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
Утверждена Приказом Минпромэнерго России от 3 сентября 2007 г. N 340
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
Список используемых сокращений
АО - автономный округ
АТР - Азиатско-Тихоокеанский регион
ВВП - валовой внутренний продукт
ВНД - внутренняя норма доходности
ВРП - валовой региональный продукт
ВС и ДВ - Восточная Сибирь и Дальний Восток
ВХ - винилхлорид
ГЭС - гидроэлектростанция
ГК - газоконденсатное
ГКМ - газоконденсатное месторождение
ГМ - газовое месторождение
ГПЗ - газоперерабатывающий завод
ГРР - геологоразведочные работы
ГТС - газотранспортная система
ГХК - газохимический комплекс
ДКС - дожимная компрессорная станция
ДЭГ - диэтиленгликоль
ЕАО - Еврейская автономная область
ЕСГ - единая система газоснабжения
КВ - капитальные вложения
КПТ - котельно-печное топливо
КС - компрессорная станция
ЛБК - ледостойкий блок-кондуктор
ЛПЭНП - линейный полиэтилен низкой плотности
ЛЭП - линия электропередачи
ММП - многолетнемерзлые породы
МПР России - Министерство природных ресурсов Российской Федерации
МР - магнитный резонанс
МРТ - магнитно-резонансная томография
МТБЭ - метилтретбутиловый эфир
НГК - нефтегазоконденсатное
НГКМ - нефтегазоконденсатное месторождение
НГКС - нефтегазоконденсатная смесь
НГХК - нефтегазохимический комплекс
НДС - налог на добавленную стоимость
НДПИ - налог на добычу полезных ископаемых
НПЗ - нефтеперерабатывающий завод
НПС - насосная перекачивающая станция
НС - насосная станция
НСР - начальные суммарные ресурсы
ОГЗ - Оренбургский гелиевый завод
ОПЭ - опытно-промышленная эксплуатация
ПБТ - пропан-бутан технический
ПВХ - поливинилхлорид
ПГУ - парогазовая установка
ПУК - подводный устьевой комплекс
ПЭВП - полиэтилен высокой плотности
ПЭНП - полиэтилен низкой плотности
ПХГ - подземное хранилище газа
РЭП - региональная энергетическая политика
СВА - Северо-Восточная Азия
СЖТ - синтетическое жидкое топливо
СМР - строительно-монтажные работы
СПГ - сжиженный природный газ
СРП - соглашение о разделе продукции
СУГ - сжиженный углеводородный газ
ТЭБ - топливно-энергетический баланс
ТЭК - топливно-энергетический комплекс
ТЭО - технико-экономическое обоснование
ТЭР - топливно-энергетические ресурсы
ТЭС - теплоэлектростанция
ТЭЦ - теплоэлектроцентраль
УВ - углеводороды
УКПГ - установка комплексной подготовки газа
УППГ - установка предварительной подготовки газа
ФСТ - Федеральная служба по тарифам
ЧД - чистый доход
ШФЛУ - широкая фракция легких углеводородов
ЭГ - этиленгликоль
Паспорт Программы
I. Введение
Необходимость повышения темпов социально-экономического развития Восточной Сибири и Дальнего Востока требует формирования в регионе соответствующей энергетической базы.
Благодаря значительным запасам газа в Сахалинской и Иркутской областях, Республике Саха (Якутия), Красноярском крае и перспективной потребности в природном газе на востоке России и в странах Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), сложились благоприятные предпосылки для начала формирования в восточных регионах новых центров газовой промышленности и расширения Единой системы газоснабжения (ЕСГ) на восток. Добывные возможности Восточной Сибири и Дальнего Востока позволяют гарантированно удовлетворять спрос на природный газ в этом регионе на ближайшие 30 лет, обеспечивать поставки газа российским потребителям и на экспорт в страны АТР.
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 АТР (далее - Программа) разработана в соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 16.07.2002 N 975-р.
Проект Программы был рассмотрен на заседании Правительства Российской Федерации 13.03.2003 (протокол N 8) и принят за основу. Доработка Программы осуществлялась межведомственной рабочей группой, включающей представителей заинтересованных министерств, ведомств, субъектов Российской Федерации, компаний и научных организаций: Минпромэнерго России, Минэкономразвития России, МИД России, МПР России, Минрегиона России, Росэнерго, Правительства Республики Саха (Якутия), ОАО "Газпром", ООО "ВНИИгаз", ООО "НИИгазэкономика", ОАО "Промгаз", ООО "Газпромразвитие", ООО "ТюменНИИГипрогаз", ОАО "ВНИПИгаздобыча", ОАО "Гипроспецгаз", ООО "Газэкспорт", ОАО "ЮжНИИгипрогаз", ООО "Подземгазпром", ОАО "НК "Роснефть", ОАО "ТНК-ВР", ОАО "Компания "РУСИА Петролеум", ЗАО "ХК "СУЭК", ОАО "НИИТЭХИМ", Союза независимых производителей газа, ОАО "Иркутскгазпром", Компании "Сахалин Энерджи Инвестмент Лтд.", ОАО "НПО "Гелиймаш", ЦЭМИ РАН, Института геологии нефти и газа СО РАН, Института систем энергетики СО РАН, Института нефтехимического синтеза РАН, Института проблем нефти и газа РАН, ОАО "РАО "ЕЭС России", ОАО "РЖД", ОАО институт "ВНИПИнефть", ФГУП "НИИсинтез" с КБ", ООО "РэндКонсалтинг" и др.
Программа является системно обоснованным набором перспективных мер и ориентиров, инструментом координации усилий всех заинтересованных сторон (федеральных и региональных органов исполнительной власти, компаний-недропользователей, отечественных и зарубежных экономических партнеров) для решения имеющих общенациональное значение проблем развития газовой промышленности Восточной Сибири и Дальнего Востока.
II. Принципы, цели и задачи Программы
Программа разработана в соответствии со следующими принципами, утвержденными Правительством Российской Федерации:
- приоритетность удовлетворения спроса на газ российских потребителей и поддержание устойчивого газоснабжения в России посредством расширения ЕСГ на восток;
- формирование рынка природного газа на базе цен, складывающихся с учетом спроса и предложения на данный вид топлива, и его конкуренции с углем и мазутом;
- оптимизация топливно-энергетических балансов регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока и обеспечение рациональной доли природного газа в его структуре;
- закрепление на долгосрочный период эффективных ценовых условий по экспортным поставкам газа на базе принципа единого экспортного канала (с учетом действующих соглашений о разделе продукции).
Главной целью Программы является формирование в регионе эффективной газовой промышленности и создание на этой основе условий для динамичного социально-экономического развития Восточной Сибири и Дальнего Востока, качественного повышения уровня жизни населения региона.
Основными задачами Программы являются:
- удовлетворение перспективного внутреннего спроса на газ и формирование рационального топливно-энергетического баланса региона;
- развитие и рациональное использование экспортного потенциала газовой промышленности региона;
- развитие газоперерабатывающей и газохимической промышленности в регионе для производства продукции с высокой добавленной стоимостью.
Программа соответствует приоритетам и ориентирам Энергетической стратегии России на период до 2020 года, увязывает перспективы развития газовой промышленности в регионе с планами развития ТЭК в масштабах страны, учитывается при разработке Генеральной схемы развития газовой отрасли Российской Федерации (на период до 2030 года).
III. Система мероприятий и этапы реализации Программы
С целью решения поставленных задач осуществлен комплекс исследований по следующим направлениям:
- оценка ресурсной базы для развития газовой промышленности;
- оценка добывных возможностей базовых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока;
- прогноз потребности Восточной Сибири и Дальнего Востока в топливно-энергетических ресурсах, конкурентоспособности энергоносителей и уровня цен на топливо по регионам;
- формирование сценариев внутреннего спроса на газ в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока и прогноз рынка газа стран АТР;
- формирование перспективных балансов добычи и потребления газа в регионе;
- этапы освоения газовых ресурсов и принципиальная схема развития газотранспортной системы региона;
- предложения по созданию газоперерабатывающих мощностей;
- оценка потребности в инвестициях;
- оценка экономической эффективности и социально-экономических результатов реализации Программы;
- комплекс мер по государственной поддержке Программы.
Были определены целевые индикаторы выполнения задач Программы:
- внутреннее потребление газа в регионе;
- доля газа в региональном балансе котельно-печного топлива (КПТ);
- объемы экспорта природного газа и сжиженного природного газа (СПГ);
- объем газа, направляемого на газохимию.
Значения указанных целевых индикаторов приведены в табл. 1.
Таблица 1
ЦЕЛЕВЫЕ ИНДИКАТОРЫ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ ПРОГРАММЫ
Наименование | 2010 | 2015 | 2020 | 2030 |
Задача 1 "Удовлетворение перспективного внутреннего спроса на газ и формирование рационального топливно-энергетического баланса региона на базе расширения Единой системы газоснабжения на Восток" | ||||
Целевой индикатор 1.1 "Объем поставок газа на внутренний рынок (без газохимии и технологических нужд)", млрд. куб. м | 13 | 18 | 27 | 32 |
Целевой индикатор 1.2 "Доля газа в регио- нальном балансе котельно-печного топлива", % | 14 | 22 | 28 | 30 |
Задача 2 "Развитие и рациональное использование экспортного потенциала газовой промышленности региона" | ||||
Целевой индикатор 2.1 "Объем экспорта природного газа", млрд. куб. м | 9 | 50 | 50 | |
Целевой индикатор 2.2 "Объем экспорта СПГ", млрд. куб. м | 14 | 14 | 21 | 28 |
Задача 3 "Развитие газопереработки и газохимии в регионе" | ||||
Целевой индикатор 3.1 "Объем газа, направляемого на газохимию", млрд. куб. м | 14 | 14 | ||
Для достижения целей Программы предполагается разработку газовых ресурсов восточных районов страны осуществлять путем формирования новых центров газодобычи:
- Сахалинский центр газодобычи на базе месторождений шельфовой зоны острова Сахалин для газоснабжения Сахалина, Хабаровского и Приморского краев, Еврейской автономной области, а также экспортных поставок трубопроводного и сжиженного природного газа в страны АТР;
- Якутский центр газодобычи на базе Чаяндинского месторождения для газификации южных районов Республики Саха (Якутия), Амурской области, а для также организации экспортных поставок трубопроводного газа в страны АТР;
- Иркутский центр газодобычи на базе месторождений Иркутской области для удовлетворения существующей потребности в газе потребителей индустриального пояса Иркутской области, Читинской области и Республики Бурятия и при необходимости для поставок газа в ЕСГ;
- Красноярский центр газодобычи на базе месторождений Красноярского края для удовлетворения существующей потребности в газе потребителей Красноярского края, а также при необходимости для поставок газа в ЕСГ.
Спрос на природный газ в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока определялся с учетом прогнозных макроэкономических параметров социально-экономического развития региона, при условии формирования рынка газа на основе эффективной межтопливной конкуренции. В соответствии с проведенными оценками поставки газа на внутренний рынок востока России (без учета технологических нужд) превысят к 2020 году - 27 млрд. куб. м в год, к 2030 году - 32 млрд. куб. м в год, а с учетом развития газоперерабатывающих производств - 41 и 46 млрд. куб. м в год (с учетом Норильского промузла) соответственно. Доля газа в региональном балансе КПТ возрастет более чем в шесть раз и достигнет 38,5%. Поставки в ЕСГ газа Восточной Сибири могут составить до 35 млрд. куб. м в год.
Прогнозные объемы спроса на российский газ в странах АТР определены на основе прогнозов ведущих международных информационно-аналитических агентств и факторного анализа. Суммарный экспорт природного газа по трубопроводам в КНР и Республику Корея с 2020 г. и далее сможет составить 25 - 50 млрд. куб. м, а объемы поставок российского сжиженного природного газа (СПГ) в страны АТР в 2020 г. составят 21 млрд. куб. м, к 2030 г. - 28 млрд. куб. м.
Как ожидается, объемы добычи газа в регионе к 2020 г. смогут возрасти более чем в 18 раз; к 2030 г. - в 20 раз по сравнению с уровнем 2006 г. (табл. 2).
Таблица 2
ОБЪЕМЫ ДОБЫЧИ ГАЗА В ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ И НА ДАЛЬНЕМ ВОСТОКЕ
┌──────┬─────────────────────────────────────────────────────────┐ │ Годы │ Объем добычи газа, млрд. куб. м │ │ ├───────────────────┬──────────────────┬──────────────────┤ │ │ Восточная Сибирь │ Дальний Восток │ ВСЕГО ВС и ДВ │ ├──────┼───────────────────┼──────────────────┼──────────────────┤ │2010 │5 │22 │27 │ │2015 │50 │35 │85 │ │2020 │55 │95 │150 │ │2030 │57 │105 │162 │ └──────┴───────────────────┴──────────────────┴──────────────────┘
Рекомендуемый в Программе вариант развития газовой промышленности на Востоке России позволяет адаптировать сроки реализации программных мероприятий к развитию рынка природного газа на востоке России и в странах АТР.
