 и 15,3, накопленная добыча в период до 2050 г.

197

составит 510 и 568 млн т соответственно сценариям. В «инновационном» варианте добыча

нефти начнёт сокращаться после 2030 г. с 16,3 млн т, накопленная добыча до 2050 г. составит

605 млн т.

13. Автором рассчитан обоснованный баланс добычи, потребления и экспорта нефти

и газа из Восточной Сибири и Дальнего Востока, который показал, что экспорт сырой нефти из

Восточной Сибири и Дальнего Востока может быть доведен к 2020 г. до 70-75,5 млн т, к 2030 г.

– до 68-76,3 млн т в зависимости от сценария. Экспорт нефти из Восточной Сибири и Дальнего

Востока будет осуществляться по нефтепроводной системе «Восточная Сибирь – Тихий океан»,

в том числе через спецморнефтепорт «Козьмино» и по нефтепроводу-отводу на Китай –

«Сковородино-Мохэ-Дацин», а также через порты на Дальнем Востоке – Корсаков и Де-Кастри.

14. На внутренний рынок поставки будут осуществляться по нефтепроводам-отводам

до Хабаровского НПЗ (с 2015 г.), до Комсомольского НПЗ (с 2017 г.) и на ВНХК (с 2018 г.). В

«инновационном» и «ресурсно-сырьевом» сценариях поставки нефти на Хабаровский и

Комсомольский НПЗ будут осуществляться в соответствии с мощностью заводов на уровне 6 и

8 млн т соответственно. В проекте строительства ВНХК заложено паритетное соотношение

между нефтяным сырьём (нафтой) и продуктами нефтегазохимии (СУГ и ШФЛУ),

поставляемыми по железной дороге с Ачинского, Ангарского и Комсомольского заводов.

15. Поставки газа на мировой рынок в значительной мере будет определяться

развитием транспортной инфраструктуры и договоренностью по ценам, объемам и маршрутам

поставки. Учитывая специфику восточносибирского газа – высокое содержание гомологов

метана и гелия, необходимо синхронизировать темпы строительства транспортной

инфраструктуры и газоперерабатывающих производств на востоке страны.

16. Перед Россией не стоит задача нарастить экспортные поставки природного газа в

ущерб каким-либо экономическим, геополитическим или социальным задачам развития страны

и регионов. Поэтому в зависимости от условий и договорённостей со странами-импортёрами

российского газа транспортировка газа из восточносибирских месторождений может составить

к 2020 г. 30-120 млрд куб. м, к 2030 г. – 70-190 млрд куб. м, преимущественно в Китай, Японию

и Корею.

17. Основными внутренними рынками газа Восточной Сибири и Республики Саха

(Якутия) будут российские ресурсные и транзитные территории – Иркутская область,

Красноярский край, Республики Тыва и Хакасия, Забайкалье (Республика Бурятия и

Забайкальский край), Республика Саха. Дополнительные объемы газа сверх регионального

потребления будут поставляться на экспорт, преимущественно на тихоокеанский рынок.

198

ГЛАВА 6. ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ

ОСВОЕНИЯ РЕСУРСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ КАК СЫРЬЯ ДЛЯ

НЕФТЕГАЗОХИМИЧЕСКИХ ПРОИЗВОДСТВ

6.1 Концепция формирования нефтегазохимического производства на базе

сырья месторождений углеводородов Восточной Сибири и Республики Саха

(Якутия)

Принципиальная схема. При формировании регионального газового и

газоперерабатывающего комплексов в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке необходимо, в

первую очередь, учитывать стратегические интересы Российской Федерации и приоритетные

задачи социально-экономического развития восточных районов страны. Реализация этих

принципов предполагает системное обоснование согласованных решений на основе анализа

ресурсных, технологических, экономических и геополитических факторов, включая

утвержденные государственные документы отраслевого и регионального развития и

реализуемые в настоящее время инвестиционные проекты. Необходимость комплексного

освоения нефтяных и газовых запасов и ресурсов обусловлена:

• территориальным распределением и качеством (включая комплексный характер

большинства месторождений, особый состав газов) сырьевой базы;

• высокой капиталоемкостью, социальной и геополитической значимостью

проектов;

• рациональным размещением центров переработки и потребления, включая

внешние рынки;

• необходимостью создания единой транспортной инфраструктуры.

Восточная Сибирь и Дальний Восток являются стратегически приоритетными регионами

на долгосрочную перспективу. Масштабное развитие добычи углеводородов подготовленных

для лицензирования и проектируемых нефтегазоносных недр Восточной Сибири и Дальнего

Востока, а также расширение единой системы газоснабжения на востоке страны позволит

организовать новые крупные промышленные центры, улучшить внутреннее газоснабжение,

повысить занятость населения и обеспечить выход на энергетические рынки Азиатско-

Тихоокеанского региона.

Целью настоящей концепции является разработка научных основ концепции создания в

Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) новых крупных центров газодобычи,

газопереработки, нефтехимии, оценка внутренних и внешних рынков сбыта, а также анализ

199

экономической эффективности проектов создания газоперерабатывающих и нефтехимических

объектов в регионах Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Стержень настоящей

концепции – реализация ресурсно-инновационного подхода к формированию газовой

промышленности Восточной Сибири и Дальнего Востока и ресурсосбережение. Под ресурсно-

инновационным подходом понимается запрет на экспорт непереработанного газа как

комплексного минерального сырья и создание в России мощных центров газопереработки и

нефтехимии, на которых в результате переработки конденсата, этана, пропан-бутановой

фракции газа, гелия будет создаваться высокотехнологичная продукция с высокой добавленной

стоимостью. Под ресурсосбережением в контексте настоящей концепции понимается, во-

первых, минимизация потерь и отходов сырьевого комплекса за счет полной утилизации его

продукции или сохранения для будущих поколений (гелиевый концентрат), если возможности

добычи превышают потребности рынка, и, во-вторых, обязательное требование



В химических отраслях промышленности под газохимией обычно понимают химические

производства, сырьем для которых является метан. Под нефтехимией здесь и ниже автор

понимает, как это принято в химических отраслях промышленности, химические производства,

сырьем для которых являются нафта и газы С2-С4.

Новизна работы заключается в том, что впервые применительно к газовой

промышленности будет использован разработанный и адаптированный к условиям рыночной

экономики и рынкам Азиатско-Тихоокеанского региона методический подход, позволяющий

проводить комплексный системный анализ эффективности создания крупных территориально-

производственных комплексов газовой промышленности и нефтехимии. Подход предполагает

необходимость анализа инфраструктуры газовой промышленности, включая переработку

жирного гелийсодержащего газа, создание транспортной инфраструктуры и хранилищ гелия,

нефтехимических кластеров и производства сверхчистого сжиженного гелия. При реализации

подхода учтена необходимость газификации экономики и коммунально-бытового сектора

Восточной Сибири и Дальнего Востока России, состояние и перспективы развития внутреннего

рынка газа и продукции нефтехимии и рынка Азиатско-Тихоокеанского региона [96].

Концепция ориентирована на инновационное развитие сырьевых отраслей и

ресурсосбережение [61]. Поэтому главная ее особенность состоит в том, что при

проектировании газового комплекса в качестве ограничения на уровни добычи газа выступают

не добычные возможности сырьевой базы газа и пропускная способность транспортной

инфраструктуры и даже не потребности рынка, как это чаще всего бывало раньше, а темпы

создания газоперерабатывающих и нефтехимических мощностей.

200

Обоснование предпочтительных центров размещения газоперерабатывающих

предприятий, продуктопроводов, нефтехимических производств, производств по выделению,

очистке и сжижению гелия, хранилищ гелиевого концентрата, этана, их производственные

мощности, очередность и сроки их строительства выполнено с дифференциацией по субъектам

федерации и группам месторождений с учетом технологических и логистических ограничений.

При этом, в максимальной степени, не противоречащие внутренней логике Концепции, учтены

решения, заложенные в утвержденных Правительством стратегических документах:

«Энергетической стратегии России до 2030 г.», «Программе 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»,

«Генеральной схеме развития газовой отрасли».

Ниже дана характеристика принципиальной схемы формирования газовой,

газоперерабатывающей, нефтехимической и гелиевой промышленности и их транспортной

инфраструктуры.

Перспективы развития Западно-Якутского центра газодобычи

В Республике Саха (Якутия) развитие газовой промышленности будет осуществляться в

рамках двух основных центров: Непско-Ботуобинского (Западно-Якутского) и Вилюйского.

В качестве базовой принята концепция генеральной схемы развития газовой

промышленности, которая предусматривает, что первым из крупных газовых месторождений в

разработку будет введено Чаяндиндинское в Западной Якутии. Соответственно, первым должен

быть построен газопровод от этого месторождения вдоль трассы нефтепровода «Восточная

Сибирь – Тихий океан» до Хабаровска - Дальнеречинска/Сковродино с последующей поставкой

газа в Китай. Вариант этот не является во всех отношениях оптимальным, однако, поскольку

реализация его начата, автор принял его как базовый.

Широкомасштабная добыча газа и организация экспортных поставок будут

осуществляться из Непско-Ботуобинского центра, в то время как газ из Вилюйского центра газ

будет поставляться для удовлетворения местных нужд и г. Якутска.

Стадии реализации проекта. Реализацию развития газового потенциала Западно-

Якутского центра можно условно разделить на два этапа:

Первый этап – до 2015 года

Последовательность реализации газовых проектов в рамках первого этапа:

Продолжение проведения геологоразведочных работ в Республике Саха (Якутия),

прежде всего по доразведке Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения.

Проектирование и начало строительства газотранспортной системы «Чаяндинское

– Хабаровск – Дальнеречинск/Сковродино».

201

Второй этап - 2015-2030 годы

Последовательность реализации газовых проектов в рамках второго этапа:

Завершение строительства и ввод в эксплуатацию газопровода «Чаяндинское-

Хабаровск-Дальнеречинск/Сковродино».

Выход на проектный уровень добычи на Чаяндинском и прилегающих газовых

месторождениях Республики Саха (Якутия).

Добыча газа. Предполагается, что в 2021 г. начнется добыча газа на одном из

крупнейших газоконденсатных месторождений Востока России – Чаяндинском. Это

месторождение станет базовым для заполнения трубопровода «Сила Сибири». Промышленная

добыча газа на месторождении в 2025 г. будет доведена до планируемого уровня - 25 млрд куб.

м. Для заполнения проектируемого газопровода одновременно с освоением Чаяндинского

месторождения будут вводиться в разработку Верхневилючанское, Тас-Юряхское,

Верхнепеледуйское, Среднеботуобинское месторождения.

Переработка и поставки газа. Рассмотрено несколько вариантов переработки и

поставок газа из Непско-Ботуобинского центра газодобычи Республике Саха (Якутия):

Вариант 1

Вариант озвучивался в некоторых выступлениях специалистов ОАО «Газпром». В

рамках первого варианта предполагается, что весь добываемый газ будет поставляться в

проектируемый газопровод «Сила Сибири».

Этот вариант предусматривает выделение из газа конденсата на месторождении. Затем

газовая смесь будет транспортироваться по многофазному газопроводу до Хабаровска

(Сковородино), где сырье будет перерабатываться с извлечением этана, пропана, бутана и

гелия, и далее энергетический газ будет поступать на внутренний рынок и на экспорт.

Выделенные гомологи метана будут на месте перерабатываться в продукцию

нефтехимического производства (продукты с высокой добавленной стоимостью) и поставляться

на внутренний рынок и на экспорт.

Объем добычи природного газа в Западно-Якутском центре (Республика Саха (Якутия)

составят около 41 млрд куб. м, в том числе поставки на внутренний рынок - около 500 млн куб.

м, поставки в трубопровод «Сила Сибири» - 40,5 млрд куб. м.

Необходимо учитывать, что природный газ с Верхнечонского месторождения

(Иркутская область) также будет поступать в газопроводную систему Западно-Якутского

центра.

Суммарная ежегодная максимальная добыча газа на месторождениях Западно-Якутского

центра газодобычи, включая Иркутскую область, составит около 44 млрд куб. м. Исходя из

202

проектируемого объема добычи и потребления газа на внутреннем рынке мощность

газопровода «Сила Сибири» в первом варианте составит около 41-42 млрд куб. м.

Конденсат, выделяемый в непосредственной близости от промыслов, будет поступать в

корпоративные системы транспорта нефти и далее в нефтепровод «Восточная Сибирь – Тихий

океан».

Газоперерабатывающий завод в Хабаровске будет интегрирован с нефтехимическими

мощностями. Объем газопереработки в Хабаровске составит около 60 млрд куб. м, нефтехимии

– около 3,5 млн т широкой фракции легких углеводородов (Рисунок 6.1).

Рисунок 6.1 – Схема освоения нефтегазового потенциала Республики Саха (Якутия)

(Вариант 1) Источник: составлено автором

Основными минусами варианта являются отсутствие отработанных схем

транспортировки многофазового газа в трубопроводе, потери гелия при транспортировке,

отсутствие природных резервуаров для хранения гелия и геологических предпосылок для их

создания на Дальнем Востоке.

Добыча(район промысла)

УКПГ(район промысла)

Трубопроводная система

Восточная Сибирь - Тихий океан

(ВСТО)

ГПЗ, НХК(Хабаровск)

КонденсатВид транспорта:конденсатопровод

Газо

вая

см

есь

Ви

д т

ран

спо

рт

а:

вну

три

про

мы

слов

ые

газо

про

вод

ы

Жир

ны

й га

з (м

етан +

гом

ологи

)В

ид

тра

нс

пор

та:

газо

про

вод

ы

203

Вариант 2

В рамках второго варианта предполагается, что добываемый газ будет перерабатываться

в районе Ленска с выделением конденсата, этана, ШФЛУ и гелия.

Для хранения гелия на первом этапе будет создано хранилище, и весь извлекаемый

гелиевый концентрат будет поступать на хранение. До 2030 г. гелий из Западно-Якутского

центра ни в сжиженной, ни в газообразной форме не предполагается поставлять на внутренний

рынок и на экспорт газодобычи, поскольку для транспортировки гелия нужна автодорожная

инфраструктура (Рисунок 6.2).



Подземноехранилище

гелия




Восточная Сибирь -

Тихий океан(ВСТО)

ГПЗ(Ленск)

Дальнереченск


Газо

вая

см

есь

Ви

д т

ран

спо

рт

а:

вну

тр

ип

ром

ысл

ов

ые

газо

пр

ово

ды

Жи

рны

й га

з (м

ета

н + г

ом

оло

ги)

Вид т

ранспо

рт

а:

газо

пр

ово

ды

Ж/Д терминал(Усть-Кут)

НХК(Хабаровск)

ШФ

ЛУ

Ви

д т

ран

спо

рт

а:

про

дук

то

про

во

д

Сухой газВид транспорта:магистральный

газопровод

ШФЛУВид транспорта:ж/д транспорт

Гелиевыйконцентрат

Вид транспорта:гелиепровод

204

После переработки подготовленный к транспорту сухой энергетический газ будет

поставляться по газопроводу «Сила Сибири» с последующим экспортом в Китай.

Выделенные компоненты (ШФЛУ совместно с этаном) будут поставляться по

продуктопроводу на юг, в район г. Усть-Кут, где широкая фракция легких углеводородов будет

перегружаться в цистерны и транспортироваться по железнодорожной ветке БАМа на Дальний

Восток в район Хабаровска, с последующей переработкой сырья на планируемых к вводу

нефтехимических мощностях. Мощность продуктопровода, по которому будет

транспортироваться ШФЛУ, составит около 3,5 млн т.

Основные минусы варианта: дополнительные инвестиции в строительство

продуктопровода. Основные плюсы варианта: отсутствие потерь гелия, который будет

закачиваться в природные хранилища в районе Ленска; нефтехимия будет максимально

приближена к основным рынкам сбыта. Кроме того, реализация проекта с транспортировкой

нефтехимического по железной дороге сырья позволит загрузить БАМ, что, несомненно, даст

значительный мультипликативный эффект для развития восточных регионов России.

Суммарная максимальная ежегодная добыча газа на месторождениях Западно-Якутского

центра газодобычи, включая Иркутскую область, составит около 60 млрд куб. м. Исходя из

проектируемого объема добычи, переработки и потребления газа на внутреннем рынке,

мощность газопровода «Сила Сибири» во втором варианте составит около 60 млрд куб. м.

Система сбора и транспорта конденсата такая же, как и в первом варианте.

В Хабаровске будет располагаться нефтехимических комплекс мощностью около 2,3 млн

т широкой фракции легких углеводородов.

Ежегодный объем закачки гелия в природное хранилище в районе Ленска составит около

70-75 млн куб. м.

Вариант 3

В рамках третьего варианта планируется, что добываемый газ будет перерабатываться в

районе Ленска. Переработанный и подготовленный к транспорту сухой энергетический газ

будет поставляться по газопроводу «Сила Сибири» с последующим экспортом в Китай.

Выделенные компоненты (ШФЛУ) будут поставляться по продуктопроводу на юг, в район

Усть-Кута. Гелий будет закачиваться в хранилище.

Далее начинаются отличия от варианта 2. Предполагается, что нефтехимические

мощности будут созданы в районе г. Усть-Кут. Отсюда продукция нефтехимии будет

поставляться по БАМу на внутренний рынок российского Дальнего Востока и к

Дальневосточным портам с последующим экспортом в страны Азиатско-Тихоокеанского

региона. Мощность продуктопровода, по которому будет транспортироваться ШФЛУ, составит

около 3,5 млн т (Рисунок 6.3).

205



Основные минусы варианта: дополнительные инвестиции в реализацию

продуктопровода. Основные плюсы варианта: отсутствие необходимости строить многофазный

газопровод, отсутствие потерь гелия, который будет закачиваться в природные хранилища в

районе Ленска. Кроме того, реализация проекта с транспортировкой продукции нефтехимии по

железной дороге сырья позволит загрузить БАМ, что, несомненно, даст значительный

мультипликативный эффект развития восточных регионов России.


гелия





(ВСТО)

ГПЗ(Ленск)



Газо

вая

см

есь

Вид

тра

нспо

рт

а:

вну

трип

ром

ысл

ов

ые

газо

прово

ды

Жирны

й га

з (м

етан +

гом

ологи

)В

ид т

ранспо

рт

а:

газо

прово

ды

НХК(Усть-Кут)

ШФ

ЛУ

Вид

тра

нспо

рт

а:

прод

укт

оп

ров

од





206

Суммарная максимальная ежегодная добыча газа на месторождениях Западно-Якутского

центра газодобычи, включая Иркутскую область, составит около 44 млрд куб. м.

Исходя из проектируемого объема добычи, переработки и потребления газа на

внутреннем рынке мощность газопровода «Сила Сибири» во третьем варианте составит около

41-42 млрд куб. м.

В г. Усть-Кут будет располагаться нефтехимических комплекс мощностью около 2,3 млн



70-75 млн куб. м.

Вариант 4

В рамках четвертого варианта планируется, что добываемый газ будет перерабатываться

в районе Ленска. Переработанный и подготовленный к транспорту сухой энергетический газ

будет поставляться по газопроводу «Сила Сибири» с последующим экспортом в Китай. Гелий

будет закачиваться в хранилище.

Из Ленска будет построен продуктопровод до Хабаровска, где будут создано

нефтехимическое предприятие. Мощность продуктопровода, по которому будет

транспортироваться ШФЛУ, составит около 3,5 млн т.

Основные минусы варианта: дополнительные инвестиции в реализацию

продуктопровода. Основные плюсы варианта: отсутствие необходимости строить многофазный

газопровод, отсутствие потерь гелия, который будет закачиваться в природные хранилища в

районе Ленска; нефтехимия будет максимально приближена к основным рынкам сбыта.

Суммарная максимальная ежегодная добыча газа на месторождений Западно-Якутского

центра газодобычи, включая Республику Саха (Якутия) и Иркутскую область составит около 44

млрд куб. м.

Исходя из проектируемого объема добычи, переработки и потребления газа на

внутреннем рынке мощность газопровода «Сила Сибири» в четвертом варианте составит около

41-42 млрд куб. м.

Суммарный ежегодный объем поставок конденсата по центру газодобычи в

нефтепроводную систему ВСТО составит около 0,5 млн т.

В Хабаровске будет располагаться нефтехимических комплекс мощностью около 3,5 млн



70-75 млн куб. м (Рисунок 6.4).

207

Рисунок 6.4 – Схема освоения нефтегазового потенциала республики Саха (Якутия)


Перспективы развития Иркутского центра газодобычи

Развитие газовой промышленности будет осуществляться в рамках трех основных

центров: Западно-Якутского (Верхнечонское месторождение), Ковыктинского (Ковыктинское,

Чиканское, Хондинское и др. месторождения Ангаро-Ленской НГО), Северно-Иркутского

(Дулисминское, Ярактинское и др. месторождения). Проект предусматривает дальнейшее

развитие автономной системы газоснабжения в районе г. Братска, а также создание автономной

Усть-Кутской системы газоснабжения на базе газа Дулисьминского и Ковыктинского



гелия





(ВСТО)

ГПЗ(Ленск)



Газо

вая

см

есь

Ви

д т

ран

спо

рт

а:

вну

тр

ип

ром

ысл

ов

ые

газо

пр

ово

ды

Жи

рны

й га

з (м

ета

н + г

ом

оло

ги)

Вид т

ранспо

рт

а:

газо

пр

ово

ды

НХК(Хабаровск)

ШФ

ЛУ

Ви

д т

ран

спо

рт

а:

про

дук

то

про

во

д





208

Проект предусматривает, как это и принято в «Программе 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»,

что Ковыктинский газ будет поставляться на внутренние нужды (Иркутская область,

Республика Бурятия, Забайкальский край), а также - на запад в сторону Проскоково. От

«Программы …» проект отличается предложением более раннего ввода в разработку

Ковыктинской группы месторождений, а также рекомендацией поставлять этот газ не только в

восточном направлении, но и через газопровод «Алтай» на юг Западной Сибири и на экспорт в

Китай.

Стадии реализации проекта. Реализацию развития газового потенциала Иркутской

области можно условно разделить на два этапа:

Первый этап – до 2020 года


Газификация и газоснабжение потребителей Иркутской области (Иркутск,

Ангарск, Саянск, Усть-Кут, Братск и др.).

Проектирование и начало строительства газотранспортной системы в западном и

восточном направлениях.

Второй этап - 2020-2030 годы


Завершение строительства и ввод в эксплуатацию газопроводов в западном и восточном

направлениях.

Выход на проектный уровень добычи на Ковыктинском и прилегающих газовых

месторождениях Иркутской области.

Добыча газа. Широкомасштабная добыча и организация экспортных поставок

природного газа из Иркутской области будут осуществляться из Ковыктинского центра

газодобычи. Ожидается, что в 2030 г. объем добычи на месторождении составит 35 млрд куб. м.

Добыча газа на Севере Иркутской области может быть доведена к 2020 г. до 3,5 млрд

куб. м. Ресурсно-сырьевые возможности этого региона позволяют нарастить объем

извлекаемого газа до 5 млрд куб. м, однако реальные объемы добычи будут зависеть от объема

и потребностей внутреннего рынка, куда будет поставляться добываемый газ.

На территории Иркутской области в рамках реализации генеральной схемы

газоснабжения и газификации будут организованы поставки газа в южные районы области,

включая гг. Иркутск, Ангарск и Саянск. В условиях наличия организационно-экономических

проблем для быстрого ввода в промышленную эксплуатацию Ковыктинского месторождения

газификация юга Иркутской области будет осуществляться за счет вовлечения в разработку

209

средних и малых газоконденсатных месторождений (Чиканское и др.). Добыча газа на

Чиканском месторождении может быть доведена к 2030 г. до проектируемого уровня - 1,7 млрд

куб. м.

Параллельно будет происходить развитие газоснабжения г. Братска. Продолжится

газификация Усть-Кута и других населенных пунктов Иркутской области за счет разработки

Марковского, Ярактинского, Дулисьминского месторождений. Кроме того, планируется

строительство небольших перерабатывающих производств, продукция которых будет

направляться, прежде всего, на внутренний рынок.

Верхнечонское месторождение находится на границе Иркутской области и Республике

Саха (Якутия) (Западно-Якутский центр газодобычи), поэтому территориально относится к

Западно-Якутскому центру газодобычи и перспективы его освоения будут связаны с вводом в

разработку месторождений Западно-Якутского центра газодобычи.

Переработка и поставки газа. C учетом перспектив формирования газотранспортной

инфраструктуры, наличия рынков сбыта целесообразна организация поставок газа

Ковыктинского месторождения в восточном и западном направлениях. Предполагается, что

начало поставок газа по трубопроводу «Ковыктинское-Саянск-Проскоково» может начаться не

ранее 2020 гг.

Максимальная ежегодная добыча газа на месторождениях Ковыктинского центра

газодобычи составит около 35 млрд куб. м. Для переработки газа месторождений

Ковыктинского центра газодобычи планируется построить завод в Саянске мощностью 35 млрд

куб. м в год.

После ввода в эксплуатацию газопровода «Сила Сибири» возможно подключение к этой

системе Верхнечонского месторождения, которое расположено в Иркутской области, но

территориально тяготеет к Непско-Ботуобинскому (Западно-Якутскому) центру газодобычи.

Объем поставок газа с месторождения может возрасти на «полке» до 3 млрд куб. м в год


Суммарный ежегодный объем поставок конденсата на НХК в Ангаро-Саянском

промышленном узле составит около 900 тыс. т; ШФЛУ (совместно с этаном) – 3 млн т.

Мощности НХК в Ангаро-Саянском промышленном узле должны быть расширены и доведены

до 4 млн т.

Ежегодный объем добычи гелия в районе Ангаро-Ленской ступени к 2030 г. составит

около 80-85 млн куб. м. Основная часть извлекаемого гелия будет закачиваться в хранилище, к

2030 г. этот показатель составит около 58-59 млн куб. м. Часть гелия будет сжижаться на

установке по сжижению гелия на ГПЗ. Объем экспорта сверхчистого гелия в сжиженом виде из

210

Ковыктинского центра газодобычи составит около 23-24 млн куб. м (в переводе на исходное

вещество), поставки на внутренний рынок возрастут до 5-6 млн куб. м.

Рисунок 6.5 – Схема освоения нефтегазового потенциала Иркутской области



гелия



ГПЗ(Саянск)

Конденс

ат

Вид т

ранспо

рт

а:

конде

нсат

опр

овод

Газо

вая с

мес

ьВ

ид т

ранспо

рт

а:

вну

трипро

мы

словы

егазо

прово

ды

Жирн

ый га

з (м

етан +

гом

ологи

)В

ид

тра

нспо

рт

а:

газо

прово

ды

ШФ

ЛУ

Ви

д т

ран

спо

рт

а:

про

дук

топ

ров

од



НХК(Ангаро-Саянскийпромышленный

узел)

Внутренний рынок,экспорт

Экспорт(Проскоково - Алтай - Китай)

Сжиженныйгелий

Вид транспорта:автомобильный

Сухой газВид транспорта:Магистральные

газопроводы

Экспорт(Находка,Наушки,

Забайкальск)

Прод

укт

ы

неф

техи

мии

Ви

д т

ран

спо

рт

а:

ж/д

211

Перспективы развития Красноярского центра газодобычи

Развитие газовой промышленности региона будет осуществляться в рамках двух

основных центров: Юрубчено-Тохомского (Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское

месторождения) и Собинско-Пайгинского (Собинское и Пайгинское месторождения).

Стадии реализации проекта. Реализацию развития газового потенциала Красноярского

края можно условно разделить на два этапа:

Первый этап – до 2020 г.


Доразведка и опытно-промышленная эксплуатация месторождений региона.

Начало строительства газотранспортной инфраструктуры поставок газа с

существующих месторождений на юг Красноярского края в район пос. Богучан и далее Нижней

поймы, Тайшет. Строительство газоперерабатывающих мощностей в районе промыслов.

Второй этап - 2020-2030 гг.


Завершение строительства и ввод в эксплуатацию газопроводов «ЮТЗ-Богучаны»,

«Собинское-Богучаны», «Богучаны-Нижняя Пойма», «Куюмба-Тайшет»;

Выход на проективный уровень добычи и разработка Юрубчено-Тохомского,

Куюмбинского, Собинского и Пайгинского месторождений.

Добыча газа. Ожидается, что добыча газа (добыча минус закачка) в Юрубчено-

Тохомской зоне в 2020 г. составит 4,6 млрд куб. м, в том числе на Юрубчено-Тохомском

месторождении – 2 млрд куб. м, на Куюмбинском – 2,6 млрд куб. м. В 2030 г. этот показатель

по ЮТЗ в целом увеличится до 5,2 млрд куб. м, в том числе на Юрубчено-Тохомском

месторождении – до 1,3 млрд куб. м, на Куюмбинском – 3,9 млрд куб. м (Рисунок 6.6).

Ожидается, что добыча газа в районе Собинско-Пайгинской зоны в 2020 г. составит 3,5

млрд куб. м, в том числе на Собинском месторождении – 2,8 млрд куб. м, на Пайгинском – 0,7

млрд куб. м с дальнейшей стабилизацией этого показателя до 2030 г.

Переработка и поставки газа. C учетом проекта формирования газотранспортной

инфраструктуры, наличия рынков сбыта целесообразна организация поставок газа из

Юрубчено-Тохомской и Собинско-Пайгинской зон на юг, в район Богучан. Учитывая

различный состав газов ЮТЗ и Собинского месторождения, прежде всего, высокое содержание

азота на последнем, необходима организация газопереработки и газоразделения

непосредственно в районе промыслов.

212

Рисунок 6.6 – Схема освоения нефтегазового потенциала

Красноярского края Источник: составлено автором

Добыча(Юрубчено-

Тохомская зона)

УКПГ(Юрубчено-


ГПЗ(Юрубчено-


Газо

вая с

мес

ьВ

ид т

ранспо

рт

а:

внут

рипро

мы

словы

егазо

прово

ды

Жир

ны

й га

з (м

етан +

гом

ологи

)В

ид

тра

нс

пор

та:

газо

про

вод

ы

Добыча(Собинско-

Пайгинская зона)

УКПГ(Собинско-


ГПЗ(Собинско-


Газо

вая с

мес

ьВ

ид т

ранспо

рт

а:

внут

рипро

мы

словы

егазо

прово

ды

Жир

ны

й га

з (м

етан +

гом

ологи

)В

ид

тра

нс

пор

та:

газо

про

вод

ы

НХКБогучаны

Прод

укт

ы

неф

техи

мии

Вид т

ранспо

рт

а:

ж/д

Гел

ие

вый

конц

ен

тра

тВ

ид

тра

нс

пор

та:

гел

иеп

ро

вод

Гел

иевы

й ко

нцент

рат

Вид т

ранспо

рт

а:

гелиеп

рово

д


гелия

Внутренний рынок,экспорт

Сж

иж

енн

ый ге

лий

Вид т

ранспо

рт

а:

авт

омоб

ильны

й

Экспорт(Находка,Наушки,

Забайкальск)


гелия

ШФЛУВид транспорта:продуктопровод





Нижняя ПоймаЭкспорт

(Проскоково - Алтай - Китай)

Экспорт(Проскоково - Алтай - Китай)

Энергетический газ

Вид транспорта:Магистральные


Энергетический газ

Вид транспорта:Магистральные


ШФЛУВид транспорта:продуктопровод

Конденс

ат

Вид

трансп

орт

а: о

тво

д В

СТО

213

Далее сухой энергетический газ с Юрубчено-Тохомской и Собинско-Пайгинской зон

будет поступать по газопроводам в Богучаны, откуда протянется совместный газопровод до

Нижней Поймы с врезкой в проектируемый газопровод «Ковыктинское-Проскоково».

После переработки будет выделена широкая фракция легких углеводородов, которая

будет транспортироваться по трубопроводам в район Богучан. Конденсат с Юрубчено-

Тохомского месторождения будет поступать в нефтепроводную систему. Суммарная

максимальная ежегодная добыча газа на месторождениях Юрубчено-Тохомской и Собинско-

Пайгинской зон составляет около 8-9 млрд куб. м. Мощность ГПЗ в районе промыслов

суммарно составит около 8-9 млн т.

Суммарный ежегодный объем поставок конденсата на НХК в Богучанах составит около

660 тыс. т; ШФЛУ (совместно с этаном) – 1268 тыс. т. Мощность НХК в Богучанах составит

около 2 млн т.

Ежегодный объем добычи гелия в Красноярском крае к 2030 г. составит около 19-20 млн

куб. м. Основная часть извлекаемого гелия будет закачиваться в хранилище, к 2030 г. этот

показатель составит около 13-14 млн куб. м. Часть гелия будет сжижаться на установке по

сжижению гелия на ГПЗ. Объем экспорта гелия в сжиженном виде из Красноярского края

составит около 5-6 млн куб. м (в переводе на исходное вещество), поставки на внутренний

рынок возрастут до 0,5 млн куб. м.

Предложения по специализации нефтехимических производств. Современное

состояние и направления развития российского рынка сырья для нефтегазохимической

промышленности на фоне мировых тенденций.

Мир. В топливно-энергетическом балансе России внутреннее потребление природного

газа составляет более 50%, что превышает показатели США (24,1%), Китая (2,1%), Японии

(12,3%) и Германии (22,7). Добываемый до настоящего времени газ являлся сухим, не

требующим дополнительной серьёзной переработки. В то время как новые месторождения,

вводимые как в Западной Сибири, так и в перспективе в Восточной Сибири содержат жирный

газ, нуждающийся в переработке и выделении большого количества ценных компонентов –

потенциального сырья для нефтегазохимии [25].

Добыча газа в России – 654,5 млрд куб. м, переработка – 95,6 млрд куб.м, отношение –

14,6%. В то время как уровень переработки газа в мире –США – 70,8%; Канада – 200%; Иран –

66,1%; Алжир – 57,7%; Саудовская Аравия – 100%; Великобритания – 123%; ОАЭ – 63,4%.

По уровню переработки нефти Россия также уступает ведущим страна мира. Текущий

уровень добычи нефти в России составляет 518 млн т, переработка 268,2 млн т, отношение –

51,8%. В то время как уровень переработки нефти в мире – США – 286,6%; Европа – 295,7%;

Китай – 205,3%; страны АТР – 494,8%; Ближний Восток – 30,4% [87].

214

Природный газ в России перерабатывают шесть крупных заводов мощностью,

соответствующей 2,3% мирового уровня переработки газа [27].

Одним из показателей уровня промышленного развития страны является полнота

переработки углеводородного сырья. В газоперерабатывающей промышленности таким

показателем можно считать степень извлечения из природного и попутного нефтяного газов

ценных компонентов и глубина их переработки. Так, в США удельный выход жидкой

продукции составляет 140 г/куб. м, в России– 15 г/куб. м.

В период 70-80-х гг. прошлого столетия в мире произошёл резкий рост использования

этана. Многолетний опыт зарубежных газодобывающих компаний показал высокую

технологичность и экологичность производства химической продукции на легких промысловых

углеводородах – этане, пропане, бутане. Так, в США для получения этилена используется 51%

этана, в Европе–26%, в Канаде 70%. В то время как в ЕС и Китае преимущественно

используется нафта.

Основным процессом производства этилена, пропилена, бутенов, изобутиленов, или так

называемых низших олефинов, является пиролиз углеводородного сырья. С помощью этого

процесса в мире получают более 75% нефтехимической продукции.

В настоящее время около 55% этилена в мире производится из нафты. Мировой спрос на

нафту как сырьё для нефтехимии ежегодно растёт [46], однако, согласно прогнозам, её доля на

мировом рынке в перспективе будет снижаться. Это обусловлено вводом новых

нефтегазохимических производств на Ближнем Востоке на базе дешёвого сырья новых газовых

месторождений – этана и сжиженного газа.

В 2012 г. мощности по производству этилена составили около 133 млн т в год, в том

числе на долю АТР (Китай, Сингапур, Индия, Таиланд) приходится 39,7 млн т в год или почти

30% мощностей в мире, Северная Америка – 34,5 млн т в год (26,0%), Восточная Европа – 24,9

млн т в год (18,8%), Средний Восток и Африка – 20,6 млн т в год (15,5%), Западная Европа – 8,0

млн т в год (6,0%), Южная Америка – 5,1 млн т в год (3,8 %).

В 2013 г. ожидается увеличение мировых мощностей почти на 25 млн т в год, крупные

проекты будут реализованы в Венесуэле (3,3 млн т в год), Абу Даби (3,0), Китае (2,9), Индии

(2,2), Сингапуре (1,8), Катаре (1,6) и на Тайване (1,6).

В то время как в мире мощности по этилену выросли на 52% - с 92,7 млн т в 2000 г. до

140,9 млн т к 2012 г. Лидеры по росту – Иран (в 6 раз), Катар (в 5,5 раз), Саудовская Аравия (в 4

раза), Китай (в 3 раза), Индия (в 2,5 раза), Бразилия (в 1,5 раза). Существенный рост

производства этилена в мире наблюдается преимущественно в странах Ближнего Востока,

странах-лидерах по добыче природного газа, а также в странах-участницах БРИК, за

исключением России. В Иране в последние годы реализуется стратегия развития

215

нефтегазохимического производства (пятилетние планы развития) при мощном

государственном участии. Россия по абсолютному объёму и приросту мощностей по

производству этилена существенно уступает другим крупнейшим странам (Таблица 6.1).

Таблица 6.1 – Структура производства этилена в мире

Страна 2000 2012 Отношение 2012/2000, %

Иран 0,7 0,8 4,6 3,3 627,0

Катар 0,5 0,5 2,5 1,8 547,2

Саудовская Аравия 3,4 3,7 13,2 9,4 386,2

Китай 5,6 6 17,0 12,1 306,5

Индия 1,3 1,4 3,2 2,3 249,7

Бразилия 2,4 2,6 3,5 2,5 146,1

Республика Корея 4,8 5,2 5,6 4 116,9

Германия 5,0 5,4 5,6 4 112,6

Россия 2,8 3 3,1 2,2 111,5

США 26,0 28 27,6 19,6 106,4

Япония 7,0 7,6 7,3 5,2 104,0

Прочие 33,2 35,8 47,3 33,6 142,7

Всего 92,7 100 140,9 100 152,0 Источник: составлено автором по данным Латыпова К.Д., Райская М.В. Модели государственного регулирования

инновационной деятельности в промышленности зарубежных стран и РФ (на примере нефтехимической отрасли)

// Вестник Казанского технологического университета. 2014. Т. 17. № 7. С. 353-358.

В России установки пиролиза расположены на десяти предприятиях, общей мощностью

около 3,0 млн т в год при загрузке – около 80%. Почти 80% этилена и пропилена производится

на крупнотоннажных установках мощностью 600 млн т в год (Нижнекамснефтехим), 350 млн т

в год (Ставролен) и 300 млн т в год (Томскнефтехим, Ангарская ЗП, Газпром нефтехим

Салават, Сибур-Нефтехим) [104].

Сырьё для установок пиролиза поступает как с НПЗ в виде побочных продуктов при

выпуске моторных топлив (нафта, бензин-рафинат и СУГ), так и ГПЗ после выделения сухого

газа и стабильного конденсата (этан (фракция С2), пропан, бутан и их смесь (фракции С3-С4),

ШФЛУ, газовый бензин). Основными продуктами установок пиролиза являются этилен и

пропилен.

Основным углеводородным сырьем в химической отрасли России являются продукты

переработки нефти и СУГ. В структуре углеводородного сырья для нефтегазохимии в России

доля СУГ – 47%, нафты и бензины – 36%, на долю ШФЛУ приходится 11%, на этан – около 6%.

При этом в структуре нефтехимического сырья с 2005 г. доля СУГ выросла на 14%, нафты и

бензинов сократилась почти на 16%, доля этана незначительно колеблется.

В России в 2012 г. произведено 35,3 млн т углеводородного сырья для

нефтегазохимической промышленности, однако на пиролиз используется только 29,7%


216

Таблица 6.2 – Структура производства и потребления сырья и выпуска основных видов

продукции для установок пиролиза

Вид сырья

Внутренний рынок Экспорт

Производство, всего

в т.ч. нефтегазохимия Всего в т.ч. нефтегазохимия Всего

млн т % млн т млн т млн т % млн т

Сырьё

Нафта 3,8 59,4 6,4 9,9 3,8 23,3 16,3

СУГ 5,0 58,1 8,6 3,1 5,0 42,7 11,7

ШФЛУ 1,1 17,2 6,4 0,3 1,1 16,4 6,7

Этан 0,6 100% 0,6 0,0 0,6 100% 0,6

Всего 10,5 47,7 22,0 13,3 10,5 29,7 35,3

Продукция

Этилен - - 2,4 0,0 - - 2,4

Пропилен - - 1,3 0,007 - - 1,3

Всего - - 3,7 0,007 - - 3,7

Расход сырья на единицу продукции 2,8

Доля выхода продукции из сырья 0,35 Источник: составлено автором по данным Санеев Б.Г., Платонов Л.А., Майсюк Е.П., Ижбулдин А.К.

Газоперерабатывающие и нефтехимические комплексы на востоке России: предпосылки создания. // Минеральные

ресурсы России. Экономика и управление. – 2009. – №1 – С.62-68.

Спрос на нафту формируется преимущественно нефтегазохимическими предприятиями

и составляет около 23% (3,8 млн т) российского производства, или 60% внутреннего рынка. В

то же время более 60% (9,9 млн т) произведённой в России нафты экспортируется. Свыше 50%

производства нафты в России приходится на три нефтяные компании – Роснефть (26%),

Газпром нефть (13%) и Лукойл (11%).

Основными потребителями СУГ в России также являются нефтегазохимические

предприятия (5,0 млн т, или 43% внутреннего рынка), а также коммунально-бытовой сектор,

промышленные нужды и автотранспорт. На экспорт реализуется 26,5% произведённого в

России СУГ. Почти 50% производства СУГ в России приходится на две газовые компании –

Сибур (28,6%) и Газпром (19,5%).

ШФЛУ в основном поставляется для дальнейшей переработки в СУГ и на установки

пиролиза – 79% и 16% внутреннего рынка соответственно. ШФЛУ экспортируется в

незначительных объёмах – 4,5% российского производства. Рынок ШФЛУ достаточно

монополизирован, почти 60% производства осуществляется на заводах компании СИБУР [26].

Производство этана в России в 2012 г. составило 0,6 млн т и осуществляется четырьмя

заводами – Оренбургским ГПЗ (420 млн т в год), Татнефтегазпереработка (87 млн т в год),

Нефтегорском ГПЗ (63 млн т в год) и Отрадненском ГПЗ (38 млн т в год). Поставки

осуществляются преимущественно трубопроводным транспортом. Основные потребители –

Казаньоргсинтез, ЗАО Нефтехимия и Газпром нефтехим Салават.

Из десяти крупных нефтехимических предприятий, снабжающих остальные предприятия

нефтегазохимическим сырьём, только четыре производят этан для нужд отрасли. Таким

217

образом, одной из причин низкой доли этана в структуре сырья для нефтегазохимии можно

обозначить недостаток мощностей его производства.

Продукты пиролиза – этилен и пропилен в основном (57% и 49% соответственно)

производятся на четырёх заводах, один из которых расположен в Восточной Сибири –

Ангарский завод полимеров (8,3% и 8,0% соответственно), а также на Нефтекамскнефтехим

(25% и 21%), Ставролен (13% и 11%) и Томскнефтехим (10% и 9%). Этилен полностью

реализуется на внутреннем рынке в объёме 2,4 млн т, а пропилен частично экспортируется –

внутреннее потребление 1,3 млн т, экспорт – 7,0 тыс. т. Особенностью производства пропилена

является то, что он производится совместно с этиленом и только 10% на установках

каталитического крекинга.

Этилен преимущественно используется для производства полиэтилена – 66%, а

пропилен для производства полипропилена – 50%. Поставки этилена осуществляются

трубопроводным транспортом, основными потребителями являются Казаньоргсинтез, Каустик,

Уфаоргсинтез и восточносибирский Саянскхимпласт. Пропилен в основном потребляют Сибур-

Нефтехим и Омский каучук.

Фактором, сдерживающим развитие нефтегазохимии в России, является дефицит

этилена, что ведет к стагнации производства пластмасс.

Одним из факторов, препятствующих росту производства этилена, – техническое и

технологическое отставание [72]. Отечественные пиролизные установки отличаются

повышенным расходом сырья по сравнению с зарубежными аналогами, высокими

энергозатратами и низкой степенью заменяемости различными видами сырья. А средняя

мощность пиролизных установок в России не превышает 300-350 тыс.т в год, в то время как

зарубежные аналоги – около 800.

Организация глубокой переработки газового сырья является перспективным

направлением модернизации газового сектора российской экономики и переориентации его с

сырьевой направленности на инновационный путь развития. Среди предприятий, озвучивших

планы по переводу на этан в качестве сырья, в Восточной Сибири – это Саянскхимпласт на

основе газа Ковыктинского месторождения.

Региональные особенности

Химический комплекс Иркутской области специализируется на производстве

неорганических химических соединений (каустическая сода, серная кислота, минеральные

удобрения и др.), продуктов органической химии (поливинилхлорид, пластические массы,

синтетические смолы и др.) и лекарственно-техническое сырьё [63].

Исходя из наличия значительного углеводородного потенциала и современной

специализации предприятий химической отрасли Иркутской области, дальнейшее развития

218

комплекса будет ориентировано на производство синтетических смол и пластмасс,

минеральных удобрений. Производителями данных видов продукции в регионе являются

«Саянскхимпласт», Ангарский завод полимеров и Ангарский азотно-туковый завод и др. Для

этих предприятий характерна проблема – неудовлетворительное обеспечение сырьём и

снижение выработки готовой продукции. Использование этана, метана, газового конденсата и

других компонентов природного газа открывают широкие перспективы развития этих

предприятий. Так, компания «Саянскхимпласт» не имеет собственного производства этилена,

используемого для производства поливинилхлорида, и полностью зависит от поставок

ангарской нефтехимической компании. В то время как более 50% ПВХ экспортируется, а

поливинилхлоридную смолу выпускают всего восемь предприятий, причём примерно 70%

продукта вырабатывают «Саянскхимпласт» и стерлитамакское «Каустик».

На Ангарском заводе полимеров снижается количество перерабатываемого сырья по

причине дефицита бензиновой фракции – нафты. Используя этан с последующим получением

этилена можно увеличить выпуск полимеров.

Ангарский завод полимеров производит этилен и пропилен на крупнотоннажной

установке, в качестве сырья используются бензины (92%) и СУГ (8%). В 2012 г. произведено

почти 200 тыс. т этилена и 110 тыс. т пропилена. Произведённый заводом этилен далее

перерабатывается в полиэтилен высокого давления, этиленбензол и стирол. Оставшийся этилен

по этиленопроводу «Ангарск-Саянск» поступает на Саянскхимпласт для производства

винилхлорида, ПВХ и дихлорэтана. Пропилен используется для выпуска бутиловых спиртов.

План развития нефтегазохимической промышленности

В ходе разработки «Плана» выявлена комплексная проблема отрасли –избыток

углеводородного сырья, высокий потенциал спроса на нефтегазохимическую продукцию при

дефиците мощностей этилена (установок пиролиза).

Потребление углеводородного сырья на нефтехимию увеличится в 4,2 раза в 2030 г. – с

28,4 млн т в 2010 г, до 57,5 в 2020 г и до 63,6 млн т в 2030 г. Рост мощностей пиролиза составит

4,8 раза с 2,1 млн. т в 2010 г. до 12,9 млн т в 2020 г. и до 15 млн. т в 2030 г. за счет ввода новых

производств и расширения существующих. Потребление сырья для нефтегазозимии должно

увеличится в 4,2 раза – с 8,7 млн т в 2010 г. до 32,3 млн т в 2020 г и до 36,3 млн т в 2030 г.

При условии реализации всех инвестиционных проектов, заложенных в «План»,

ожидается существенный рост мощностей по производству крупнотоннажных полимеров.

Основной акцент сделан на развитие кластеров или территориально-производственных

комплексов.

Преимуществами территориально-производственных комплексов будет:

сокращение операционных затрат на логистику сырья и сбыт готовой продукции;

219

экономия капитальных и операционных затрат на единицу крупнотоннажной

полимерной продукции за счет использования новых установок мирового уровня – «эффект

масштаба» (от 1 млн т по этилену);

сбалансированное развитие мощностей по производству и переработке

нефтегазохимических продуктов, прежде всего – этиленпроизводящих и этиленпотребляющих

мощностей.

Проекты, на которых идет строительство и закупка оборудования:

Тобольск-Полимер (производство пропилена 510 тыс. т, полипропилена 500 тыс.

т).

РусВинил (производство ПВХ 330 тыс. т) и реконструкция ЭП-300 на «Сибур-

Нефтехим».

ОАО «Нижнекамскнефтехим» (производство АБС-пластиков 60 тыс. т и ПС 50

тыс. т, расширение мощностей по каучукам).

Проекты, по которым идет проектирование и где начата закупка оборудования:

Восточная НХК (пиролиз 1425 тыс. т этилена, производство ПЭ 850 тыс. т, ПП

800 тыс. т, моноэтиленгликоля (МЭГ) 700 тыс. т).

Расширение пиролизных мощностей Ангарского завода полимеров (ОАО «НК

«Роснефть») и строительство новых производств ПЭ и ПП мощностью 345 и 250 тыс. т.

ОАО «Нижнекамскнефтехим» (пиролиз 1000 тыс. т, производство ПЭ 830 тыс. т и

ПП 595 тыс. т).

Старолен (ОАО НК Лукойл) (пиролиз 1000 тыс. т этилена, производство ПЭ 950

тыс. т и ПП 325 тыс. т).

ЗапСиб-2 (ОАО СИБУР Холдинг) (пиролиз 1500 тыс. т этилена, производство ПЭ

1500 тыс. т, ПП 500 тыс. т).

Для реализации функционирования территориально-производственных комплексов

необходимо:

Проявление политической воли со стороны государства на федеральном и

региональном уровнях.

Обеспечение равных возможностей (сырьевых и инфраструктурных) для всех

участников кластеров.

Комплексное взаимодействие крупного, среднего и малого бизнеса на

взаимовыгодных условиях.

Регулирование законодательства под кластерное (территориально-

производственных комплексов) развитие.

220

Таким образом, при сохранении высоких объёмов экспорта нефти, газа и

углеводородного сырья для нефтегазохимии при сохранении устойчиво высоких цен на

мировом рынке, достаточно сложно мотивировать добывающие компании расширять поставки

на внутренний рынок. А рост мощностей по переработке сдерживается высокими

капитальными вложениями, которые без специальных мер государственной поддержки на фоне

неустойчивой динамики развития российской экономики компании оценивают как

нецелесообразные. В этой ситуации именно государство должно стать главным координатором

программы развития нефтегазохимической отрасли в России, обеспечить взаимовыгодное

сотрудничество всех составляющих интегрированной цепочки – добывающих, транспортных и

энергетических компаний, предприятий перерабатывающей и химической отраслей.

Необходимость увеличения переработки природного газа усиливается с ростом начала

добычи жирного газа в Западной Сибири, а в перспективе – в Восточной Сибири [52]. Это

позволит решить проблему обеспеченности сырьевой базой химических предприятий и

стимулировать строительство новых мощностей по производству этилена (стагнирующих

последние 10 лет) причём на новой технологической основе – по принципу перехода от

нефтяного сырья (нафты) на газовое (этан).

Опережающий рост спроса на полимерную продукцию на внутреннем рынке России со

своей стороны гарантирует рынок сбыта, в то время как его рост в современных условиях

ограничен дефицитом сырья (этилена).

Специализация нефтегазохимической продукции в мире. На основе анализа внутреннего

и мирового рынков нефтехимической продукции сделан вывод, что как на внутреннем, так и на

внешнем рынках в среднесрочной перспективе наиболее востребованными продуктами

нефтехимии будут являться: полипропилен, полистирол, поливинилхлорид, полиэтилен [105].

Потребление полимеров в России на душу населения существенно отстает от этого

показателя в европейских странах и в США. В связи с этим в кратко- и среднесрочной

перспективе внутренний рынок России имеет существенный потенциал роста. На первых

этапах освоения нефтегазового потенциала Востока России и производства продукции

нефтехимии будет удовлетворяться внутренний рынок. Кроме того, существует возможность

увеличения поставок продукции нефтехимии отечественными производителями за счет его

импортозамещения. По мере насыщения полимерами внутреннего рынка, избыток продукции

будет уходить на экспорт. Рост спроса на полиэтилен, полипропилен, полистирол и ПВХ

существенно опережает увеличение мощностей в Европе и странах АТР, прежде всего в Китае


В настоящее время более 75% всего мирового производства пластмасс приходится на

базовые пластики: полиэтилен – 31%, полипропилен – 21%, поливинилхлорид – 17%,

221

полистирол – 8%. Однако при производстве полиэтилентерефталата, полиуретана, инженерных

пластмасс, АБС и других пластиков формируется максимальная добавленная стоимость, за счет

существующих более высоких цен, по сравнению с базовыми полимерами. Поэтому в

перспективе необходимо расширение номенклатуры выпуска продукции нефтехимии за счет

организации производства ПЭТФ, инженерных и конструкторских пластмасс.

Рисунок 6.7 – Производство полимерных пластмасс в мире

Источник: Эдер Л.В., Филимонова И.В., Соколова Е.Г. Перспективы формирования

нефтегазоперерабатывающей и нефтехимической промышленности на Дальнем Востоке //

Нефтепереработка и нефтехимия. – 2013. – № 9. – С. 3-7.

После газофракционирования и отделения гомологов метана от сухого газа на ГПЗ

Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) широкая фракция легких углеводородов будет

поставляться на нефтехимические комплексы, где на установках пиролиза и ароматизации

будут получены: этилен, пропилен, бензол, стирол, которые в дальнейшем после

полимеризации будут переработаны в полистирол, полипропилен, поливинилхлорид,

полиэтилен.

На первом этапе продукты нефтехимии будут поставляться на внутренний рынок, пока

уровень среднедушевого потребления полимеров не достигнет европейских показателей. В

дальнейшем, по мере насыщения внутреннего рынка продукцией нефтехимии, будет

производиться ее экспорт в страны АТР [356].

В настоящее время в связи с развитием добычи газа месторождений Восточной Сибири и

Республики Саха (Якутия) существует необходимость организации крупнотоннажных

конкурентоспособных производств полимеров и продуктов органического синтеза в Иркутской

области и Красноярском крае. Существует также целесообразность сооружения

нефтехимического комплекса в Хабаровске, что обусловлено относительно выгодным

222

географическим положением и приближенностью к морской транспортной инфраструктуре для

экспорта продуктов переработки на основные мировые рынки, прежде всего АТР.

Кроме того, в Хабаровске целесообразно формирование мощностей производства

нефтехимической продукции с высокой добавленной стоимостью (ПЭТФ, АБС, полиуретаны и

др.). Формирование нефтехимических комплексов с производством продукции с высокой

добавленной стоимостью существенно увеличит рентабельность освоения газового комплекса

Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия).

В рамках комплексного освоения центров газодобычи Восточной Сибири и Дальнего

Востока планируется строительство газоперерабатывающих заводов и нефтехимических

комплексов для извлечения всех ценных компонентов природного газа и производства

продукции с высокой добавленной стоимостью. Предполагается выпуск следующей

номенклатуры товарной продукция: сухой газ; поливинилхлорид (ПВХ); полиэтилен;

полипропилен; полистирол; сжиженный гелий (Таблица 6.3).

Таблица 6.3 – Выход продукции ГПЗ и НХК по центрам газодобычи

Восточной Сибири и Дальнего Востока

Тип производства Значение

Красноярский центр газодобычи

Сухой газ, млрд куб. м 8,5

ПВХ, тыс. т 190

Полиэтилен, тыс. т 207

Полипропилен, тыс. т 390

Полистирол, тыс. т 432

Гелий, млн куб. м 19,5

Ковыктинский центр газодобычи






Гелий, млн куб. м 88

Западно-Якутский центр газодобычи, Хабаровский или Усть-Кутский НХК






Источник: рассчитано автором

Гелий, выделенный из природного газа месторождений Республики Саха (Якутии), в

полном объёме будет закачиваться в хранилище (73,5 млн куб. м в год), внутренняя

потребность и спрос на международных рынках, прежде всего рынок АТР, будут

223

удовлетворены за счёт гелия, выделенного из природного газа месторождений Красноярского

края и Иркутской области [98].

Для выделения гелия необходимо строительство газоперерабатывающих заводов с

комплексами экстракции гелия. Строительство таких комплексов необходимо в Красноярском

крае на базе ГПЗ Юрубчено-Тохомского и Собинско-Пайгинского центров газодобычи, в

Иркутской области - на базе ГПЗ в Саянске, в Республике Саха (Якутия) – на базе ГПЗ в

Ленске. Кроме того в Саянске и Богучанах нужно будет построить заводы по очистке и

сжижению гелия.

Гелий относится к редким и невозобновляемым природным ресурсам и обладает

свойствами, которые являются основополагающими для ряда важнейших технологий. Обладая

исключительными свойствами гелий широко используется во многих сферах бытового,

промышленного научно-исследовательского значения.

В последнее десятилетие потребления гелия в мире росло ежегодно и определялось не

возможностями потребления, а возможностями производства. Так, пуск в 1995 г. завода по

производству гелия в Алжире, который в 1997 г. поставил на рынок, главным образом

европейский, 15 млн куб. м гелия, единовременно привёл к увеличению потребления гелия в

мире вне США на 50% и не привел к появлению его избытка. Изменилась только география

экспорта гелия из США. В 1994 г. США 36% экспортируемого гелия поставляли в Европу, в

1998 г. экспорт в Европу сократился до 20%, но зато экспорт в Японию вырос с 36% до 52%.

Оценки потенциального спроса на гелий в мире, в первую очередь в основных

потребителях – США, странах ЕЭС, Японии, Канаде колеблются в очень широких пределах.

Неопределенность прогнозов обусловлена, в основном, сложностью точно предсказать ход

научно-технического прогресса.

При современном мировом потреблении гелия на уровне 168 млн куб. м, добыча

составляет всего 115 млн куб. м и 53 млн куб. м гелия поступает на рынок из хранилища в

США. В 1996 г. В США принят «Закона о приватизации гелия», согласно которому основная

часть «Избытка государственной собственности» должна быть приватизирована, за

исключением 17 млн куб. м гелиевого концентрата. Поставки гелия из хранилища ежегодно

сокращаются, обуславливая дефицит этого ресурса на рынке.

Согласно прогнозам мировых энергетических агентств, в 2030 г. потребление в мире

вырастет в 2 раза и составит 300 млн куб. м. С учётом роста добычи в Восточной Сибири

Россия может занять устойчивые позиции лидера по поставкам гелия на мировой рынок в

объёме не менее 60-70 млн куб. м, или 20-25% (с современных 3%), и обеспечить покрытие

дефицита гелия в мире, который может врасти с 31 млн куб. м в 2015 г. до 166 млн куб. м к

2030 г. (Таблица 6.4).

224

Таблица 6.4 – Прогноз дефицита мирового рынка гелия

Показатель 2010 2015 2020 2025 2030

Производство 155 154 147 140 134

Потребление 163 185 212 248 300

Дефицит 8 31 65 108 166

Источник: Конторович А.Э. Состояние, перспективы и проблемы развития нефтегазового и угольного комплексов

сибири в ближайшие десятилетия // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. 2010. № 4. С. 3-13.

Современное произвосдтво гелия в мире происходит на на 30 заводах, преимущественно

в США (22), Канаде (3, Альберта) а также в Алжире (2, Арзев и Скикда), по одному заводу

расположено в Польше (Одолянов), России (Оренбург), Катаре (Рас-Лаффан), Австралии

(Дарвин), Китае (Сичуан).

Объём производства гелия в мире в 2010-2012 гг. составил 107-120 млн куб. м, из них 70-

73% принадлежит США (без учёта поставок их хранилища), России – 3%.

При законодательной и финансовой государственной поддержке в США была создана

мощная база гелиевой промышленности (заводы, гелиепроводы, хранилище): (1) сохранены и

используются резервы ресурсов гелия, которые могли бы быть безвозвратно утрачены, (2) за

весь период развития гелиевой промышленности она находилась и находится под контролем

Правительства, (3) «Закон о приватизации гелия» передал большую часть гелиевой

промышленности частным компаниям, однако не снял контроля правительства за ее состоянием

и развитием.

В структуре производства гелия доля США сократилась с 82% в 2004 г. до 64% в 2007 г.

и 54% в 2012 г. При этом доля Алжира в тот же период выросла с 18 до 26%. Катар нарастил

мощности по производству гелия с 10% в 2005 г. (начало ввода в эксплуатацию 1 очереди

завода в Рас-Лаффан) до 28% в 2012 г. (ввод 2 очереди завода в Рас-Лаффан).

При низком уровне производства в России сосредоточено около 26% (11,2 млрд куб. м)

мировых запасов гелия, в Катаре – 24% (10 млрд куб. м), США – 20% (8,5 млрд куб. м), Алжире

– 20% (8,4 млрд куб. м), прочие – 10% (4 млрд куб. м).

Производство гелия в России осуществляется на единственном Оренбургском гелиевом

заводе – крупнейшем в Европе. Общая проектная мощность завода по выработке гелия

составляет 7,5 млн куб. м в год (при объёмной доле гелия в природном газе не менее 0,055%). В

настоящее время на заводе действует пять гелиевых блоков.

Основным потребителем газообразного гелия в России является завод по сжижению

«Криор», куда гелий поступает в сжатом виде через систему «Газпром Газэнергосеть». С 2004 г.

«Газпром Газэнергосеть» работает в статусе специализированного оператора группы «Газпром»

по реализации СУГ, нефтепродуктов, серы и гелия.

225

Тенденцией изменения поставок гелия в России в 2010-2012 гг. стало сокращение

экспорта жидкого гелия и увеличение импорта. В связи с запуском нового завода в Катаре и

появлением свободных объёмов жидкого гелия рост импортных поставок в Россию в

перспективе может увеличиться.

Средние оптовые цены в России на гелий выросли за последние пять лет более чем в 3

раза с 56 руб. за куб. м в 2008 г. до 160 руб. в 2012 г., что обусловило рост себестоимости

производства жидкого гелия. Внутренняя цена жидкого гелия в 2012 г. составила 20-23 долл./л,

в то время как среднеевропейские цены, по которым Россия импортирует и экспортирует гелий,

находятся на уровне 7-6 долл./л.

Более 50% импортного газообразного гелия потребляется в виде дыхательных смесей,

около 30% - в баллонах для шариков, а также в небольших объёмах для промышленных целей

(10%), космической промышленности (5,6%), сварки (0,2%) и лазерах (0,1%).

Потребление гелия в России определяется объёмами поставок на внутренний рынок, а не

реальным уровнем потребления. Так, начиная с середины 2010 г. производство сократилось

почти в 2 раза с 5,5 млн куб. м до 3,5 млн куб. м в 2012 г. В то время как потребление гелия

выросло в 2011 г. на 58%, в 2012 г. – на 27%. Исторический максимум производства гелия в

России был достигнут в 1990 г. ( 9,2 млн куб. м) и последующие годы сокращался (до 2,8 млн

куб. м в 1993 г.). Это обусловлено как сокращением добычи природного газа на Оренбургском

месторождении, так и снижением коэффициента извлечения гелия из газа с 70% в 1991 г. до

35% в 2012 г.

В структуре потребления газообразного гелия преобладает ожижение (39%), реклама и

развлечения (25%).

В структуре динамики потребления жидкого гелия высокие темпы роста наблюдаются в

сфере обслуживания томографов, ежегодный рост на 25%.

Учитывая растущие потребности в медицине (томографы), рекламном бизнесе и других

областях, ежегодное увеличение внутреннего спроса на гелий в среднесрочной перспективе

можно оценивать на уровне 15-20% от поставок. Потребление гелия внутренним рынком к 2015

г. может достигнуть 3,9-4,0 млн куб. м.

В современной ситуации необходимо сформировать комплекс мер по государственному

регулированию добычи и использования гелийсодержащего природного газа, включая

внешнеэкономические отношения, в первую очередь, необходима разработка нормативных

правовых актов.

Факторы, обуславливающие необходимость государственного участия:

реально рассматриваемым источником гелия на сегодняшний день является

природный газ, с монопольным положением в отрасли государственной компании «Газпром»;

226

основной источник гелия в перспективе – газовые месторождения Восточной

Сибири и Республики Саха (Якутия), координатором освоения которых распоряжением

Правительства назначен «Газпром»;

гелий – продукт, имеющий стратегически важное значение, необходимый для

инновационного развития ряда отраслей промышленности (гелий не входит в Перечень

основных видов стратегического минерального сырья, утвержденный Распоряжением

Правительства РФ № 50-Р от 16.01.96, в данный перечень входит природный газ; гелий также

не входит в Список стратегических видов полезных ископаемых, сведения о которых

составляют государственную тайну);

гелий является невозобновляемым ресурсом, при сгорании природного газа гелий

переходит в атмосферу и улетучивается в околопланетное пространство;

существующие технологии выделения гелия из природного газа являются

относительно дорогостоящими.