Программные мероприятия и этапы реализации
Для достижения поставленных целей в Программе определена очередность разработки газовых ресурсов региона. Промышленная добыча газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке начинается на наиболее подготовленных к эксплуатации месторождениях шельфа о. Сахалин (проекты "Сахалин-1" и "Сахалин-2").
Газификацию потребителей Сахалинской области и Хабаровского края предполагается на начальном этапе осуществлять за счет поставок газа с месторождений проекта "Сахалин-1", в том числе по действующей газотранспортной системе. Для газификации Приморского края и поставок сетевого газа на экспорт в КНР и Республику Корея планируется строительство газотранспортной системы "Сахалин - Владивосток". При этом в Хабаровском крае предусматривается строительство газоперерабатывающего завода (ГПЗ). Параллельно с развитием месторождений шельфа о. Сахалин проводится доразведка месторождений Якутского центра газодобычи и подготовка проектов подземного хранения гелия, а также проектов строительства газоперерабатывающих предприятий.
С ростом объема поставок трубопроводного газа потребителям Дальнего Востока и на экспорт будут введены в эксплуатацию месторождения проекта "Сахалин-3", перспективные объекты шельфа о. Сахалин и месторождения Якутского центра газодобычи со строительством газотранспортной системы "Якутский центр газодобычи - Хабаровск", а также ГПЗ.
Ввод двух очередей завода СПГ в рамках проекта "Сахалин-2" (суммарной мощностью 9,6 млн. тонн в год) позволит начать поставки российского сжиженного газа в страны АТР. В дальнейшем планируется строительство новых мощностей по производству СПГ в регионе (дополнительно 9,6 млн. тонн в год).
Газ с вовлекаемых в разработку месторождений Иркутского и Красноярского центров газодобычи планируется направить на газификацию регионов и при необходимости в ЕСГ. Для переработки газа месторождений Иркутской области и Красноярского края (в том числе выделения гелия) предусматривается строительство ГПЗ в Иркутской области и в Красноярском крае.
В случае реализации варианта с поставками в ЕСГ предусматривается строительство газопровода из Восточной Сибири в район Проскоково.
Предусмотренные Программой мероприятия по развитию газотранспортной системы оптимизированы с учетом маршрута нефтепроводной системы "Восточная Сибирь - Тихий океан". В Программе также предусматривается использование попутного нефтяного газа.
Детализация решений Программы для уточнения параметров спроса на природный газ и синхронизации с ним этапов развития региональных систем газоснабжения будет осуществляться в генеральных схемах газоснабжения и газификации регионов, разрабатываемых администрациями регионов совместно с ОАО "Газпром".
Основные социально-экономические результаты реализации Программы
Для обеспечения в период до 2030 г. необходимых приростов запасов (ориентировочно 7 трлн. куб. м, табл. 3) потребуется потратить более 290 млрд. руб. на проведение геологоразведочных работ.
Таблица 3
ПРОГНОЗНЫЙ ПРИРОСТ ЗАПАСОВ В ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ И НА ДАЛЬНЕМ ВОСТОКЕ ДО 2030 Г.
Прирост запасов, трлн. куб. м | |
Восточная Сибирь | 4 |
Дальний Восток | 3 |
Итого по Восточной Сибири и Дальнему Востоку | 7 |
Предусмотренные Программой мероприятия по переработке и реализации углеводородного сырья, а также гелия месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока позволят обеспечить промышленное производство нефтехимической продукции к 2030 г. в объеме не менее 4,5 млн. тонн, а газохимической продукции - не менее 9,1 млн. тонн (табл. 4).
Таблица 4
ОБЩИЙ ОБЪЕМ ПРОДУКЦИИ С ПЛАНИРУЕМЫХ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДОВ И НЕФТЕГАЗОХИМИЧЕСКИХ КОМБИНАТОВ
2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2015 | 2020 | 2025 | 2030 | |
Пропан-бутан технический, тыс. т | 125 | 1494 | 2691 | 2173 | 2159 | |||
Нефтегазоконденсатная смесь, тыс. т | 33 | 867 | 2601 | 2622 | 2645 | |||
Полиолефины, тыс. т | 46 | 381 | 835 | 1242 | ||||
Нефтехимическая продукция, тыс. т | 1170 | 4025 | 4355 | 4524 | ||||
Газохимическая продукция, тыс. т | 9083 | 9083 | 9083 | |||||
Выработка гелиевого концентрата, млн. куб. м | 62 | 409 | 399 | 377 |
Ожидаемые объемы добычи и переработки газа потребуют привлечения инвестиций в размере около 1,3 трлн. руб.
Ориентиры необходимых капитальных вложений для обеспечения прогнозируемых объемов добычи, переработки и транспорта газа месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока представлены в табл. 5. Всего для полномасштабной реализации Программы потребуется инвестировать в развитие газовой отрасли региона за период до 2030 года свыше 2,4 трлн. руб.
Таблица 5
ОСВОЕНИЕ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИЙ ПО ПОДОТРАСЛЯМ ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ В ПЕРИОД ДО 2030 Г.
млрд. руб. ┌────────────────────────────────────────────────┬───────────────┐ │Геологоразведочные работы │291 │ │Добыча и переработка газа │1304 │ │Транспорт газа │803 │ │Подземное хранение газа и гелия │42 │ │ИТОГО │2440 │ └────────────────────────────────────────────────┴───────────────┘
Развитие газовой промышленности в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, предполагающее не только традиционное использование природного газа в качестве топлива, но и создание в этом регионе новой отрасли промышленности для выпуска продукции с высокой добавленной стоимостью (газопереработки и газохимии), положительно скажется на социально-экономическом развитии восточных регионов России. Расчетный индекс роста ВРП Восточной Сибири и Дальнего Востока с учетом реализации Программы сможет составить к 2030 г. более 380% по отношению к уровню 2005 г.
Возможные поступления в бюджет в результате реализации Программы за период до 2030 г. согласно расчетам составят не менее 3,8 трлн. руб. (табл. 6).
Таблица 6
ПОСТУПЛЕНИЯ В БЮДЖЕТ В ПЕРИОД ДО 2030 ГОДА
млрд. руб. ┌───────────────────────────────────────────────────────────┬────┐ │Косвенные налоги (НДС) │742 │ │Налоги, включаемые в себестоимость (единый социальный │363 │ │налог, подоходный налог на работников, НДПИ) │ │ │Налоги, относимые на финансовые результаты (налог на │1479│ │имущество, налог на прибыль) │ │ │Другие обязательные платежи (включая экспортную │1136│ │таможенную пошлину) │ │ │Налоги по СРП (роялти и прибыльная продукция государства в │83 │ │части добычи и реализации природного газа) │ │ │ИТОГО поступления в бюджет │3803│ │Дисконтированные поступления в бюджет │869 │ └───────────────────────────────────────────────────────────┴────┘
Учитывая высокую неопределенность параметров долгосрочного развития, а также масштаб и сложность намечаемых преобразований, предлагается поэтапная реализация мероприятий Программы. На начальном этапе (до 2010 г.) необходимо осуществить:
- реализацию текущих производственных проектов;
- выполнение плана первоочередных мероприятий, направленных на снижение уровня рисков и формирование условий дальнейшей реализации Программы (Приложение).
Предусматривается, что на начальном этапе осуществления Программы будут уточнены параметры реализации текущих производственных проектов, сформирован перечень производственных проектов на последующую перспективу и уточнены сроки реализации следующих этапов проектных мероприятий в соответствии с положениями Программы.
Перечень текущих производственных проектов
Производственные проекты начального этапа реализации Программы направлены на создание региональных систем газоснабжения Сибирского и Дальневосточного федеральных округов, которые впоследствии смогут быть соединены как между собой, так и с существующей ЕСГ, а также на реализацию проектов СРП.
К числу указанных проектов, в частности, относятся следующие.
Проект "Сахалин-1" предполагает разработку морских месторождений углеводородов Чайво, Одопту и Аркутун-Даги. Добыча нефти на месторождении Чайво осуществляется с конца 2005 г. Добыча на месторождении Одопту - после начала добычи на Чайво. Месторождение Аркутун-Даги будет разрабатываться позже с целью поддержания стабильного уровня добычи. Реализация газовой части проекта на начальном этапе предусматривает поставки до 4,5 млрд. куб. м газа в год на материк в трубопроводную систему "о. Сахалин - Комсомольск-на-Амуре - Хабаровск".
В 2006 году было завершено строительство трубопровода "Комсомольск-на-Амуре - Хабаровск". Общая протяженность газопровода составляет 378 км (начальная точка - поселок Октябрьский; конечная - населенный пункт Дружба).
Проект "Сахалин-2" предполагает разработку Пильтун-Астохского и Лунского морских месторождений углеводородов со строительством терминала отгрузки нефти и завода по производству СПГ на юге о. Сахалин. Ожидаемый объем добычи газа в 2010 году - около 14 млрд. куб. м. Начало реализации газовой части проекта по экспортным поставкам СПГ запланировано на 2008 год.
План первоочередных мероприятий по снижению уровня рисков и формированию условий дальнейшей реализации Программы
Мероприятия данного плана направлены в основном на преодоление рыночных, ресурсных и финансовых рисков. Система управления рисками призвана минимизировать риски формирования газового комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока и предусматривает:
- уменьшение внутренних рыночных рисков за счет: уточнения приоритетных направлений и параметров социально-экономического развития Восточной Сибири и Дальнего Востока, а также прогнозных объемов добычи и потребления газа на долгосрочную перспективу; формирования механизмов рыночного ценообразования на газ в Сибирском и Дальневосточном федеральных округах; долгосрочных соглашений с потребителями регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока по объемам и ценам реализации газа;
- уменьшение внешних рыночных рисков за счет: подготовки и заключения долгосрочных межгосударственных и частных соглашений об объемах и условиях (по принципу "бери или плати") поставок российского газа в страны АТР; реализации принципа единого экспортного канала (с учетом действующих соглашений о разделе продукции);
- уменьшение инфраструктурных рисков за счет заключения долгосрочных договоров компаний, осуществляющих транспортировку газа, с компаниями-недропользователями - по опережающему созданию и использованию газотранспортной инфраструктуры в регионе;
- уменьшение ресурсных рисков за счет: уточнения объемов запасов и ресурсов углеводородов региона и, прежде всего, о. Сахалин; уточнения лицензионных соглашений; межотраслевой координации процессов освоения нефтяных месторождений, добычи и реализации газа газовых шапок, а также утилизации попутного газа; стимулирования рационального использования ценных компонентов, содержащихся в природном газе;
- уменьшение финансовых рисков за счет механизмов государственной поддержки процесса реализации Программы.
Подробно план представлен в Приложении к настоящему Паспорту.
IV. Механизмы реализации Программы
Значительная часть необходимых инвестиций потребуется на начальном этапе реализации Программы. Поэтому особое значение приобретает проблема привлечения инвестиций, стимулирования проектов по развитию газовой промышленности региона при сохранении целевой направленности Программы, реализации ее важнейших принципов и стратегических ориентиров.
Реализация Программы требует эффективного взаимодействия государства и компаний с различной формой собственности в рамках частно-государственного партнерства.
Формирование газотранспортной системы на Востоке России осуществляется организацией - собственником ЕСГ (при возможности других организаций участвовать в создании и расширении газотранспортных мощностей), которая несет ответственность за газоснабжение российских потребителей и выполнение международных обязательств по поставкам российского газа с территории России.
Базовыми механизмами реализации Программы являются осуществляемые одновременно: системная координация и государственная поддержка программных проектов.
Координатором реализации Программы является ОАО "Газпром" (согласно распоряжению Правительства Российской Федерации от 16.07.2002 N 975-р) под общим руководством Минпромэнерго России. Системная роль Координатора заключается в обеспечении процесса реализации Программы, отвечающего интересам развития газовой отрасли в регионе. Это, в частности, предусматривает:
- расширение единой системы газоснабжения на Восток;
- формирование газотранспортной системы на Востоке России;
- строительство и эксплуатацию системообразующих газотранспортных систем, обеспечивающих поставки газа потребителям;
- участие в экспертизе различных проектов на всех необходимых уровнях на соответствие Программе;
- определение перспективных ориентиров и приоритетов развития системы магистрального транспорта газа (в рамках долгосрочной программы развития газовой отрасли);
- развитие инфраструктуры транспорта газа в регионе на основе заключения с компаниями-недропользователями и потребителями газа долгосрочных договоров, позволяющих осуществлять реализацию инициативных проектов в данной сфере, в том числе на принципах проектного финансирования;
- координацию разработки и реализации отдельных проектов Программы, обеспечение согласованности развития региональных систем газоснабжения и газотранспортной системы Восточной Сибири и Дальнего Востока в целом;
- реализацию принципа единого экспортного канала посредством экспортных поставок российского природного газа через единого экспортера;
- проведение переговоров с покупателями российского природного газа и потенциальными инвесторами и обеспечение экспорта газа в страны АТР по цене, максимально отвечающей интересам России;
- формирование единой информационной базы, необходимой для принятия обоснованных инвестиционных решений с учетом имеющихся рисков;
- мониторинг процесса реализации Программы.
Реализация природного газа российским потребителям предусматривается посредством заключения среднесрочных и долгосрочных контрактов на поставку газа по ценам, формируемым с учетом цен на альтернативные виды топлива.
ОАО "Газпром" как собственник Единой системы газоснабжения осуществляет формирование системы магистральных газопроводов в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке и ее эксплуатацию. Владельцы природного газа заключают с ОАО "Газпром" договоры на транспортировку природного газа на условиях "транспортируй или плати". Условия и порядок заключения таких договоров определяются Правительством Российской Федерации.
Механизмы государственной поддержки реализации Программы предусматривают разработку и осуществление комплекса мероприятий, направленных на создание благоприятных условий для недропользователей, потребителей природного газа, инвесторов и кредитных организаций на основе совершенствования нормативно-правовой базы Российской Федерации в области ценообразования, недропользования, налогообложения, тарифной, экспортной и региональной политики, инновационной деятельности, ресурсо- и энергосбережения. Среди первоочередных мер государственной поддержки необходимо выделить меры, направленные на совершенствование нормативно-правовой базы Российской Федерации в области создания эффективной газовой инфраструктуры, формирования рыночных механизмов ценообразования и обеспечения реализации принципа единого экспортного канала. Лицензионная политика на Востоке России основывается на соблюдении принципов обеспечения энергетической безопасности Российской Федерации, поддержания основ ее суверенитета, а также выполнения обязательств по международным договорам. Реализация данных принципов осуществляется в том числе посредством предоставления базовым объектам Программы (месторождениям и участкам недр Сахалинского, Якутского, Иркутского и Красноярского центров газодобычи) статуса объектов федерального значения, формирования Федерального фонда резервных месторождений газа и установления особого порядка недропользования (без аукциона).
Приложение к паспорту Программы
ПЛАН
ПЕРВООЧЕРЕДНЫХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО СНИЖЕНИЮ УРОВНЯ РИСКОВ И ФОРМИРОВАНИЮ УСЛОВИЙ ДАЛЬНЕЙШЕЙ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОГРАММЫ
┌─────┬─────────────────────────────────────┬─────────────────────────┬────────────┬─────────────────────┐
│ N │ Программные мероприятия │ Результаты (параметры) │ Срок │ Ответственные │
│ п/п │ (программный документ) │ мероприятий │ исполнения │ исполнители │
└─────┴─────────────────────────────────────┴─────────────────────────┴────────────┴─────────────────────┘
1. Рынки природного газа
1.1. Определение приоритетных Темпы роста ВРП и 2007 - 2008 Минэкономразвития
направлений и параметров промышленного гг. России,
социально-экономического развития производства регионов. Минрегион России,
Восточной Сибири и Дальнего Востока Численность населения и Минпромэнерго
на долгосрочную перспективу, включая уровни его доходов. России
параметры региональных энергетических Параметры электро- и
программ энергопотребления
(Стратегия социально-экономического
развития Дальнего Востока,
Республики Бурятия, Иркутской и
Читинской областей на период до
2025 года)
1.2. Завершение разработки и Балансы добычи и 2008 г. Минпромэнерго России,
утверждение Генеральной схемы потребления газа по Минэкономразвития
развития газовой отрасли (на стране и по регионам до России,
период до 2030 года) 2030 года. ФСТ России,
(Генеральная схема развития Инвестиции. Цены ОАО "Газпром",
газовой отрасли) недропользователи
1.3. Формирование механизмов Формирование рынка 2008 г. ФСТ России,
ценообразования на газ в Восточной природного газа на базе Минэкономразвития
Сибири и на Дальнем Востоке цен, складывающихся с России,
(Доклад в Правительство Российской учетом спроса и Минпромэнерго России,
Федерации) предложения, и его ФАС России
конкуренции с углем и
мазутом
1.4. Разработка генеральных схем Доведение к 2020 году Начиная ОАО "Газпром",
газификации регионов и заключение поставок газа на с 2007 г. Субъекты Российской
долгосрочных договоров на поставки внутренний рынок до Федерации, входящие в
газа с потребителями объемов не менее 22 СФО и ДФО (с участием
(Генеральные схемы газификации млрд. куб. м в год; доли Минэкономразвития
регионов, долгосрочные договоры на газа в региональном России, Минпромэнерго
поставку газа) балансе котельно-печного России, Минрегион
топлива - не менее чем России),
до 35% недропользователи,
потребители газа
1.5. Разработка и подписание соглашений Доведение к 2020 году Минпромэнерго России,
со странами АТР об объемах и поставок сетевого газа в МИД России,
условиях поставок российского газа страны АТР до объемов 50 Минэкономразвития
в период : млрд. куб. м в год России,
- заключение 2008 г. ОАО "Газпром"
межправительственного
соглашения с КНР;
- заключение единым экспортером Начиная ОАО "Газпром"
контрактов на поставки с 2008 г.
российского газа на условиях
"бери или плати"
(Соглашения, контракты)
2. Ресурсы природного газа
2.1. Включение крупнейших месторождений Формирование перечня 2007 - МПР России,
Восточной Сибири и Дальнего месторождений с 2008 гг. Минэкономразвития
Востока, которые являются базовыми установлением особого России,
для создания центров газодобычи в (без аукциона) порядка Минпромэнерго России
Восточной Сибири и на Дальнем недропользования в
Востоке, статуса объектов соответствии с
федерального значения федеральным
(Постановление Правительства законодательством
Российской Федерации, поправки в
Федеральный закон "О недрах")
2.2. Уточнение и разработка программ Лицензионная политика на МПР России,
геологоразведочных работ в регионе основе синхронизации Минэкономразвития
с учетом потребностей рынка: сроков разработки России,
- уточнение Программы месторождений с 2007 г. Минпромэнерго России
геологического изучения и потребностями рынка и
предоставления в пользование соответствующими этапами
месторождений углеводородного формирования
сырья Восточной Сибири и газотранспортной сети.
Республики Саха (Якутия) - с Синхронизация программ
учетом ГРР и настоящей
месторождений-сателлитов; Программы.
- разработка Программы Обеспечение прироста 2008 г.
геологического изучения и запасов газа в регионе 7
предоставления в пользование трлн. куб. м до 2030
участков недр углеводородного года
сырья Дальнего Востока,
включая шельф дальневосточных
морей
(Приказы МПР России)
2.3. Лицензирование месторождений Обеспечение ввода в 2007 - МПР России
проекта Сахалин-3 и Чаяндинского эксплуатацию 2008 гг.
НГКМ месторождений проекта
(Выдача лицензий) Сахалин-3 не позднее
2014 г.;
Чаяндинского НГКМ - не
позднее 2016 г.
2.4. Разработка комплекса мер, Повышение степени 2008 г. Минпромэнерго России,
стимулирующих рациональное использования ценных МПР России,
использование гелия, этана и других компонентов, Минэкономразвития
ценных компонентов, содержащихся в содержащихся в природном России,
природном газе газе ФСТ России,
(Доклад в Правительство Российской ОАО "Газпром"
Федерации)
3. Транспорт газа
3.1. Создание нормативно-правовой базы Правовое обеспечение 2008 г. Минпромэнерго России,
формирования газотранспортной газотранспортной Минэкономразвития
системы на Востоке России (включая деятельности в Восточной России,
порядок участия независимых Сибири и на Дальнем ФСТ России,
производителей газа в развитии Востоке. Участие ФАС России,
ГТС) независимых ОАО "Газпром",
(Постановление Правительства производителей газа в недропользователи
Российской Федерации) развитии ГТС, гарантии
газотранспортным
компаниям, обеспечивающие
возврат вложенных
средств и разумную
норму прибыли
3.2. Создание нормативно-правовой базы Правовое обеспечение 2008 г. ФАС России,
функционирования газотранспортной газотранспортной ФСТ России,
системы на Востоке России (включая деятельности в Восточной Минэкономразвития
вопросы механизмов взаимодействия Сибири и на Дальнем России,
организации - собственника ЕСГ с Востоке. Минпромэнерго России,
организациями-недропользователями; Синхронизация сроков МПР России,
порядка доступа к ГТС, в том числе разработки месторождений ОАО "Газпром",
порядка заключения договоров на и этапов формирования недропользователи
приобретение/транспортировку газа газотранспортной сети с
на условиях "транспортируй или потребностями рынка
плати", а также обязательств
недропользователей по
гарантированному обеспечению
заявленных объемов газа в
договорные сроки)
(Постановление Правительства
Российской Федерации)
4. Экономика и финансы
4.1. Формирование механизмов Достижение максимального 2008 г. Минпромэнерго России,
государственного управления социально-экономического Минэкономразвития
реализацией Программы эффекта, укрепления России,
(Доклад в Правительство Российской позиций страны на Минрегион России,
Федерации) мировом энергетическом МПР России,
рынке и вклада России в ОАО "Газпром",
обеспечение глобальной ОАО "НК "Роснефть",
энергетической ОАО "АК "Транснефть",
безопасности недропользователи
4.2. Инвестиционное обеспечение Привлечение необходимого 2007 г. Минэкономразвития
процесса реализации Программы и объема инвестиций - России,
меры ее прямой государственной около 2440 млрд. руб.: Минпромэнерго России,
поддержки, включая: - ГРР - около 291 млрд. Минфин России,
- использование механизмов руб.; Субъекты Федерации
корпоративно-государственного - добыча и переработка СФО и ДФО,
партнерства; газа - около 1304 млрд. ОАО "Газпром",
- проведение ГРР на руб.; недропользователи
нераспределенном фонде недр в - транспорт газа - около
регионах Восточной Сибири и 803 млрд. руб.;
Дальнего Востока; - подземное хранение газа
- привлечение средств и гелия - около 42 млрд.
Инвестиционного фонда; руб.
- субсидирование газификации Развитие газификации
регионов Восточной Сибири и регионов Восточной
Дальнего Востока; Сибири и Дальнего
- субсидии из федерального Востока
бюджета на поддержку
производства гелия и продукции
газохимии
(Доклад в Правительство Российской
Федерации)
4.3. Мониторинг и уточнение основных Текущие результаты, Ежегодно, Минпромэнерго России,
параметров реализации Программы уточненные сроки и начиная с Минэкономразвития
(Доклад в Правительство Российской основные параметры 2008 г. России,
Федерации) реализации Программы Минрегион России,
МПР России,
ОАО "Газпром",
ОАО "АК "Транснефть",
недропользователиВведение
Восточные регионы России, занимая значительную часть территории Российской Федерации (10,34 млн. кв. км), характеризуются крайне низкой плотностью населения (1,6 чел./кв. км при общей численности населения региона в 16,4 млн. человек, что составляет 11% от общей численности населения России). Малая заселенность и продолжающийся отток населения отрицательно влияют на развитие экономики региона. Вместе с тем Восточная Сибирь и Дальний Восток располагают значительными запасами ценных полезных ископаемых, в том числе нефти и газа, которые могут стать основой для серьезных экономических преобразований.
Кроме того, в первой половине столетия индустриально развитые страны АТР - Япония, Республика Корея и Китай - будут испытывать растущую зависимость от привозных источников сырья, прежде всего углеводородного. В этой связи ближайшие десятилетия станут периодом растущей конкуренции со стороны Китая, Японии, Республики Корея и отчасти США за ресурсы Восточной Сибири и Дальнего Востока.
Комплексное освоение углеводородных ресурсов региона и выход на энергетические рынки стран АТР могут быть использованы для закрепления позиций России в данном стратегически важном регионе мира, а растущая востребованность топливно-энергетических ресурсов восточных регионов России может стать мощным инструментом внешней политики государства.
До настоящего времени развитие ТЭК восточных регионов основывалось на угольной промышленности и гидроэнергетике. Нарушение сложившихся межрегиональных экономических связей в 90-ые годы и рост уровня транспортных тарифов привели к хроническим энергетическим кризисам, несмотря на наличие собственных богатых запасов энергоносителей.
Газовая промышленность в регионе пока не получила значительного развития, несмотря на то, что газовый потенциал Восточной Сибири и Дальнего Востока составляет 30% от начального газового потенциала России.
В отличие от Западно-Сибирского региона и Европейской части страны, где действует Единая система газоснабжения России, на территории Восточной Сибири и Дальнего Востока газовая инфраструктура практически отсутствует.
Программа разработана в соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 16.07.2002 N 975-р и предлагает комплексный подход к освоению газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока в соответствии с задачами социально-экономического развития региона и страны в целом. В основу Программы положены принципы, определенные с учетом действующих законов, указов Президента Российской Федерации, постановлений Правительства Российской Федерации и других документов нормативного характера и отраженные в протоколе заседания Правительства Российской Федерации от 13.03.2003 N 8.
Результаты работ по Программе обсуждались на заседаниях межведомственной рабочей группы, созданной при Минпромэнерго России из представителей государственных органов и заинтересованных организаций. После обсуждения и доработки были согласованы и одобрены результаты Программы по разделам:
1. Конкурентоспособные цены на газ, исходя из цен на альтернативные энергоносители, - протокол от 05.10.2004 N 2.