Ключевые проблемы развития российской гелиевой промышленности:

разработка технологий извлечения и очистки гелия;

формирование системы транспорта гелиевого концентрата и жидкого гелия

(создание парка специализированных цистерн отечественного производства);

создание государственного резерва гелия на базе подземных хранилищ гелиевого

концентрата;

внесение изменений в закон об экспорте газа, предусматривающее ограничение

содержания в экспортируемом газе гелия и других ценных компонентов (этана, пропана,

бутана);

расширение организационных и инфраструктурных возможностей экспорта гелия

(повышение доступности цистерн и танкеров, расширение клиентской базы, создание ценовых

преимуществ, развитие транспортной (автомобильной, портовой, железнодорожной)

инфраструктуры в пунктах отправки и назначения).

обучение и подготовка квалифицированных специалистов различного профиля

для вновь проектируемых производственных объектов.

6.2 Оценка эффективности и обоснование выбора технико-экономических

параметров модели

Обоснование капитальных затрат освоения центров газодобычи. Экономическая

оценка учитывает инвестиции по следующим направлениям: (1) воспроизводство минерально-

227

сырьевой базы; (2) разработка и обустройство уже открытых и прогнозируемых к открытию

месторождений; (3) развитие инфраструктуры внешнего транспорта газа с месторождений; (4)

формирование ГПЗ с блоками по выпуску нефтехимической продукции, выделению и

сжижению гелия.

Оценены основные технико-экономические показатели освоения подготовленных и

проектируемых газоносных недр:

инвестиции (капитальные вложения);

эксплуатационные затраты;

показатели коммерческой эффективности;

бюджетная эффективность.

Исходные данные затрат и цен реализации продукции, а также экономические

показатели эффективности приведены в постоянных ценах 2012 г.

В работе рассмотрен период освоения центров газодобычи с 2012 по 2030 гг.

Для осуществления добычи природного газа на запланированном уровне, необходимо

проведение комплекса геологоразведочных работ. Затраты на геологоразведочные работы

подразделяются отдельно по видам работ, и включают затраты на переинтерпритацию данных

прошлых лет, сейсморазведочные работы 2D, 3D, глубокое поисково-оценочное и разведочное

бурение, научное сопровождение [160]. Удельные стоимости работ закладываются с учётом

региональных особенностей рынка сервисных услуг.

Стоимость бурения поисковых и разведочных скважин в Восточной Сибири составит

230 млн руб./скв., сейсморазведочных работ 2D – 280 тыс. руб./км, сейсморазведочных работ

3Д – 820 тыс. руб./кв. км (Таблица 6.5).

Таблица 6.5 – Нормативы капитальных вложений в геологоразведочные работы

Показатель Значения

Сейсморазведка 2D, тыс. руб./км 280

Сейсморазведка 3D, тыс. руб./кв. км 820

Бурение разведочных скважин, млн руб./скв. 230

Источник: расчёты автора

В рамках программы геологоразведочных работ в Красноярском центре газодобычи

планируется пробурить 8 поисковых и разведочных скважин общей стоимостью 1 605 млн руб.,

выполнить 1600 км сейсморазведочных работ 2Д стоимостью 448 млн руб., 240 кв. км

сейсморазведочных работ 3Д стоимостью 196 млн руб. Всего затраты на геологоразведочные

работы в Красноярском центре газодобычи составят 2 249 млн руб. (Таблица 6.6).

228

Таблица 6.6 – Динамика геологоразведочных работ в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке

Показатель / Год 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Всего


Сейсморазведка 2D, км 622 533 444 0 0 0 0 0 1600

Сейсморазведка 3D, кв. км 0 96 80 64 0 0 0 0 240

Поисково-разведочное бурение, шт. 1 2 2 1 1 1 0 0 8

Всего ассигнования на ГРР, млн руб. 632,8 686,6 419,3 281,8 229,3 0,0 0,0 0,0 2249,8

Сейсморазведка 2D 174,2 149,3 124,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 448,0

Сейсморазведка 3D 0,0 78,7 65,6 52,5 0,0 0,0 0,0 0,0 196,8

Поисково-разведочное бурение 458,6 458,6 229,3 229,3 229,3 0,0 0,0 0,0 1605,0


Сейсморазведка 2D, км 480 320 0 0 0 0 0 0 800

Сейсморазведка 3D, кв. км 0 72 48 0 0 0 0 0 120



Сейсморазведка 2 D 134,4 89,6 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 224,0

Сейсморазведка 3 D 0,0 59,0 39,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 98,4


Западно-Якутский центр газодобычи

Сейсморазведка 2 D, км 444 667 889 889 667 444 0 0 4000

Сейсморазведка 3 D, кв. км 0 0 0 120 160 200 120 0 600



Сейсморазведка 2Д 124,4 186,7 248,9 248,9 186,7 124,4 0,0 0,0 1120,0

Сейсморазведка 3Д 0,0 0,0 0,0 98,4 131,2 164,0 98,4 0,0 492,0



В Ковыктинском центре газодобычи планируется пробурить 5 поисковых и разведочных

скважин общей стоимостью 1 146 млн руб., выполнить 800 км сейсморазведочных работ 2Д

стоимостью 224 млн руб., 120 кв. км сейсморазведочных работ 3Д стоимостью 98 млн руб.

Всего затраты на геологоразведочные работы в Ковыктинском центре газодобычи составят

1 468 млн руб.

В Западно-Якутском центре газодобычи планируется пробурить 20 поисковых и

разведочных скважин общей стоимостью 5 969 млн руб., выполнить 4 000 км

сейсморазведочных работ 2Д стоимостью 1 120 млн руб., 600 кв. км сейсморазведочных работ

3Д стоимостью 492 млн руб. Всего затраты на геологоразведочные работы в Западно-Якутском

центре газодобычи составят 5 968 млн руб.

Капитальные вложения в обустройство месторождений центров газодобычи Восточной

Сибири и Дальнего Востока определены по двум основным направлениям – объекты бурения

скважин и объекты добычи и подготовки газа (Таблица 6.7).

229

Как видно из приведенных выше данных, наибольший удельный вес в капитальных

вложениях в разрезе сводки затрат, а именно 73%, составляют затраты в объекты добычи и

подготовки газа. Анализ структуры затрат по объектам строительства показывает, что более

80% капитальных вложений приходится на площадки ГП, ДКС, кусты газовых скважин и сбор

газа.

В Красноярском центре газодобычи планируется пробурить 13 газовых добывающих

скважин общей стоимостью 3 132 млн руб., в Ковыктинском центре газодобычи планируется

пробурить 53 газовых добывающих скважины общей стоимостью 12 768 млн руб., в Западно-

Якутском центре газодобычи планируется пробурить 64 газовых добывающих скважины общей

стоимостью 15 418 млн руб. Средний дебит одной добывающей скважины составит 250-300

тыс. куб. м газа в сутки, глубина залегания продуктивных залежей газа – 2 700 – 3 500 м.

Таблица 6.7 – Удельные нормативы капитальных вложений

Наименование затрат млн руб./скв. %

Объекты бурения скважин 241 27%

Бурение скважин 208 23%

Инженерное обеспечение бурения 32 4%

Объекты добычи и подготовки газа 660 73%

Кусты газовых скважин и подъездные автодороги к ним 130 14%

Сбор газа 73 8%

ГП 145 16%

ДКС на ГП 119 13%

Промбазы ГП 15 2%

Энергоснабжение 19 2%

Прочие затраты 66 7%

Итого 901 100%


С целью комплексного освоения недр Восточной Сибири и Дальнего Востока

планируется размещение газоперерабатывающих заводов и нефтехимических комплексов на

базе углеводородного сырья Красноярского, Ковыктинского и Западно-Якутского центров

газодобычи и производство продуктов переработки с высокой добавленной стоимостью


Природный газ с месторождения поступает на установки газофракционирования, где

происходит выделение сухого газа (метана), широкой фракции лёгких углеводородов (ШФЛУ)

и гелия. Далее, сухой газ реализуется в трубопроводную систему на внутренний и внешний

рынки.

В производстве гелия использование одного или нескольких источников холода зависит

от параметров поступающего на переработку сырьевого газа, а также от требований,

230

предъявляемых к качеству гелиевого концентрата, который направляется в подземное

хранилище. Полученный при охлаждении углеводородный конденсат подвергают

ректификации для получения ценных товарных продуктов: этановой фракции, ШФЛУ, ПБТ,

стабильного газового бензина. Гелий реализуется на внутреннем и внешнем рынке и

закачивается в подземное хранилище. ШФЛУ и газовый конденсат с промысла направляется на

установки пиролиза с получением этилена, пропилена и бензола. Товарными продуктами

являются полиэтилен, поливинилхлорид (ПВХ), полипропилен, полистирол, получаемые с

установки полимеризации. В Западно-Якутском центре газодобычи для производства

полистирола используются установки ароматизации пропан-бутановой фракции, в связи с

реализацией газового конденсата как конечного продукта.

Таблица 6.8 – Динамика строительства транспортной инфраструктуры по центрам газодобычи


Тип производства 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Всего


Вариант "ГПЗ, НХК - Хабаровск" 0 0 4 208 124 749 140 166 88 025 1 683 358 830

Газопроводы-отводы 0 0 2 250 2 700 1 800 1 350 900 9 000

Конденсатопроводы-отводы 0 0 1 958 2 349 1 566 1 175 783 7 830

Газопровод "Чаяндинское - Хабаровск -

Дальнереченск" 0 0 0 119 700 136 800 85 500 0 342 000

Вариант "ГПЗ - Ленск, ШФЛУ - ж/д

поставки, НХК - Хабаровск" 0 0 20 068 87 081 88 054 57 041 8 027 260 270



Продуктопровод "Ленск - Усть-Кут" 0 0 15 860 19 032 12 688 9 516 6 344 63 440

Газопровод "Чаяндинское - Сковородино" 0 0 0 63 000 72 000 45 000 0 180 000

Вариант "ГПЗ - Ленск, НХК - Усть-Кут" 0 0 20 068 87 081 88 054 57 041 8 027 260 270



Продуктопровод "Ленск - Усть-Кут" 0 0 15 860 19 032 12 688 9 516 6 344 63 440


Вариант "ГПЗ - Ленск, ШФЛУ -

продуктопровод, НХК - Хабаровск" 0 0 48 208 120 849 110 566 73 925 19 283 372 830



Продуктопровод "Ленск - Хабаровск" 0 0 44 000 52 800 35 200 26 400 17 600 176 000



Газоперерабатывающий завод состоит из блочно-модульных установок

газофракционирования мощностью по сырью 3 млрд куб. м природного газа в год. В состав

нефтехимического комплекса включены типовые установки пиролиза ЭП-300 мощностью 300

231

тыс. т по сырью (этан, пропан, бутан) и установки полимеризации годовой

производительностью 300 тыс. т товарной продукции (полиэтилен, ПВХ, полипропилен,

полистирол), а также установка по сжижению гелия.

Суммарные мощности газоперерабатывающего завода в Красноярском центре

газодобычи составят по сырью 9 млрд куб. м природного газа в год, нефтехимического

комплекса – 900 тыс т в год установки пиролиза и 900 тыс. т установки полимеризации,

установки сжижению гелия – 5,7 млн куб. м.

Суммарные мощности газоперерабатывающего завода в Ковыктинском центре


комплекса – 3 000 тыс т в год установки пиролиза и 1 800 тыс. т установки полимеризации,

установки сжижению гелия – 28,7 млн куб. м.

Суммарные мощности газоперерабатывающего завода в Западно-Якутском центре


комплекса – 2 400 тыс т в год установки пиролиза, 1 800 тыс. т установки полимеризации и 600

тыс. т установки ароматизации.

В таблице 6.9 представлена динамика ввода мощностей по переработке природного газа

по центрам газодобычи.

Таблица 6.9 – Динамика ввода мощностей по переработке газа и производству продуктов

нефтехимии по центрам газодобычи Восточной Сибири и Дальнего Востока

Тип производства 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Всего


Установки газофракционирования 0 0 0 2 1 0 0 0 0 0 0 3

Установки приролиза 0 0 0 2 1 0 0 0 0 0 0 3

Установки полимеризации 0 0 0 2 1 0 0 0 0 0 0 3

Установка по сжижению гелия 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 0 2





Установка по сжижению гелия 0 0 0 3 3 2 0 0 0 0 0 8





Установки ароматизации 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 0 2


232

Стоимость установки газофракционирования составляет 8 500 млн руб., установки

пиролиза — 8 900 млн руб., установки полимеризации — 15 300 млн руб., установки

ароматизации — 350 млн руб. Суммарные капитальные затраты в строительство ГПЗ и НХК в

Красноярском центре газодобычи составят 99 500 млн руб., в Ковыктинском центре газодобычи

— 279 800 млн руб., в Западно-Якутском центре газодобычи — 274 200 млн руб.

Капитальные вложения в развитие транспортной инфраструктуры Восточной Сибири и

Дальнего Востока, как региона с неразвитой транспортной системой, но перспективного в

плане добычи углеводородов, занимают значительную часть.

Распределение капитальных затрат в строительство трубопроводной системы по центрам

газодобычи в первую очередь ориентировано на долю в поставках природного газа в

соответствующем направлении (см. главу 7). Так, инвестиции в строительство трубопроводной

системы Красноярского центра газодобычи составят 146 886 млн руб., Ковыктинского центра

газодобычи — 253 144 млн руб., Западно-Якутского центра газодобычи вариант «ГПЗ, НХК –

Хабаровск» — 358 830 млн руб., вариант «ГПЗ - Ленск, ШФЛУ - ж/д поставки, НХК –

Хабаровск» — 260 270 млн руб., вариант «ГПЗ - Ленск, НХК - Усть-Кут» — 260 270 млн руб.,

вариант «ГПЗ - Ленск, ШФЛУ - продуктопровод, НХК – Хабаровск» — 372 830 млн руб.

Динамика суммарных капитальных вложений в объекты бурения, обустройства и

создания газоперерабатывающей и нефтехимической инфраструктуры Восточной Сибири и

Дальнего Востока по центрам газодобычи представлена в таблице 6.10.

Капитальные вложения распределены по годам неравномерно, основная доля вложений

приходится на первые годы реализации проектов – период геологоразведочных работ, годы

начала промышленной эксплуатации и строительства газоперерабатывающих заводов и

нефтехимических комплексов. В структуре капитальных вложений основная доля приходится

на объекты ГПЗ, НХК и транспорта углеводородного сырья и продуктов переработки.

Расчёты автора показали, что инвестиции в освоение Красноярского центра

газодобычи за период с 2015 по 2035 годы составят 300 166 млн руб., Ковыктинского центра

газодобычи — 736 579 млн руб., Западно-Якутского центра газодобычи вариант «ГПЗ, НХК –

Хабаровск» — 881 362 млн руб., вариант «ГПЗ - Ленск, ШФЛУ - ж/д поставки, НХК –

Хабаровск» — 782 802 млн руб., вариант «ГПЗ - Ленск, НХК - Усть-Кут» — 782 802 млн руб.,

вариант «ГПЗ - Ленск, ШФЛУ - продуктопровод, НХК – Хабаровск» — 895 362 млн руб.

233

Таблица 6.10 – Динамика капитальных вложений освоения Западно-Якутского центра газодобычи (Республика Саха (Якутия), Иркутская

область; вариант: ГПЗ - Ленск, ШФЛУ - ж/д поставки, НХК - Хабаровск)

Показатель / Год 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030 2035 Всего

Капитальные вложения, млн

руб. 1093 2087 22612 126136 137165 144931 108213 81126 52936 46004 36551 1260 3781 782802

ГРР, млн руб. 1093 2087 2544 3255 3630 3291 2678 1967 0 0 0 0 0 20546

Сейсморазведка 2Д 199 299 398 398 299 199 0 0 0 0 0 0 0 1792

Сейсморазведка 3Д 0 0 0 353 470 588 353 0 0 0 0 0 0 1763

Поисково-разведочное

бурение 894 1788 2146 2504 2862 2504 2325 1967 0 0 0 0 0 16991

Объекты бурения скважин 0 0 0 0 188 0 8456 8456 15784 13717 10899 376 1127 64641

Бурение скважин 0 0 0 0 163 0 7317 7317 13657 11869 9430 325 976 55931

Инженерное обеспечение

бурения 0 0 0 0 25 0 1139 1139 2127 1848 1469 51 152 8710

Объекты добычи и подготовки

газа 0 0 0 0 442 0 19903 19903 37152 32287 25652 885 2654 152146

Кусты газовых скважин и

подъездные автодороги к ним 0 0 0 0 102 0 4569 4569 8529 7412 5889 203 609 34929

Сбор газа 0 0 0 0 57 0 2555 2555 4769 4144 3293 114 341 19530

ГП 0 0 0 0 113 0 5075 5075 9474 8233 6541 226 677 38797

ДКС на ГП 0 0 0 0 92 0 4160 4160 7766 6749 5362 185 555 31802 Промбазы ГП 0 0 0 0 12 0 526 526 982 853 678 23 70 4022 Энергоснабжение 0 0 0 0 15 0 684 684 1278 1110 882 30 91 5232 Прочие затраты 0 0 0 0 52 0 2333 2333 4355 3785 3007 104 311 17835

Транспорт 0 0 20068 87081 88054 57041 8027 0 0 0 0 0 0 260270 Газопроводы-отводы 0 0 2250 2700 1800 1350 900 0 0 0 0 0 0 9000 Конденсатопроводы-отводы 0 0 1958 2349 1566 1175 783 0 0 0 0 0 0 7830 Продуктопровод "Ленск -

Усть-Кут" 0 0 15860 19032 12688 9516 6344 0 0 0 0 0 0 63440

Газопровод "Ленск -

Сковородино" 0 0 0 63000 72000 45000 0 0 0 0 0 0 0 180000

ГПЗ, НХК 0 0 0 33050 41550 82400 67500 49700 0 0 0 0 0 274200

ГПЗ 0 0 0 8500 17000 34000 25500 25500 0 0 0 0 0 110500

Пиролиз 0 0 0 8900 8900 17800 26700 8900 0 0 0 0 0 71200 Ароматизация 0 0 0 350 350 0 0 0 0 0 0 0 0 700 Полимеризация 0 0 0 15300 15300 30600 15300 15300 0 0 0 0 0 91800

ПХГ 0 0 0 2750 3300 2200 1650 1100 0 0 0 0 0 11000


233

234

Расчёт эксплуатационных затрат добычи, транспортировки и переработки

углеводородного сырья. Эксплуатационные затраты состоят из следующих элементов:

производственные затраты добычи газа и конденсата, производственные затраты

газофракционирования, производственные затраты пиролиз, производственные затраты

ароматизации, производственные затраты полимеризации, хранение гелия, амортизационные

отчисления, транспортировка газа и продуктов переработки (Таблица 6.11).

Таблица 6.11 – Удельные эксплуатационные затраты, руб./т

Наименование затрат Значение

Производственные затраты добычи газа и конденсата 180

Производственные затраты газофракционирования 200

Производственные затраты на пиролиз 8790

Производственные затраты ароматизации 10281

Производственные затраты полимеризации 9214

Хранение гелия 3,85

Амортизационные отчисления, % 6%

Прочие расходы с учетом затрат на финансирование мероприятий по улучшению

условий и охраны труда и окружающей среды 10%


Нормативы затрат в освоение перспективного участка недр получены на основе анализа

и обобщения проектной и сметной документации разработки месторождений, а также с учётом

обработки годовой и бухгалтерской отчётности (по российским и международным стандартам)

компаний-недропользователей, осуществляющих разработку месторождений со схожими

природно-климатическими и горно-геологическими условиями эксплуатации.

Амортизационные отчисления рассчитываются в соответствии со ст. 256-259

«Налогового кодекса Российской Федерации (часть вторая)» от 05.08.2000 № 117-ФЗ в

действующей редакции. Классификация основных средств по амортизационным группам и

выбор срока полезного использования оборудования осуществляется в соответствии с

Постановлением Правительства РФ «О классификации основных средств, включаемых в

амортизационные группы» от 01.01.2002 № 1 в действующей редакции.

Производственные затраты добычи газа и конденсата рассчитаны с помощью норматива

(60 руб./т у. т), включают основные и вспомогательные материалы непосредственно

задействованные в процессе добычи нефти, а также электроэнергию и топливо, поставляемые

со стороны.

Расходы на оплату труда производственного персонала рассчитывались исходя из

численности и среднегодовой заработной платы одного работающего — 720 тыс. руб. (60 тыс.

руб./мес × 1 чел. × 12 мес.). Норматив численности рабочих – 4 человека на одну скважину.

235

Расходы на капитальный ремонт скважин, необходимый для поддержания базовой

добычи природного газа, газового конденсата и нефти, определяются в соответствии с

действующим фондом скважин, требующие по мере износа обязательного ремонта. Средняя

удельная стоимость капитального ремонта составляет 3,0 млн руб. на одну скважину в год.

Эксплуатационные затраты формируют себестоимость продукции с учётом

транспортной составляющей. В структуре себестоимости основная доля затрат приходится на

амортизационные отчисления (30-40%) и расходы по транспортировке сырья (30-60%). Расходы

по транспортировке тем выше, чем больше доля поставок газа на экспорт, что обусловлено

значительной удалённостью газоносных недр Восточной Сибири и Дальнего Востока от рынков

сбыта энергоресурсов (Таблица 6.12).

Расчёты автора показали, что эксплуатационные затраты освоения Красноярского

центра газодобычи за период с 2015 по 2035 годы составят 759 231 млн руб., Ковыктинского

центра газодобычи — 1 812 922 млн руб., Западно-Якутского центра газодобычи вариант

«ГПЗ, НХК – Хабаровск» — 2 159 358 млн руб., вариант «ГПЗ - Ленск, ШФЛУ - ж/д поставки,

НХК – Хабаровск» — 1 923 952 млн руб., вариант «ГПЗ - Ленск, НХК - Усть-Кут» — 1 874 652

млн руб., вариант «ГПЗ - Ленск, ШФЛУ - продуктопровод, НХК – Хабаровск» — 1 994 154 млн

руб.

Оценка экономической эффективности освоения центров газодобычи Восточной

Сибири и Дальнего Востока.

Расчет показателей эффективности инвестиций в освоение центров газодобычи Восточной

Сибири и Дальнего Востока учитывает горно-геологические, технологические и маркетинговые

особенности освоения нефтегазоносных районов Восточной Сибири.

Ценовые параметры и стоимости затрат капитального строительства и текущих расходов

рассчитаны в рублёвом эквиваленте, в постоянных ценах с учетом современного состояния

внутреннего регионального рынка и согласно постановлениям Федеральной службы по тарифам РФ

в области регулирования тарифов естественных монополий в сфере транспортировки


Цены природного газа, конденсата и продуктов их переработки при реализации на

региональный и мировой рынки приняты на основе ценовых индикаторов, заложенных в

Энергостратегии РФ и постановлениях ФСТ, как главного органа регулирования отношений

субъектов естественных монополий, в том числе в сферах газодобычи и транспортировки

природного газа [161, 163].

236

236

Таблица 6.12 – Динамика эксплуатационных затрат освоения Западно-Якутского центра газодобычи (Республика Саха (Якутия),

Иркутская область; вариант: ГПЗ - Ленск, ШФЛУ - ж/д поставки, НХК - Хабаровск)

Показатель / Год 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030 2035 Всего

Эксплуатационные затраты,

млн руб. 66 191 1573 9186 17538 26183 46137 64690 92398 117789 136502 138862 148128

192395

2

Производственные затраты

добычи газа и конденсата 0 0 0 10 29 21 1063 2115 4046 5765 7117 7294 7990 94838


газофракционирования 0 0 0 12 32 23 1181 2350 4496 6406 7908 8104 8877 105376


пиролиз 0 0 16 27 74 55 3383 6782 12784 18503 22443 22899 24702 297550


ароматизации 0 0 5 9 25 18 1045 2072 3871 5593 6756 6910 7520 90016


полимеризации 0 0 0 0 0 0 2906 5813 10934 15820 19170 19571 21153

254298

Хранение гелия 0 0 0 1 2 2 34 65 123 173 214 228 282 3026

Амортизационные

отчисления 66 191 1548 9116 17346 26041 32534 37402 40578 43338 45531 45834 46968 714826

Транспортировка газа от

месторождений до ГПЗ (г.

Ленск) 0 0 0 4 10 7 361 716 1370 1950 2409 2468 2703 32096

Транспортировка газа по

газопроводу "Ленск -

Сковородино" 0 0 0 0 0 0 2581 5272 10229 14509 17995 18449 20243 239552

Транспортировка ШФЛУ по

продуктопроводу "Ленск -

Усть-Кут" 0 0 0 1 2 2 105 210 395 571 692 707 764 9190

Транспортировка ШФЛУ по

железной дороге (Усть-Кут -

Хабаровск) 0 0 4 6 17 12 754 1508 2837 4105 4974 5078 5488 66019

Транспортировка продуктов

нефтехимии по железной

дороге (Хабаровск - Находка) 0 0 0 0 0 0 62 123 232 335 406 415 448 5387

Транспортировка

конденсата по трубопроводу

(Ленск - ВСТО) 0 0 0 0 0 0 2 4 7 12 14 14 16 187

Прочие расходы с учетом

затрат на финансирование

мероприятий по улучшению

условий и охраны труда

0 0 0 0 1 1 128 258 495 708 871 892 975 11590


237

Экономическая эффективность оценивалась с использованием системы показателей,

отражающих деятельность предприятия применительно к условиям рыночной экономики [166, 193,

194]. Расчет показателей эффективности инвестиций в освоение проведен в соответствии с

«Методическими рекомендациями по оценке экономической эффективности инвестиционных

проектов (вторая редакция)», утвержденных Постановлением Министерства экономики РФ,

Министерства финансов РФ и Государственного комитета по строительной, архитектурной и

жилищной политике N ВК 477 от 21.06.1999 г.

Для оценки эффективности, согласно рекомендациям, применяются следующие показатели:

дисконтированный поток денежной наличности (NPV);

внутренняя норма возврата капитальных вложений (IRR);

индекс доходности (PI);

срок окупаемости проекта с учётом дисконтирования и без учёта дисконтирования;

доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные

фонды).

Расчёты автора выполненые в постоянных ценах при ставке дисконтирования на уровне 10%

показали, что NPV освоения Красноярского центра газодобычи за период с 2015 по 2035 гг.

составит 25 754 млн руб., Ковыктинского центра газодобычи — 108 402 млн руб., Западно-

Якутского центра газодобычи вариант «ГПЗ, НХК – Хабаровск» — 82 106 млн руб., вариант «ГПЗ

- Ленск, ШФЛУ - ж/д поставки, НХК – Хабаровск» — 166 532 млн руб., вариант «ГПЗ - Ленск, НХК

- Усть-Кут» — 177 396 млн руб., вариант «ГПЗ - Ленск, ШФЛУ - продуктопровод, НХК –

Хабаровск» — 113 153 млн руб. (Таблица 6.13).

Оценка бюджетной эффективности освоения центров газодобычи. Интенсивное

освоение Восточной Сибири и Дальнего Востока является важным направлением эффективного

социально-экономического развития России, которое имеет существенное социальное,

финансовое и геостратегическое значение для страны. Добыча и переработка природного газа

востока России позволит создать эффективную промышленность, развитую социальную

инфраструктуру, значительно повысить уровень жизни населения.

При оценке экономической эффективности освоения центров газодобычи Восточной

Сибири и Дальнего Востока учитывались все налоги и сборы, действующие согласно

Налоговому кодексу РФ. Ставки платежей, размеры отчислений по налогам и налогооблагаемая

база для расчета издержек производства представлены в таблице 6.14.

238

Таблица 6.13 – Сводные технико-экономические показатели освоения Восточной Сибири и Дальнего Востока

Показатель

Варианты освоения Западно-Якутского центра газодобычи (Республика Саха

(Якутия), Иркутская область) Красноярский центр

газодобычи (ГПЗ - Собинское, Юрубченское,

НХК - Богучаны)

Ковыктинский центр

газодобычи (ГПЗ - Саянск,

НХК - Ангарск) ГПЗ, НХК -

Хабаровск

ГПЗ - Ленск, ШФЛУ - ж/д

поставки, НХК -

Хабаровск

ГПЗ - Ленск,

НХК - Усть-Кут

ГПЗ - Ленск, ШФЛУ -

продуктопровод, НХК - Хабаровск

Добыча газа, млрд куб.м

- всего за период 520,7 520,7 520,7 520,7 123,4 426,1

- максимальная 43,9 43,9 43,9 43,9 8,7 35,0

Добыча конденсата, тыс. т

- всего за период 6 136,1 6 136,1 6 136,1 6 136,1 8 935,3 11 024,3

- максимальная 523,6 523,6 523,6 523,6 662,0 905,5

Количество скважин, подлежащих бурению, шт. 344 344 344 344 72 273

Выручка от реализации, млн руб. 5 795 171 5 795 171 5 795 171 5 795 171 1 761 336 4 935 468

Капитальные вложения, млн руб. 881 362 782 802 782 802 895 362 300 166 736 580

в том числе:

ГРР 20 546 20 546 20 546 20 546 5 406 21 593

Объекты бурения скважин 64 641 64 641 64 641 64 641 13 529 51 299

Объекты добычи и подготовки газа 152 146 152 146 152 146 152 146 31 844 120 744

Транспорт 358 830 260 270 260 270 372 830 146 886 253 144

ГПЗ, НХК 274 200 274 200 274 200 274 200 99 500 279 800

ПХГ 11 000 11 000 11 000 11 000 3 000 10 000

Эксплуатационные затраты, млн руб. 2 159 358 1 923 952 1 874 626 1 994 154 759 232 1 812 922

Налоги, млн руб. 2 444 357 2 470 281 2 479 471 2 478 430 605 064 1 952 699

Чистая прибыль, млн руб. 1 295 733 1 480 564 1 520 091 1 432 538 422 853 1 211 762

CF, млн руб. 1 228 987 1 412 588 1 452 114 1 369 853 421 521 1 139 335

NPV, млн руб. 82 106 166 532 177 396 113 153 25 754 108 402

IRR, % 12% 15% 15% 13% 12% 14%

Дисконтированный срок окупаемости (с начала

реализации проекта - 2014 год) 17 15 15 17 17 16

Дисконтированный срок окупаемости (с начала

реализации продукции ГПЗ, НХК - 2020 год) 11 9 9 11 11 10

Срок окупаемости без учёта дисконтирования (с начала

реализации проекта - 2014 год) 13 12 12 12 12 13

Срок окупаемости без учёта дисконтирования (с начала

реализации продукции ГПЗ, НХК - 2020 год) 7 6 6 6 6 7

Индекс рентабельности 1,2 1,4 1,4 1,2 1,1 1,3


238

239

Таблица 6.14 – Платежи, налоги, отчисления

Показатель Значение Налогооблагаемая база

Экспортная пошлина 30% Таможенная стоимость

Налог на добычу полезных ископаемых, газ, руб/1000куб.м 147 Объем добычи газа

Налог на добычу полезных ископаемых, конденсат, % 17,5% Стоимостное выражение добытого

конденсата

Налог на добавленную стоимость, % 18% Выручка от реализации

Налог на прибыль, % 20% Прибыль организации

Налог на имущество, % 2,2% Остаточная стоимость имущества

Подоходный налог, % 13% ФОТ

Единый социальный налог 26% ФОТ

Источник: составлено автором по данным: «Налоговый кодекс Российской Федерации (часть первая)» от

31.07.1998 N 146-ФЗ (ред. от 28.06.2014); «Налоговый кодекс Российской Федерации (часть вторая)» от 05.08.2000

N 117-ФЗ (ред. от 21.07.2014).

По всем центрам газодобычи рассчитана бюджетная эффективность, указывающая на

безусловную привлекательность реализации этих проектов как для федерального бюджета, так

и для бюджетов других уровней.

Как показали расчёты автора, в структуре дохода государства основной вклад внесут

экспортная пошлина и налог на прибыль.

Расчёты автора показали, что бюджетная эффективность освоения Красноярского

центра газодобычи за период с 2015 по 2035 гг. составит 605 064 млн руб., в том числе в

федеральный бюджет — 435 745 млн руб., в региональный бюджет — 83 740 млн руб., в

местный бюджет — 78 366 млн руб., во внебюджетные фонды — 7 213 млн руб.