2. Макроэкономические показатели по региону для прогнозирования спроса на газ - протокол от 14.10.2004 N 3.
3. Материалы по добывным возможностям газовых месторождений региона - протокол от 09.12.2004 N 5.
4. Прогноз внутреннего спроса на газ субъектов Российской Федерации Восточной Сибири и Дальнего Востока - протокол от 09.12.2004 N 5.
5. Материалы по схемам освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока и возможности развития газотранспортной системы на востоке страны - протокол от 09.12.2004 N 5.
6. Материалы по прогнозному спросу на российский газ в странах АТР и США - протокол от 09.12.2004 N 5.
В связи с переносом срока завершения подготовки Программы на декабрь 2006 года (в соответствии с Поручением Президента Российской Федерации N Пр-154 от 03.02.2006) проведена актуализация показателей и исходных данных, необходимых для выполнения поставленных целей и решения задач Программы, с учетом изменения ресурсной базы, уточнения балансов добычи и потребления газа, перспектив развития газопереработки и газохимии, а также приведения экономических расчетов к текущим ценам.
1. Цели и задачи Программы
Главной целью Программы является разработка оптимального варианта комплексного освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока для превращения Восточной Сибири и Дальнего Востока в динамично развивающийся современный регион, обеспечивающий повышение жизненного уровня и производственной активности проживающего в нем населения.
Необходимость повышения темпов социально-экономического развития Восточной Сибири и Дальнего Востока, совершенствования структуры экономики региона за счет появления новых высокотехнологичных производств продукции с высокой долей добавленной стоимости требует развития в регионе соответствующей энергетической базы. Газовая промышленность позволит ликвидировать хронические энергетические кризисы, она может стать одним из источников экономического роста за счет обеспечения повышения общего технологического уровня промышленности и конкурентоспособности выпускаемой готовой продукции.
В настоящее время сложились благоприятные предпосылки для начала формирования в восточных регионах страны новых центров газовой промышленности общероссийского значения и расширения Единой системы газоснабжения на Восток. Такие предпосылки обусловлены значительным приростом запасов газа в восточных регионах страны - Иркутской и Сахалинской областях, Республике Саха (Якутия), Красноярском крае.
Добывные возможности региона позволяют гарантированно удовлетворить его потребность в природном газе на ближайшие 30 лет, обеспечить поставки газа в Единую систему газоснабжения России для поддержания баланса добычи и потребления газа и организовать экспортные поставки газа в страны АТР.
Масштабность задач и сложность их реализации в новых экономических условиях настоятельно требуют определения государством приоритетов в освоении газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока, принятия схемы развития газовой промышленности с установлением этапности создания газовой инфраструктуры для оптимизации различных проектов по срокам и инвестициям.
В свою очередь Программа будет являться составной частью Генеральной схемы развития газовой отрасли (на период до 2030 года).
Важное значение имеет разработка в Программе предложений по организации механизма управления ее реализацией с учетом интересов федерального центра, регионов, отдельных инвесторов, а также объединение усилий, направленных на реализацию проектов. В Программе предлагается оптимальный вариант развития газовой промышленности, при котором интересы государства обеспечиваются в максимальной степени.
Предлагаемый в Программе комплексный подход обеспечивает государству мультипликативный экономический эффект от ее реализации, поскольку:
- содействует поддержанию устойчивого газоснабжения в целом по России в соответствии с задачами Энергетической стратегии России до 2020 г.;
- создает условия для экономического роста в регионе;
- оптимизирует газотранспортные потоки в регионе и стране в целом по срокам и техническим решениям;
- учитывает рост спроса на российский природный газ в странах АТР и позволяет добиться наиболее эффективных и выгодных для государства условий экспорта газа зарубежным покупателям;
- увязывает задачи развития региона с потенциальным эффектом от реализации перспективных международных проектов.
Программа базируется на принципах, выработанных Правительством Российской Федерации (протокол заседания от 13.03.2003 N 8), основу которых составляют:
- приоритетность удовлетворения спроса на газ российских потребителей и поддержание устойчивого газоснабжения в России посредством расширения Единой системы газоснабжения на Восток;
- формирование рынка природного газа на базе цен, складывающихся с учетом спроса и предложения на данный вид топлива, и его конкуренции с углем и мазутом;
- оптимизация топливно-энергетического баланса регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока и обеспечения рациональной доли природного газа в его структуре;
- объективные возможности осуществления газовых проектов на 5 - 7 лет позднее сроков освоения нефтяных месторождений в этих регионах;
- реализация единой экспортной политики на базе одного экспортера газа с учетом действующих соглашений о разделе продукции;
- решение экспортных задач за счет поставок газа с более удаленных и дорогостоящих месторождений, а также закрепление на долгосрочный период эффективных ценовых условий по экспортным поставкам газа.
В Программе учитывается необходимость глубокой переработки газа и производства продукции с высокой добавленной стоимостью.
Реализация Программы ориентирована на повышение эффективности производства в важнейших отраслях экономики: машиностроении, металлургии, химии и нефтехимии, строительстве, производстве строительных материалов. Программа позволит создать в регионе принципиально новые отрасли промышленности - газохимическую, гелиевую и другие.
Программа имеет социальную направленность и в качестве одной из приоритетных рассматривает задачу эффективной газификации основных промышленных центров Восточной Сибири и Дальнего Востока.
Программа увязывает перспективы развития газовой промышленности в регионе с планами развития ТЭК в масштабах России. В частности, Программа определяет роль Восточной Сибири и Дальнего Востока в поддержании перспективных объемов добычи газа по России с учетом прогнозируемого в ближайшие 10 лет сокращения объемов добычи газа в основных газодобывающих регионах России.
Наличие существенного потенциального спроса на российский природный газ в странах АТР потребовало всестороннего учета этого фактора в Программе. При этом экспортные задачи рассматривались с точки зрения их наиболее эффективной увязки с планами экономического развития региона и страны в целом. В этой связи неотъемлемой составной частью Программы является Концепция единой экспортной политики в области поставок газа в Китай и другие страны АТР. Разработаны предложения в области единой государственной политики экспорта российского газа в страны АТР, который обеспечивает защиту государственных интересов России.
Программа учитывает необходимость совершенствования структуры топливно-энергетического баланса восточных регионов страны и низкий текущий уровень потребления газа (доля газа в структуре потребления топливно-энергетических ресурсов региона составляет 6%, суммарное использование газа не превышает 4,1 млрд. куб. м в год). При этом в структуре потребления первичных энергоресурсов в регионе доля твердого топлива сохранит преобладающее место и составит к 2020 г. не менее 51%. Такой подход позволит сохранить высокий уровень развития угольной промышленности с учетом ее важного социального значения для восточных регионов страны.
Рассмотрение планов социально-экономического развития Восточной Сибири и Дальнего Востока применительно к первоочередным задачам развития газовой промышленности на востоке России позволило сформулировать в Программе предложения в области региональной, налоговой и ценовой политики, которые будут использоваться государством в целях создания условий для устойчивого развития газовой отрасли в регионе.
Основные выводы, сделанные в Программе, базируются на анализе состояния и перспектив развития внутреннего и внешнего рынков топливно-энергетических ресурсов, сырьевой базы Восточной Сибири и Дальнего Востока, текущего экономического, политического, социального, демографического и экологического состояния этих регионов и соответствуют основным положениям и требованиям энергетической и экономической безопасности России.
2. Ресурсная база для развития газовой промышленности
На территории рассматриваемых регионов сосредоточены значительные ресурсы природного газа, конденсата и нефти. Начальные суммарные ресурсы газа суши Восточной Сибири и Дальнего Востока - 52,4 трлн. куб. м составляют 30,0% НСР суши России (таблица 2.1). Помимо суши, весьма значителен газовый потенциал морского шельфа - около 15,0 трлн. куб. м, что составляет 20,3% ресурсов шельфа России.
Таблица 2.1
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ ГАЗА РОССИИ НА 01.01.2005 ПО СИБИРСКОМУ И ДАЛЬНЕВОСТОЧНОМУ ФЕДЕРАЛЬНЫМ ОКРУГАМ
млрд. куб. м
┌──────────────────────────┬────────┬────────┬───────────────┬────────┬───────┐
│ Федеральный округ │ НСР │Добыча и│ Запасы │Ресурсы │Степень│
│ │ │потери с├───────┬───────┤ С + Д │разве- │
│ │ │начала │А + В +│ С │ 3 │даннос-│
│ │ │разра- │+ С │ 2 │ │ти НСР,│
│ │ │ботки │ 1 │ │ │% │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│Россия: всего │248616,0│14739,2 │47709,4│20407,0│165760,4│25,1 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│ суша │174786,1│14723,7 │42350,4│16164,7│101547,3│32,7 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│ шельф │73829,9 │15,5 │5359,0 │4242,3 │64213,1 │7,3 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│Сибирский: всего │37873,1 │35,3 │2596,7 │3565,3 │31675,8 │6,9 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│ Томская область │974,3 │20,6 │282,6 │27,6 │643,5 │31,1 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│ Новосибирская область │58,6 │0,0 │0,6 │0,0 │58,0 │1,0 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│ Эвенкийский АО │9201,6 │0,0 │282,1 │782,2 │8137,3 │3,1 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│ Красноярский край │5420,1 │0,0 │90,9 │224,2 │5105,0 │1,7 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│ Иркутская область │10364,9 │0,8 │1569,3 │2456,5 │6338,3 │15,1 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│ Усть-Ордынский АО │662,0 │0,0 │0,0 │0,0 │662,0 │0,0 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│ Омская область │0,6 │0,05 │0,59 │0,0 │0,0 │100,0 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│ Таймырский АО │11191,0 │13,8 │370,6 │74,8 │10731,8 │3,4 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│Дальневосточный: всего │14557,3 │86,7 │1353,0 │1132,7 │11984,9 │9,9 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│ Республика Саха (Якутия)│12791,5 │39,8 │1283,5 │1103,1 │10365,1 │10,3 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│ Магаданская область │4,0 │0,0 │0,0 │0,0 │4,0 │0,0 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│ Чукотский АО │350,7 │0,0 │6,6 │3,2 │340,9 │1,9 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│ Камчатская область │484,6 │0,0 │16,0 │6,6 │462,0 │3,3 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│ Корякский АО │354,0 │0,0 │0,0 │0,0 │354,0 │0,0 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│ Сахалинская область │378,5 │46,9 │46,5 │18,2 │266,9 │24,7 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│ Амурская область │82,0 │0,0 │0,0 │0,0 │82,0 │0,0 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│ Хабаровский край │91,0 │0,0 │0,4 │1,6 │89,0 │0,4 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│ Приморский край │13,0 │0,0 │0,0 │0,0 │13,0 │0,0 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│ Еврейский АО │8,0 │0,0 │0,0 │0,0 │8,0 │0,0 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│Итого: суша Сибирского и │52430,4 │122,0 │3949,7 │4698,0 │43660,7 │7,8 │
│Дальневосточного округов │ │ │ │ │ │ │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│Шельф: всего │14954,8 │0,4 │875,6 │321,2 │13757,6 │5,9 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│ Охотское море │6225,2 │0,4 │871,8 │320,4 │5032,6 │14,0 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│ Японское море │332,6 │0,0 │3,8 │0,8 │328,0 │1,1 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│ Море Лаптевых │2240,0 │0,0 │0,0 │0,0 │2240,0 │0,0 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│ Вост.-Сибирское море │3346,0 │0,0 │0,0 │0,0 │3346,0 │0,0 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│ Чукотское море │2020,0 │0,0 │0,0 │0,0 │2020,0 │0,0 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│ Берингово море │715,0 │0,0 │0,0 │0,0 │715,0 │0,0 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│ Тихий океан │76,0 │0,0 │0,0 │0,0 │76,0 │0,0 │
├──────────────────────────┼────────┼────────┼───────┼───────┼────────┼───────┤
│Итого: суша и шельф │67385,2 │122,4 │4825,3 │5019,2 │57418,3 │8,3 │
│Сибирского и │ │ │ │ │ │ │
│Дальневосточного округов │ │ │ │ │ │ │
└──────────────────────────┴────────┴────────┴───────┴───────┴────────┴───────┘
Запасы свободного газа суши Восточной Сибири и Дальнего Востока
составляют по категории С - 3,9 трлн. куб. м и по категории С - 4,7 трлн.
1 2
куб. м. Максимальная часть запасов газа категории С приходится на
1
территории Иркутской области 1,6 трлн. куб. м и Республики Саха (Якутия) -
1,3 трлн. куб. м. Значительные запасы выявлены в пределах Эвенкийского
автономного округа - 282,1 млрд. куб. м, Красноярского края - 90,9 млрд.
куб. м и Сахалинской области: суша - 46,5 млрд. куб. м, шельф - 875,6 млрд.
куб. м.
В этих же субъектах Российской Федерации имеются значительные запасы
газа категории С : в Иркутской области - 2,46 трлн. куб. м, в Республике
2
Саха (Якутия) 1,1 - трлн. куб. м, в Эвенкийском автономном округе - 782,2
млрд. куб. м, в Красноярском крае - 224,2 млрд. куб. м и на шельфе
о. Сахалин - 321,2 млрд. куб. м.
Перспективные и прогнозные ресурсы газа категорий С + Д суши и шельфа
3
Восточной Сибири и Дальнего Востока составляют 57,4 трлн. куб. м или около
34,6% от общероссийских.Низкая степень разведанности газового потенциала Восточной Сибири и Дальнего Востока (7,8% для суши и 5,9% для шельфа), благоприятные геологические предпосылки открытия крупных и гигантских месторождений газа и нефти указывают на высокие перспективы подготовки запасов и добычи газа в этом регионе.
В пределах Восточной Сибири к настоящему времени открыты два уникальных
по запасам газа месторождения: Ковыктинское газоконденсатное с суммарными
запасами категорий С + С - 1,98 трлн. куб. м в Иркутской области и
1 2
Чаяндинское нефтегазоконденсатное - 1,24 трлн. куб. м в Республике Саха
(Якутия).
Крупными являются Юрубчено-Тохомское с запасами свободного газа
категорий С + С - 709,8 млрд. куб. м, Куюмбинское - 178,5 млрд. куб. м и
1 2
Собинское - 158,3 млрд. куб. м НГКМ в Эвенкийском АО; Дулисьминское - 77,2
млрд. куб. м и Верхнечонское НГКМ с извлекаемыми запасами нефти категорий
С + С - 201,6 млн. т и газа - 95,5 млрд. куб. м в Иркутской области;
1 2
Верхневилючанское - 209,3 млрд. куб. м и Среднеботуобинское НГКМ - 169,5
млрд. куб. м, Среднетюнгское - 165,4 млрд. куб. м и Средневилюйское ГКМ -
128,6 млрд. куб. м, Тас-Юряхское - 114,0 млрд. куб. м и Талаканское НГКМ с
извлекаемыми запасами нефти категорий С + С - 122,9 млн. т и газа - 54,1
1 2
млрд. куб. м в Республике Саха (Якутия). Кроме того, на Дальнем Востоке
значительные запасы и ресурсы газа сосредоточены на шельфе о. Сахалин, где
открыты НГКМ: Лунское с запасами свободного газа категории С + С - 530,8
1 2
млрд. куб. м, Чайво-море - 322,0 млрд. куб. м, Пильтун-Астохское - 102,8
млрд. куб. м и Аркутун-Дагинское - 68,2 млрд. куб. м. Состояние запасов
газа и жидких углеводородов по субъектам Сибирского и Дальневосточного
федеральных округов и месторождениям следующее.
Красноярский край вместе с Эвенкийским и Таймырским АО. Запасы
свободного газа категории С составляют 743,6 млрд. куб. м, категории С -
1 2
1081,2 млрд. куб. м, в том числе по Красноярскому краю соответственно 90,9
и 224,2 млрд. куб. м, в Эвенкийском АО - 282,1 и 782,2 млрд. куб. м, в
Таймырском АО - 370,6 и 74,8 млрд. куб. м.В программу освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока вовлекаются расположенные в зоне действия планируемых газо- и нефтепроводов Юрубчено-Тохомское, Куюмбинское, Собинское, Оморинское и Пайгинское месторождения.
Юрубчено-Тохомское НГКМ. Запасы УВ по категории С - 120,0 млрд. куб. м
1
свободного газа, 9,6 млн. т конденсата и 67,2 млн. т нефти (извлекаемых),
по категории С соответственно 589,8 млрд. куб. м, 45,8 млн. т и 323,7
2
млн. т.Газ содержит метана 83,0%, гомологов метана - 10,0 - 11,0%, углекислого газа - 0,4%, азота - 5,0 - 6,0%, гелия - 0,18%. Содержание конденсата в газе 133,9 г/куб. м.
Куюмбинское НГКМ. Запасы свободного газа по категории С составляют 9,7
1
млрд. куб. м, конденсата - 0,8 млн. т и нефти - 54,86 млн. т (извлекаемых);
С соответственно 168,8 млрд. куб. м, 13,1 и 139,23 млн. т.
2Состав газа: метана - 80,0%, гомологов метана - 11,4 - 15,5%, азота - 5,6 - 8,7%, углекислого газа - 0,5%, стабильного конденсата - 10,8 г/куб. м.
Оморинское ГКМ. Запасы газа категории С и С составляют 4,8 млрд. куб.
1 2
м и 4,0 млрд. куб. м соответственно. Извлекаемые запасы конденсата
категории С оцениваются в 0,5 млн. т, на долю запасов категории С
1 2
приходится 0,4 млн. т.Содержание метана в газе - 78,8%, гомологов метана - 11,4%, азота - до 9,8%, конденсата 167,1 г/куб. м.
Собинское и примыкающее к нему Пайгинское НГКМ. Общие запасы свободного
газа категории С - 147,5 млрд. куб. м, конденсата - 9,0 млн. т и нефти -
1
4,83 млн. т (извлекаемых); С соответственно - 19,7 млрд. куб. м, 1,8
2
млн. т и 8,82 млн. т.
Свободный газ содержит: метана - 62,9 - 75,0%, гомологов метана - до
7,1%, азота - 23,0 - 28,1% и углекислого газа - 0,2%. Отмечается высокое
(до 0,58%) содержание гелия. Содержание стабильного конденсата 93,6 - 109,0
г/куб. м. Ресурсы свободного газа категории С по Красноярскому краю
3
составляют 2,2 трлн. куб. м, в том числе на перспективных площадях
нераспределенного фонда - 1,7 трлн. куб. м и в невскрытых пластах
месторождений - 508,5 млрд. куб. м. Наиболее крупные ресурсы свободного
газа категории С - 748,0 млрд. куб. м и 441,3 млрд. куб. м прогнозируются
3
соответственно на Берямбинской и Хурингдинской площадях.
Ресурсы свободного газа категории С в Эвенкийском АО составляют 908,6
3
млрд. куб. м, в том числе по распределенному фонду в невскрытых пластах
месторождений - 520,6 млрд. куб. м, на перспективных площадях - 78,5 млрд.
куб. м и на перспективных площадях нераспределенного фонда - 309,5 млрд.
куб. м. Наиболее крупные ресурсы категории С - 239,5 млрд. куб. м и 178,6
3
млрд. куб. м свободного газа приурочены к невскрытым пластам
соответственно Терско-Камовского (южная часть) и Центрального блоков
Юрубчено-Тохомского НГКМ.
Иркутская область - запасы свободного газа составляют по категории С -
1
1569,3 млрд. куб. м и по категории С - 2456,5 млрд. куб. м.
2
Ковыктинское ГКМ. Запасы газа по категориям С и С , принятые на начало
1 2
2005 г., составляли 1406,6 млрд. куб. м и 572,0 млрд. куб. м
соответственно. Извлекаемые запасы конденсата категории С - 68,3 млн. т,
1
категории С - 15,5 млн. т.
2Состав газа: метана - 93,9%, гомологов метана - до 6,0%, азота - 1,6%, углекислого газа - 0,1%, гелия - 0,25%. Содержание стабильного конденсата - до 67,0 г/куб. м.
Верхнечонское НГКМ. Извлекаемые запасы нефти категории С составляют
1
159,5 млн. т, на долю запасов категории С приходится 42,1 млн. т.
2
Разведанные запасы свободного газа категорий С и С оцениваются в 11,7
1 2
млрд. куб. м и 83,8 млрд. куб. м соответственно, конденсата - 0,4 и 3,0
млн. т.Газ метановый (80,0 - 82,0%), содержание гомологов метана - до 18,0 - 20,0%, гелия 0,17 - 0,25%, конденсата - до 40,0 г/куб. м.
Дулисьминское НГКМ. Запасы свободного газа категории С составляют 63,5
1
млрд. куб. м, конденсата - 7,0 млн. т и нефти - 14,1 млн. т (извлекаемых);
С соответственно - 13,7 млрд. куб. м, конденсата - 2,8 млн. т и нефти -
2
4,2 млн. т.Состав газа: метана - 78,0 - 89,0%, азота - 3,4%, углекислого газа - менее 0,1%, гелия - 1,26%, конденсата - до 137,0 г/куб. м.
В 2004 г. в результате проведенных геологоразведочных работ на
лицензионных участках Левобережном, Правобережном и Ангаро-Ленском
(недропользователь ООО "Петромир"), расположенных в северо-восточной части
Ангаро-Ленского плато (к юго-западу от Ковыктинского газоконденсатного
месторождения) открыто Левобережное газоконденсатное месторождение с
залежами в отложениях венда и кембрия. Запасы газа (распределенный фонд) по
категории С составляют 0,7 млрд. куб. м, по категории С - 1752,9 млрд.
1 2
куб. м, извлекаемые запасы конденсата по категории С - 20,3 млн. т; по
2
нераспределенному фонду запасы газа по категории С составляют 115,8 млрд.
2
куб. м, запасы конденсата по категории С - 1,0 млн. т.
2
В Иркутской области ресурсы свободного газа категории С на десяти
3
перспективных площадях нераспределенного фонда составляют 247,8 млрд. куб.
м.
Республика Саха (Якутия). Запасы свободного газа категории С
1
составляют 1283,5 млрд. куб. м, на долю запасов категории С приходится
2
1103,1 млрд. куб. м.
Чаяндинское НГКМ. В пределах месторождения разведано 379,7 млрд. куб. м
свободного газа категории С , 5,7 млн. т конденсата и 42,5 млн. т нефти
1
(извлекаемых), запасы газа категории С составляют 861,2 млрд. куб. м, 12,7
2
млн. т конденсата и 7,5 млн. т нефти (извлекаемых).Содержание метана - 84,0%, гомологов метана - 7,5 - 8,0%, азота - 5,6 - 7,8%, конденсата - 18,5 г/куб. м.
Содержание гелия в газе Чаяндинского месторождения составляет 0,58%.
Суммарные запасы гелия составляют здесь 7,2 млрд. куб. м, из них 1,8 млрд.
куб. м приходится на категорию С .
1
Талаканское НГКМ. Извлекаемые запасы нефти по категории С составляют
1
104,8 млн. т, категории С - 18,1 млн. т (14,7% от суммарных запасов кат.
2
С + С ). Запасы газа в газовой шапке - 35,5 млрд. куб. м по категории С и
1 2 1
18,6 млрд. куб. м по категории С , самостоятельного значения для разработки
2
они не имеют.Газ содержит: метана - 87,2%, гомологов метана - до 10,0%, азота - 3,4 - 4,0%, углекислого газа - 0,1 - 0,3%, гелия - 0,19 - 0,57%.
Верхневилючанское НГКМ. Запасы свободного газа категории С составляют
1
139,6 млрд. куб. м, конденсата - 2,7 млн. т и нефти - 1,5 млн. т
(извлекаемых); по категории С соответственно - 69,7 млрд. куб. м, 1,3 млн.
2
т и 21,8 млн. т.Газ метановый - 85,6%, содержание гомологов метана - 6,4%, азота - 6,6%, углекислого газа - 0,1%, гелия - 0,13 - 0,17%, конденсата - до 190 г/куб. м.
Среднеботуобинское НГКМ. Запасы свободного газа категории С составляют
1
150,9 млрд. куб. м, конденсата - 2,8 млн. т и нефти - 54,1 млн. т
(извлекаемых); по категории С соответственно - 18,6 млрд. куб. м, 0,1 млн.
2
т и 11,9 млн. т.Состав газа: метана - 87,2%, гомологов метана - 5,4%, азота - 6,2%, углекислого газа - 0,2%, гелия - 0,19 - 0,33%, конденсата - 20,2 г/куб. м.
Среднетюнгское ГКМ. Запасы свободного газа категории С составляют
1
156,2 млрд. куб. м, конденсата - 8,2 млн. т (извлекаемых); по категории С
2
соответственно - 9,2 млрд. куб. м, 0,6 млн. т.Состав газа: метана - 81,5 - 91,1%, гомологов метана - 6,1 - 13,0%, азота - 0,4 - 1,0%, углекислого газа - 0,1 - 0,4%, содержание конденсата - 55,0 - 168,0 г/куб. м.
Средневилюйское ГКМ. Запасы свободного газа категории С составляют
1
128,6 млрд. куб. м, конденсата - 5,7 млн. т (извлекаемых); по категории С
2
запасов газа не имеется.Состав газа: метана - 90,6 - 95,3%, гомологов метана - 6,5%, азота - 0,7 - 1,2%, углекислого газа - 0,3 - 1,3%, конденсата - 60,0 г/куб. м.
Тас-Юряхское НГКМ. Запасы свободного газа категории С составляют 102,7
1
млрд. куб. м, конденсата - 1,7 млн. т и нефти - 2,0 млн. т (извлекаемых);
по категории С соответственно - 11,3 млрд. куб. м, 0,2 млн. т и 5,3 млн.
2
т.Состав газа: метана - 85,2%, гомологов метана - 6,5%, азота - 7,5%, углекислого газа - до 0,4%, гелия - 0,39%, конденсата - 18,0 г/куб. м.