Бюджетная эффективность освоения Ковыктинского центра газодобычи за период с

2015 по 2035 гг. составит 1 952 699 млн руб., в том числе в федеральный бюджет — 1 496 943

млн руб., в региональный бюджет — 225 570 млн руб., в местный бюджет — 212 963 млн руб.,

во внебюджетные фонды — 17 223 млн руб.

Бюджетная эффективность освоения Западно-Якутского центра газодобычи за период

с 2015 по 2035 гг. по варианту «ГПЗ, НХК – Хабаровск» — 2 444 357 млн руб., вариант «ГПЗ -

Ленск, ШФЛУ - ж/д поставки, НХК – Хабаровск» — 2 470 281 млн руб., вариант «ГПЗ - Ленск,

НХК - Усть-Кут» — 2 479 471 млн руб., вариант «ГПЗ - Ленск, ШФЛУ - продуктопровод, НХК

– Хабаровск» — 2 478 430 млн руб.

Предполагается, что социально-экономический эффект от освоения центров газодобычи

Восточной Сибири и Дальнего Востока будет происходить по следующим основным

направлениям:

создание инфраструктуры производственного назначения имеет важный

социально-экономический эффект (транспортные коммуникации, связь, объекты тепло- и

электроэнергетики), что, с одной стороны, повышает качество жизни населения, а с другой -

формирует благоприятный деловой и инвестиционный климат;

240

прямое участие добывающих компаний в финансировании объектов социально-

культурного назначения на территории областей;

создание дополнительных рабочих мест на производственных объектах с

первоочередным вовлечением в хозяйственную деятельность местного населения,

поддержанием высокого уровня оплаты труда, обеспечение социального развития и рабочего

снабжения;

участие в создании и непосредственная организация объектов коммунально-

бытовой сферы (предприятия общественного питания, бани, больницы, школы и т.д.) с

первоочередным вовлечением местного населения;

участие в развитии, создании и непосредственная организация производств

смежного назначения (нефтепереработка, нефтехимия, энергетика) с первоочередным

вовлечением местного населения и предприятий, приоритетным использованием российских

технологий;

участие в развитии, создании и непосредственная организация производств,

связанных с традиционными народными промыслами и использованием неуглеводородных и

неископаемых природных ресурсов (грибной промысел, деревообработка, добыча и обработка

природного камня и др.) с первоочередным вовлечением местного населения и обеспечением

продвижения продукции как на местном и сибирском, так и на общероссийском и

международном рынках;

развитие системы тепло - и электроэнергообеспечения;

регулярные налоговые платежи в бюджеты области, а также федеральный бюджет

и внебюджетные фонды.

6.3 Сводные характеристики рекомендованного варианта

Западно-Якутский центр газодобычи. При выборе рекомендуемого варианта освоения

нефтегазового потенциала Западно-Якутского центра газодобычи автор руководствовался

следующими основными критериями:

1) уровень экономической эффективности реализации вариантов освоения;

2) наиболее полное извлечение всех компонентов природного газа и максимальная

эффективность их использования;

3) оптимальная схема размещения инфраструктуры переработки и реализации –

приближенность к рынкам сбыта, существующей транспортной инфраструктуре;

4) наибольший мультипликативный эффект для регионов добычи, переработки, а

также транспорта (транзитные регионы).

241

В рамках рекомендуемого варианта освоения месторождений природного газа

Республики Саха (Якутия) (вариант «ГПЗ - Ленск, ШФЛУ - ж/д поставки, НХК – Хабаровск»)

предполагается, что добываемый газ будет перерабатываться в районе Ленска. Это позволит

выделить из природного жирного высококонденсатного газа: энергетический газ (сухой газ,

метан), этан, ШФЛУ, а также конденсат.

Для утилизации гелия предполагается, что на первом этапе будет построено подземное

хранилище гелия. До 2030 г. гелий будет накапливаться в хранилище в качестве

стратегического запаса, реализация гелия из природного газа месторождений Республики Саха

(Якутия) в этот период предполагается. Внутренняя потребность и спрос на международных

рынках, прежде всего рынок АТР, будут удовлетворены за счёт гелия, выделенного из

природного газа месторождений Красноярского края и Иркутской области.

После переработки сухой энергетический газ будет поставляться по газопроводу «Сила

Сибири» с последующим экспортом в Китай.

Выделенные компоненты (ШФЛУ совместно с этаном) будут поставляться по

продуктопроводу на юг, в район Усть-Кута, где широкая фракция легких углеводородов будет

перегружаться в цистерны и транспортироваться по железнодорожной ветке БАМа на Дальний

Восток.

Поскольку расхождение по NPV между проектом строительства НХК в Хабаровске (166,

5 млрд руб.) и в г. Усть-Кут (177,4 млрд руб.) незначительно (6,6%, в пределах точности

оценки), оба варианта можно рассматривать, как равно эффективные. В этой ситуации в

качестве рекомендуемого был выбран вариант размещения нефтехимического комплекса по

переработке этана и пропан-бутановой фракции в г. Хабаровске. Остальные варианты, как

менее эффективные и ведущие к потерям ценного сырья, были отклонены. При актуализации

концепции и разработке на ее основе программы варианты размещения НХК в г. Хабаровске и в

г. Усть-Кут потребуют специального рассмотрения, и окончательный выбор должен быть

сделан на основе более детального и более точного экономического обоснования.

Реализация варианта строительства НХК в Хабаровске и транспорта ШФЛУ по трассе

Чаяндинское – Усть-Кут (продуктопровод) – Хабаровск (БАМ) позволит:

1) избежать потерь гелия, который будет закачиваться в природные хранилища в

районе Ленска;

2) отказаться от строительства трубопровода для транспортировки многофазного

газа, который увеличит риски потерь, аварий и простоев, потребует новых инженерно-

технических решений, а также увеличит потери ШФЛУ при транспортировке;

3) размещать нефтехимическое производство будет максимальнно приближено к

основным рынкам сбыта;

242

4) максимально загрузить БАМ, что, несомненно, даст значительный

мультипликативный эффект для развития восточных регионов России;

5) создать новые рабочие места с привлечением широкого круга специалистов в

области газопереработки, нефтехимии, а также систем транспорта.

Инвестиции в освоение рекомендуемого варианта составят 782 млрд руб.,

эксплуатационные затраты — 1 923 млрд руб., чистая приведенная стоимость — 166 млрд руб.

внутренняя норма доходности — 15 %.

Ковыктинский центр. C учетом целесообразности формирования газотранспортной

инфраструктуры, наличия рынков сбыта целесообразна организация поставок газа

Ковыктинского месторождения в западном направлении с подключением к Единой системе

газоснабжения России и далее с организацией экспортных поставок в Китай.

Для переработки газа месторождений Ковыктинского центра газодобычи, который

пойдет в ЕСГ, планируется построить завод в Саянске. Также в районе Ангаро-Саянского

центра предполагается организация нефтехимического производства.

Основная часть извлекаемого гелия будет закачиваться в хранилище, другая часть будет

сжижаться на установке по сжижению гелия на ГПЗ и поставляться на внутренний рынок и на

экспорт.

Инвестиции в освоение рекомендуемого варианта составят около 736,58 млрд руб.,

эксплуатационные затраты — 1 812,92 млрд руб., чистая приведенная стоимость — 108,4 млрд

руб., внутренняя норма доходности — 14 %.

Красноярский центр газодобычи. C учетом целесообразности формирования

газотранспортной инфраструктуры, наличия рынков сбыта целесообразна организация поставок

газа с Юрубчено-Тохомской и Собинско-Пайгинской зон на юг, в район Богучан. Учитывая

относительно различный состав газов ЮТЗ и Собинского месторождения, прежде всего,

высокое содержание азота на последнем, необходимо организовать газопереработку и

газоразделение непосредственно в районе промыслов.

Далее сухой энергетический газ с Юрубчено-Тохомской и Собинско-Пайгинской зон

будет поступать по газопроводам в Богучаны, откуда протянется совместный газопровод до

Нижней Поймы с врезкой в проектируемый газопровод «Ковыктинское-Проскоково».

После переработки будет выделена широкая фракция легких углеводородов, которая

будет транспортироваться по трубопроводам в район Богучан. Конденсат с Юрубчено-

Тохомского месторождения будет поступать в нефтепроводную систему ВСТО, с Собинско-

Пайгинского центра – по планируемому конденсатопроводу.

В Богучанах целесообразно строительство нефтехимического комплекса.

243

Инвестиции в освоение рекомендуемого варианта составят около 300,16 млрд руб.,

эксплуатационные затраты — 759,2 млрд руб., чистая приведенная стоимость — 25,7 млрд руб.

внутренняя норма доходности — 12 %.

Восточная Сибирь и Республика Саха (Якутия). Всего по Восточной Сибири и

Дальнему Востоку добыча природного газа в период с 2010 по 2030 гг. составит 1 070 млрд куб.

м, максимальный годовой уровень добычи — 87,6 млрд куб м.

Инвестиции в воспроизводство минерально-сырьевой базы, добычу, строительство

трубопроводной инфраструктуры и мощностей по газопереработке и нефтехимии в Восточной

Сибири и на Дальнем Востоке составят 1 819 млрд руб.

Выручка от реализации природного газа, продуктов газопереработки и нефтехимии

составит 12 491 млрд руб., чистая прибыль — 3 115 млрд руб., NPV — 300 млрд руб.


6.4 Меры государственной поддержки (механизмы и направления

государственной поддержки, участие государства и компаний в

финансировании проектов на востоке России, предложения по

стимулированию развития)

Для реализации Концепции комплексного освоения ресурсного потенциала и

формирования новых крупных центров газовой и нефтяной промышленности на территориях

Восточной Сибири и Дальнего Востока с учётом геологических, социально-экономических,

организационно-правовых и экологических аспектов недропользования предусмотрена система

мероприятий государственного регулирования, с использованием комплекса мер

государственно-частного партнерства (ГЧП).

Организационно-правовые механизмы поддержки программ государственно-частного

партнерства предусматривают предоставление субсидий, целевого государственного

финансирование и льготное кредитование [107]. В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке

государство участвует в финансировании геологоразведочных работ на региональном этапе,

формировании нефте- и газопроводного транспорта, автомобильных и железнодорожных путей

сообщения, через контролируемые государством компании «Газпром» и «Роснефть» в

проведении ГРР на лицензионных участках недр, освоении месторождений нефти и газа.

244

Таблица 6.15 – Сводные технико-экономические показатели освоения Восточной Сибири и Дальнего Востока

Показатель Западно-Якутский центр

газодобычи

Красноярский центр




Всего по Восточной

Сибири и Дальнему

Востоку

Добыча газа, млрд куб.м

- всего за период 520,7 123,4 426,1 1 070,3

- максимальная 43,9 8,7 35,0 87,6

Добыча конденсата, тыс. т

- всего за период 6 136,1 8 935,3 11 024,3 26 095,8

- максимальная 523,6 662,0 905,5 2 091,1

Количество скважин, подлежащих бурению, шт. 344 72 273 689

Выручка от реализации, млн руб. 5 795 171 1 761 336 4 935 468 12 491 975

Капитальные вложения, млн руб. 782 802 300 166 736 580 1 819 548

в том числе:

ГРР 20 546 5 406 21 593 47 545

Объекты бурения скважин 64 641 13 529 51 299 129 469

Объекты добычи и подготовки газа 152 146 31 844 120 744 304 734

Транспорт 260 270 146 886 253 144 660 300

ГПЗ, НХК 274 200 99 500 279 800 653 500

ПХГ 11 000 3 000 10 000 24 000

Эксплуатационные затраты, млн руб. 1 923 952 759 232 1 812 922 4 496 106

Налоги, млн руб. 2 470 281 605 064 1 952 699 5 028 044

Чистая прибыль, млн руб. 1 480 564 422 853 1 211 762 3 115 179

CF, млн руб. 1 412 588 421 521 1 139 335 2 973 445

NPV, млн руб. 166 532 25 754 108 402 300 687


244

К конкретным мероприятиям реализации Концепции с учетом особенностей

современной институциональной среды и организационно-экономических условий для

последовательной реализации поставленных задач относятся:

1. Повышение эффективности и расширение региональных геологоразведочных работ и

лицензирования территорий Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия).

2. Подготовка и освоение запасов природного газа, нефти, попутных и растворенных

компонентов.

3. Организация новых и развитие существующих нефте- и газоперерабатывающих,

нефте- и газохимических производств, создание гелиевой промышленности.

4. Комплексная разработка запасов твёрдых полезных ископаемых в районах добычи и

транспортировки углеводородного сырья, создание общерайонной инфраструктуры.

5. Достижение максимальных социальных эффектов от добычи, переработки и

транспортировки полезных ископаемых, в частности для населения Восточной Сибири и

Дальнего Востока, создание условий для получения наибольших мультипликативных эффектов

от реализуемых проектов.

Современные тенденции развития законодательства в области регулирования НГК

России. В настоящее время регулирование недропользования в России осуществляется в

рамках (1) Конституции РФ, (2) Гражданского кодекса РФ и Налогового кодекса РФ, (2)

специальных федеральных законов, определяющих общие принципы недропользования и

функционирования НКГ в стране, (3) отдельными законами и подзаконными актами и

нормативными документами, а также (4) рядом государственных, региональных и отраслевых

стратегических документов развития нефтегазовой отрасли России в целом и отдельных

территорий.

Основными законами РФ в недропользовании являются Федеральный закон Российской

Федерации от 21 февраля 1992 г. № 2395-I, Федеральный закон от 30 ноября 1995 г. № 187-ФЗ

«О континентальном шельфе Российской Федерации», Федеральный закон от 30 декабря 1995

г. № 225-ФЗ «О соглашениях о разделе продукции».

Закон «О недрах» регулирует отношения, возникающие в процессе изучения,

использования и охраны недр территории РФ, ее континентального шельфа и морской

исключительной экономической зоны, а также отходов горнодобывающего и связанных с ним

перерабатывающих производств, торфа, сапропелей и иных специфических минеральных

ресурсов.

Закон «О континентальном шельфе Российской Федерации» регламентирует порядок

изучения, разведки и разработки минеральных ресурсов на участках континентального шельфа,

246

изучения и использования живых ресурсов, определяет статус континентального шельфа РФ,

суверенные права и юрисдикцию РФ на ее континентальном шельфе.

Закон «О соглашениях о разделе продукции» устанавливает правовые основы отношений,

возникающих в процессе осуществления российских и иностранных инвестиций в поиски,

разведку и добычу минерального сырья на территории РФ, а также на континентальном шельфе

и (или) в пределах исключительной экономической зоны РФ на условиях соглашений о разделе

продукции. Закон регулирует и определяет основные правовые условия заключения,

исполнения и прекращения соглашений СРП.

Развитие инновационных направлений топливно-энергетического комплекса должно

определяться соответствующим совершенствованием законодательного обеспечения.

Законодательное развитие НГК включает в себя ряд направлений, где центральное место

занимает налоговое, таможенное и финансовое стимулирование (Рисунок 6.8).

Рисунок 6.8 – Направления законодательного обеспечения инновационного развития

нефтегазового комплекса России Источник: составлено автором

Налоговое регулирование НГК

Последние годы было проведено существенное количество законодательных инициатив,

направленных на изменения, связанные, прежде всего, с налоговым регулированием [12, 117,

247

134, 135, 171, 188, 200, 249-253]. Процесс налогового регулирования в НГК проходит в двух

основных направлениях.

Во-первых, происходит усиление общего налогового бремени на НГК России.

Налоговые отчисления нефтегазовых компаний в структуре федерального бюджета,

только в части налога на добычу полезных ископаемых и экспортной пошлины, формирующие

так называемые нефтегазовые доходы, составили 50,2 % в 2012 г., увеличившись с 42,1 % в

2008 г. [106].

На фоне низких темпов роста добычи углеводородов, рост нефтегазовых доходов

поддерживается за счёт увеличения и перераспределения налогового бремени в части

специфических для отрасли налогов – НДПИ, экспортной пошлины и акцизов. Налоговая

нагрузка на компании НГК в целом выросла с 33,8 % в 2008 г. до 44,1 % в 2012 г.

Во-вторых, изменение налогового законодательства происходит в соответствии с

проблемами, стоящими перед нефтяной и газовой отраслями. Процесс осуществляется путём

диверсификации ставок существующих специфических для НГК налогов в зависимости от

горно-геологических и технико-экономических условий недропользования и предоставления

льгот отдельным категориям месторождений.

Налоговое регулирование НГК осуществляется, прежде всего, за счет налога на добычу

полезных ископаемых в части:

стимулирования разработки месторождений в новых, труднодоступных и

инфраструктурно слабо развитых регионах;

стимулирования вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти;

предоставления льгот при добыче нефти с особыми физико-химическими

свойствами.

А также рядом налоговых льгот и исключений по налогу на прибыль, налогу на

имущество, налогу на прибыль, акцизам и другим налогам.

Налог на добычу полезных ископаемых

В настоящее время основным налогом в сфере добычи углеводородов является налог на

добычу полезных ископаемых (НДПИ), обеспечивающий около 20 % поступлений в

федеральный бюджет России. Налог был введён в 2002 г. для нефти и в 2004 г. для природного

газа и газового конденсата. Кардинально была изменена система изъятия и перераспределения

ренты, введена единая (недифференцированная) повышенная ставка – НДПИ заменил

действовавшие до этого платежи за пользование недрами, отчисления на воспроизводство

минерально-сырьевой базы и акциз на нефть, газовый конденсат и природный газ.

248

Нефть. В соответствии с динамикой мировых цен на нефть, а также текущим валютным

курсом рубля относительно доллара происходит ежегодное увеличение ставки НДПИ на нефть

и газовый конденсат в России. В 2012 г. среднегодовая ставка налога на добычу нефти

составила 5065 руб./т, что на 13,7 % выше уровня 2011 г. и связано с увеличением базовой

ставки для расчета НДПИ и снижением среднегодового курса рубля к доллару. В то же время в

2011 г. средняя ставка выросла на 44,9% по сравнению с предыдущим годом.

Совершенствование законодательства по налогу на добычу полезных ископаемых

проходит по двум основным направлениям: стимулирования разработки месторождений в

новых, труднодоступных и инфраструктурно слабо развитых регионах и стимулирования

вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти, предоставление льгот при добыче

нефти с особыми физико-химическими свойствами.

Так, с целью стимулирования добычи углеводородов в новых регионах России,

характеризующихся сложными горно-геологическими условиями и отсутствием развитой

инфраструктуры, введена льготная система налогообложения по НДПИ. В настоящее время

нулевая ставка НДПИ действует при добыче нефти на участках недр, расположенных

полностью или частично в границах Республики Саха (Якутия), Иркутской области,

Красноярского края. Кроме того, льгота распространяется на месторождения, располагающиеся

за полярным кругом в пределах внутренних морских вод и на континентальном шельфе, а

также на территории Ненецкого автономного округа, полуострове Ямал в ЯНАО, в Азовском и

Каспийском морях, в Черном море, в Охотском море.

Для повышения рентабельности разработки месторождений вязкой и сверхвязкой нефти

в период 2006–2008 гг. приняты поправки о введении нулевой ставки по НДПИ для нефти

вязкостью более 200 мПахс (в пластовых условиях).

В 2013 г. принят закон, регламентирующий дифференциацию ставок налога на добычу

полезных ископаемых для трудноизвлекаемой нефти в зависимости от показателя

проницаемости коллектора, степени выработанности месторождения, размера

нефтенасыщенного пласта. Вводятся понижающие коэффициенты для низкопористых и

немощных коллекторов, а также устанавливается нулевая ставка НДПИ для тех свит, которые

аналогичны сланцевой нефти.

Природный газ. До 2012 г. изменения в налогообложении газовой отрасли практически

отсутствовали, уровень налоговой нагрузки оставался на существенно более низком уровне

относительно нефтяной отрасли. С начала введения НДПИ на природный газ в 2004 г. на

уровне 107 руб./куб. м до настоящего времени повышение ставки было в 2005 г. (135 руб./тыс.

куб. м), а, с 2006 г. до 2012 г. оставалось на уровне 147 руб./тыс. куб. м. Но в 2011 г. впервые за

последние 11 лет была существенно повышена ставка НДПИ для природного газа. Однако

249

наиболее серьезные изменения в налогообложении добычи газообразных углеводородов

произошли в минувшем году. В 2012 г. в Налоговый кодекс РФ были внесены изменения,

предусматривающие поэтапное повышение ставки НДПИ на природный газ с 509 руб./тыс. куб.

м в 2012 г. до 788 руб./тыс. куб. м в 2015 г.

Эти ставки определены только для «Газпрома» как собственника объектов Единой

системы газоснабжения. В связи с высоким уровнем монополизации газовой отрасли,

ограничениями по доступу к газотранспортной инфраструктуре и рынкам сбыта, для остальных

организаций базовые ставки НДПИ корректируются понижающими коэффициентами,

увеличивающимися с 0,455 в 2013 г. до 0,701 в 2015 г. Таким образом, предполагается

постепенное сближение налоговых ставок для «Газпрома» и прочих газодобывающих компаний

путем увеличения понижающего коэффициента.

С 2014 г. предполагается введение расчетной формулы для НДПИ на газ и газовый

конденсат, что отражает дифференциацию налогообложения в зависимости от природно-

климатических и технико-экономических условий газодобычи и соответствует решению

основных проблем, стоящих перед современным нефтегазовым комплексом России – смена

географии добычи, изменение состава добываемых углеводородов, усложнение условий

разработки месторождений. Формула будет учитывать многокомпонентный состав газа,

макроэкономические показатели, ценовую конъюнктуру на целевых рынках сбыта, а также

показатели экономической эффективности проектов по добыче газа. При этом базовая ставка

при добыче газа составит 35 руб. за 1 тыс. куб. м газа и 42 руб. за 1 т газового конденсата.

Акцизы

В связи с усилением экологического контроля качества нефтепродуктов ставки акцизов

дифференцированы в соответствии с классами моторных топлив. Предусмотрены повышенные

ставки для автомобильного бензина и дизельного топлива, не соответствующие классу 3, 4, 5, и

существенно более низкие (в 2 раза) ставки на моторные топлива, удовлетворяющие

экологическим стандартам. С 1 января 2013 г. действует запрет на оборот моторного топлива

класса 3.

Эти меры способствовали модернизации нефтеперерабатывающих заводов, увеличению

мощности и вводу установок вторичной переработки нефти, развитию инвестиционных

программ развития заводов, техническому перевооружению нефтеперерабатывающей отрасли в

целом.

Административное регулирование

Попутный нефтяной газ

250

Сжигание ПНГ наносит значительный экологический ущерб в районах нефтедобычи,

происходит загрязнение атмосферного воздуха, эмиссия парниковых газов – оксиды углерода,

азота и серы, а также сажи [128].

Решение проблемы возможно только за счет резкого усиления государственного и

общественного контроля за деятельностью нефтегазовых компаний, особенно при реализации

новых проектов. Фактором стимулирования деятельности нефтедобывающих компаний,

направленной на сокращение выбросов парниковых газов, является Постановление

Правительства РФ о доведении уровня использования ПНГ на предприятиях до 95%, а также

механизмы Киотского протокола, позволяющие предприятиям получать дополнительный доход

от продажи полученных в результате реализации инвестиционных проектов сокращений

выбросов в рамках утилизации оставшихся 5% ПНГ.

В целях реализации поручений Правительства РФ в соответствии с постановлением от

08.01.2012 (протокол N 7, пункт 2) по принятию мер для предотвращения загрязнения

атмосферного воздуха выбросами вредных (загрязняющих) веществ и сокращения эмиссии

парниковых газов, образующихся при сжигании попутного нефтяного газа, установить целевой

показатель сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках на 2012 г. и

последующие годы в размере не более 5 % от объема добытого попутного нефтяного газа.

Соответствующим постановлением установить, что с 1 января 2012 г. плата за выбросы

вредных (загрязняющих) веществ, образующихся при сжигании попутного нефтяного газа на

факельных установках, будет рассчитывается исходя из принятых коэффициентов.

Постановление Правительства РФ «О мерах по стимулированию сокращения

загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на

факельных установках» вступило в силу 1 января 2012 г.

Теперь при сжигании на факельных установках более 5% объема добытого попутного

нефтяного газа плата за выбросы вредных веществ, образующихся при этом, рассчитываются

как за сверхлимитное загрязнение.

С начала 2013 г. Правительство РФ повысило плату за нерациональное использование

ПНГ. Были установлены повышающие коэффициенты в формуле расчета платежей с 2013 г. на

уровне 12, а с 2014 г. – 25. В 2012 г. при расчете платежей использовался коэффициент 4,5. В

случае отсутствия системы учета ПНГ, соответствующей требованиям Министерства

энергетики РФ, плата за выбросы осуществляется с применением к нормативам платы за

выбросы дополнительного коэффициента, равного 120.

Таможенное регулирование

Нефтегазовый сектор тесно связан с добычей сырья и выпуском продукции,

востребованной на мировом рынке. Таможенное законодательно, связанное с изменением

251

экспортной пошлины, является важным механизмом регулирования параметров развития НГК,

стимулирования и усиления позиций на перспективных направлениях поставок на мировые

рынки сырья и готовой продукции.

Изменения в таможенном законодательстве 2010-2013 гг. протекали в двух

направлениях: стимулирующем в секторе добычи углеводородов (льготы по экспортной

пошлине получили вновь введённые месторождения с целью повышения коммерческой

эффективности их разработки) и ограничительном в области переработки нефти (для

повышения глубины переработки нефти на территории России и сокращения экспорта тёмных

нефтепродуктов введена повышенная пошлина на мазут).

Экспортная пошлина

Добыча углеводородов. В структуре доходов федерального бюджета, на долю экспортной

пошлины приходится 31,5 %. Среднегодовая экспортная пошлина в 2012 г. составила 404,3

долл./т, что на 1,1% ниже значения 2011 г. (408,9 долл./т). При этом в 2011 г. экспортная

пошлина увеличилась на 49,5 % по сравнению с 2010 г. и почти в 2,5 раза, по сравнению с 2009

г.

Основные изменения в таможенном законодательстве направлены на вовлечение в

разработку месторождений в новых и удалённых районах нефтегазодобычи на севере и востоке

страны, шельфе арктических морей, а также обеспечение рентабельности разработки

месторождений сверхвязкой и трудноизвлекаемой нефти.

В 2010–2013 гг. в качестве мер государственной поддержки были внесены ряд

изменений в налоговое законодательство России с целью дифференциации налогообложения в

части экспортной пошлины. Под эту законодательную инициативу попали компании,

работающие в новых районах нефтегазодобычи со сложными природно-климатическими

условиями (Восточная Сибирь, Ямал, шельфы арктических морей), ведущих разработку

месторождений со сверхвязкой и трудноизвлекаемой нефтью, а также месторождений с низкой

степень выработанности, т.е. на которых еще не ведется масштабная промышленная добыча.

Помимо этого льготные пошлины могут распространяться на нефть с особыми физико-

химическими характеристиками, добытую на территории Восточной Сибири и Республики

Саха (Якутия), Ненецкого автономного округа и п-ов Ямал.

Также льготы распространяются на месторождения на российском участке дна

Каспийского моря, в границах внутренних морских вод и на континентальном шельфе РФ, для

двух нефтегазоконденсатных месторождений имени В. Филановского и имени Ю. Корчагина на

Каспии и Приразломного месторождения на шельфе Печорского моря.

Переработка углеводородов. Кроме аспекта, связанного с добычей полезных

ископаемых, с помощью таможенных пошлин была проведена попытка стимулирования

252

повышения глубины переработки нефти и снижения экспорта «полупродуктов» -

низкокачественного мазута и дизельного топлива, которые применяются для дальнейшей

переработки за рубежом.

С 1 октября 2011 г. в России была введена новая система расчета экспортных пошлин на

нефть и нефтепродукты «60-66», направленная на стимулирование увеличения глубины ее

переработки – уменьшено налоговое бремя на экспорт сырой нефти, повышена ставка на

тёмные нефтепродукты и унифицирована со ставкой на светлые нефтепродукты.

Дополнительно в мае 2011 г. введена заградительная экспортная пошлина на бензин в размере

90 % от пошлины на нефть, а с 1 июня 2012 г. – и на прямогонный бензин.

Принятые меры по ограничению экспорта не имели положительного влияния на рынок

нефтепродуктов. Несмотря на общее сокращение экспорта нефти, в 2012 г. экспорт мазута

возрос на 1,7 % до 58 млн т. Таким образом, экспорт мазута для его дальнейшей переработки за

рубежом остаётся более выгодным, несмотря на увеличение пошлины на тёмные

нефтепродукты. Вследствие введённых «заградительных» экспортных пошлин на бензин и

нафту, экспорт бензина в 2012 г. сократился на 12,3 % до 3,6 млн т.

Финансовое стимулирование

Важным механизмом государственного стимулирования инвестиционной деятельности

является финансовое стимулирование, в частности как с помощью мер прямого и косвенного

воздействия (субсидирование части затрат, льготные кредиты, целевое кредитование,

поручительство по кредитам, льготы по аренде земельных участков), так и посредством

развития и стимулирования банковской сферы (привлечение иностранных инвестиций, допуск

на финансовый рынок РФ иностранных банков, льготное налогообложение прибыли при

кредитовании инновационных проектов, создание прозрачной рыночной конкуренции).

Направления совершенствования законодательства нефтегазового комплекса.

Несмотря на проведение целого комплекса законодательных мероприятий по

совершенствованию законодательного обеспечения развития нефтегазового комплекса России,

в настоящее время крайне неудовлетворительно решаются наиболее острые проблемы,

связанные с инновационным развитием отрасли.

Совершенствование законодательства необходимо проводить в двух направлениях –

стимулирующем и протекционистском. С одной стороны, необходимо предоставить льготы для

стимулирования вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов углеводородов,

обладающих особыми физико-химическими свойствами, располагающихся в слабо

инфраструктурно развитых регионах. В то же время ряд мер должен иметь протекционистский

характер, т.е. быть направлен на поддержание политики рационального недропользования, и

государство как собственник недр является гарантом комплексного и квалифицированного

253

использования всех полезных ископаемых, эффективного планирования геологоразведочных

работ и развития перерабатывающих производств на базе добытого сырья.

Основные стимулирующие и протекциониские меры законодательного регулирования

НГК в целом:

1. Обеспечение воспроизводства минерально-сырьевой базы

Для обеспечения расширенного воспроизводства минерально-сырьевой базы

углеводородов необходимо предусмотреть увеличение финансирования региональных

геологоразведочных работ, а также проводить жёсткий контроль за выполнением

лицензионных соглашений с целью обеспечения прироста запасов, обеспечивающего

расширенное воспроизводство, и своевременного ввода в разработку месторождений.

Преодоление дефицита финансирования затрат на воспроизводство минерально-

сырьевой базы возможно посредством создания специального «Фонда воспроизводства

минерально-сырьевой базы», пополняемого за счёт лимитированных отчислений из налога на

добычу полезных ископаемых или введения целевого налога.

2. Преодоление тенденции снижения добычи нефти в традиционных регионах

добычи, прежде всего, в Западной Сибири

Для стимулирования и поддержания добычи нефти и газа месторождений на

«падающей» стадии добычи необходимо предоставление льгот по налогу на добычу полезных

ископаемых, налогу на имущество, налогу на прибыль при разработке этих месторождений.

3. Стимулирование добычи нетрадиционных источников углеводородов

Особенностью современной минерально-сырьевой базы углеводородов является

ухудшение качества и исчерпаемость в традиционных районах нефтегазодобычи, а также

усложнение условий разведки и добычи нефти и газа в новых регионах на севере и востоке

страны, шельфе арктических и дальневосточных морей.

В этих условиях необходимо государственное участие в проведении широкомасштабных

геологоразведочных работ по поиску, оценке и разведке нетрадиционных источников

углеводородов. Приоритетными направлениями здесь являются геологическое изучение,

разведка и разработка сланцевой нефти баженовской свиты в Западной Сибири, битуминозных

отложений Оленёкского месторождения в Республике Саха (Якутия), доманикитовых

отложений в Европейской части России и др. А также налоговые и таможенные льготы при

разработке этих месторождений.

4. Полное извлечение всех попутных компонентов, содержащихся в добываемой

нефти и природном газе, и их рациональное использование

Рациональное использование всех полезных ископаемых должно стать приоритетом в

осуществлении государственной политики в нефтегазовой отрасли России. В настоящее время

254

неудовлетворительно решается вопрос с утилизацией гомологов метана, содержащихся в

природном и попутном нефтяном газе, являющихся ценным нефтехимическим сырьем. Кроме

того, остро строит вопрос утилизации гелия месторождений газа на востоке страны.