Ресурсы свободного газа категории С Республики Саха (Якутия) на семи
3
перспективных площадях нераспределенного фонда составляют 148,3 млрд. куб.
м.Хабаровский край. В континентальной части Хабаровского края выделены семь нефтегазоносных районов: Юдомо-Майский, приуроченный к впадине восточной окраины древней Сибирской платформы, входящей в состав Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции; материковые мезозойско-кайнозойские осадочные бассейны - Верхне-Буреинский и Средне-Амурский, а также продолжающиеся в Охотское море и Татарский пролив Охото-Котуйский, Удско-Торомский, Шантарский и Нижне-Амурский мезозойско-кайнозойские осадочные бассейны. Ресурсы углеводородов материковой части оцениваются, по данным Института тектоники и геофизики Дальневосточного отделения Российской академии наук, в размере 990,0/297,0 млн. т у.т. геол./извлек., в т.ч.: Юдомо-Майский соответственно 420,0 и 126,0 млн. т у.т., Верхне-Буреинский - 250,0 и 75,0 млн. т у.т., Средне-Амурский - 200,0 и 60,0 млн. т у.т. и Нижне-Амурский - 120,0 и 36,0 млн. т у.т. Остальные пока не имеют количественной оценки. Официальная оценка НСР газа суши Хабаровского края составляет 91,0 млрд. куб. м. Наиболее газо- и нефтеперспективны Верхне-Буреинский, Средне-Амурский и Юдомо-Майский осадочные бассейны.
В Верхне-Буреинском открыто Адниканское газовое месторождение с
запасами по категориям С - 0,4 млрд. куб. м и С - 1,6 млрд. куб. м.
1 2
Содержание метана - 79,2%, гомологов метана - до 1,3%, азота - до 5,3%,
углекислого газа - до 14,5%.Средне-Амурский осадочный бассейн расположен вблизи трассы газопровода "Оха - Комсомольск-на-Амуре - Хабаровск". По данным бурения, в нем установлены благоприятные предпосылки нефтегазоносности.
Нижнеамурский нефтеперспективный район выделен от береговой линии моря по долине р. Амур протяженностью 250 км при ширине около 75 км. Бассейн простирается до западного побережья о. Сахалин, где установлены газо- и нефтепроявления. В пределах бассейна проложен действующий нефтегазопровод "Оха - Комсомольск-на-Амуре".
Шельфовая зона Хабаровского края включает следующие перспективные газонефтяные бассейны: Шантарский, Кашеварова, Лисянский и Северо-Сахалинский.
По оценкам ОАО "Дальморнефтегеофизика", ФГУП ВНИГРИ, СахалинНИПИморнефть, ИТиГ ресурсный потенциал "Хабаровского" сектора шельфа Охотского моря оценивается в 3,5 млрд. т у.т. Для проведения поисково-разведочных работ наиболее благоприятен шельф Татарского пролива, где локализованные ресурсы углеводородов оценены в объеме: нефти - 276,3 млн. т, газа - 399,7 млрд. куб. м. Наиболее перспективными из выявленных структур являются: Иннокентьевская, Приморская, Тумнинская и Чапчанская.
Сахалинская область. Запасы свободного газа категории С составляют
1
922,1 млрд. куб. м, в том числе на суше - 46,5 млрд. куб. м, на шельфе -
875,6 млрд. куб. м, запасы по категории С - 339,4 млрд. куб. м, в том
2
числе на суше - 18,2 млрд. куб. м, на шельфе - 321,2 млрд. куб. м. НСР
свободного газа по состоянию на 01.01.2002 на Охотском шельфе о. Сахалин
составляют 2917,2 млрд. куб. м и на Западно-Сахалинском шельфе - 49,6 млрд.
куб. м. НСР Охотского моря в целом оценивается в 6225,2 млрд. куб. м,
Японского - 332,6 млрд. куб. м. Наиболее подготовлены к продолжению
поисковых и разведочных работ лицензионные участки шельфа по проектам
"Сахалин-3" - "Сахалин-9". В их пределах выявлено более 100
газонефтеперспективных объектов. Прогнозные ресурсы УВ категории С + Д
3
шельфа о. Сахалин в границах лицензионных участков, по данным ОАО
"Дальморнефтегеофизика", оцениваются в размере 7165,0 млн. т н.э. (нефтяной
эквивалент). По оценке ФГУП ВНИГРИ ресурсы УВ только Северо-Сахалинской
нефтегазоносной области составляют 7800 млн. т н.э.
В основном запасы газа охватываются проектами "Сахалин-1" и
"Сахалин-2". В то же время есть целый ряд перспективных участков со
значительными локализованными ресурсами углеводородов ("Сахалин-3 - 9"),
газовый потенциал которых позволит в перспективе существенно увеличить
добычу газа. Извлекаемые запасы нефти на шельфе о. Сахалин категории А +
В + С составляют 205,3 млн. т, С - 189,3 млн. т; конденсата,
1 2
соответственно - 64,3 и 24,31 млн. т.
Проект "Сахалин-1" включает месторождения: Чайво, Одопту-море и
Аркутун-Дагинское с суммарными запасами свободного газа категории С -
1
329,3 млрд. куб. м, извлекаемыми запасами конденсата - 21,1 млн. т, нефти -
106,4 млн. т; С - 152,0 млрд. куб. м газа, 8,7 млн. т конденсата и 159,8
2
млн. т нефти.
Чайво НГКМ. Запасы свободного газа по кат. А + В + С составляют 237,4
1
млрд. куб. м, конденсата - 18,0 млн. т и нефти - 59,0 млн. т извлекаемых;
по С соответственно 84,6 млрд. куб. м, 4,8 и 49,5 млн. т.
2Газ содержит: метана - 93,6 - 93,8%, гомологов метана - 4,2 - 7,0%, азота - 0,3 - 0,6%, углекислого газа - 0,3 - 0,5%.
Одопту-море НГКМ. Запасы свободного газа Центрального и Южного куполов
по категории А + В + С - 69,9 млрд. куб. м, конденсата - 1,8 млн. т и
1
нефти - 34,4 млн. т извлекаемых; по категории С соответственно - 21,2
2
млрд. куб. м, 0,5 и 5,8 млн. т.
По Северному куполу с нефтяной залежью запасы свободного газа по
категории А + В + С - 0,2 млрд. куб. м, нефти - 3,9 млн. т; по категории
1
С соответственно газа - 0,2 млрд. куб. м, нефти - 0,2 млн. т.
2Газ содержит: метана - 94,4 - 94,8%, гомологов метана - 3,7 - 5,4%, углекислого газа - 0,1 - 0,7%, азота - 0,4 - 1,1%.
Аркутун-Дагинское НГКМ. Запасы свободного газа по категории А + В + С
1
22,0 млрд. куб. м, конденсата - 1,2 млн. т, нефти - 9,1 млн. т
(извлекаемых); по категории С соответственно - 46,2 млрд. куб. м, 3,4 и
2
104,3 млн. т.Газ содержит: метана - 94,4 - 90,8%, гомологов метана - 5,7 - 9,1%, углекислого газа - 0,2 - 1,0%, азота - 0,3 - 0,4%.
Проект "Сахалин-2" включает нефтегазоконденсатные Пильтун-Астохское и
Лунское месторождения с суммарными запасами свободного газа категории С -
1
525,9 млрд. куб. м, извлекаемыми запасами конденсата - 41,6 млн. т и нефти
- 96,1 млн. т; С - 107,7 млрд. куб. м газа, 8,5 млн. т конденсата и 32,3
2
млн. т нефти.
Пильтун-Астохское НГКМ. Запасы свободного газа по категории А + В + С
1
- 73,6 млрд. куб. м, конденсата - 5,9 млн. т, нефти - 95,8 млн. т
извлекаемых; по категории С , соответственно - 29,2 млрд. куб. м, 2,4 и
2
29,4 млн. т.Газ содержит: метана - 91,7 - 94,1%, гомологов метана - 5,9 - 9,3%, углекислого газа - 0,2 - 0,8%, азота - 0,2 - 0,8%.
Лунское НГКМ. Запасы свободного газа по категории А + В + С - 452,3
1
млрд. куб. м, конденсата - 35,7 млн. т и нефти - 0,3 млн. т извлекаемых; по
категории С , соответственно - 78,5 млрд. куб. м, 6,1 и 2,8 млн. т.
2Газ содержит: метана - 92,1 - 93,0%, гомологов метана - 7,0 - 8,5%, углекислого газа - 0,2 - 0,3%, азота - 0,6 - 1,1%.
Проект "Сахалин-3" включает 4 блока с низкой степенью разведанности. По блокам I - II (Восточно-Одоптинский и Айяшский) совокупные прогнозные ресурсы газа оцениваются в 500 млрд. куб. м, нефти - 114 млн. т.
По блоку III (Венинский) совокупные прогнозные ресурсы газа оцениваются более чем в 800 млрд. куб. м, нефти - почти 700 млн. т.
В пределах блока IV (Киринский) с прогнозными ресурсами газа 873 млрд.
куб. м и нефти 687 млн. т. (извлекаемых) в 1992 г. открыто Киринское
газоконденсатное месторождение площадью 4,9 кв. км. Запасы свободного газа
по категории С - 14,8 млрд. куб. м, по кат. С - 60,6 млрд. куб. м,
1 2
извлекаемые запасы конденсата по категории С - 1,7 млн. т, по категории С
1 2
- 6,9 млн. т.Проект "Сахалин-4" включает Астрахановский и Западно-Шмидтовский блоки, где планируется подготовить 940 млн. т у.т. углеводородов, в том числе газа - 780 млрд. куб. м.
В пределах лицензионного участка выявлено более 20 газонефтеперспективных структур, большинство из которых расположены на северном подводном продолжении п-ова Шмидта и в западной части Сахалинского залива.
Проект "Сахалин-5" направлен на освоение ресурсов северо-западного и северо-восточного шельфа острова. Прогнозные геологические ресурсы участка составляют 2000 млн. т у.т. В рамках проекта выделены Восточно-Шмидтовская и Кайганско-Васюканская площади.
Прогнозные извлекаемые запасы этих площадей составляют: нефти - 600 млн. т, газа - 600 млрд. куб. м.
Проект "Сахалин-6" - прогнозные ресурсы составляют 1369 млн. т у.т. Зоны газонефтенакопления вытянуты вдоль береговой линии, наиболее приближен к береговой зоне блок "Пограничный".
Проект "Сахалин-7" - геологические ресурсы прогнозируются в объеме 563,0 млн. т у.т. с преобладанием газа.
Наиболее перспективными являются Восточно-Анивская структурно-стратиграфическая и Стародубская структурная ловушки, над которыми зафиксированы прямые сейсмические и геохимические признаки газо- и нефтеносности.
Промышленная газо- и нефтеперспективность этого лицензионного участка подтверждена открытием газовых месторождений на берегу залива Анива, находящихся в разработке, и нефтепроявлениями на побережье залива Терпения.
Проект "Сахалин-8" и "Сахалин-9" охватывают полосу Западно-Сахалинского шельфа в Татарском проливе.
Прогнозные ресурсы УВ выделенных лицензионных участков оцениваются соответственно в размерах 80 и 120 млн. т н.э. По результатам проведения поисковых работ эти оценки ресурсов, вероятно, будут увеличены.
В западной прибрежной зоне о. Сахалин в 1986 г. открыто небольшое по
запасам Изыльметьевское газовое месторождение. Оно расположено в 23 км к
юго-западу от г. Углегорск. Запасы газа по категории С - 3,8 млрд. куб. м,
1
по категории С - 0,8 млрд. куб. м.
2Газ содержит: метана - 95,9 - 96,8%, гомологов метана - 0,7 - 1,3%, азота - 2,2%, углекислого газа - 0,3 - 0,6%.
Шельф Магаданской области по оценке ОАО "Дальморнефтегеофизика" содержит суммарные локализованные ресурсы углеводородов в размере 3451,1 млн. т н.э., в том числе нефти - 1126,9 млн. т. Наиболее крупными ловушками с локализованными ресурсами более 100 млн. т у.т. являются Завьяловская, Ойран-Темповская, Беринга, Зырянская, Умарская, Приэвенская, Моштаковская, Ольховская. На Магаданском шельфе выделено 4 крупных лицензионных участка.
Проект "Магадан-1" (блоки М1-1, М1-2 и М1-3) - извлекаемые ресурсы углеводородов оцениваются соответственно в следующих размерах: 1417,0; 261,0 и 283,0 млн. т у.т., в сумме - 1961,0 млн. т у.т.
Проект "Магадан-2" (блоки М2-1, М2-2, М2-3) - извлекаемые ресурсы углеводородов составляют соответственно - 210,0; 502,0; 215,0 млн. т у.т., в сумме - 927,0 млн. т у.т.
Проект "Магадан-3" (блоки М3-1/7 и М3-2/8) - извлекаемые ресурсы углеводородов оценены в размерах - 600,0 и 338,0 млн. т у.т. соответственно, в сумме - 938,0 млн. т у.т.