Гомологи метана. По мере роста добычи «жирного» газа в Западной Сибири и на

востоке страны, необходимо введение законодательного регулирования неквалифицированного

использования ценных компонентов природного газа (гомологов метана – этана, пропана,

бутана). Опираясь на позитивный опыт административного ограничения сжигания попутного

нефтяного газа, целесообразно вводить штрафные санкции при использовании

этансодержащего газа в энергетике с содержанием этана в газе свыше 0,5 %.

Для стимулирования использования пропана и бутана «жирного» газа в качестве сырья

для нефтегазохимии необходим комплексный подход. С одной стороны, необходимо

предоставление льгот по налогу на добычу полезных ископаемых при добыче газа, с

последующим фракционированием и направлением пропан-бутановой смеси на переработку. С

другой - предоставление льгот и государственных субсидий непосредственно

нефтегазохимическим заводам, использующим в качестве сырья пропан-бутановые фракции.

Гелий. Особое внимание следует уделить проблеме утилизации гелия, который является

продуктом, имеющим стратегически важное значение и необходимым для инновационного

развития ряда отраслей промышленности. В настоящее время в отечественном

законодательстве отсутствует единая система нормативных правовых актов,

регламентирующих добычу, транспорт, переработку, производство и потребление

гелийсодержащих природных газов, гелиевого концентрата и гелия.

Основным источником гелия является природный газ, а крупномасштабная добыча

природного газа месторождений Восточной Сибири, содержащего гелий в промышленных

концентрациях (более 0,05%), начнётся уже в ближайшие годы, поэтому необходимо

своевременно разработать механизмы государственного стимулирования и законодательно их

закрепить по извлечению, переработке и транспортировке этого стратегически важного

попутного компонента газа.

В связи с особым значением гелия для устойчивого инновационного роста экономики

России, необходимо включить гелий в (1) Перечень основных видов стратегического

минерального сырья, утвержденный Распоряжением Правительства РФ от 16.01.96 № 50-Р; (2)

Список стратегических видов полезных ископаемых, утвержденный Постановлением

Правительства РФ от 02.04.2002 № 210; (3) Номенклатуру материальных ценностей в

государственном резерве, устанавливаемую Правительством РФ (Федеральный закон от 29

декабря 1994 г. N 79-ФЗ «О государственном материальном резерве»).

255

Оказать государственную поддержку при строительстве хранилищ гелиевого

концентрата и объектов хранения и транспортировки товарного гелия, поскольку это высоко-

капиталоёмкие объекты, негативно сказываются на коммерческой эффективности разработки

гелийсодержащих месторождений и существенно сдерживают их реализацию.

Одним их приоритетов государственной политики должно стать создание хранилищ

гелия в соляных пластах, обеспечивающих повышение эффективности сбыта за счет

компенсации рыночной неравномерности, что в перспективе позволит России выйти на

лидирующие позиции по реализации гелия в мире, обеспечить инновационный путь развития за

счёт высокотехнологических отраслей промышленности.

Целесообразным будет внесение изменений в классификаторы продукции,

регламентирующие содержание гелия в потребляемом природном газе, в т.ч. поставляемом на

экспорт.

5. Увеличение глубины переработки нефти

Обозначенный курс Правительства РФ на модернизацию нефтеперерабатывающей

отрасли России и законодательные изменения, связанные с введением заградительной пошлины

на экспорт мазута и существенной дифференциацией ставок акцизов на светлые и тёмные

нефтепродукты с целью стимулирования увеличения глубины переработки российских

нефтеперерабатывающих, оказали слабый эффект.

Также, несмотря на то, что многие НПЗ уже запустили и успешно реализуют программы

модернизации, существует ряд сдерживающих факторов – низкий уровень организации работ

по модернизации НПЗ и качества управления проектами, затягивание сроков реализации

проектов и поставки оборудования, значительное удорожание проектов по мере реализации.

Одной из приоритетных задач развития нефтеперерабатывающей промышленности

должна стать крупномасштабная государственная программа по модернизации российских НПЗ

и мониторинг её выполнения с целью:

повышения глубины переработки нефти, за счёт увеличения доли вторичных

процессов – гидрокрекинг, каталитический крекинг, процессы переработки остатков;

повышения качества нефтепродуктов, в том числе соответствия экологическим

стандартам;

развития и применения российских технологий и оборудования для всех стадий

переработки нефти и комплектующих к ним.

6. Становление отечественной нефтесервисной индустрии

Устойчивой тенденцией развития нефтегазового комплекса России является ухудшение

горно-геологических и природно-климатических условий разведки и разработки

месторождений, а также рост удалённости от центров переработки и сбыта углеводородного

256

сырья. Это создаёт потребность нефтегазовой промышленности в новейших, инновационных и

высокотехнологических разработках, позволяющих решить ряд актуальных для отрасли задач:

разведка и разработка месторождений в экстремальных природно-климатических

условиях, находящихся за Полярным кругом;

разработка технологий разведки, добычи и транспортировки углеводородов

шельфовых месторождений;

разработка уникальных технологий добычи нетрадиционных углеводородов,

характеризующихся особыми физико-химическими свойствами и залегающих на больших

глубинах;

транспортировка углеводородного сырья и продуктов его переработки на

сверхдальние расстояния.

В условиях высокой ценовой и качественной конкуренции со стороны импортного

оборудования, необходимо оказание государственной поддержки и законодательного

обеспечения интересов российских производителей нефтегазового оборудования, включая

смежные отрасли, прежде всего машиностроение и металлургию. А в перспективе создание

холдинга с государственным участием «Российские нефтегазовые технологии» (РНГТ) с

включением в него сервисных компаний и машиностроительных предприятий, работающих на

территории России, для продвижения российской продукции на внутреннем и зарубежном

рынках. Одновременно необходимо обеспечить:

законодательное введение уровня использования отечественного оборудования (доля

российского оборудования и услуг в структуре расходов нефтегазовых компаний должна составлять

не менее 80%, на шельфе – не менее 60% с последующим повышением до 90-100%);

стимулирование импорта передовых технологий и нового оборудования, не имеющих

аналогов в России;

пресечение иностранной недобросовестной конкуренции, включая демпинг.

7. Развитие государственной поддержки и государственно-частного

партнерства в стратегических высококапиталоемких проектах нефтегазового комплекса

Гарантией обеспечения высокого мультипликативного эффекта от инвестиций в

нефтегазовый комплекс является слаженные действия компаний-недропользователей и

представителей региональной власти, совместное участие в инвестиция в проекты

транспортного сектора. Это обеспечит реализацию скоординированной экспортной стратегии,

выполнение принципов рационального недропользования и перераспределении ренты от

освоения природного энергетического потенциала через системы национальных, отраслевых и

региональных программ.

257

Важнейшее условие устойчивого долгосрочного и инновационного развития НГК России

– обеспечение согласования интересов компаний (хозяйственных субъектов) со

стратегическими направлениями развития нефтегазовой отрасли и страны в целом, что также

укрепит внешнеэкономические и геополитические позиции России в мире.

Следует обратить особое внимание на систему мер государственной поддержки:

обеспечение налоговыми и таможенными льготами проекты разных стадий реализации,

введение ускоренной амортизации на отдельные высокотехнологические категории;

применение особых тарифов на железнодорожные перевозки; увеличение доступности,

сокращение процентных ставок и расширение масштабов кредитования; финансирование

региональных ГРР напрямую из бюджетов региона и Федерации, расширение существующей и

строительство новых трубопроводных систем и перерабатывающих мощностей.

Способствовать эффективной реализации мер государственной поддержки в

направлении модернизации отечественной экономики будет введение ряда протекционистский

инструментов – ограничение ввоза импортного оборудования, имеющего аналоги в России, при

одновременном вводе льготных ввозных пошлин на технологии не имеющих себе подобных на

территории страны.

Стимулирование развития проектов НГК на востоке России. Обеспечить прирост

населения, повысить уровень и качество жизни, а также привлечь несырьевой бизнес возможно

посредством развития центров нефтегазодобычи и перереработки углеводородного сырья.

Такой положительный опыт, связанный с формированием нефтяной и газовой промышленности

Западной Сибири, у России имеется, тогда в развитие новых центров НГК были вложены

крупные государственные средства. В современных условиях необходимо обеспечить реально

стимулирующие льготы для российского бизнеса в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

Российские энергетические, горно-металлургические и нефтегазовые компании,

работающие в районах нового хозяйственного освоения на Восточных территориях России и

шельфах Дальневосточных и Арктических морей испытывают потребность в улучшении

условий работы в плане эффективности, особенно учитывая то обстоятельство, что их азиатские

конкуренты постоянно получают гарантии и помощь государства. Для регионов Восточной Сибири

и Дальнего Востока Высокое реализация проектов в топливно-энергетического комплекса имеют

народнохозяйственное значение. Поэтому целесообразно проводить политику государственной

поддержки этих проектов:

обеспечение льготным налоговым режимом проекты разных стадий реализации;

введение политики ускоренной амортизации на оборудование с

высокотехнологическими характеристиками;

258

применение целевого финансирования и льготного кредитования, прежде всего,

инфраструктурных проектов (расширение пропускной способности и трасс трубопроводов,

увеличение плотности покрытия территории автомобильными и железнодорожными дорогами,

строительство энергетической и социальной инфраструктуры);

разработка сбалансированной политики кредитования инновационных проектов,

позволяющей повысить доступность и увеличить масштабы кредитования, в том числе посредствам

сокращения процентных ставок;

введение особых тарифов на железнодорожные перевозки нефтеналивных грузов и

продукции переработки нефти и газа из восточносибирского и дальневосточного регионов на

внутренний и международные рынки.

Способствовать скорейшей реализации крупных инфраструктурных проектов будет:

принятие твердых обязательств по реализации инфраструктурных проектов на основе

частно-государственного партнерства со стороны государства и частных инвесторов, в том числе в

рамках концессионных соглашений;

установление единого порядка получения гарантий доступа к объектам

инфраструктуры для бизнеса;

разработка, мониторинг и регулярное обновление планов развития территорий,

включающего развитие объектов транспортной и энергетической инфраструктуры;

стимулирование развития региональных научно-исследовательских центров,

обеспечивающих формирование компетенций по основным отраслям промышленности в регионе;

подготовка предложения и обоснования по созданию особых экономических зон для

решения общегосударственных задач и вопросов стратегического развития территории.

Налоговые льготы для компаний, реализующих проекты по развитию территории, должны

быть обусловлены инновационным характером и государственной значимостью реализуемых

проектов. В качестве варианта системного налогового стимулирования рядом экспертов

предлагаются конкретные меры, предусматривающие установление оптимального сочетания

налоговых и амортизационных льгот в соответствии с масштабами, условиями и социальной

значимостью каждого конкретного проекта (Таблица 6.16-6.17). Стимулирующие меры направлены

на ускорение «запуска» инвестиционных проектов при снижении налоговой нагрузки на начальной

стадии их реализации, что в дальнейшем даст значительный мультипликативный коммерческий и

бюджетный эффект.

Таблица 6.16 – Возможные меры налогового стимулирования реализации инвестиционных проектов

в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке

Налог Предложение по налоговому

стимулированию Комментарии Современное состояние, примеры реализации Отечественный и мировой опыт

Нал

ог

на

пр

иб

ыль

Установление нулевой ставки

налога на прибыль в течение первых 5 лет с начала

реализации проекта и

льготной - в течение следующих 5 лет.

Аккумулирование

нераспределённой прибыли и

использование её как

инвестиционного ресурса.

В отношении стимулирования инвестиционных проектов от

уплаты налога на прибыль освобождены только организации, получившие статус участника проекта по осуществлению

исследований, разработок и коммерциализации их

результатов в инновационном центре «Сколково» (Статья 246.1 НК РФ).

США: в 1984-1989 гг. (Р. Рейган) ставки налога на прибыли

корпораций были снижены с 48 до 34%. Одновременно были проведены реформы, ограничившие число способов уменьшения

налогооблагаемой базы.

Южная Корея: в настоящее время существуют налоговые льготы для иностранных инвесторов (льгота по налогу на прибыль в размере

100% в течение первых 5-ти лет, в размере 50% в течение следующих

2-х лет)

Германия, Испания, США: в настоящее время налогооблагаемая база

сокращается на долю прибыли, реинвестированной в НИОКР

Франция: в настоящее время от уплаты налога в течение первых 10 лет работы освобождаются компании, расположенные в специальных

«Предпринимательских зонах»

Сингапур: в настоящее время от уплаты налога в течение первых 15 лет работы освобождаются «компании-новаторы»

Россия: в 1992-2001 гг. от уплаты налога освобождалось до 50 %

прибыли, направляемой на капитальные вложения

в настоящее время предоставляется инвестиционный налоговый кредит

на срок от 1 года до 5 лет в части налога на прибыль организаций, зачисляемого в региональные и местные бюджеты.

Проценты на сумму кредита определяются по ставке, не менее одной

второй и не превышающей три четвертых ставки рефинансирования Центрального банка России.

Основания для предоставления кредита:

- проведение научно-исследовательских или опытно-конструкторских работ, технического перевооружения производства (на сумму 100 % от

стоимости оборудования);

- осуществление инновационной деятельности или внедренческой деятельности;

- выполнение особо важного заказа по социально-экономическому

развитию региона или предоставление особо важных услуг населению. - выполнение организацией государственного оборонного заказа.

Возмещение части

уплаченного налога на

прибыль в случае реинвестирования прибыли,

полученной в ходе

реализации проектов на территории Восточной


Стимулирование

компаний к

инвестированию средств в проекты Восточной

Сибири и Дальнего

Востока за счёт сокращения срока их

окупаемости и

повышения доходности.

Специально для проектов освоения месторождений

Восточной Сибири и Дальнего Востока подобной льготы не

предусмотрено

Предоставление

инфраструктурного вычета по

налогу на прибыль.

Ориентирование

капитальных вложений в

объекты инфраструктуры производственного,

транспортного и

социального назначения.

Расходы в виде капитальных вложений уменьшают

налогооблагаемую базу по налогу на прибыль (Статья 272, п. 3

НК РФ), однако специально инфраструктурного вычета не предусмотрено.

Предоставление

образовательного вычета по

налогу на прибыль.

Увеличение доли

расходов компаний на

образование и повышение

квалификации персонала.

Сокращают налогооблагаемую базу по налогу на прибыль

расходы на обучение по основным и дополнительным

профессиональным образовательным программам, профессиональную подготовку и переподготовку работников

(Статья 264 п. 1, пп. 23 НК РФ).

В настоящее время на территории Восточной Сибири и Дальнего Востока региональная составляющая в ставке

налога на прибыль уменьшена для предприятий:

- осуществляющих инвестиционную деятельность (Республика Бурятия – 17 %, Амурская область – 16 %,

Хабаровский край, Сахалинская область, Еврейская

автономная область – 13,5 %); - осуществляющих добычу сырой нефти, природного газа и

производство нефтепродуктов (Красноярский край – 13,5 %);

- реализующих инновационные программы (Хабаровский край – 13,5 %);

- выполняющих условия соглашения об экономическом

сотрудничестве, заключенного с органами исполнительной власти (Республики Саха (Якутия) – 16 %).

Нал

ог

на

до

бав

лен

н

ую

сто

им

ост

ь

(НД

С) Уменьшение налоговой базы

по НДС в объеме расходов, совершаемых на сооружение

инфраструктурных объектов

Увеличение капитальных

вложений в объекты инфраструктуры

производственного и

Китай, Корея: в настоящее время действует ставка налога в размере

0% в отношении экспортных товаров и услуг Китай, страны ЕС, Норвегия: в настоящее время действуют льготные

ставки для сельскохозяйственных, продовольственных, медицинских и

260



общего назначения, а

также затрат на их

поддержание и обслуживание

др. товаров.

Уменьшение налоговой базы

по НДС для крупных инвесторов, вложивших в

проекты на территории

Восточной Сибири и Дальнего Востока не менее

определенного объема

средств или предоставивших

передовые технологии.

Привлечение крупных

инвесторов для финансирования

проектов на территории


посредством увеличения

денежного потока,

окупаемости и

рентабельности проектов.


Восточной Сибири и Дальнего Востока подобной льготы не предусмотрено.

Нал

ог

на

доб

ычу

по

лез

ны

х и

скоп

аем

ых

(Н

ДП

И)

Расширение вычетов по

НДПИ для новых месторождений полезных

ископаемых в Восточной

Сибири и на Дальнем Востоке.


разработки месторождений и

сокращение

себестоимости добычи полезных ископаемых в

Восточной Сибири и на Дальнем Востоке,

создание благоприятного

инвестиционного климата.

Высвободившиеся

средства компании вкладывают в разведку,

интенсификацию

добычи, что позволяет быстрее разрабатывать

новые месторождения и

стимулирует добычу по региону в целом.

С 2007 г. от уплаты НДПИ освобождены новые

месторождения в Восточной Сибири, на которых накопленный объем добычи нефти не достиг 25 млн т, но не

более чем за 10 лет (Статья 342, п. 1, пп. 8). Это позволило

ввести месторождения в разработку и довести эксплуатацию месторождения до уровня окупаемости.

Также нулевая ставка применяется к месторождениям с добычей сверхвязкой нефти (Статья 342, п. 1, пп. 9).

По нулевой ставке облагается добыча:

- нефти на участках недр, расположенных полностью или частично в Охотском и Черном морях;

- нефти на участках недр, расположенных полностью или

частично севернее 65 градуса северной широты полностью или частично в границах Ямало-Ненецкого автономного

округа, за исключением участков на полуострове Ямал;

- газа горючего природного вместе с газовым конденсатом или отдельно от него на участках, расположенных полностью

или частично на полуострове Ямал в Ямало-Ненецком

автономном округе. Указанный газ должен использоваться исключительно для производства сжиженного природного

газа.

Помимо льгот для новых месторождений действует коэффициент выработанности (Статья 342, п. 2) для старых

месторождений, что позволило стимулировать развитие таких

компаний, как «Татнефть» и «Башнефть», имеющих

выработку 80-90% запасов и вязкую нефть, а также «ТНК-

ВР», «Роснефть» и «Сургутнефтегаз» работающих в

Восточной Сибири.

Канада: на период 2007-2012 гг. отменены роялти для компаний,

разрабатывающих месторождения газа на глубине более 2500 м; а также для новых (первый год работы) и вновь разрабатываемых

нефтяных месторождений.

США: в 1996-2000 гг. были отменены роялти для компаний, ведущих добычу нефти в Мексиканском заливе.

Норвегия: в 1972-1975 гг. была снижена ставка роялти с 16% до 8% для компаний ведущих добычу нефти на шельфе;

в 1992 г. произошло изменение системы налогообложения с

двухуровневой (лицензионные выплаты и подоходный налог на компании (50 %)) до трехуровневой (лицензионные выплаты,

подоходный налог на компании (28 %) и специальный нефтяной налог на

сверхприбыль (50 %).

Соц

иал

ьн

ые

взн

осы

Установление пониженной ставки социальных взносов

на фонд оплаты труда для

местного персонала и привлеченного из других

регионов страны и стран Таможенного Союза, а также

Стимулирование работодателей к

привлечению местных

кадров и специалистов из других регионов России и

стран Таможенного Союза, а также ряда

США: действуют льготы по налогу для высококвалифицированных рабочих.

261



других стран СНГ в

соответствии со

специальными соглашениями.

других стран СНГ в

соответствии со

специальными двусторонними

соглашениями.

Освобождение от социальных взносов надбавок к

заработной плате,

выплачиваемой лицам, работающим в Восточной

Сибири и на Дальнем

Востоке.

Косвенное повышение оплаты труда в районах

Крайнего Севера и

приравненных к ним территориях,

стимулирование притока

рабочей силы в проекты

освоения месторождений

в Восточной Сибири и на

Дальнем Востоке.

Нал

ог

на

им

ущ

еств

о

Установление нулевой

ставки налога на имущество до завершения

инвестиционного проекта,

реализуемого на территории Восточной Сибири и

Дальнего Востока.

Наращивание основных

фондов вновь образованных

предприятий на

территории Восточной Сибири и Дальнего

Востока, ускорение

сроков их окупаемости. Стимулирование

регистрации

предприятий в добывающих регионах.


Восточной Сибири и Дальнего Востока подобной льготы не предусмотрено.

В настоящее время на территории Восточной Сибири и

Дальнего Востока действуют льготные ставки по налогу для предприятий:

- осуществляющих инвестиционную деятельность (Еврейская

автономная область -1,5 %, Хабаровский край, Сахалинская область – 1,1 %, Амурская область – освобождены от уплаты)

- занимающихся нефтепереработкой (не менее 7 млн т в год)

(Красноярский край – 1,1 %)

США: в настоящее время предусмотрено снижение или отмена налога

для компаний, расположенных в специальных «Предпринимательских зонах». С 2006 г. в Канзасе отменен налог в отношении нефте- и

газопроводов.

Ам

ор

тиза

ци

я

Введение ускоренной

амортизации на высокотехнологичное (по

критерию

производительности и экологической безопасности)

оборудование


использования нового высокотехнологичного

оборудования,

модернизации производства, повышение

производительности

труда и экологической безопасности проектов

В 2009 году по инициативе Минфина режим ускоренной

амортизации был отменен в отношении групп имущества со сроком полезного использования до пяти лет, что может

включать и высокотехнологичное оборудование. Взамен

внесены поправки, предусматривающие использование амортизационной премии: при покупке оборудования

компания может списать в затраты до 30% его стоимости, но

это оборудование должно находиться на ее балансе не менее пяти лет, если оборудование продается, амортизационная

премия восстанавливается (Статья 258, п. 9).

Сингапур: в настоящее время действуют льготы по амортизации

оборудования, созданного с использованием новых технологий; Норвегия: в настоящее время предусмотрена ускоренная амортизация

для тяжелой техники, буровых платформ.

Канада: в настоящее время расходы на оборудования для разведки и разработки месторождений амортизируются по ставке 30-100 % в

первый год работы.

Россия: в 2002-2003 гг. на месторождениях ОАО "Татнефтепром-Зюзеевнефть" применялся коэффициент ускоренной амортизации 3.

Там

ож

енн

ые

пош

ли

ны

Снижение либо полная отмена ввозных таможенных

пошлины по целевой

номенклатуре высокотехнологичного

оборудования, не имеющего аналогов в России,

необходимого для

модернизации экономики,

Повышение технологического уровня,

экономической

эффективности и экологической

безопасности, реализуемых в Восточной

Сибири и на Дальнем

Востоке проектов,

Иран, Ливия, Алжир: в настоящее время отменены импортные пошлины на машины и оборудование, предназначенные для

добывающей и перерабатывающей промышленности.

262



упрощение процедуры ввоза

оборудования и

технологической продукции глубоких переделов

модернизация

экономики, социальной и

транспортной инфраструктуры

Снижение либо полная

отмена ввозных таможенных пошлины на углеводородное

сырьё с месторождений


Ускорение сроков

окупаемости месторождений,

повышение доходности

реализации проектов добычи углеводородов

на территории

Восточной Сибири

В конце 2009 г. правительство РФ установило нулевые

экспортные пошлины для 22 месторождений в Восточной Сибири для поддержания нефтедобычи в связи с падения цен

на нефть. В середине 2010 г. нулевая ставка была заменена

льготной. В период с 1 июля 2010 г. до 1 мая 2011 г. экспортная

пошлина была отменена для Ванкорского месторождения в

Красноярском крае, что обеспечило окупаемость проекта

освоения месторождения и позволило организовать

коммерчески эффективные поставки нефти по

нефтепроводной системе ВСТО. В настоящее время льгота действует для Юрубчено-

Тохомского, Среднеботуобинского, Куюмбинского, Северо-

Талаканского, Восточно-Алинского, Верхнепеледуйского, Пилюдинского, Станахского Тагульского, Сузунского, Южно-

Талаканского, Чаяндинского и Вакунайского месторождений.

Подобная льгота позволяет реализовать крупные проекты нефтедобычи в Восточной Сибири, создать мощную

транспортную инфраструктуру, содействует вводу в

разработку мелких месторождений и сателлитов (Постановление Правительства РФ от 16 ноября 2006 г. N 695

(с изменениями от 25 июля 2011 г.)


Таблица 6.17 - Анализ чувствительности экономической эффективности освоения центров газодобычи Восточной Сибири и Дальнего

Востока к мерам налогового стимулирования

263

Налог

Предложение по налоговому стимулированию

Западно-Якутский

центр газодобычи

Красноярский центр




Всего по Восточной Сибири и Дальнему

Востоку

NPV, млн руб.

IRR, % NPV, млн

руб. IRR, %

NPV, млн руб.

IRR, % NPV, млн руб.

Налог на

прибыль

Установление нулевой ставки налога на прибыль в течение первых 5 лет с начала

реализации проекта и льготной - в течение следующих 5 лет 178 855 17,7 27 660 16,4 116 424 17,0 322 939

Возмещение части уплаченного налога на прибыль в случае реинвестирования прибыли,

полученной в ходе реализации проектов на территории Восточной Сибири и Дальнего Востока

176 024 17,5 27 222 16,2 114 581 16,8 317 827

Предоставление инфраструктурного вычета по налогу на прибыль 180 021 17,8 27 840 16,5 117 183 17,1 325 044

Налог на

добавленную стоимость

(НДС)

Уменьшение налоговой базы по НДС в объеме расходов, совершаемых на сооружение инфраструктурных объектов

181 853 17,9 28 123 16,6 118 375 17,2 328 351

Уменьшение налоговой базы по НДС для крупных инвесторов, вложивших в проекты на

территории Восточной Сибири и Дальнего Востока не менее определенного* объема средств или предоставивших передовые технологии**

184 184 18,0 28 484 16,8 119 893 17,4 332 561

Налог на

добычу полезных

ископаемых

(НДПИ)

Расширение вычетов по НДПИ для новых месторождений полезных ископаемых в

Восточной Сибири и на Дальнем Востоке*** 202 003 19,3 31 240 17,9 131 492 18,6 364 735

Социальные взносы

Установление пониженной ставки социальных взносов на фонд оплаты труда для

местного персонала и привлеченного из других регионов страны и стран Таможенного

Союза, а также других стран СНГ в соответствии со специальными соглашениями

172 694 17,2 26 707 16,0 112 413 16,6 311 813

Освобождение от социальных взносов надбавок к заработной плате, выплачиваемой

лицам, работающим в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке 170 529 17,1 26 372 15,9 111 004 16,5 307 905

Налог на имущество

Установление нулевой ставки налога на имущество до завершения инвестиционного проекта, реализуемого на территории Восточной Сибири и Дальнего Востока

175 025 17,4 27 067 16,2 113 931 16,8 316 023

Амортизация Введение ускоренной амортизации на высокотехнологичное**** (по критерию

производительности и экологической безопасности) оборудование 185 517 18,1 28 690 16,8 120 760 17,5 334 966

Таможенные

пошлины

Снижение ввозных таможенных пошлины по целевой номенклатуре высокотехнологичного оборудования, не имеющего аналогов в России, необходимого

для модернизации экономики, упрощение процедуры ввоза оборудования и

технологической продукции глубоких переделов*****

182 519 17,9 28 226 16,6 118 809 17,3 329 554

Снижение ввозных таможенных пошлины на углеводородное сырьё с месторождений

Восточной Сибири и Дальнего Востока 195 176 18,8 30 184 17,5 127 047 18,2 352 406

* не менее 50% объёме необходимых инвестиций в проекты;

** не менее 50% используемого оборудования российского произвосдвта (импортозамещение); *** прежде всего трудноизвлекаемые ресурсы углеводородов (приображенский, усть-кутский, осинский и ербогаченский горизонты);

**** не менее 50% основного производственного оборудования;

***** не менее 50% добывающего оборудования и перерабатывающего и нефтегазохимического оборудования.

264


1. При формировании регионального газового и газоперерабатывающего

комплексов в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке необходимо, в первую очередь,

учитывать стратегические интересы Российской Федерации и приоритетные задачи социально-

экономического развития восточных районов страны. Реализация этих принципов предполагает

системное обоснование согласованных решений на основе анализа ресурсных,

технологических, экономических и геополитических факторов, включая утвержденные

государственные документы отраслевого и регионального развития и реализуемые в настоящее

время инвестиционные проекты.

2. Необходимость комплексного освоения нефтяных и газовых запасов и ресурсов

обусловлена: территориальным распределением и качеством (включая комплексный характер

большинства месторождений, особый состав газов) сырьевой базы; высокой капиталоемкостью,

социальной и геополитической значимостью проектов; рациональным размещением центров

переработки и потребления, включая внешние рынки; необходимостью создания единой

транспортной инфраструктуры.

3. Автором предложена концепция создания в Восточной Сибири и Республике Саха

(Якутия) новых крупных центров газодобычи, газопереработки, нефтехимии, оценка

внутренних и внешних рынков сбыта, стержнем которой является реализация ресурсно-

инновационного подхода к формированию газовой промышленности Восточной Сибири и

Дальнего Востока и ресурсосбережение.

4. Под ресурсно-инновационным подходом понимается запрет на экспорт

непереработанного газа как комплексного минерального сырья и создание в России мощных

центров газопереработки и нефтехимии, на которых в результате переработки конденсата,

этана, пропан-бутановой фракции газа, гелия будет создаваться высокотехнологичная

продукция с высокой добавленной стоимостью.

5. Под ресурсосбережением в контексте настоящей концепции понимается, во-

первых, минимизация потерь и отходов сырьевого комплекса за счет полной утилизации его

продукции или сохранения для будущих поколений (гелиевый концентрат), если возможности

добычи превышают потребности рынка, и, во-вторых, обязательное требование



6. Дифференциация проведена по трём крупнейшим центрам газодобычи с

выделением подготовленных и проектируемых газоносных объектов (месторождений),

обеспечивающих основную долю добычи газа: Красноярский, Ковыктинский и Западно-

Якутский центры газодобычи.

265

7. В Западно-Якутском центре газодобычи основными по добыче месторождениями

определены Чаяндинское, Верхневилючанское, Среднетюнгское, Тас-Юряхское,

Среднеботуобинское, месторождения. Разработано четыре варианта транспортировки газа и

продуктов его переработки в зависимости от размещения мощностей по газопереработке и

нефтехимии.

8. В рекомендованном варианте природный газ с месторождений Республики Саха

(Якутии) и северных районов Иркутской области поставляется по системе газопроводов-

отводов на ГПЗ в Ленске, далее сухой газ (метан) транспортируется по газопроводу на

реализацию до Сковородино, продукты переработки по продуктопроводу поступают на НХК в

Усть-Куте, товарная продукция по железной дороге транспортируется в Находку для

реализации. Предусмотрено строительство: газопроводов-отводов, конденсатопроводов-

отводов, продуктопровод «Ленск – Усть-Кут», газопровод «Чаяндинское – Сковородино».

Предусмотрено выделение и хранение гелиевого концентрата, производство сверхчистого

жидкого гелия, автомобильный транспорт по федеральной трассе «Вилюй» на Дальний Восток

(внутренний рынок) и через морские порты в страны АТР.

9. Рекомендуемый вариант позволяет решить ряд проблем: (1) при освоении

Чаяндинского месторождения в Республике Саха (Якутия) газопереработку, гелиевое

производство и хранилище гелия организовать в непосредственной близости от месторождения;

(2) выделенную при газопереработке ШФЛУ направлять продуктопроводом «Чаянда – Усть-

Кут» и далее в сжиженном виде по Байкало-Амурской магистрали до Хабаровска или

Благовещенска, где планируется развернуть нефтехимическое производство; (3) построить

газопровод от Ярактинского и Дулисьминского месторождений до г. Усть-Кут, сформировать в

районе города газоперерабатывающие мощности и направить метановую фракцию на

производство электроэнергии. Это позволит электрифицировать трассу БАМ, увеличить ее

пропускную способность.

10. Конкурентные преимущества: преимущество трассы продуктопровода «Чаянда –

Усть-Кут» состоит в том, что она будет проходить по району активного недропользования, где,

несомненно, будут открыты новые месторождения, а наличие транспортной инфраструктуры

ускорит их освоение; реализация этого предложения создаст исключительно благоприятные

условия для формирования на севере Иркутской области Малого иркутского центра газодобычи

– Усть-Кутского.

11. Особое место в концепции формирования центров нефтегазодобычи на востоке

страны принадлежит системе организации выделения гелия, строительства гелиевых хранилищ,

заводов по переработке газа и получению сверхчистого сжиженного гелия, что

266

предусматривает строительство этих объектов в непосредственной близости от Чаяндинского и

Ковыктинского месторождений, а в перспективе – в Красноярском крае.