Проект "Магадан-4" - суммарные начальные геологические ресурсы по предварительным оценкам составляют до 1000 млн. т у.т.
Западно-Камчатский шельф. Располагает ресурсами в размере 4628,0 млн. т н.э., в том числе на акваторию Шелиховско-Западно-Камчатской части приходится 4450,0 млн. т н.э., а на акваторию Голыгинской части - 178,0 млн. т н.э. Здесь выявлено более 20 антиклинальных структур, наиболее перспективными из которых являются Крутогоровская, Калаваямская и Восточно-Сухановская с локализованными ресурсами 557 млн. т н.э., 106 млн. т н.э., 130 млн. т н.э. соответственно. В других зонах нефтегазонакопления Пенсепельской, Тигильской и Подкагерной прогнозируются ресурсы УВ в объеме около 500 млн. т н.э. К наиболее крупным и газонефтеперспективным структурам отнесены Центральная-3, Кунжикская, Облуковинская и Первоочередная.
Проект "Камчатка-1" включает три блока (участка) - Кунжикский, Центральный и Первоочередной, начальные суммарные геологические ресурсы которых составляют соответственно - 53,0; 230,0 и 55,0 млн. т у.т., в сумме - 338,0 млн. т у.т.
Планируемые показатели геологоразведочных работ (прирост запасов, объемы ГРР, финансирования)
Запасы и ресурсы углеводородов Восточной Сибири и Дальнего Востока позволяют организовать новые крупные центры газо- и нефтедобычи, обеспечивающие на длительный срок внутренние потребности этих регионов и экспортные поставки в страны АТР.
К 2030 г. на юге Восточной Сибири планируется прирастить 4050 млрд. куб. м газа, в том числе 2550 млрд. куб. м в Красноярском крае и 1500 млрд. куб. м в Иркутской области. Для обеспечения таких приростов потребуется пробурить 2250 тыс. м глубокого бурения, в том числе в Красноярском крае - 1450 тыс. м и в Иркутской области - 800 тыс. м. Затраты на геологоразведочные работы составят - 132206 млн. руб., в том числе по Красноярскому краю - 78644 млн. руб. и по Иркутской области - 53562 млн. руб. (в ценах 2006 года).
На Дальнем Востоке России планируется прирастить 2600 млрд. куб. м, в том числе в Республике Саха (Якутия) - 800 млрд. куб. м, в Сахалинской области и на его шельфе - 1500 млрд. куб. м, на Западно-Камчатском, Чукотском побережьях и прилегающих шельфах - 300 млрд. куб. м. Объемы бурения здесь составят 1200 тыс. м, в Республике Саха (Якутия) - 400 тыс. м, в Сахалинской области и на его шельфе - 600 тыс. м, на Камчатке и Чукотке - с учетом шельфов - 200 тыс. м. При этом затраты на геологоразведочные работы составят 135692 млн. руб., в том числе в Республике Саха (Якутия) - 31130 млн. руб., в Сахалинской области и на шельфе - 87313,2 млн. руб., на Камчатке и Чукотке и в других областях 17249 млн. руб.
В газонефтеносном бассейне Охотского моря приоритетным должен являться Сахалинский центр газо- и нефтедобычи, где планируется увеличить добычу газа к 2030 г. до 70,0 млрд. куб. м, что потребует прирастить 1,5 трлн. куб. м запасов промышленных категорий. Наиболее подготовлены и оценены локализованные ресурсы газа, конденсата и нефти в рамках проекта "Сахалин-3". В контурах лицензионных блоков этого проекта на десяти локальных объектах обоснована возможность прироста запасов газа в размере 941,6 млрд. куб. м. Наиболее значительные приросты возможны на следующих структурах: Южно-Киринской - 310,0 млрд. куб. м, Мынгинской - 150,0 млрд. куб. м, Западно-Айяшской - 112,5 млрд. куб. м, Венинской - 100,0 млрд. куб. м, Айяшской - 68,3 млрд. куб. м, а также на уже открытом Киринском ГКМ - 63,3 млрд. куб. м. Именно эти объекты могут быть первоочередными базовыми для разведки и последующей разработки.
Кроме прироста запасов газа, на этих объектах попутно ожидается прирастить извлекаемых запасов конденсата - 63,5 млн. т, нефти - 173,8 млн. т и растворенного газа - 48,1 млрд. куб. м, что обеспечит в нефтяном эквиваленте прирост запасов около 1,2 млрд. т.
Для освоения указанных объектов в рамках проекта "Сахалин-3", а также наиболее крупных антиклинальных структур в пределах лицензионных участков проектов "Сахалин-4, 5, 6" до 2030 г. необходимо будет затратить не менее 87,3 млрд. руб. на финансирование геологоразведочных работ и пробурить 600 тыс. м глубокого бурения.
В целом по Дальневосточному и Сибирскому федеральным округам прирост запасов к 2030 г. планируется довести до 6,65 трлн. куб. м, для чего потребуется пробурить 3450 тыс. м глубокого бурения и затратить 267,9 млрд. руб.
Эффективность ГРР составит около 40 - 50 руб./т у.т. или 1900 - 2500 т у.т./м.
Прогноз запасов гелия в Сибирском и Дальневосточном федеральных округах
По состоянию на 01.01.2005 по Сибирскому федеральному округу в
Государственном балансе учтено 12 месторождений, содержащих гелий, в том
числе 3 - в Эвенкийском АО и 9 - в Иркутской области с запасами категорий
А + В + С - 5343,5 млн. куб. м (1062,8 млн. куб. м - в Эвенкийском АО и
1
4280,7 млн. куб. м - в Иркутской области), что составляет 54,2% от запасов
России, и категории С - 2003,4 млн. куб. м. Основная часть запасов гелия
2
категорий А + В + С заключена в залежах свободного газа - 5149,2 млн. куб.
1
м (96,4% от запасов округа). Остальные запасы - 188,9 млн. куб. м и 5,4
млн. куб. м содержатся соответственно в газе газовых шапок и в
растворенном в нефти газе.Основные запасы гелия сосредоточены в 7 месторождениях: Юрубчено-Тохомском, Собинском и Пайгинском (Эвенкийский АО), Ковыктинском, Марковском, Ярактинском и Дулисьминском (Иркутская область), суммарная величина которых составляет 5251,9 млн. куб. м гелия (98,3%).
В Дальневосточном федеральном округе по состоянию на 01.01.2005
Государственным балансом учтены 13 месторождений, содержащих гелий, - все в
Республике Саха (Якутия), с запасами категорий А + В + С - 3225,2 млн.
1
куб. м, что составляет 32,7% от запасов по России, и категории С - 5698,6
2
млн. куб. м - 57,8%.
Основная часть запасов категории А + В + С содержится в газе газовых
1
шапок - 2323,8 млн. куб. м (72,1% от запасов округа). В залежах свободного
газа сосредоточено 898,4 млн. куб. м и 2,9 млн. куб. м в растворенном в
нефти газе.Основные запасы гелия сосредоточены в 5 месторождениях - Тас-Юряхском, Среднеботуобинском, Талаканском, Чаяндинском и Верхневилючанском, суммарная величина которых составляет 3130,1 млн. куб. м (97,0% от запасов округа).
Таким образом, на территории древней Сибирской платформы сосредоточено
в настоящее время 8568,6 млн. куб. м гелия запасов категории А + В + С
1
(86,9% от запасов по России) и категории С - 7702,0 млн. куб. м - 78,2%.
2Ожидаемый прирост запасов гелия за период может составить около 12,0 млрд. куб. м.
3. Добывные возможности базовых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока
Значительные запасы и перспективные ресурсы природного газа Восточной Сибири и Дальнего Востока позволяют сформировать в данном регионе новые центры газодобычи. Добывные возможности этих центров основываются на имеющихся подтвержденных запасах уникальных и крупных месторождений, а также на приросте запасов за счет активного проведения геологоразведочных работ.
Имеющийся опыт развития газовой промышленности России показывает, что основой для надежных поставок газа должны служить базовые месторождения со значительными подтвержденными запасами, освоение которых позволит обеспечить на длительную перспективу планируемые уровни добычи газа. Небольшие и мелкие по запасам месторождения, расположенные в окрестности базовых месторождений или вдоль трассы магистральных газопроводов, необходимо использовать для компенсации на короткий период падения добычи по базовым месторождениям или в отдельных случаях в качестве регуляторов, а также для организации газоснабжения и поставок газа местным потребителям.
Оценка добывных возможностей региона по газу показывает, что месторождения Восточной Сибири и Дальнего Востока способны в перспективе обеспечить годовую добычу газа в объеме свыше 200 млрд. куб. м, что свидетельствует о возрастающей роли восточных регионов в балансе газа страны.
В качестве базовых рассматриваются следующие газоконденсатные (ГКМ) и нефтегазоконденсатные (НГКМ) месторождения:
- месторождения углеводородов морского шельфа острова Сахалин (проекты "Сахалин-1 - 2" и перспективные блоки "Сахалин-3 - 9");
- Чаяндинское НГКМ (Республика Саха (Якутия));
- Ковыктинское ГКМ (Иркутская область);
- Собинско-Пайгинское и Юрубчено-Тохомское НГКМ (Красноярский край).
Поскольку у Собинского месторождения и примыкающего к нему небольшого по запасам Пайгинского месторождения предусматривается общая система подготовки газа, то разработку указанных месторождений предполагается осуществлять совместно. Поэтому они объединены в один эксплуатационный объект - Собинско-Пайгинское НГКМ.
На основе расположения базовых месторождений в восточных регионах России предусматривается создание следующих территориальных промышленных центров газодобычи.
1. Сахалинский центр газодобычи - на базе месторождений шельфовой зоны острова Сахалин (проекты "Сахалин-1 - 2") с дальнейшим развитием центра за счет реализации проектов "Сахалин-3 - 6".
2. Якутский центр газодобычи - на базе Чаяндинского месторождения, развитие центра связывается с освоением соседних месторождений - Среднеботуобинского, Тас-Юряхского, Верхневилючанского и других.
3. Иркутский центр газодобычи - на основе Ковыктинского месторождения, а также Южно-Ковыктинской лицензионной площади и месторождений севера Иркутской области.
4. Красноярский центр газодобычи - на базе Собинско-Пайгинского и Юрубчено-Тохомского месторождений, в дальнейшем для поддержания уровней добычи газа в разработку могут быть вовлечены месторождения Оморинское, Куюмбинское, Агалеевское и другие.
На основе оценки возможных сроков ввода и максимальных уровней добычи газа из месторождений и перспективных объектов разработан вариант добывных возможностей по газу восточных регионов России.
Добывные возможности по газу базовых месторождений и перспективных объектов Восточной Сибири и Дальнего Востока представлены на рисунке 3.1 (не приводится).
Оценка добывных возможностей по газу была выполнена с учетом наличия подготовленных запасов, сроков проведения ГРР, степени подготовленности отдельных объектов к началу организации промышленной добычи. Для формирования очередности освоения месторождений и выбора варианта организации газоснабжения регионов необходимо сопоставление комплексных технико-экономических показателей, учитывающих все аспекты развития газовой отрасли.
Сахалинский центр газодобычи. В Программе в качестве базовых месторождений для газоснабжения российских потребителей Дальнего Востока рассмотрены месторождения газа в рамках проектов "Сахалин-1" и "Сахалин-2", по которым имеются значительные подтвержденные запасы газа промышленных категорий.
Указанные объемы достаточны для организации газоснабжения Сахалинской области, Хабаровского и Приморского краев, Еврейской автономной области, а также для организации поставок СПГ на экспорт.
Месторождения шельфа о. Сахалин (Проекты "Сахалин-1, 2")
Проект "Сахалин-1" включает месторождения Чайво, Одопту, Аркутун-Даги с
суммарными запасами газа категории С - 329,3 млрд. куб. м. Владельцем
1
лицензии на недропользование является консорциум с участием иностранных
компаний в составе: "Эксон Нефтегаз" - 30%, "Содеко" - 30%, "ONGC-VIDESH"
- 20%, аффилированные ОАО "НК-Роснефть" - ЗАО "Сахалинморнефтегаз-шельф" -
11,5% и ЗАО "РН-Астра" - 8,5%. Оператор проекта - компания "Эксон Нефтегаз
Лтд." Согласно планам недропользователей годовой уровень добычи газа в
2020 г. составит 11,4 млрд. куб. м.
Проект "Сахалин-2" включает месторождения Пильтун-Астохское и Лунское с
суммарными запасами газа категорий А + В + С 525,9 млрд. куб. м.
1
Владельцем лицензии на недропользование является консорциум иностранных
компаний в составе: "Роял Датч Шелл" - 55%, "Мицуи" - 25%, "Мицубиси" -
20%. Оператор проекта - компания "Сахалин Энерджи Инвестмент Лтд.".