12. Согласно разработанным вариантам освоения центров газодобычи в Восточной

Сибири и на Дальнем Востоке планируется строительство разветвлённой транспортной

инфраструктуры, включая газопроводы, конденсатопроводы, продуктопроводы.

13. Обоснован объём инвестиции в освоение центров. Так инвестиции Красноярского

центра газодобычи за период с 2015 по 2035 гг. составят 300 166 млн руб., Ковыктинского

центра газодобычи – 736 579 млн руб., Западно-Якутского центра газодобычи вариант «ГПЗ,

НХК – Хабаровск» - 881 362 млн руб., вариант «ГПЗ - Ленск, ШФЛУ - ж/д поставки, НХК –

Хабаровск» - 782 802 млн руб., вариант «ГПЗ - Ленск, НХК - Усть-Кут» - 782 802 млн руб.,

вариант «ГПЗ - Ленск, ШФЛУ - продуктопровод, НХК – Хабаровск» - 895 362 млн руб.

14. Рассчитанная экономическая эффективность с учётом геолого-экономического

моделирования показала, что NPV освоения Красноярского центра газодобычи за период с 2015

по 2035 гг. составит 25 754 млн руб., Ковыктинского центра газодобычи – 108 402 млн руб.,

Западно-Якутского центра газодобычи вариант «ГПЗ, НХК – Хабаровск» - 82 106 млн руб.,

вариант «ГПЗ - Ленск, ШФЛУ - ж/д поставки, НХК – Хабаровск» - 166 532 млн руб., вариант

«ГПЗ - Ленск, НХК - Усть-Кут» - 177 396 млн руб., вариант «ГПЗ - Ленск, ШФЛУ -

продуктопровод, НХК – Хабаровск» - 113 153 млн руб.

15. Российские энергетические и нефтегазовые компании, работающие в районах

нового хозяйственного освоения Восточной Сибири и Дальнего Востока, нуждаются в создании

условий для их эффективной работы. С учетом государственной значимости реализации

приоритетных инвестиционных проектов в НГК Востока России необходима разработка

системы мер государственной поддержки:

16. Для регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока реализация проектов в

топливно-энергетического комплекса имеют народнохозяйственное значение. Поэтому

целесообразно проводить политику государственной поддержки этих проектов: обеспечение

льготным налоговым режимом проекты разных стадий реализации; введение политики

ускоренной амортизации на оборудование с высокотехнологическими характеристиками;

применение целевого финансирования и льготного кредитования инфраструктурных проектов;

разработка сбалансированной политики кредитования инновационных проектов; введение

особых тарифов на железнодорожные перевозки грузов и продукции из восточносибирского и

дальневосточного регионов на внутренний и международные рынки.

17. Способствовать скорейшей реализации крупных инфраструктурных проектов

будет: принятие твердых обязательств по реализации инфраструктурных проектов на основе

частно-государственного партнерства со стороны государства и частных инвесторов;

267

установление единого порядка получения гарантий доступа к объектам инфраструктуры для

бизнеса; разработка, мониторинг и регулярное обновление планов развития территорий,

включающих развитие объектов транспортной и энергетической инфраструктуры;

стимулирование развития региональных научно-исследовательских центров, обеспечивающих

формирование компетенций по основным отраслям промышленности в регионе; подготовка

предложения и обоснования по созданию особых экономических зон для решения

общегосударственных задач и вопросов стратегического развития территории.

18. Налоговые льготы для компаний, реализующих проекты по развитию территории,

должны быть обусловлены инновационным характером и государственной значимостью

реализуемых проектов.

19. Системное налоговое стимулирование предусматривает установление

оптимального сочетания налоговых и амортизационных льгот в соответствии с масштабами,

условиями и социальной значимостью каждого конкретного проекта. Эти меры должны быть

направлены на стимулирование «запуска» инвестиционных проектов при снижении налоговой

нагрузки на начальной стадии их реализации, что в дальнейшем даст значительный

мультипликативный коммерческий и бюджетный эффекты.

268

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Анализ современного состояния недропользования и минерально-сырьевой базы

Восточной Сибири и на Дальнем Востоке автора показал, что в регионе сосредоточено около 20

% НСР нефти и почти 23 % НСР природного газа России. Исследование показало, что, помимо

уникальной сырьевой базы, регион обладает еще одним конкурентным преимуществом - нигде

в Российской Федерации восточнее Урала мощный центр углеводородного сырья не

расположен так близко к действующим нефтегазохимическим предприятиям, как в Иркутской

области и Красноярском крае. Также территориальная близость восточных регионов к наиболее

динамично развивающимся рынкам стран Азиатско-Тихоокеанского региона и их растущие

потребности в ресурсах создают уникальную возможность для комплексного развития Востока

России.

2. В работе показано, что стратегическими направлениями государственной политики на

востоке страны должны стать: (1) коренная диверсификация экономики региона на основе

приоритетного развития перерабатывающих и химических производств, (2) повышение уровня

налоговых поступлений в региональный и местный бюджеты на основе развития реальных

производств, (3) изменение приоритетов внешней торговли с сырьевой ориентации (в

Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) – металлы и изделия из них - свыше 60%, на

Дальнем Востоке – почти 80% продукция ТЭК, преимущественно сырьё) на поставки товаров

конечного пользования и высокотехнологичной продукции, а также (4) привлечение трудовых

ресурсов и «несырьевого бизнеса».

3. Экономическое обоснование целесообразности освоения нефтегазовых активов и

вовлечение их в хозяйственный оборот является одним их главных показателей в системе

критериев принятия крупных инвестиционных решений на уровне государства и компаний.

Автором обосновано, что принципиально важно своевременно на государственном уровне:

разработать, апробировать и утвердить методику геолого-экономической оценки нефти и

газа с привлечением широкого круга специалистов, отраслевых и академических институтов в

области нефтегазовой геологии, проектирования разработки месторождений и сопутствующей

инфраструктуры, обоснования экономической эффективности инвестиционных проектов;

создать единую информационную базу данных стоимостных, технологических,

нормативных показателей геолого-экономической оценки, дифференцированную по видам

работ и субъектам РФ.

4. Для повышения эффективности работы и управления минерально-сырьевым сектором

автором разработано научно-методическое и программное обеспечение комплексной геолого-

экономической оценки, на основе которой оказалось возможным:

269

выполнить прогноз целевых показателей программы воспроизводства минерально-

сырьевой базы России (обоснование приоритетных направлений геологоразведочных работ,

эффективности их выполнения, оценки прироста запасов и ассигнований на программу

геологоразведочных работ, стоимости подготовки запасов);

обосновать направления лицензионной политики и осуществлять контроль за

выполнением лицензионных соглашений с целью достижения максимального социально-

экономического эффекта от освоения участков недр на государственном, региональном и

корпоративном уровнях;

осуществлять экономическую оценку разномасштабных нефтегазовых активов с целью

обоснования инвестиционной привлекательности на стадии получения лицензии, выполнения

ГРР, подготовки объекта к эксплуатации, ввода в разработку, доразведки в процессе

эксплуатации и применения МУН на падающей стадии добычи или для трудноизвлекаемых

запасов;

классифицировать рентабельные для разработки запасы и ресурсы при условии наиболее

полного извлечения из недр, учитывая как достигнутый уровень развития техники и технологии

разработки месторождений, так и перспективы применения новых методов разработки и

интенсификации добычи нефти.

5. Предложенный авторский методический подход к геолого-экономической оценке

отличается рядом преимуществ по сравнению с существующими подходами: применим для

объектов с низкой степенью изученности (ресурсы углеводородов); учитывает структуру

сырьевой базы объекта и состав добываемого сырья; позволяет выполнить геолого-

экономический прогноз и получить оценку экономической эффективности любой стадии

освоения ресурсов углеводородов (региональный этап, этап лицензирования, поисково-

оценочный и разведочный этапы, ввод объекта в эксплуатацию, консервация и т.д.); использует

моделирование процесса поиска, разведки и эксплуатации нефтегазового объекта, максимально

приближенное к реальному проектированию; использует взаимосвязанную систему

разработанных автором моделей (модель ВМСБ, модель прогноза добычи, производственно-

экономическая модель, финансово-экономическая модель), что позволяет более точно и

корректно рассчитать экономические промежуточные и ключевые показатели; учитывает

действующую систему налогообложения с наибольшей детализацией и текущими ставками и

льготами по отдельным категориям налогов.

6. Ретроспективный анализ балансовых данных показал, что:

более 50 % современных запасов месторождений углеводородов на территории


270

Ковыктинское, Тагульское и другие. За последние 10 лет открыто всего 5 % современных

запасов месторождений углеводородов.

активное изучение нефтегазоносности восточных территорий России началось с

1950-х гг., первым было открыто в 1962 г. Марковское нефтяное месторождение в Иркутской

области. Первыми были открыты только газовые месторождения в период 1965-1969 гг. в

Республике Якутия и в Красноярском крае и только в 1970-е гг. осуществлён прирост нефти и

выявлены крупные нефтяные месторождения – Куюмбинское (Красноярский край),

Верхневилючанское (Республика Якутии) и Верхнечонское, Ярактинское (Иркутская область);

открытия новых запасов нефти и газа в Иркутской области и Красноярском крае

носят очаговый характер – это 2007-2010 гг. и 1983-1990, 2007-2010 гг. соответственно. В

Республике Саха (Якутия) распределение выявления новых запасов нефти и газа

характеризуется равномерностью на протяжении с 1959 по 1994 гг.;

на протяжении 13 лет в период с 1991 по 2004 гг. на территории Восточной

Сибири не было открыто ни одного нового месторождения.

7. Автором показано, что в решении проблемы освоения ресурсов Восточной Сибири и

Дальнего Востока первоочередным и ключевым вопросом является своевременная подготовка

сырьевой базы, в первую очередь запасов промышленных категорий. Выполненная автором

оценка необходимых для воспроизводства запасов нефти и газа, приростов и объемов

геологоразведочных работ показала, что в инновационном сценарии в период 2013-2050 гг.

прирост запасов нефти должен составить 5,2 млрд т, по природному газу – 6,5 трлн куб. м.

Объём глубокого бурения в этот период составит 17 млн м, объём ассигнований – 5,4 трлн руб.

8. В рамках настоящего исследования выполнена оценка добывных возможностей

нефтегазоносной территории Восточной Сибири и Дальнего Востока. Прогноз выполнен с

использованием модели, основанной на поэтапном прогнозировании добычи сначала

современных запасов, затем месторождений, прогнозируемых к открытию. Модель

основывается на анализе данных о динамике добычи, имеющих место в фактических условиях

при разработке пластов различных месторождений Сибири. Ключевыми параметрами модели

выступает система индикаторов: степень разведанности; соотношение запасов и ресурсов в

структуре начальных суммарных ресурсов; доля накопленной и прогнозной добычи, а также

уровень «полки» относительно разведанных и предварительно оцененных запасов.

9. Модельные расчёты, выполненные по трём сценариям, показали, что в «инерционном»

сценарии максимальный уровень добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке

составит 91,4 млн т в 2025 г., что соответствует 2,5 % от разведанных и предварительно

оцененных запасов. Накопленный уровень добычи составит 2,8 млрд т, или 76,4 % от

суммарных запасов. В «ресурсно-сырьевом» сценарии максимальный уровень добычи нефти

271



суммарных запасов. В «инновационном» сценарии максимальный уровень добычи нефти



суммарных запасов.

10. Автором рассчитан обоснованный баланс добычи, потребления и экспорта нефти и

газа из Восточной Сибири и Дальнего Востока, который показал, что экспорт сырой нефти из

Восточной Сибири и Дальнего Востока может быть доведен к 2020 г. до 70-75,5 млн т, к 2030 г.

– до 68-76,3 млн т в зависимости от сценария. Экспорт нефти из Восточной Сибири и Дальнего

Востока будет осуществляться по нефтепроводной системе «Восточная Сибирь – Тихий океан»,

в том числе через спецморнефтепорт «Козьмино» и по нефтепроводу-отводу на Китай –

«Сковородино-Мохэ-Дацин», а также через порты на Дальнем Востоке – Корсаков и Де-Кастри.

11. У России нет задачи обеспечить экспорт газа, в том числе в страны АТР, любой

ценой, поэтому в зависимости от позиции стран-реципиентов поставки на рынки Китая, Японии

и Кореи могут составить к 2020 г. 30-120 млрд куб. м, к 2030 г. – 70-190 млрд куб. м.

12. Автором предложена концепция создания в Восточной Сибири и Республике Саха

(Якутия) новых крупных центров газодобычи, газопереработки, нефтехимии, оценка

внутренних и внешних рынков сбыта, стержнем которой является реализация ресурсно-

инновационного подхода к формированию газовой промышленности Восточной Сибири и

Дальнего Востока и принципа ресурсосбережения.

13. Особенностью предложенной автором концепции является (1) распределение во

времени ввода в разработку крупных месторождений региона, (2) квалифицированная

утилизация всех попутных компонентов добываемого природного газа, (3) проектирование

взаимоувязанной системы «сырьевая база – НГХК – система транспорта», где особое место

уделено строительству продуктопроводов и мощностей по выделению гелия.

14. Рассчитанная экономическая эффективность с учётом геолого-экономического

моделирования показала, что NPV освоения Красноярского центра газодобычи за период с 2015

по 2035 г. составит 25 754 млн руб., Ковыктинского центра газодобычи – 108 402 млн руб.,

Западно-Якутского центра газодобычи, вариант «ГПЗ, НХК – Хабаровск» – 82 106 млн руб.,

вариант «ГПЗ – Ленск, ШФЛУ – ж/д поставки, НХК – Хабаровск» – 166 532 млн руб., вариант

«ГПЗ – Ленск, НХК – Усть-Кут» – 177 396 млн руб., вариант «ГПЗ – Ленск, ШФЛУ –

продуктопровод, НХК – Хабаровск» – 113 153 млн руб.

15. Гарантированное участие государства на всех стадиях реализации проектов позволит

получить более высокий мультипликативный эффект от инвестиций. Инструментами такой

272

политики могут стать налоговые и таможенные льготы, особые тарифы на железнодорожные

перевозки, ускоренная амортизация, пониженные процентные ставки, целевое финансирование

из федерального и региональных бюджетов, государственные преференции компаниям,

развивающим транспортную и перерабатывающую инфраструктуру; ограничение ввоза

оборудования имеющего аналоги в России.

273

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Книги и статьи

1. Азиатская часть России: новый этап освоения северных и восточных регионов

страны / отв. ред. В.В. Кулешов; ИЭОПП СО РАН. - Новосибирск, 2008. – 427 с.

2. Алексин Г.А., Миловидов К.Н. О совершенствовании методов экономической

оценки нефтегазовых ресурсов и запасов месторождений // Геология нефти и газа. – 1990. –

№ 11. – С. 40-43.

3. Амелин И.Д., Сургучёв М.Л., Давыдов А.В. Прогноз разработки нефтяных залежей

на поздней стадии. – М.: Недра, 1994. – 308 с.

4. Ампилов Ю.П. Стоимостная оценка недр. – М.: Геоинформцентр, 2003. – 274 с.

5. Ампилов Ю.П., Герт А.А. Экономическая геология. - М., Геоинформмарк, 2006. –

400 с.

6. Аносов А.В. Социально-экономическая дифференциация Дальневосточных

регионов России / Рос. акад. наук, Ин-т проблем регион, экономики. – М.: Дашков и Ко, 2010. –

485 с.

7. Аносова Л.А. Внешняя торговля регионов Дальневосточного федерального округа

России: динамика и новые тенденции. - М.: Дашков и К°, 2010. – 253 с.

8. Арбатов А.А., Смирнов В.С., Фейгин В.И. Циклы нефтяной зависимости // Россия в

глобальной политике. – 2005. – № 2. – С. 13-21.

9. Арский Ю.М. Экономическая оценка минеральных ресурсов.– Л.:, 1984. – 46 с.

10. Арчегов В.Б., Степанов В.А. История нефтегазогеологических работ на территории

Сибирской платформы и сопредельных структур // Нефтегазовая геология. Теория и практика. –

2009. – № 4. – С. 12-18.

11. Астахов А.С. Экономика разведки, добычи и переработки полезных ископаемых

(геоэкономика). – М.: Недра, 1991. – 316 с.

12. Ахпателов Э.А., Потеряев А.Г. Экономическая модель расчета

дифференцированного налога на добычу полезных ископаемых для нефтедобывающих

предприятий // Вестник недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа. – 2005. –

№ 16. – С. 15-20.

13. Баранов А.О., Манашеров Т.О. Методический подход к оценке объема

производства стоматологических услуг в России // Вестник Новосибирского государственного

университета. Серия: Социально-экономические науки. – 2013. – Т. 13, вып. 2. – С. 106-120.

14. Батурин Ю.Н., Колесникова Н.В., Регентова Н.В. Вопросы выделения групп

запасов газа Восточной Сибири по экономической эффективности и пути их решения // Теория

и практика геолого-экономической оценки разномасштабных нефтегазовых объектов.

Актуальные проблемы подготовки и освоения углеводородной сырьевой базы : сб. материалов

науч.-практ. конф. (6-10 окт. 2008 г.). – СПб, 2008. – С. 77-79

274

15. Белонин М.Д., Григоренко Ю.Н., Маргулис Л.С., Кушмар И.А. Состояние и

воспроизводство сырьевой базы нефти – и газодобычи на Востоке России // Минеральные

ресурсы России. Экономика и управление. – 2004. – № 1. – С. 19-32.

16. Белонин М.Д., Лейбсон М.Г., Подольский Ю.В. Экономическая оценка ресурсов

нефти и газа на основе динамического моделирования// Геология нефти и газа. – 1990. – № 1. –

С. 42-46.

17. Белонин М.Д., Маргулис Л.С. Нефтегазовый потенциал и перспективы освоения

углеводородных ресурсов Востока России // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2006.

– № 1. – С. 12-18.

18. Белонин М.Д., Назаров В.И. Стоимостная оценка запасов как основа рентной

системы налогообложения в нефтяной промышленности// Минеральные ресурсы России.

Экономика и управление. – 2004.- № 4. – С. 18-23.

19. Белонин М.Д., Подольский Ю.В. Методологические основы создания

автоматизированной системы геолого-экономического прогнозирования: Математические

методы и автоматизированные системы в геологии/ Обзор НИИ экон.мин.сырья и

геологоразведочных работ. – М.: ВИЭМС, 1984. – 106 с.

20. Белонин М.Д., Славин В.И., Чилингар Д.В. Аномально высокие пластовые

давления. Происхождение, прогноз, проблемы освоения залежей углеводородов / под ред.

доктора Окновой Н.С.. – СПб.: Недра, 2005. – 464 с.

21. Бережная Л.И., Соколова Т.В., Сухов В.В. Инвестиционные риски и

неопределённость при стоимостной оценке перспективного участка недр // Геология, геофизика

и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2004. – № 12. – С. 72-75.

22. Боровинских А.П., Искрицкая Н.И. Экономическое обоснование коэффициентов

извлечения нефти и газа при подсчете запасов по новой классификации // Нефтегазовая

геология. Теория и практика. – 2011. – Т. 16. – № 4. – С. 15-19.

23. Ботвинников В.И. Геолого-экономической обоснование ускоренного развития

нефтедобывающей промышленности в Западной Сибири. – Тр. СНИИГГИМС, 1972. – В. 150. –

С. 33-41.

24. Ботвинников В.И., Цепляев В.М. Метод экономической оценки и выбора

первоочередных районов освоения нефтегазоносных областей // Геология нефти и газа. – 1968.

– № 8. – С. 5-9.

25. Брагинский О.Б. Мировая нефтехимическая промышленность. – М.: Наука, 2003. –

345 с.

26. Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира.- М.: «Нефть и газ» РГУ нефти и

газа им. И.М. Губкина, 2006. – 640 с.

27. Брагинский О.Б. Нефтехимический комплекс мира, – М.: Academia, 2009. – 800 с.

275

28. Брагинский О.Б., Шлихтер Э.Б. Мировая нефтепереработка: экологическое

измерение. – М.: Academia, 2003. – 262 с.

29. Брехунцов А.М., Бочкарев В.С., Бородкин В.Н., Дещеня Н.П. Выделение главных

нефтегазоносных объектов на севере Западной Сибири в связи с освоением месторождений

нефти и газа // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. – 2001. – № 5. –

С. 4-15.

30. Брехунцов А.М., Телков А.П., Федорцов В.К. Развитие теории фильтрации

жидкости и газа к горизонтальным стволам скважин: монография.- Тюмень: Изд-во ТГУ, 2004.

– 292 с.

31. Булыгин Д.В., Булыгин В.Я. Геология и имитация разработки залежей нефти. – М.:

Недра, 1996. – 382 с.

32. Бушуев В.В., Воропай Н.И., Мастепанов А.М. и др. Энергетическая безопасность

России.- Новосибирск: Наука, 1998. – 302 с.

33. Бушуев В.В., Громов А.И. и др. Энергетические истоки и последствия глобального

кризиса 2010-х годов / под ред. В.В. Бушуева, А.И. Громова – М.: ИЦ «Энергия», 2012. – 88 с.

34. Бушуев В.В., Крюков В.А., Саенко В.В., Силкин В.Ю., Токарев А.Н., Шафраник

Ю.К., Шмат В.В. Нефтяная промышленность России сценарии сбалансированного развития /

Ин-т энергетич. стратегии.– М.: ИАЦ Энергия, 2010. – 159 с.

35. Бушуев В.В., Куричев Н.К., Громов А.И. Энергетическая стратегия – 2050:

методология, вызовы, возможности // ЭСКО. Энергетика и промышленность. – 2013. – № 6. –

С. 16-22.

36. Бушуев Н.В. Апокалипсис-2012 и новая энергетическая цивилизация //

Эффективное антикризисное управление. – 2011. – № 5. – С. 42-51.

37. Быховер Н.А. О принципах экономической оценки месторождений и

эффективности геологоразведочных работ // Разведка и охрана недр. – 1966. – № 6. – С. 34-39.

38. Быховер Н.А. Экономика минерального сырья. Топливно-энергетическое сырье,

руды черных и легитирующих металлов. – М.: Недра, 1967. – 368с.

39. Вальтух К.К. Теория стоимости: статистическая верификация, информационное

обобщение, актуальные выводы // Вестник Российской академии наук. – 2005. – Т. 75. – № 9. –

С. 793-817.

40. Варламов А.И., Герт А.А., Старосельцев В.С., Волкова К.Н., Мельников П.Н. и др.

Перспективы освоения ресурсов углеводородного сырья Восточной Сибири // Разведка и

охрана недр, № 11-12, М., Недра, 2013. – С. 32-41.

41. Винокуров М.А. Ресурсы и запасы природного газа в Иркутской области //

Известия Иркутской государственной экономической академии. – 2009. – № 2. – С. 16-18.

42. Воробьёва В.В., Малов В.Ю., Марусин В.В., Радченко В.В. Прогнозирование

формирования опорной транспортной сети: инструментарий вариантных расчетов // Сибирь и

276

Дальний Восток в долгосрочной стратегии развития интегрированной транспортной

инфраструктуры Евразии / под науч. ред. С.Н. Васильева [и др.] ; ИрГУПС [и др.]. – Иркутск-

Москва-Новосибирск, 2011. – Гл. 4.15. – С. 516-522.

43. Воропай Н.И., Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Эдер Л.В. Состояние и

перспективы европейского направления поставок нефти и нефтепродуктов в России и СНГ //

Транспортная стратегия России: Мат-лы науч.-практич. конф. (г. Новосибирск, 12-13 мая 2003

г.). - Новосибирск: Изд-во Адм. Новосибирской обл., 2003. – С. 207-236.

44. Воропай Н.И., Ершевич В.В., Руденко Ю.Н. Развитие межнациональных

энергообъединений – путь к созданию мировой электроэнергетической системы. – Иркутск:

СЭИ, 1995. – 29 с.

45. Восточный вектор энергетической стратегии России: современное состояние,

взгляд в будущее / под ред. Н.И. Воропая, Б.Г. Санеева. – Новосибирск: ≪Гео≫, 2011. – 368 с.

46. Высоцкий В.И., Дмитриевский А.Н. Мировые ресурсы нефти и газа и их освоение

// Российский химический журнал. – 2008. – № 6. – С. 18-24.

47. Герт А.А., Волкова К Н., Немова О. Г., Супрунчик Н. А. Методика и практический

опыт стоимостной оценки запасов и ресурсов нефти и газа / Новосибирск: Наука, 2007. – 384 с.

48. Герт А.А. ПК «Стратегия» как инструмент оценки финансово-экономической

эффективности геологоразведочных работ // Технологии ТЭК. – 2004.- № 4. – С. 88-93.

49. Герт А.А., Пороскун В.И., Немова О.Г. и др. Совершенствование методики

геолого-экономической оценки перспективных и прогнозных ресурсов углеводородного сырья

// Геология нефти и газа. – 2013. – № 2. – С. 15-28.

50. Герт А.А., Немова О.Г., Супрунчик Н.А. Геолого-экономическая оценка

углеводородных ресурсов как инструмент управления минерально-сырьевой базой //

Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. – 2013. - № 4. – С. 12-15.

51. Герт А.А. От программы ГРР и лицензирования к федеральной программе

изучения и освоения [Текст] / А.А. Герт. // Нефтегазовая вертикаль. – 2008. – № 3.

52. Глазьев С.Ю. Экономическая теория технического развития / отв. ред. Д.С. Львов.

– М.: Наука. – 1990. – 230 с.

53. Гофман К.Г. Экономическая оценка природных ресурсов в условиях

социалистической экономики: Вопросы теории и методологии. М.: Наука, 1977. – 236 с.

54. Гофман К.Г. Экономический механизм природопользования в условиях перехода к

рыночной экономике // Экономика и математические методы. 1991. – т. 27. – Вып. 2. – С. 315-321.

55. Гранберг А.Г. Развитие российского Дальнего Востока и Забайкалья и активизация

России в тихоокеанском экономическом сотрудничестве // Информационный бюллетень

Российского национального комитета по тихоокеанскому экономическому сотрудничеству. –

2006. – № 3–4. – С. 64–82.

277

56. Григорьев Г.А., Боровинских А.П. Геолого-экономическая характеристика как

основа оценки перспектив развития нефтегазодобычи в Восточной Сибири // Нефтегазовая

геология. Теория и практика. – 2013. Т. 8. – № 4. – С. 17-30.

57. Громов А.И. Глобальная энергетика и устойчивое развитие / под общ. ред.

В.В. Бушуева, А.М. Мастепанова. – М.: Изд. МЦУЭР, 2009. – 375 с.

58. Грунис Е.Б., Барков С.Л., Халимов Э.М. Особенности освоения запасов и состояние

разработки нефтяных месторождений России в новых экономических условиях// Научно-

практическая конференция к 70-летию ИГИРГИ. – М. – 2004.

59. Гужновский Л.П. Экономика разработки нефтяных месторождений. – М., 1977. –

257 с.

60. Гурвич Е.В. Нефтегазовая рента в российской экономике // Вопросы экономики. –

2010. – № 11. – С. 16-20.

61. Дмитриевский А.Н. Инновационное развитие нефтяной и газовой промышленности

России // Бурение и нефть. – 2012. – № 1. – С. 3-21.

62. Долгосрочный комплексный прогноз регионального социально-экономического и

технологического развития. ≪Тихоокеанская Россия - 2050≫ (методические положения) / под

ред. В.И. Сергиенко, П.А. Минакира ; Рос. акад. наук, Дальневост. отд-ние, Ин-т экон.

исследований. – Хабаровск: РИОТИП, 2009. – 96 с.

63. Дугар-Жабон Р.С. Развитие химического комплекса на основе эффективного

использования региональных ресурсов // Известия ИГЭА. – 2008. – № 1. – С. 45-47.

64. Елгин В.В. ЯНАО: проблемы и приоритеты развития // Нефтегазовая Вертикаль. –

2004. – № 11. – С. 5-11.

65. Ёлкина И.В. Критерии геолого-экономической оценки ресурсов нефти и газа на

современном этапе // Междунар. науч.-практ. конф. «Теория и практика геолого-

экономической оценки нефтегазовых объектов. Оценка инвестиционной привлекательности

объектов лицензирования». Санкт-Петербург 24-28 июня, 2002. – СПб., 2002. – С.45-48.

66. Ермилов О.М., Елгин В.В. Проблемы устойчивого развития крупного сырьевого

моноотраслевого региона на Крайнем Севере.- Новосибирск: Издательство СО РАН, 2004, –

206 с.

67. Ермилов О.М., Миловидов К.Н., Чугунов Л.С. и др. Стратегия развития

нефтегазовых компаний. – М.: Наука, 1998. – 623 с.

68. Ефимов А.С., Герт А.А. и др. Основные результаты (2005-2011 гг.) и актуальные

задачи изучения и освоения ресурсов углеводородного сырья Восточной Сибири // Геология и

минерально-сырьевые ресурсы. – 2011. – № 4. – С. 3-13.

69. Ефимов А.С., Герт А.А., Мельников П.Н. и др. О состоянии и перспективах

ресурсной базы углеводородов, геологоразведочных работ и лицензирования недр Восточной

Сибири и республики Саха (Якутия) // Геология нефти и газа. – 2012. – № 5. – С. 57-74.

278

70. Ефимов А.С., Герт А.А., Соболев М.Ю., Миляев Д.В., Бражникова М.В. Основные

результаты (2005-2011 гг.) и актуальные задачи изучения и освоения ресурсов углеводородного

сырья Восточной Сибири // Геология и минерально-сырьевые ресурсы. – 2011. – №4(8). – С. 3-13.

71. Ефимов А.С., Герт А.А., Старосельцев В.С. Состояние освоения ресурсной базы

углеводородов Восточной Сибири и Дальнего Востока // Минеральные ресурсы России.


72. Ибрагимов Н.М., Новикова Т.С. Оценка последствий реализации инновационных

проектов на основе комплекса моделей межотраслевых и межрегиональных взаимодействий //

Инновационное развитие Сибири: теория, методы, эксперименты / отв. ред. В.И. Суслов:

ИЭОПП СО РАН. - Новосибирск, 2011. – Гл. 6. – С. 81-106.

73. Изаров В.Т., Коржубаев А.Г., Миловидов К.Н., Эдер Л.В. Недропользование:

регулирование, экономика, законодательство / Сиб. федеральный ун-т. - Красноярск: ИПК

СФУ, 2010. – 248 с.

74. Ильин В.А. Красноярская экономика наполняется нефтью // Добывающая

промышленность. – 2012. – № 3. – С. 2-3.

75. Ильинский А.А., Мнацаканян О.С., Череповицын А.Е. Нефтегазовый комплекс

Северо-Запада России. Стратегический анализ и концепции развития: монография / – СПб. :

Наука, 2006 (СПб.). – 476 с.

76. Ильинский А.А. Методы долгосрочного прогнозирования освоения ресурсов нефти

и газа.- М.: ВИЭМС, 1991. – 38с. (Обзор/ Экономика минерального сырья и

геологоразведочных работ; вып.7).

77. Ильинский А.А. Экономическая оценка ресурсов нефти и газа. – СПб.: С.-

Петербургский университет, 1992. – 164 с.

78. Ильинский А.А., Назаров В.И. Новый подход к долгосрочному прогнозированию

освоения ресурсов нефти и газа// Экономическая оценка ресурсов нефти и газа и

прогнозирование развития геологоразведочных работ. – Л., 1991. – С.61-69.

79. Ильинский А.А., Назаров В.И. О классификации и количественной оценке

факторов, определяющих экономическую эффективность капитальных вложений в подготовку

запасов нефти и газа // Геолого-математическое моделирование в нефтяной геологии. – Л., 1983.

– С.15-24.

80. Итоги и перспективы освоения ресурсного потенциала Восточной Сибири и

Республики Саха (Якутия) [Текст] / А.А. Герт, В.С. Старосельцев, В.Г. Акимов [и др.] //

Экономическое и информационное обеспечение обоснования перспектив освоения

минеральных ресурсов Сибири: Сб. науч. тр. / Под ред. А.А. Герта. – Новосибирск:

СНИИГГиМС, 2010. – С. 50–61.

279

81. Ишаев В.И. Энергетический потенциал российского Дальнего Востока в стратегии

национальной безопасности Российской Федерации. – М.: ИНДРИК. Гуманитарные

академические издания, 2008. – 240 с.

82. Капустина Л.М., Меньшенина И.Г. Кластерообразование в региональной

экономике: монография. – Екатеринбург: изд-во Урал. гос. экон. ун-та, 2008. – 154 с.

83. Кезик И.В. Минприроды раскрыло запасы газа и нефти в России // Ведомости. –

2013. – № 2.– С. 3-4.

84. Колесникова Н.В., Халимов Э.М., Богданов С.Д. Методические и практические

проблемы оценки стоимости участков недр, содержащих УВ-сырьё// Научно-практическая

конференция к 70-летию ИГИРГИ. – М., 2004.

85. Кононов Ю.Д. Влияние конъюнктуры мировых энергетических рынков на

рациональный экспорт российского газа // Проблемы прогнозирования. – 2002. – № 2 – С.169 – 171.

86. Конопляник А.А. Российский газ в континентальной Европе и СНГ: эволюция

контрактных структур и механизмов ценообразования // Экономические проблемы

энергетического комплекса. – М., ИНП, 2010. – 30 с.

87. Конопляник А.А. Россия и Энергетическая Хартия. - М.: РГУ нефти и газа

им. Губкина, 2010. – 80 с.

88. Конопляник А.А. Россия на формирующемся евроазиатском энергетическом

пространстве: проблемы конкурентоспособности. - М.: ООО "Нестор Академик Паблишерз",

2004. – 592 с.

89. Конопляник А.А. Эволюция рынков нефти и газа: закономерности движения от

рынков физической к рынкам бумажной энергии– в сб.: Седьмые Мелентьевские чтения.

Сборник научных трудов / под ред. А.А. Макарова. – М.: ИНЭИ РАН, 2013. – С.163-178.

90. Конторович А.Э. Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В. Нужен глубокий

передел. Трансформация мировых рынков требует совершенствования российской нефте- и

газопереработки // Нефть России. – 2008. - № 6. – С. 22-27.

91. Конторович А.Э., Бурштейн Л.М. Новая модификация объемно-статистического

метода оценки начальных геологических ресурсов нефти и газа нефтегазоносных бассейнов //

Геология нефти и газа. – 1981. – № 4. – С. 5-9.

92. Конторович А.Э., Герт А.А. Принципы экономической оценки комплексных

месторождений нефти и газа при переходе к рыночным отношениям// Геология нефти и газа. –

1991. – № 4. – С.25-28.

93. Конторович А.Э., Ёлкина И.В., Коржубаев А.Г., Лившиц В.Р., Эдер Л.В. Газ

Востока России // Нефтегазовая вертикаль. – 2004. – № 5. – С. 18-31.

94. Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Ёлкина И.В., Еремин Ю.Г., Эдер Л.В.

Экономическая оценка эффективности функционирования Восточно-Сибирского нефтегазового

280

комплекса в первые десятилетия XXI века // Проблемы нефтегазоносности Сибирской

платформы: мат-лы науч.-практ. конф.: тез. докл. – Новосибирск : СНИИГГиМС, 2003. – С. 156-158.

95. Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Ёлкина И.В., Эдер Л.В. Россия и АТР:

современное состояние и перспективы сотрудничества в нефтегазовом секторе // Мат-лы

Международного симопзиума «Дальний Восток и АТР: современная ситуация и перспективы

развития». - Хабаровск, 2003. – С. 71-93.

96. Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Лившиц В.Р., Маркова В.М., Пляскина Н.И.,

Суслов Н.И., Филимонова И.В., Харитонова В.Н., Чурашёв В.Н., Эдер Л.В. Сибирь в первые

десятилетия XXI века // Сибирь в первые десятилетия XXI века / отв. ред. В.В. Кулешов. –

Новосибирск: Изд-во ИЭОПП СО РАН, 2008. – Гл. 28. – С. 428-481.

97. Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Лившиц В.Р., Филимонова И.В., Эдер Л.В.,

Яновсий М.Б., и др. Развитие секторов топливно-энергетического комплекса // Энергетика

России. Стратегия развития (научное обоснование энергетической политики). – М.: Минэнерго

России, 2003. – Гл. 6. – С. 198-314.

98. Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Лившиц В.Р., Филимонова И.В., Эдер Л.В.

Запасы и информационные оценки энергетического сырья // Природные ресурсы России:

территориальная локализация, экономические оценки / отв. ред. К.К. Вальтух, В.М. Соколов;

СО РАН, ИЭОПП, Ин-т геологии и минералогии и др. – Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2007. –

Гл. 2. – С. 86-111.

99. Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Пак В.А., Удут В.Н., Довгань А.В., Филимонова

И.В., Эдер Л.В. Гелий: состояние и перспективы // Нефтегазовая вертикаль. – 2005. – № 7. –

С. 52-55.

100. Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Соколова И.А., Филимонова И.В., Эдер Л.В.

Нефтегазовый комплекс // Экономика Сибири: стратегия и тактика модернизации / ИЭОПП СО

РАН. – М. – Новосибирск : Анкил, 2009. – Гл. 7.2. – С. 97-105.

101. Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В. Инновационное

развитие крупных отраслей экономики России: нефтяной комплекс учеб. пособие / Новосиб.

гос. ун-т. – Новосибирск, 2008. – 121 с.

102. Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В. Нефтяной прогноз

2030: академический парадокс? // Нефтегазовая вертикаль. – 2008. – № 10. – С. 54-60.

103. Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В. Развитие глубокой

переработки углеводородного сырья в России // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 5. – С. 24-27.

104. Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В. Развитие глубокой

переработки углеводородного сырья в России в условиях трансформации мировых рынков

продукции нефтеперерабатывающей, газоперерабатывающей, нефтехимической и

газохимической продукции // Интеграл. – 2008. – № 3 (41). – С. 38-40.

281

105. Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В. Современное

состояние и перспективы развития системы обеспечения нефтепродуктами и газом

Новосибирской области // Программа энергоэффективности и энергобезопасности

Новосибирской области на период до 2020 года: сб. обосновывающих материалов. –

Новосибирск, 2005. – Вып. 1. – С. 220-227.

106. Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В. Стабильность на

грани стагнации. Отечественная нефтепереработка пока не может решить главные задачи,

стоящие перед ней // Нефть России. – 2008. – № 9. – С. 54-59.

107. Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В., Бахтуров А.С.,

Федотович В.Г. Экономико-правовые вопросы недропользования: учеб. пособие / НГУ. –

Новосибирск, 2007. – 244 с.

108. Конторович А.Э., Краснов О.С. Методология перспективного планирования

поисково-разведочных работ на нефть и газ// Развитие учения И.М.Губкина в нефтяной

геологии Сибири. – Новосибирск: Наука, 1982. – С.55-82.

109. Конторович А.Э., Краснов О.С., Лившиц В.Р. Алгоритм перспективного

планирования геологоразведочных работ на основе имитационного моделирования процесса

выявления месторождений нефти и газа// Методы перспективного планирования

геологоразведочных работ на нефть и газ. – Новосибирск, 1989. – С. 16-27.

110. Конторович А.Э., Лившиц В.Р. Имитационная стохастическая модель

распределения месторождений нефти и газа по запасам // Советская геология. – 1988. – № 9. –

С. 99-107.

111. Конторович А.Э., Лившиц В.Р. Имитационное моделирование процесса поисков

месторождений нефти и газа // Геология и геофизика. – 1988. – № 5. – С. 3-17.

112. Конторович А.Э., Лившиц В.Р., Коржубаев А.Г., Филимонова И.В. и др.

Перспективы развития нефтегазового комплекса Восточной Сибири и Республики Саха

(Якутия) // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. – 2003. – № 9. – С.20-27.

113. Конторович А.Э., Эдер Л.В., Филимонова И.В. Защищая статус газовой

сверхдержавы // Нефть России. – 2012. – № 10. – С. 72-79.

114. Конторович А.Э., Эдер Л.В., Филимонова И.В. На фоне неустойчивой

конъюнктуры // Нефть России. – 2012. – № 8. – С. 9-14.

115. Коржубаев А.Г., Ёлкина И.В., Эдер Л.В. Доходы и сверхдоходы. Факторы

формирования ренты в нефтяной промышленности // Нефтегазовая вертикаль. – 2004. – № 2. –

С. 38-43.

116. Коржубаев А.Г., Пенкин В.В., Елкина И.В., Эдер Л.В., Ермилов О.М., Елгин В.В.,

Харитонова В.Н. Особенности современного состояния и оценка экономической

эффективности развития нефтегазового комплекса ЯНАО, его роль в обеспечении

энергетической безопасности России // Проблемы и перспективы комплексного использования

282

низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов:

Мат-лы Всерос. науч.-практ. конф. (Надым, март 2003 г.). – М.: ИРЦ Газпром, 2003. – С. 404-412.

117. Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В. Откуда денежки? // Нефть России. –

2007. – № 4. – С. 11-17.

118. Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В. Ресурсы и добыча сланцевого газа в

мире: ретроспектива и прогноз // OilMarket. – 2011. – №. 6. – С. 14-27.

119. Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В. Газовый «ренессанс» // Нефть

России. – 2011. – № 6. – С. 36-41.

120. Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В. Движение на восток продолжается:

Освоение запасов газа Восточной Сибири и Дальнего Востока должно быть увязано с

развитием транспортной и перерабатывающей инфраструктуры // Нефть России. – 2010. – № 2.

– С. 60-67.

121. Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В. Нефтегазодобывающая

промышленность России: проблемы и перспективы развития // Oil & Gas Journal Russia. – 2007.

– № 5. – С. 53-62.

122. Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В. Нефть и газ России: состояние и

перспективы // Нефтегазовая вертикаль. – 2007. – № 7. – С. 16-24.

123. Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В. О реальных перспективах

комплексного освоения ресурсов нефти и газа Востока России // Нефтегазовая вертикаль. –

2010. – № 20. – С. 22-27.

124. Краснов О.С. Формирование стратегии подготовки и освоения минерально-

сырьевой базы нефтедобывающей промышленности. – Новосибирск: Сибирское соглашение,

2000, 284 с.

125. Краснов О.С., Назаров В.И., Прищепа О.М., Медведева Л.В., Меткин Д.М. Геолого-

экономические проблемы воспроизводства минерально-сырьевой базы нефти и газа //

Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011.- Т. 6. – № 1. – С. 12-18.

126. Краснов О.С., Робинсон Б.В., Данилин А.Н. Формирование нефтегазового

комплекса – новое направление развития ТЭК Красноярского края // Вестник ФЭК России. –

М.: АСТЭК, 1998. – № 6. – С. 56-57.

127. Краснов О.С., Скобелева В.П., Аксенов А.Н. Программно-целевой подход к

реализации инновационной политики в области переработки попутного нефтяного газа //

Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7. – № 1. – С. 25-37

128. Краснов О.С., Скобелева В.П., Тремасова И.С. Методические аспекты оценки

экономической эффективности деятельности хозяйственной организации по использованию

попутного нефтяного газа // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7. – № 4. –

С. 9-22.

283

129. Краснов О.С. Формирование стратегии подготовки и освоения минерально-

сырьевой базы нефтедобывающей промышленности. – Новосибирск: Сибирское соглашение,

2000. – 284 с.

130. Кривошеева Е.Л. Роль программ регионального развития Сибири и Дальнего

Востока в развитии экспорта российских энергоресурсов // Проблемы и перспективы

государственного и муниципального управления в инновационной экономике посткризисного

периода. – Орёл: ОРАГС, 2010. – С. 153-158.

131. Крюков В.А., Кулешов В.В., Селиверстов В.Е. Формирование организационно-

экономических механизмов ускорения социально-экономического развития Сибири // Регион:

экономика и социология. – 2012. – № 1. – С. 102-122.

132. Крюков В.А., Маршак В.Д. Нефтегазовый сектор в развитии экономики России //

Регион: экономика и социология. – 2013. – № 2. – С. 148-156.

133. Крюков В.А., Шафраник Ю., Шмат В. О переходе нефтегазового сектора России

к инновационной модели развития. Нефтегазовый сектор России в теории и на практике. –

Новосибирск. – 2003.

134. Крюков В.В., Севастьянова А., Токарев А.Н., Шмат В. Региональные аспекты

реформирования налоговой системы в нефтегазовом секторе России / ИЭиОПП СО РАН. –

Новосибирск, 2001.

135. Крюков В.А., Севастьянова А.Е., Токарев А.Н., Шмат В.В. Эволюционный подход

к формированию системы государственного регулирования нефтегазового сектора экономики /

ИЭиОПП СО РАН. – Новосибирск, 2002.

136. Курилов В.И., Меламед И.И., Терентьева Е.А., Абрамов А.Л., Лукин А.Л.

Азиатско-Тихоокеанское экономическое сотрудничество: вчера, сегодня, завтра. - Владивосток:

Изд-во Дальневост. федерального ун-та, 2010. – 568 с.

137. Ледовских А.А., Садовник П.В., Хлебников П.А., Варламов А.И., Афанасенков

А.П., Петерсилье В.И., Соловьев Б.А., Мкртчян О.М. Основные проблемы геологического

изучения недр и прироста запасов углеводородного сырья Российской Федерации // Геология

нефти и газа. – 2010. – №5. – С.9-23.

138. Ломакина Н.В. Минерально-сырьевой комплекс Дальнего Востока России:

потенциал развития / отв. ред. П.А. Минакир; Рос. акад. наук, Дальневост. отд-ние, Ин-т экон.

исследований. - Хабаровск: РИОТИП, 2009. – 240 с.

139. Макаров А.А. Проблемы и перспективы развития топливно-энергетического

комплекса России // Энерготехнологии и ресурсосбережение. – 2010. – № 1. – С. 9-13.

140. Макаров А.А. Прогнозирование развития энергетического комплекса.

Методические рекомендации по разработке прогноза развития России до 2030 г. РАН. – 2013. –

78 с.

284

141. Макаров В.Л. Государственная инвестиционная политика на транспорте и её

экономические последствия. // Вестник Российской академии наук, 2007, том 77, № 6.

142. Макаров А. А., Кулагин В.А., Митрова Т.А. SCANER: отслеживая энергетические

горизонты // ТЭК. Стратегии развития. – 2011. – № 1.

143. Макаров А.А., Митрова Т.А. и др. Энергетика и геополитика. – М.: Наука, 2011. –

143 с.

144. Максимов В.М. О современном состоянии нефтедобычи, коэффициенте извлечения

нефти и методах увеличения нефтеотдачи // Бурение и нефть. – 2011. – №2. – С. 7-11.

145. Максимов С.П., Дикенштейн Г.Х., Золотов А.Н. Геология нефти и газа Восточно-

Европейской платформы. М.: Недра. – 1990. – 274 с.

146. Малов В.Ю. Прогнозирование развития транспортной системы Сибири: опыт

использования экономико-математического инструментария // Стратегические направления

долгосрочного развития транспортной инфраструктуры Сибири и Дальнего Востока / под науч.

ред. С.Н. Васильева, В.И. Суслова, Т.Н. Есиковой [и др.]; Иркутский гос. ун-т путей сообщ.,

Евроазиатский транспортный инновац. центр, ИЭОПП СО РАН, Ин-т проблем упр. им. В.А.

Трапезникова РАН. – М., 2008. – Гл. 6.5. – С. 500-504.

147. Малов В.Ю. Сдвиг производительных сил на восток: оценка опыта истории и

выбор пути для XXI века // Управление развитием крупномасштабных систем MLSD'2012:

материалы 6-ой междунар. конф. (1-3 окт. 2012 г., Москва, Россия). В 2-х т. Т. 2 (секции 5-10) /

под общ. ред. С.Н., Васильева, А.Д. Цвиркуна ; Ин-т проблем управления

им. В.А. Трапезникова РАН. – М., 2012. – С. 71-74.

148. Малов В.Ю., Васильев С.Н., Гончаренко С.С., Суслов В.И., Есикова Т.Н.

Стратегические задачи управления развитием транспортно-промышленного комплекса Сибири

и Дальнего Востока // Управление развитием крупномасштабных систем / под ред.

А.Д. Цвиркуна. - М. : Физматлит, 2012. – Разд. 3. – С. 48-68.

149. Малов В.Ю., Мелентьев Б.В. Межрегиональный транспорт и перспективы развития

экономики Восточной России [Электронный ресурс] // Научно-практическая конференция

«Долгосрочная стратегия развития Российского Дальнего Востока», посвящ. памяти д-ра с-х.

наук, А.С. Шейнгауза. 4 декабря 2007 г., г. Хабаровск : Материалы конференции / ИЭИ ДВО

РАН. – Хабаровск, 2007. – Плен. засед. – 1 CD-ROM [9 с.].

150. Маргулис Л.С., Андиева Т.А., Пылина Л.М., Боровиков И.С., Ведров И.А.

Нефтегеологическое районирование и углеводородные ресурсы Дальневосточного региона

России // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т.7. – № 4. – С. 15-19.

151. Мартос В.Н., Куренков А.И. Экономическая оценка нефтяных месторождений//


285

152. Мартос В.Н., Куренков А.И., Бурова Н.Ю. Дифференциальная технико-

экономическая оценка залежей с запасами нефти низких категорий// Нефтепромысловое дело. –

1998. – № 3. – С.10-13.

153. Мастепанов А.М., Бушуев В.В., Макаров А.А. и др. Энергетическая политика

России на рубеже веков: В 2 т. – М.: Папирус ПРО, 2001.

154. Мастепанов А.М., Степанов А.Д. и др. Нетрадиционный газ как фактор

регионализации газовых рынков / под общ. ред. А.М. Мастепанова. – М.: ИЦ "Энергия", 2013. –

124 с.

155. Мастепанов А.М. О некоторых проблемах, стоящих перед нефтегазовым

комплексом России // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 5. – С 5-9.

156. Мастепанов А.М. Региональные и внешнеэкономические аспекты энергетической

политики России. – М., 1999. – 231 с.

157. Мастепанов А.М., Саенко В.В., Рыльский В.А., Шафраник Ю.К. Экономика и

энергетика регионов Российской Федерации. – М.: Экономика, 2001. – 476 c.

158. Мелентьев Л.А. Системные исследования в энергетике: Элементы теории,

направление развития. М., 1979. – 415 с.

159. Методы оценки перспектив нефтегазоносности / М.Д. Белонин, Н.И. Буялов,

Е.В. Захаров и др.; под. ред. Н.И. Буялова, В.Д. Наливкина. – М.: Недра, 1979. – 358 с.

160. Миловидов К.Н. Критерии и методы оценки эффективности воспроизводства

запасов нефти и газа. – М.: Недра, 1990. – 222 с.

161. Миловидов К.Н. Менеджмент нефтяной компании. – М. Недра, 2008. – 354 с.

162. Миловидов К.Н. Определение экономической эффективности капиталовложений в

нефтяной и газовой промышленности: Учеб. пособие. – М.: МИНХИГП, 1985. – 104 с.

163. Миловидов К.Н. Экономика мировой нефтяной промышленности. - М.: РГУ нефти

и газа им. И.М. Губкина, 2003. – 276 с.

164. Миловидов К.Н., Илюхин Л. Н. Геолого-экономические аспекты процесса освоения

ресурсов нефти и газа// Геология нефти и газа. – 1989. – № 7. – С. 44-47.

165. Мирончев Ю.П., Лоджевская М.И. Минеральное сырье. Газы горючие:

[Справочник]; Науч. ред. К.А. Клещев – М.: Геоинформмарк, 1998. – 74 с.

166. Михеева Н.Н., Новикова Т.С., Суслов В.И. Оценка инвестиционных проектов на

основе комплекса межотраслевых межрегиональных моделей // Проблемы прогнозирования. –

2011. – № 4. – С. 78-90.

167. Мкртчян Г.М. Влияние технического прогресса на оценки месторождений

минерального сырья // Вестник Новосибирского государственного университета. Серия:

Социально-экономические науки. – 2012. – Т. 12. – Вып. 2. – С. 70-80.

168. Мкртчян Г.М. Методы оценки эффективности освоения природных ресурсов/ отв.

ред. Ю.И. Максимов. – Новосибирск: Наука. Сиб. отд-е, 1984. – 205 с.

286

169. Мкртчян Г.М., Гайнутдинова О.Г. Экономика природопользования: учеб.-метод.

пособ/ НГУ. - Новосибирск, 2002. – 98 с.

170. Мкртчян Г.М., Морозов В.П., Рыманенко М.В., Скопина Л.В. Метод реальных

опционов как эффективный инструмент экономической оценки запасов // Наука и образование.

– 2011. – № 3. – С. 102-107.

171. Мкртчян Г.М., Пляскина Н.И. Топливно-энергетический комплекс и окружающая

среда: экономические и правовые аспекты/ под ред. И.И. Думовой – Новосибирск, 2002. – 340 с.

172. Моделевский М. С. Гуревич Г.С., Дьячкова Е.А., Файнштейн И.Я. Геолого-

экономическая оценка и стоимостная структура ресурсов нефти и газа// Проблемы геолого-

экономической оценки ресурсов нефти и газа. – Новосибирск, Наука, 1989. – С. 17-29.

173. Моделевский М.С. Пути совершенствования классификации ресурсов нефти и газа.

Новосибирск: Наука, 1981. – С. 132-139 (Труды ИГиГ СО АН СССР, вып. 512).

174. Моделевский М.С. Ресурсы нефти и газа зарубежных стран // Геология нефти и

газа. – 1976. – № 8. – С. 14-19.

175. Моделевский М.С., Виноградова О.В., Файнштейн И.Я. Оценка и основные

классификации ресурсов нефти и газа в капиталистических и развивающихся странах. – М.:

ОНТИ ВИЭМС, 1975. – 131 с.

176. Моделевский М.С., Поминов В.Ф. Классификация запасов нефти и газа в СССР и

за рубежом // Ресурсы нефти и газа капиталистических и развивающихся стран. – Л.: Недра,

1977. – С. 11-17.

177. Молчанов И.И. К методике сравнительной экономической оценки месторождений

полезных ископаемых// Разведка и охрана недр. – 1961. – №3. – С.7-11.

178. Морозов В.П., Королев Э.А., Кольчугин А.Н. Словарь терминов по литологии

(седиментогенез и литогенез): учеб.-метод. пособие. – Казань: Казанский государственный

университет, 2009. – 225 с.

179. Назаров В.И. Экономич методика экономической еские проблемы освоения

ресурсов нефти и газа.- М., Недра, 1989. – 166 с.

180. Назаров В.И. Геолого-экономическое обоснование приоритетных направлений

поисков, разведки и разработки нефти и газа: основные проблемы и пути их решения //

Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2010. – Т.5. – №3. – С. 19-24.

181. Назаров В.И. О совершенствовании методологии геолого-экономической оценки

ресурсов нефти и газа // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2013. –Т.8. – № 3. – С. 14-19.

182. Назаров В.И. Основные положения методологии экономической оценки ресурсов

нефти и газа// Экономическая оценка ресурсов нефти и газа и прогнозирование развития

геологоразведочных работ. – Л., 1991. – С. 9-17.

287

183. Назаров В.И. Стоимостные критерии и методики экономической оценки

прогнозных ресурсов нефти и газа // Геолого-экономическая оценка прогнозных ресурсов

нефти и газа. – Л., 1983. – С. 158-171.

184. Назаров В.И., Наливкин В.Д., Сверчков Г.П. Экономическая оценка ресурсов нефти

и газа России// Геология нефти и газа. – 1997. – № 10. – С. 15-25.

185. Назаров В.Н.. Основы налогового права. – М.: Компания Спутник+, 2008. – 147 с.

186. Наливкин В.Д. Прогноз развития нефтяной и газовой промышленности России. //


187. Наливкин В.Д., Абрикосов И.Х., Лейбсон М.Г. и др. Геолого-экономические карты

в системе прогнозирования освоения ресурсов нефти и газа // Актуальные проблемы

нефтегазовой геологии. – Л., 1991. – С. 262-269.

188. Налогообложение минерально-сырьевого сектора экономики / Ю.Н. Бобылев,

М.Ю. Турунцева – М.: Институт Гайдара, 2010. – 200 с.

189. Недропользование в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) по состоянию

на 01.01.2010: Стат. сб. [Текст] / Под ред. А.А. Герта. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 2010. –

98 с.

190. Нестеров И.И. Проект классификации ресурсов углеводородного сырья по

флюидодинамическим и экономическим параметрам // Геология и геофизика. – 1998. – Т. 39. –

№ 7. – С. 1008-1012.

191. Никитин В.С. Теория и методы прогнозной экономической оценки минерально-

сырьевых ресурсов. – М.: Наука, 1988. – 118 с.

192. Новиков Ю.Н. Эволюция отечественной классификации запасов и ресурсов нефти

и газа: от трех к восьми // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2009. – № 4. – С. 19-24.

193. Новикова Т.С. Анализ общественной эффективности инвестиционных проектов /

отв. ред. С.А. Суспицын; ИЭОПП СО РАН. - Новосибирск, 2005. – 282 с.

194. Новикова Т.С., Баранов А.О. Как определить коммерческую и общественную

эффективность проекта? // ЭКО. – 2005. – № 6. – С. 162-175.

195. Орлов В.П. Перспективы развития экспорта нефти и газа в страны АТР на основе

ресурсной базы Восточной Сибири и Республики Саха // Разведка и охрана недр. – 1999. – № 4.

– С. 2-7.

196. Орлов В.П. Природные ресурсы в экономике регионов России. – М.: ООО

«Теоинформмарк», 2005. – 60 с.

197. Орлов В.П. Проблемы недропользования (2000-2006) / Совет Федерации

Федерального Собрания Российской Федерации, Российское геологическое общество. – М.:

ООО «Геоинформмарк», 2007. – 464 с.

198. Перспективы освоения ресурсов углеводородного сырья Восточной Сибири [Текст]

/ А.И. Варламов, А.А. Герт, В.С. Старосельцев [и др.] // Разведка и охрана недр. – 2007. – № 11-12. – С. 3-8.

288

199. Перчик А.И. Трубопроводное право. М.: Нефть и газ, 2002. – 368 с.

200. Пляскина Н.И. Государственное регулирование недропользования как фактор

повышения минерально-сырьевой безопасности ТЭК // Маркшейдерия и недропользование. –

2005. – № 2. – С. 33-42.

201. Пляскина Н.И. Проблемы недропользования и методологии формирования

инвестиционных программ освоения нефтегазовых ресурсов (окончание) // Бурение и нефть. –

2008. – № 1. – С. 8-12.

202. Пляскина Н.И. Прогнозирование комплексного освоения недр перспективных

нефтегазодобывающих районов (методология и инструментарий) // Проблемы

прогнозирования. – 2008. – № 2. – С. 72-93.

203. Пляскина Н.И. Прогнозирование комплексного освоения углеводородных ресурсов

перспективных районов (на примере севера Западной Сибири): Автореф. дис. на соиск. уч. ст.

д-ра экон. наук: 08.00.05. – Новосибирск, 2005. – 36 с.

204. Пляскина Н.И., Харитонова В.Н. Организационно-технологические аспекты

стратегического планирования межотраслевых ресурсных мегапроектов // Регион: экономика и

социология. – 2012. – № 3. – С. 167-189.

205. Пляскина Н.И., Харитонова В.Н. Стратегическое планирование межотраслевых

ресурсных мегапроектов: методология и инструментарий // Проблемы прогнозирования. – 2013.

– № 2. – С. 15-27.

206. Подольский Ю.В. Нефтяной потенциал России. Проблемы его оценки и освоения //

Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2008. – № 3. – С. 9-12.

207. Подольский Ю.В., Авсиевич А.И., Лебедева Л.В. Оценка начальных суммарных

ресурсов углеводородов Тимано-Печерской провинции методом имитационного моделирования

// Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т.7. – № 3. – С. 15-19.

208. Подольский Ю.В., Маргулис Л.С. Сырьевая база углеводородов Республики Саха

(Якутия) // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2013. – Т.8. – № 2. – С. 19-24.

209. Пожарицкий К.Л. Пути увеличения эффективности геологоразведочных работ и

борьба с излишествами в них// Советская геология. – 1958. – № 1. – С. 128-144.

210. Прищепа О.М., Григорьев Г.А. Оптимизация региональных и поисковых геолого-

разведочных работ как механизм эффективного взаимодействия государства и компаний по

воспроизводству запасов нефти и газа // Минеральные ресурсы России. Экономика и

управление. – 2007. – № 3. – С. 15-21.

211. Проблемы устойчивого развития системы газоснабжения Российской Федерации:

монография / А.А. Ильинский, Д.И. Волков, А.Е. Череповицын. – СПб.: Недра, 2005. – 289 с.

212. Прогноз месторождений нефти и газа/ А.Э.Конторович, Э.Э.Фотиади, В.И.Демин и

др. – М.: Недра, 1981. – 350 с.

289

213. Программа изучения и освоения углеводородных ресурсов Восточной Сибири и

Республики Саха (Якутия) – итоги и перспективы [Текст] / А.С. Ефимов, А.А. Герт,

А.И. Варламов [и др.] // Геология нефти и газа. – 2009. – № 6. – С. 2–13.

214. Проект стратегии изучения и освоения нефтегазового потенциала

континентального шельфа РФ и план действий по ее реализации // МПР РФ [Электронный

ресурс]. – Режим доступа: URL: www.mnr.gov.ru/upload/iblock/586/0477_srateg.doc (дата

обращения: 27.08.2013).

215. Разработка стратегии развития топливно-энергетического комплекса Иркутской

области до 2015-2020 годов и на период до 2030 года, а также сбор и анализ сведений о

балансовых запасах углеводородов (нефти, газа, растворенного в нефти газа, газового

конденсата), угля и возможностях добычи данных ископаемых видов топлив на территории

Иркутской области: Государственный контракт №62-57-253/11 от 3 ноября 2011 г.

216. Регионы России. Социально-экономические показатели – 2000-2012 гг.

217. Робинсон Б.В. Методы подготовки нормативной базы расчетов по экономической

оценке нефтяных и газовых ресурсов // Теория и практика геолого-экономической оценки

разномасштабных нефтегазовых объектов: Доклады I конференции. – Спб., 1996. – С. 47-50.

218. Робинсон Б.В. Модельно-методическое обеспечение прогнозирования при

освоении нефтегазовых ресурсов перспективных территорий// Экономическая оценка ресурсов

нефти и газа и прогнозирование развития геологоразведочных работ. – Л., 1991. – С.24-35.

219. Робинсон Б.В. Новые требования к экономической оценке ресурсов нефти и газа //

Результаты работы по межведомственной региональной научной программе «Поиск» за 1992-

1993 гг. Часть 2.- Новосибирск, 1995. – С. 127-130.

220. Робинсон Б.В. Экономическая оценка нефтяных ресурсов новых районов. –

Новосибирск: Наука, 1985. – С. 112.

221. Россия 2013. Статистический справочник – М.: Федеральная служба

государственной статистики, 2013. – 64 с.

222. Рыженков А.В. Проблема земельной ренты в Российской экономике / под ред.

С.Е. Ильюшонка; ИЭОПП СО РАН. - Новосибирск, 1997. – 172 с.

223. Садов С.Л., Тарбаев Б.Н. Оценка экономической эффективности ресурсов

углеводородов на ранних стадиях разведки // Известия Иркутской государственной

экономической академии. – 2009. – № 4. – С. 10-11.

224. Санеев Б.Г. Восточная энергетическая политика России: направления, подходы

науки и практики к ее реализации // Регион: экономика и социология. – 2007. – № 1. – С. 298–305.

225. Санеев Б.Г. Основные направления экономических исследований развития

энергетики восточных регионов России // Регион. – 2010. – Спец. выпуск. – С. 3–16.

226. Сверчков Г.П. Учет и прогноз горно-геологических характеристик для

экономической оценки слабоизученных нефтегазовых объектов// Теория и практика геолого-

http://ecsocman.edu.ru/text/23447917/

http://ecsocman.edu.ru/text/23447917/

290

экономической оценки разномасштабных нефтегазовых объектов: Доклады I конференции. –

Спб., 1996. – С.39-46.

227. Сверчков Г.П., Назаров В.И., Татаринов И.В. Экономическая оценка ресурсов

углеводородного сырья Ямало-Ненецкого автономного округа // Теория и практика геолого-

экономической оценки разномасштабных нефтегазовых объектов: Доклады II конференции. –

Спб., 1999. – С. 128-140.

228. Сверчков Г.П., Назаров В.П. Геолого-экономическая классификация запасов и

ресурсов нефти и газа// Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиск, разведка и

освоение месторождений: Доклады юбилейной конференции в 3-х томах. Т. 3. – Спб., 1999. –

С. 217-222.

229. Сибирь в первые десятилетия XXI века / отв. ред. В.В. Кулешов – Новосибирск:

Изд-во ИЭОПП СО РАН, 2008. – 788 с.

230. Сибирь на пороге нового тысячелетия / А.Г. Аганбегян, М.К. Бандман,

В.Е. Селиверстов и др.; отв. ред. В.В. Кулешов. – Новосибирск: ИЭОПП СО РАН, 1998. – 264 с.

231. Сирык С.И. Организация процессов недропользования в нефтегазовом комплексе

России // Нефтегазовое дело. – 2006. – № 2. – С. 34-48.

232. Системные исследования проблем энергетики / Л.С. Беляев, Б.Г. Санеев,

С.П. Филиппов и др.; отв. ред. Н.И. Воропай. – Новосибирск: Наука. Сибирская издательская

фирма РАН, 2000. – 558 с.

233. Старосельский В.И., Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Геология и геохимия

природных горючих газов: Справочник; под ред. И.В. Высоцкого. – М.: Недра, 1990. – 315 с.

234. Стратегия комплексного освоения ресурсов нефти и газа Востока России /

А.Г. Коржубаев, И.В. Филимонова, Л.В. Эдер, М.В.Мишенин, И.В. Ожерельева и др.:

Аналитический доклад – 2011 ИЭОПП СО РАН. – Новосибирск : Изд-во ИЭОПП СО РАН,

2011. – 40 с.

235. Стратегия развития нефтегазовых компаний / О.М. Ермилов, К.Н. Миловидов,

Л.С. Чугунов и др. – М.: Наука, 1998. – 624 с.

236. Стратегия социально-экономического развития Сибири: научные основы и начало

реализации / Н.Л. Добрецов, А.Э. Конторович, А.Г. Коржубаев, В.В. Кулешов,

В.Е. Селиверстов, В.И. Суслов // Стратегии макрорегионов России: Методологические

подходы, приоритеты и пути реализации. – М.: Наука, 2004. – Гл. 7. – С. 479–592.

237. Субботин К.Н. Границы рынка глобальных компаний. – М.: УРСС, 2004. – 235 с.

238. Сурков В.С., Конторович А.Э., Краснов О.С., Робинсон Б.Р., Старосельцев В.С.

Перспективы освоения и использования нефтегазового потенциала Сибирской платформы //

Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. – 1993. – № 4. – С. 8-13.

239. Суслов В.И. Инновации и наука: взгляд из Сибири // Инновации. – 2013. – № 5. –

С. 16-19.

291

240. Суслов В.И. Инновации и форсайт // Динамика инноваций / под науч. ред.

В.И. Супруна. - Новосибирск: Фонд социо-прогностических исслед. «Тренды», 2011. – С. 191-208.

241. Суслов В.И. Синергия региональных инновационных систем // Инновации. – 2012.

– № 1. – С. 11-14.

242. Суслов Н.И. Анализ взаимодействий экономики и энергетики в период рыночных

преобразований / отв. ред. М.В. Лычагин, Л.Б. Меламед; ИЭОПП СО РАН. – Новосибирск,

2002. – 271 с.

243. Суслов Н.И. Повышение энергоэффективности экономики Сибири: роль ТЭК и цен

на энергоресурсы // ЭКО. – 2011. – № 4. – С. 27-38.

244. Сценарии развития Восточной Сибири и Дальнего Востока в контексте

политической и экономической динамики Азиатско-Тихоокеанского региона / Н.Г.

Константинов, В.Н. Саунин, А.А.Кокошин / Аналитический доклад Байкальской

международной бизнес-школы Иркутского государственного университета. Москва-Иркутск,

2011.– 104 с.

245. Сырьевая база и добыча газа в России в XXI веке / А.И. Гриценко, В.А.Пономарев,

Н.А. Крылов и др.: Недра-Бизнесцентр, 2000. – 148 с.

246. Татаренко В.И., Карпик А. П., Робинсон Б. В. Инновационные решения при

прогнозе нефтегазоносности Восточной Сибири// Нефтегазогеологический прогноз и

перспективы развития нефтегазового комплекса Востока России. – СПб: ВНИГРИ, 2010. –

С. 263-266.

247. Теория фильтрации / В.М. Ентов – М.: Недра, 1998. – 300 с.

248. Тимурзиев А.И. Современное состояние практики и методологии поисков нефти –

от заблуждений застоя к новому мировоззрению прогресса // Геология, геофизика и разработка

нефтяных и газовых месторождений. – 2010. – №11. – С. 20-25.

249. Токарев А.Н. Налогообложение нефтегазового сектора Российской Федерации:

роль регионов // Международный бухгалтерский учет. – 2013. – № 5. – С. 31-40.

250. Токарев А.Н. Нефтесервис в России: в поисках эффективной структуры // ЭКО. –

2010. – № 4. – С. 33-52.

251. Токарев А.Н. Проблемы утилизации попутного нефтяного газа: интересы и роль

нефтедобывающих регионов // Регион: экономика и социология. – 2009. – № 3. – С. 157-174.

252. Токарев А.Н., Кирпиченко В.Н. Проблемы формирования инновационной

политики в нефтегазовом секторе // Сибирская финансовая школа. – 2013. – № 1. – С. 121-127.

253. Токарев А.Н., Мищенко Е.А. Необходимость инновационных подходов при работе

с бездействующим фондом нефтяных скважин // Сибирская финансовая школа. – 2013. – № 3. –

С. 124-128.

292

254. Топливно-энергетическая сырьевая база Дальневосточного экономического района

России. Перспективы и пути освоения. Часть I. Основные положения / под ред. В.П. Орлова,

М.Д. Белонина, Ю.Н. Григоренко. – ВНИГРИ, С.-Петербург, 1998. – 44 с.

255. Топливно-энергетический комплекс Амурской области / под. ред. Б.Г. Санеева,

В.Е. Пескова. - Москва: Энергия, 2010. – 240 с.

256. Топливно-энергетический комплекс Иркутской области: современное состояние и

перспективы развития / под ред. Н.И. Воропая, Б.Г. Санеева. – Иркутск: ИСЭМ СО РАН. –

2010. – 81 с.

257. Топливно-энергетический комплекс Сахалинской области: современное состояние

и перспективы развития / под ред. Б.Г.Санеева, В.Н.Тихоньких. – Москва: Энергия, 2010. –

240 с.

258. Требования к составу и правилам оформления, представленных на

государственную экспертизу материалов по технико-экономическому обоснованию

коэффициентов извлечения нефти / Министерство природных ресурсов Российской Федерации.

– М., 2007. – 58 с.

259. Трофимук А.А. Концепция создания крупных баз газонефтедобычи в Восточной

Сибири.- Новосибирск: ОИГГМ СО РАН, 1994. – 56 с.

260. Трофимук А.А. О стратегии поиска нефти и газа СССР. – Новосибирск, 1991. –

64 с.

261. Трофимук А.А. Сорок лет борения за развитие нефтегазодобывающей

промышленности Сибири. – Новосибирск, 1997. – 369 с.

262. Фейтельман Н.Г. Эффективность освоения минеральных ресурсов СССР.- М.:

Недра, 1985.

263. Филимонова И.В. Газовая промышленность России на современном этапе //

Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. – 2013. – № 4. – С. 21-25.

264. Филимонова И.В. Концепция лицензирования // Нефть и Капитал. – 2004. – № 9. –

С. 22-25.

265. Филимонова И.В. Критерии геолого-экономической оценки ресурсов нефти и газа

// Проблемы сбаланcированного развития российской экономики: сб. науч. тр. / под ред.

В.Н. Павлова, Л.К. Казанцевой. - Новосибирск: ИЭОПП СО РАН, 2005. – С. 184-189.

266. Филимонова И.В. Методика прогноза экономической эффективности

лицензионных участков малоизученной территории // Анализ и прогнозирование

экономических процессов: сб. науч. тр. / под ред. В.Н. Павлова, Л.К. Казанцевой. - Новосибирск

: ИЭОПП СО РАН, 2006. – С. 172-185.

267. Филимонова И.В. Нефтегазовый комплекс Восточной Сибири и Дальнего Востока:

состояние и прогноз // ГЕО-Сибирь-2011. Т. 3: Экономическое развитие Сибири и Дальнего

Востока. Экономика природопользования, землеустройство, лесоустройство, управление

293

недвижимостью. Ч. 1. : сб. материалов VII Междунар. науч. конгресса, 19-29 апр. 2011 г.,

Новосибирск ; Сиб. гос. геодезич. акад. – Новосибирск, 2011. – С. 212-218.

268. Филимонова И.В. Нефтеперерабатывающая отрасль России: современное

состояние и перспективы развития // Исследование неопределенности экономических

процессов: сб. науч. тр. / под ред. В.Н. Павлова, Л.К. Казанцевой ; ИЭОПП СО РАН. –

Новосибирск, 2008. – С. 230-247.

269. Филимонова И.В. Перспективы развития нефтегазового комплекса,

нефтегазохимии и гелиевого производства в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке // IX

Междунар. науч. конгресс и выставка "Интерэкспо ГЕО-Сибирь-2013". Экономическое

развитие Сибири и Дальнего Востока. Экономика природопользования, землеустройство,

лесоустройство, управление недвижимостью : сб. материалов Междунар. науч. конф. в 4-х т. /

отв. за вып. В.И. Суслов и др.; Сиб. гос. геодезич. акад. (ФГБОУ ВПО "СГГА"). – Новосибирск:

СГГА, 2013. – Т. 1. – С. 32-36.

270. Филимонова И.В. Развитие минерально-сырьевой базы на основе методов

повышения эффективности геологического изучения и разработки месторождений

углеводородов // Проблемы моделирования российской экономики: сб. науч. тр. / отв. ред. В.Н.

Павлов, Л.К. Казанцева; ИЭОПП СО РАН. – Новосибирск, 2007. – С. 163-176.

271. Филимонова И.В. Региональные аспекты геолого-экономической оценки нефти и

газа // Системное исследование экономических процессов в России: сб. науч. тр. / отв. ред.

В.Н. Павлов, Л.К. Казанцева. – Новосибирск : ИЭОПП СО РАН, 2004. – С. 31-37.

272. Филимонова И.В. Современное состояние и перспективы развития атомной

промышленности в России // Глобальные и региональные экономические процессы: мат-лы

науч. конф. 23-24 дек. 2011 г. / отв. ред. А.Г. Коржубаев, М.Ю. Матвеев, Л.К. Казанцева;

ИЭОПП СО РАН, С.-Петерб. ун-т управления и экон. Новосиб. филиал. - Новосибирск, 2012. –

С. 64-76.

273. Филимонова И.В. Стратегия развития газовой промышленности Восточной Сибири

и Дальнего Востока // Отраслевой и макроэкономический аспекты развития российской

экономики: сб. науч. тр. / отв. ред. В.Н. Павлов, Л.К. Казанцева ; ИЭОПП СО РАН. –

Новосибирск, 2010. – С. 61-72.

274. Филимонова И.В. Финансово-экономические показатели деятельности

нефтегазового комплекса России // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. –

2012. – № 5. – С. 45-53.

275. Филимонова И.В. Экономическая оценка разномасштабных нефтегазовых объектов

// Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. – 2013. – № 6. – С. 5-11.

276. Филимонова И.В. Экономические и организационные вопросы освоения

нефтегазового потенциала Восточной Сибири и Дальнего Востока // Интерэкспо ГЕО-Сибирь-

2012 : VIII Междунар. науч. конгресс и выставка [10-20 апреля 2012 г., Новосибирск]:

294

Междунар. науч. конф. "Экономическое развитие Сибири и Дальнего Востока. Экономика

природопользования, землеустройство, лесоустройство, управление недвижимостью": сб.

материалов в 4-х т. Т. 1 / Сиб. гос. геодезич. акад. – Новосибирск : СГГА, 2012. – С. 43-48.

277. Филимонова И.В. Энергетические ресурсы России и мира: уран // Индустриальное

развитие России: сб. науч. тр. / отв. ред. А.Г. Коржубаев, Л.К. Казанцева; ИЭОПП СО РАН. –

Новосибирск, 2012. – С. 37-51.

278. Филимонова И.В., Ерёмин Ю.Г. Геолого-экономическая оценка эффективности

освоения ресурсов УВ сырья Восточной Сибири/ Всероссийская научно-практическая

конференция «Актуальные фундаментальные и прикладные проблемы геологии и геохимии

нефти и газа». – Новосибирск. – 2004.

279. Филимонова И.В., Ивашкин А.С., Сокол К.П. Состояние и перспективы

технологического развития нефтехимии и газохимии, включая транспортную инфраструктуру,

в России на фоне международных отраслевых процессов // Экологический вестник России. –

2012. – № 6. – С. 6-10.

280. Филимонова И.В., Конторович А.Э. Законодательное и налоговое регулирование в

нефтегазовом секторе Казахстана // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 6. – С. 106-110.

281. Филимонова И.В., Коржубаев А.Г., Эдер Л.В. Перспективы развития нефтяной и

газовой промышленности Восточной Сибири и Дальнего Востока //

收藏的第三次东北亚地区合作与发展国际论坛。2010.6.14-16。中国 = Collections of the Third International

Forum on Northeast Asia Regional Cooperation and Development. 2010.6.14-16. China. - 哈尔滨

[Harbin] : 社会科学院 [Acad. of social Sciences], 2010. - 技术会议. – P. 149-156. – (на рус. и китайском

яз.).

282. Филимонова И.В., Мишенин М.В. Влияние нефтегазовой промышленности на

экономику России // Инновационный потенциал экономики России: состояние и перспективы:

сб. науч. тр. / отв. ред. А.В. Алексеев, Л.К. Казанцева ; ИЭОПП СО РАН. - Новосибирск, 2013. –

С. 184-204.

283. Филимонова И.В., Эдер Л.В., Комарова А.В., Мишенин М.В. Особенности экспорта

газа из Роcсии по направлениям и способам поставок // Трубопроводный транспорт: теория и

практика. – 2013. – № 3. – С. 19-26.

284. Филимонова И.В., Эдер Л.В., Мишенин М.В., Проворная И.В. Принципиальные

подходы к геолого-экономической оценке разномасштабных нефтегазовых объектов // Геология

нефти и газа. – 2014. – № 1. – С. 12-18.

285. Филимонова И.В., Эдер Л.В., Немов В.Ю., Ламерт Д.А. Трубопроводный транспорт

Дальнего Востока: современное состояние и перспективы развития // Трубопроводный

транспорт: теория и практика. – 2013. – № 3. – С. 17-24.

286. Филимонова И.В., Эдер Л.В., Ожерельева И.В. Стратегия развития нефтегазового

комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока // Современные процессы в российской

295

экономике: сб. науч. тр. / отв. ред. В.Н. Павлов, Л.К. Казанцева; ИЭОПП СО РАН. -

Новосибирск, 2011. - С. 20-35.

287. Хавкин А.Я. Технико-экономические критерии оценки извлекаемых запасов нефти

// Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. – 2007. – №3. – С. 5-11.

288. Халимов К.Э. Новое в отечественной классификации запасов нефти// Нефть, газ и

бизнес. – 2002. – № 4. – С. 34-37.

289. Халимов Э.М. Инновационное развитие технологии разработки нефтяных

месторождений // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2008. – Т.3. – № 2. С. 19-25.

290. Халимов Э.М. Кризис в восполнении запасов нефти может быть приодолен с

помощью федеральной системы экономического стимулирования геологоразведочных работ //

Геология нефти и газа.- 1999. – № 1-2. – С. 16-20.

291. Халимов Э.М., Колосникова Н.В., Богданов С.Д. Первый опыт стоимостной оценки

запасов углеводородного сырья // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. –

2004. – № 4. – С. 25-29.

292. Цены на нефть: анализ, тенденции, прогноз / В.В. Бушуев, А.А. Конопляник,

Я.М. Миркин и др. – М.: ИД «Энергия», 2013. – 344 с.

293. Шалмина Г.Г. Предпроектное обоснование прогнозирования экономики. - 2-е изд.,

перераб. и доп. - Новосибирск: Изд-во НГОНБ, 2011. – 672 с.

294. Шафраник Ю.К. Российский Восток в планах Москвы // Партнер. – No 4. – 2006. –

С. 58-60.

295. Шашин С.Г., Примина С.П. Нефтегазоносные бассейны Сибири: конспекты лекций

/ С.Г. Шашин, С.П. Примина. – Иркутск: Иркут. гос. ун-т, 2007. – 66 с.

296. Шмаль Г.И. Нефтегазовый комплекс – опора для модернизации экономики страны /

Доклад на Х съезде СНП 26 марта 2013 г. – Москва, 2013. – 17 с.

297. Шмаль Г.И. Восточный вектор нефтегазового комплекса России // Оборудование и

технологии для нефтегазового комплекса. – 2010. – № 2. – С. 8–13.

298. Шмаль Г.И. Некоторые вопросы повышения эффективности нефтегазовой отрасли

// Экономика и управление. – 2010. – № 4. – С. 8–11.

299. Шмаль Г.И. Основной государственной стратегии развития нефтегазовой отрасли

должна стать инновационная составляющая // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 5. С. 112-115.

300. Шмат В.В. Проблемное газовое изобилие // Эксперт Сибирь. – 2013. – № 21 (376). –

С. 10-14.

301. Шмат В.В. Проблемный profile российской нефтепереработки // ЭКО. – 2012. –

№ 8. – С. 5-24.

302. Шпильман В.И. Закон распределения выявленных и невыявленных залежей нефти

и газа по величине запасов // Геология нефти и газа.– 1993. – № 11. – С. 8-11.

http://elibrary.ru/issues.asp?id=10588&jyear=2010&selid=806673

http://elibrary.ru/issues.asp?id=9270&jyear=2010&selid=867095

http://elibrary.ru/contents.asp?issueid=867095&selid=15127033

296

303. Шпильман В.И. Методика прогнозирования размеров месторождений// Науч.тр.

ЗапСибНИГНИ, 1972. – Вып.53. – С. 118-126.

304. Щербаков В.В. Оперативная геолого-экономическая оценка перспективных

ресурсов нефти и газа в условиях лицензирования недропользования// Геология нефти и газа. –

1996. – № 8. – С. 25-31.

305. Щербаков В.В. Правовые основы недропользования и место геолого-

экономической оценки в стратегии освоения ресурсов углеводородов // Теория и практика

геолого-экономической оценки разномасштабных нефтегазовых объектов.

306. Эдер Л.В., Филимонова И.В., Проворная И.В., Немов В.Ю. Основные проблемы

инновационного развития нефтегазовой отрасли в области добычи нефти и газа // Бурение и

нефть. – 2014. – № 4. – С. 16-23.

307. Эдер Л.В., Филимонова И.В., Проворная И.В., Немов В.Ю. Основные проблемы

инновационного развития нефтегазовой отрасли в области переработки и транспорта нефти и

газа // Бурение и нефть. – 2014. – № 6. – С. 18-25.

308. Экономика предприятия нефтяной и газовой промышленности: практикум: учеб.

пособие для студентов вузов, обучающихся по специальности 080502 "Экономика и управление

на предприятии нефтяной и газовой промышленности" / Л.П. Гужновский, Г.А. Чистякова,

Е.М. Дебердиева ; Тюмен. гос. нефтегаз. ун-т. – Тюмень : ТюмНГУ, 2009. – 126 с.

309. Экономическая эффективность геологоразведочных работ на нефть и газ / под ред.

Н.И. Буялова, С.Я. Кагановича. – М. : Недра, 1980. – 215 с.

310. Экономические проблемы освоения ресурсов нефти и газа / сост. В.И.Назаров. –

М.: Недра, 1989. – 166 с.

311. Энергетика Байкальского региона: современное состояние, стратегия развития,

механизмы реализации - Иркутск: ИСЭМ СО РАН. – 2011. – 103 с.

312. Энергетика и геополитика / под ред. В.В. Костюка, А.А. Макарова. – М.: Наука,

2011. – 397 с.

313. Энергетика России. Стратегия развития (Научное обоснование энергетической

политики) / В.В. Бушуев, А.Э. Конторович, А.Г. Коржубаев, А.А. Макаров, А.М. Мастепанов –

М.: ГУ ИЭС Минэнерго России, 2003. – 800 с.

314. Энергетика России: взгляд в будущее (Обосновывающие материалы к

Энергетической стратегии России на период до 2030 года) / под редакцией А.Б. Яновский,

Ю.Л. Барон, В.В. Бушуев, Э.П, Волков, Н.И. Воропай, Л.М. Григорьев, А.И. Громов,

А.Н. Дмитриевский, А.Б. Ковальчук, А.Э. Конторович, А.А. Макаров, В.А. Стенников,

В.И. Фейгин, В.Е. Фортов – М.: Издательский дом «Энергия», 2010. – 616 с.

315. Энергетическая безопасность России / В.В. Бушуев, Н.И. Воропай,

А.М. Мастепанов – Новосибирск: Наука. Сибирское отделение, 1998. – 302 с.

297

316. Энергетическая стратегия России в XXI веке / А.Э. Конторович, Н.Л. Добрецов,

Н.П. Лаверов, А.Г. Коржубаев, В.Р. Лившиц // Вестник Российской Академии наук. Т. 69. –

1999. – N 9. – C. 771–784.

317. Яцюк А.В. Аудит соблюдения требований нормативных правовых актов

Российской Федерации / А.В. Яцюк // Научные записки НГУЭУ. 2007. Вып. 1 / редкол.:

П.В. Шеметов (отв. ред.) [и др.]. – Новосибирск : НГУЭУ, 2007. – С. 51-57.

318. Analises on Natural Gas Market, Resource, and Pipeline in Northeast Asia – Strategy of

Natural Gas Trunkline Development. Tokyo: NAGPF, Asian Pipeline Research Society of Japan,

2004.

319. Dickens Ross N., Lohrenz John. Evaluating oil and gas assets: option pricing methods

prove no panacea// Journal оf Financial аnd Strategic Decisions. – Vol. 9. – No. 2. – Summer 1996. –

Р. 128-134.

320. Energy Information Administration. G-6 U.S. Crude Oil, Natural Gas, and Natural Gas

Liquids Reserves 2003 Annual Report. Estimation of Reserves and Resources.

321. Filimonova I.V., Ozherelyeva I.V., Sokolova E.G. Strategy of formation of a transport

and refining infrastructure in East Siberia and Far East // International journal of Asian economics. –

2011. – Vol. 2, No. 1. – P. 57-67.

322. Galli A., Armstrong M. Comparing three methods for evaluating oil projects: option

pricing, decision trees, and Monte Carlo simulations// Society of petroleum engineers. – 1999. – 20-23

March. – Р. 107-119.

323. Graingera C.A., Costellob C.J. Capitalizing property rights insecurity in natural resource

assets // Journal of Environmental Economics and Management. – Vol. 67, No. 2, March. – 2014. –

P. 224–240.

324. Hodler R., Bhattacharyya S. Do Natural Resource Revenues Hinder Financial

Development? The Role of Political Institutions // World Development. – Vol. 57, May. – 2014. –

P. 101–113.

325. Hotelling, H. The economics of exhaustible resources // Journal of Political Economy. –

Vol. 39. –1931. – P. 137-142.

326. Hubbert M.K. A Report to the Committee on Natural Resources, National Academy of

Sciences. Government Printing Office / Energy Resources. – No. 1000-D. – 1962 – 69 р.

327. Hyman E.L. Natural resource economics: Relevance in planning and management //

Resources Policy. – Vol. 10, No. 3, September. – 1984. – P. 163–176.

328. International Energy Annual 2013 / U.S. Energy Information Administration. Office of

Energy Markets and End Use. – Washington. 2013. – 214 р.

329. Kaufmann R.K. Oil production in the lower 48 states: Reconciling curve fitting and

econometric models // Resources and Energy. – Vol. 13. – 1991. – Р. 111-127.

298

330. Kontorovich A.E., Korzhubaev A.G., Saneev B.G., Eder L.V., Filimonova I.V., [e.a.] A

Long-term Vision of Natural Gas Infrastructure in Northeast Asia – 2007 Version: Northeast Asian

Gas & Pipeline Forum. – Tokyo : Asian Pipeline Research Society of Japan, 2007. – 64 p.

331. Korzhubaev A.G., Filimonova I.V., Eder L.V. Oil-and-gas potential of Russia and its

influence on Asia Pacific energy markets // Drilling & Exploration World. – 2007. – Vol. 16 N 10,

August. – P. 45-53.

332. Korzhubaev A.G., Eder L.V., Filimonova I.V. Development strategy of Russian oil and

gas industry and its prospects of entering Northeast Asian energy markets // Drilling & Exploration

World. – 2007. – March. – P. 23-27.

333. Korzhubaev A.G., Eder L.V., Filimonova I.V. International energy supply tendencies and

role of Russia // Drilling & Exploration World. – 2007. – Vol. 16, No. 7, May. – P. 20-23, 43-47.

334. Mideksa T.K. The economic impact of natural resources // Journal of Environmental

Economics and Management. – Vol. 65, No. 2, March. – 2013. – P. 277–289.

335. Neo H. Resource and Environmental Economics // International Encyclopedia of Human

Geography. – 2009. – P. 376–380.

336. Practical application of the united nations international framework classification for

reserves/resources // Energy – No. 5 – Add.7. – 2000. – Р. 47-53.

337. Reynolds D.B. Uncertainty in exhaustible natural resource economics: The irreversible

sunk costs of Hotelling // Resources Policy. – Vol. 38, No. 4, December. – 2013. – P. 532–541.

338. Schäfer A. Technological change, population dynamics, and natural resource depletion //

Mathematical Social Sciences. – Vol. 71, September. – 2014. – P. 122–136.

339. Smith J.E. McCardle K.F. Options in the real world: lessons learned in evaluating oil and

gas investments // Operations Research. – 1999. – Vol.47. – No.1. – Р. 61-75.

340. Söderholm P. Taxing virgin natural resources: Lessons from aggregates taxation in

Europe // Resources, Conservation and Recycling. – Vol. 55, No. 11, September. – 2011. – P. 911–922.

341. Swierzbinski J. Economics of Exploration for and Production of Exhaustible Resources //

Encyclopedia of Energy, Natural Resource, and Environmental Economics. – Vol. 2. – 2013. – P. 1-9.

342. World Energy Model – Methodology and Assumptions // International Energy Agency,

2012, 36 p.

343. World Energy Outlook 2013 / International Energy Agency; BP Statistical Review of

World Energy. – 2013.

Нормативные правовые акты

344. Государственная программа Российской Федерации «Социально-экономическое

развитие Дальнего Востока и Байкальского региона»: Распоряжение Правительства РФ от 29

марта 2013 г. N 466-р // Собрание законодательства РФ. – 2013. – № 14. – Ст. 1713.

299

345. Концепция долгосрочного социально-экономического развития Российской

Федерации на период до 2020 года: Распоряжение Правительства Российской Федерации от 17

ноября 2008 г. № 1662-р (ред. от 08.08.2009 г.) // Собрание законодательства РФ. – 2008. – № 47.

– Ст. 5489.

346. О Генеральной схеме развития газовой отрасли на период до 2030 года: Приказ

Министерства энергетики РФ от 6 июня 2011 г. N 213 // СПС «Гарант».

347. О Стратегии развития деятельности Российской Федерации в Антарктике

на период до 2020 года и на более отдаленную перспективу: Распоряжение Правительства РФ

от 30 октября 2010 г. N 1926-р // СПС «Консультант Плюс».

348. О Стратегии развития железнодорожного транспорта в Российской Федерации до

2030 года: Распоряжение Правительства Российской Федерации от 17 июля 2008 г. № 877-р //

Собрание законодательства РФ. – 2008. – N 29 (ч. II). – Ст. 3537.

349. О Стратегии экономического развития Сибири: Распоряжение Правительства

Российской Федерации от 7 июня 2002 г. № 765-р // СПС «Консультант Плюс».

350. Об утверждении государственной программы «Энергоэффективность и развитие

энергетики»: Распоряжение Правительства РФ от 3 апреля 2013 N 512-р // Собрание

законодательства РФ. –2013. – N 14. – Ст. 1739.

351. Об утверждении государственной программы Российской Федерации

«Воспроизводство и использование природных ресурсов»: Распоряжение Правительства

Российской Федерации от 26 марта 2013 г. № 436-р // Собрание законодательства РФ. –

01.04.2013. – N 13. – Ст. 1601.

352. Об утверждении методических рекомендаций по применению классификации

запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной приказом министерства

природных ресурсов Российской Федерации от 1 ноября 2005 г. № 298: Распоряжение МПР РФ

от 05.04.2007 N 23-р (ред. от 04.02.2009) // СПС «Консультант Плюс».

353. Об утверждении Методических рекомендаций по проектированию разработки

нефтяных и газонефтяных месторождений: Приказ МПР РФ от 21 марта 2007 г. N 61 // СПС

«Консультант Плюс».

354. Об утверждении Стратегии инновационного развития Российской Федерации на

период до 2020 года: Распоряжение Правительства РФ от 8 декабря 2011 г. N 2227-р //

Собрание законодательства РФ. – 2012. – N 1. – Ст. 216.

355. Об утверждении Стратегии развития геологической отрасли до 2030 года:

Распоряжение Правительства РФ от 21 июня 2010 г. N 1039-р // СПС «Консультант Плюс».

356. Об утверждении Стратегии развития химической и нефтехимической

промышленности России на период до 2015 года: Приказ Министерства промышленности и

энергетики РФ от 14 марта 2008 г. N 119 // СПС «Консультант Плюс».

300

357. Об утверждении Стратегии социально-экономического развития Дальнего Востока

и Байкальского региона до 2025 года: Распоряжение Правительства Российской Федерации от

29 декабря 2009 г. № 2094-р // СПС «Консультант Плюс».

358. Об утверждении структуры и состава государственной комиссии по запасам

полезных ископаемых, временного регламента проведения государственной экспертизы запасов

полезных ископаемых, геологической, экономической и экологической информации о

предоставляемых в пользование участках недр: Приказ Роснедр от 21 апреля 2005 г. N 450 (в

ред. от 11.09.2009 N 887, с изм. от 24.05.2011) // СПС «Консультант Плюс».

359. Об утверждении Схемы и программы развития Единой энергетической системы

России на 2012-2018 годы: Приказ Министерства энергетики РФ от 13 августа 2012 г. N 387 //

СПС «Консультант Плюс».

360. Основы государственной политики в области экологического развития России на

период до 2030 года: утв. Президентом РФ от 30 апреля 2012 г. // СПС «Консультант Плюс».

361. Основы государственной политики Российской Федерации в области

использования минерального сырья и недропользования: утв. распоряжением Правительства

Российской Федерации от 21 апреля 2003 г. № 494-р // СПС «Консультант Плюс».

362. Положение о порядке проведения геологоразведочных работ по этапам и стадиям:

утв. распоряжением Министерство природных ресурсов Российской Федерации 05.07.99 г.

№83-р // СПС «Консультант Плюс».

363. Программа 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 (Восточная газовая программа):

Приказ Министра энергетики РФ от 3 сентября 2007 г. № 340 // СПС «Консультант Плюс».

364. Транспортной стратегии Российской Федерации на период до 2030 года:

Распоряжение Правительства РФ от 22 ноября 2008 г. № 1734-р // Собрание законодательства

РФ. – 2008. – N 50. – Ст. 5977; Собрание законодательства РФ. – 2008. – N 52 (ч. 2) (поправка).

365. Энергетическая стратегия России до 2030 г. (утверждена Распоряжением

Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. № 1715-р).

Нормативно-методические документы

366. Временная типовая методика экономической оценки месторождений полезных

ископаемых: Постановление ГКНТ и Госкомцен СССР от 28 ноября 1979 г. № 556/739.

367. Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов

нефти и горючих газов. – М., 1983. – 9 с.

368. Методические рекомендации по технико-экономическому обоснованию кондиций

для подсчета запасов месторождений твердых полезных ископаемых (кроме углей и горючих

сланцев): Приложение № 44 к Распоряжению МПР РФ от 05.06.2007 N 37-р "Об утверждении

301

Методических рекомендаций по применению Классификации запасов месторождений и

прогнозных ресурсов твердых полезных ископаемых" // СПС «Консультант Плюс».

369. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и

газовых месторождений. РД 153-39.0-110-01. – Москва, 2002. – 122 с.

370. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов

нефти, газа и конденсата России – М.: ВНИГНИ, 2000. – 189 с.

371. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей

нефтяных и газовых месторождений. РД 153-39.0-047-00. – Москва, 2000. – 130 с.

372. Регламент составления проектных технологических документов на разработку

нефтяных и газонефтяных месторождений: Утв. Минтопэнерго РФ 31 января 1997 г. // СПС

«Консультант Плюс».

373. Программа стратегического развития ОАО «АК «Транснефть» на период до 2020

года: утв. Решением Совета директоров ОАО «АК «Транснефть» (протокол №2 от 31.01.2012).

Documents

ОГЛАВЛЕНИЕ - nsu.ru/27082/2014-12-21_Диссертация... · конф. «Нефть и газ Восточной Сибири», Москва, 1-2 декабря 2014