Максимальный годовой уровень добычи в 2020 г. - 21,9 млрд. куб. м.Дальнейшее развитие добычи газа в Сахалинской области связано с реализацией проектов нераспределенного фонда "Сахалин-3 - 6". Однако для надежной оценки добывных возможностей необходимы проведение масштабной доразведки и подготовка запасов промышленных категорий. Наиболее подготовлены и оценены локализованные ресурсы газа в рамках проекта "Сахалин-3". Доразведка уже открытых двух месторождений позволит начать добычу газа уже в 2014 г. и с учетом дальнейшего проведения ГРР добыча газа по проекту "Сахалин-3" может возрасти до 28,6 млрд. куб. м/год к 2025 г. Прогнозный прирост запасов по проектам "Сахалин-4 - 6" по результатам проведения геологоразведочных работ позволит обеспечить добычу с перспективных объектов в объеме не менее 17 млрд. куб. м/год к 2030 г. и удержать добычу в целом по Сахалинской области в объеме 72,2 млрд. куб. м/год после 2030 г. на период 5 - 10 лет. В дальнейшем разработка ресурсов по проектам "Сахалин-7 - 9" обеспечит поддержание достигнутого уровня добычи по Сахалинской области на длительную перспективу.
Якутский центр газодобычи. На территории Дальнего Востока возможен ввод в эксплуатацию Чаяндинского НГКМ, рассматриваемого в качестве базового для газификации южных районов Республики Саха (Якутия), Амурской области, а также возможных экспортных поставок газа в страны Северо-Восточной Азии. Максимальный уровень годовой добычи газа по этому месторождению составляет 31 млрд. куб. м.
Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение характеризуется высоким
содержанием конденсата, нефти и гелия в промышленно-значимых количествах.
Месторождение принадлежит нераспределенному фонду. На 01.01.2005 запасы
газа промышленных категорий С (0,4 трлн. куб. м) составляют 30% от общих
1
запасов категорий С + С (1,2 трлн. куб. м). Срок доразведки
1 2
месторождения с учетом климатических условий и удаленности может
превысить 3 года. Соответственно бурение, опытно-промышленная эксплуатация,
утверждение запасов и проекта разработки могут занять до 3 лет.Прогнозный прирост запасов по результатам проведения геологоразведочных работ позволит обеспечить добычу с перспективных объектов в объеме не менее 20 млрд. куб. м/год к 2030 г. и удержать добычу по Республике Саха (Якутия) в объеме 53 млрд. куб. м/год после 2030 г. на длительный период с учетом добычи 3,2 млрд. куб. м/год из действующих месторождений.
Иркутский центр газодобычи. Стратегия освоения ресурсов углеводородного сырья Иркутской области предполагает создание двух региональных центров газодобычи: южный и северный.
Южный центр газодобычи (включающий г. Иркутск) предусматривает первоочередное освоение ресурсов газа и конденсата Южно-Ковыктинской площади и последующего вовлечения в разработку Ковыктинского ГКМ.
Для южного центра газодобычи в начальный период Ковыктинское ГКМ не рассматривается в качестве основного поставщика газа вследствие следующих факторов: отсутствие комплексного, скоординированного решения вопроса выделения и использования ценных компонентов (в том числе гелия), содержащихся в газе, ограниченная потребность Иркутской области в газе, а также возможность удовлетворения первоочередной потребности в газе в этом регионе за счет разработки малых и средних месторождений. Поэтому для ускорения процесса газоснабжения юга области лицензионные участки Южно-Ковыктинской площади рассматриваются как первоочередные объекты освоения. В дальнейшем освоение Ковыктинского месторождения наряду с Красноярским центром газодобычи позволит обеспечить удовлетворение существующей потребности в газе потребителей индустриального пояса Иркутской области и Красноярского края, расположенных вдоль трассы Транссибирской железной дороги, и при необходимости организовать переток газа в Единую систему газоснабжения.
Северный центр газодобычи предусматривает освоения малых месторождений углеводородов: Братского ГКМ, Марковского НГКМ, Аянского ГМ.
Владельцем лицензии Ковыктинского газоконденсатного месторождения
является ОАО "Компания РУСИА Петролиум". На 01.01.2005 большая часть
запасов отнесена к промышленным категориям С (1,4 трлн. куб. м). Суммарные
1
запасы категорий С + С составляют 2,0 трлн. куб. м. Опытно-промышленная
1 2
эксплуатация в течение 3 лет позволит подготовить проект разработки и
ввести месторождение в промышленную разработку. На месторождении в
настоящее время реализуется первая стадия разработки, предусматривающая
газоснабжение местных потребителей. Проектный отбор в период постоянной
добычи - 37,3 млрд. куб. м/год и будет связан с поставками газа за пределы
области. Месторождение характеризуется высоким содержанием гелия (до
0,25%).Прогнозный прирост запасов по результатам проведения геологоразведочных работ позволит обеспечить добычу с перспективных объектов в объеме не менее 9 млрд. куб. м/год к 2030 г. и удержать добычу по Иркутской области в объеме до 46,3 млрд. куб. м/год после 2030 г. на длительный период.
Красноярский центр газодобычи. За пределами 2010 г. возможно освоение газовых залежей нефтегазоконденсатных месторождений Красноярского края, включая Эвенкийский АО (Юрубчено-Тохомское и Собинско-Пайгинское НГКМ). Более поздние сроки освоения газовых залежей указанных месторождений обусловлены их геологическими особенностями, требующими первоначального освоения нефтяных залежей с целью максимального извлечения жидких углеводородов. Максимальный уровень годовой добычи газа по рассматриваемым месторождениям - 17,7 млрд. куб. м, в том числе по Юрубчено-Тохомскому - 10,3 млрд. куб. м, Собинско-Пайгинскому - 7,7 млрд. куб. м.
Юрубчено-Тохомское НГКМ недоразведано, по состоянию на 01.01.2005
запасы по категории А + В + С (120 млрд. куб. м) составляют лишь 17% от
1
общих запасов категорий С + С запасов (около 700 млрд. куб. м).
1 2
Потенциальное содержание в пластовом газе фракций С составляет 133,9
5+в
г/куб. м. Содержание гелия в газе до 0,18%.Владельцем лицензии являются ОАО "ВСНК", ОАО "ВНК", ООО "Славнефть-Красноярскнефтегаз". Доразведку месторождения и уточнение проектных документов предполагается завершить в течение 3 - 4 лет. Разработку месторождения планируется начать с освоения запасов нефтяной оторочки. Максимальная годовая добыча газа составит 10,3 млрд. куб. м.
Собинско-Пайгинское НГКМ в основном разведано. Владельцем лицензии
является ОАО "Красноярскгазпром". Запасы газа категории С составляют 147,5
1
млрд. куб. м или 88% от общей оценки запасов по месторождению. Отмечается
высокое содержание в пластовом газе гелия (до 0,58%).Ввод Собинско-Пайгинского месторождения в эксплуатацию увязывается со сроками разработки Юрубчено-Тохомского месторождения, исходя из транспорта газа по единой трубопроводной сети. Максимальный уровень постоянной добычи - до 7,7 млрд. куб. м/год.
По мере проведения геологоразведочных работ на территории юга Красноярского края в период после 2015 г. в разработку могут быть введены дополнительные ресурсы газа, что позволит довести добычу с перспективных объектов в объеме до 25 млрд. куб. м/год к 2030 г.
Таким образом, наличие в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока подготовленных к промышленному освоению запасов позволяет начать добычу газа для поставок отечественным и зарубежным потребителям.
В дальнейшем развитие промышленных центров газодобычи Восточной Сибири и Дальнего Востока будет в значительной мере определяться выполнением программы ГРР и прироста запасов.
Перспективы организации добычи и лицензирования объектов за рамками упомянутых в Программе центров газодобычи, например, на Магаданском шельфе, Западно-Камчатском шельфе, будут определяться в дальнейшем по результатам ГРР и с учетом динамики рыночного спроса.
4. Ресурсная база угольной промышленности Восточной Сибири и Дальнего Востока, оценка объемов добычи угля
Регионы Восточной Сибири и Дальнего Востока обладают значительными
запасами ископаемых углей. Разведанные запасы угля восточных регионов по
категориям А + В + С + С , учтенные Государственным балансом запасов
1 2
полезных ископаемых по состоянию на 01.01.2005, составляют 116207,2 млн. т,
кроме того, имеется около трех триллионов тонн прогнозных ресурсов. При
условии сохранения нынешних темпов угледобычи в Восточной Сибири и на
Дальнем Востоке обеспеченность балансовыми запасами составит более тысячи
лет.Регионы Восточной Сибири и Дальнего Востока совместно с Кузнецким угольным бассейном являются основной сырьевой базой угольной промышленности России как в настоящее время, так и на отдаленную перспективу. Для наиболее эффективного открытого способа угледобычи здесь пригодны более 60% балансовых запасов.
По категориям А + В + С балансовые запасы углей по восточным регионам
1
страны составляют 80564,1 млн. т, в том числе в Восточной Сибири 61113 млн.
т, на Дальнем Востоке 19451,1 млн. т (таблица 4.1).Таблица 4.1
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ БАЛАНСОВЫХ ЗАПАСОВ УГЛЕЙ ПО СУБЪЕКТАМ ВОСТОЧНЫХ РЕГИОНОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ (ПО СОСТОЯНИЮ НА 01.01.2005)
┌───────────────────────────────────┬─────────────────────────────────────┐ │ Наименование регионов │ Запасы угля по категориям, млн. т │ │ ├─────────────────┬───────────────────┤ │ │ А + В + С │ С │ │ │ 1 │ 2 │ ├───────────────────────────────────┼─────────────────┼───────────────────┤ │Россия │193772,2 │77988,1 │ ├───────────────────────────────────┼─────────────────┼───────────────────┤ │Регионы Восточной Сибири: │61113,0 │28078 │ ├───────────────────────────────────┼─────────────────┼───────────────────┤ │Таймырский автономный округ │1383,3 │851,5 │ ├───────────────────────────────────┼─────────────────┼───────────────────┤ │Красноярский край │46099,8 │20127,3 │ ├───────────────────────────────────┼─────────────────┼───────────────────┤ │Эвенкийский автономный округ │6,6 │3,1 │ ├───────────────────────────────────┼─────────────────┼───────────────────┤ │Иркутская область │7866,6 │6053,7 │ ├───────────────────────────────────┼─────────────────┼───────────────────┤ │Усть-Ордынский Бурятский автономный│299,8 │558,1 │ │округ │ │ │ ├───────────────────────────────────┼─────────────────┼───────────────────┤ │Республика Бурятия │2225,7 │357,7 │ ├───────────────────────────────────┼─────────────────┼───────────────────┤ │Читинская область │3231,2 │126,6 │ ├───────────────────────────────────┼─────────────────┼───────────────────┤ │Регионы Дальнего Востока: │19451,1 │7565,1 │ ├───────────────────────────────────┼─────────────────┼───────────────────┤ │Республика Саха (Якутия) │9808,9 │4626,6 │ ├───────────────────────────────────┼─────────────────┼───────────────────┤ │Амурская область │3634,0 │165,8 │ ├───────────────────────────────────┼─────────────────┼───────────────────┤ │Хабаровский край │1648,0 │691,5 │ ├───────────────────────────────────┼─────────────────┼───────────────────┤ │Еврейская автономная область │2,8 │0,4 │ ├───────────────────────────────────┼─────────────────┼───────────────────┤ │Приморский край │2491,3 │1456,1 │ ├───────────────────────────────────┼─────────────────┼───────────────────┤ │Сахалинская область │1866,1 │624,7 │ └───────────────────────────────────┴─────────────────┴───────────────────┘
Наиболее благоприятные для отработки высококачественные каменные угли сосредоточены в основном в Республике Саха (Якутия), бурые угли - в Канско-Ачинском бассейне, на месторождениях Иркутской и Читинской областей.
На территории Восточной Сибири расположены: основная часть Таймырского, Тунгусского и Канско-Ачинского бассейнов, Иркутский бассейн, а также угольные месторождения Забайкалья.
Большинство месторождений Восточной Сибири отличается благоприятными
условиями залегания углей: наличием мощных пологих пластов с неглубоким
залеганием, что позволяет вести разработку углей наиболее эффективным
открытым способом. Запасы углей для открытой добычи сосредоточены в
основном в Красноярском крае (80%), Иркутской (13%) и Читинской (5%)
областях. Основную часть балансовых запасов категорий А + В + С составляют
1
бурые угли.На территории Дальневосточного округа выявлено и изучено 17 угольных бассейнов, в том числе Ленский, Южно-Якутский, Тунгусский, Буреинский и ряд других угольных бассейнов и месторождений. Большая часть балансовых запасов округа представлена бурыми углями, сосредоточенными в основном в Республике Саха, Приморском крае, в Амурской и Сахалинской областях.
Несмотря на высокую обеспеченность запасами энергетических углей, отдельные районы испытывают дефицит в качественных углях. Прирост запасов углей возможен на территории большинства субъектов Российской Федерации Восточной Сибири и Дальнего Востока, что требует проведения геологоразведочных работ на перспективных площадях.
Угольная промышленность восточных регионов располагает сырьевой базой, позволяющей существенно увеличить добычу угля. В 2005 г. добыча угля составила: в регионах Восточной Сибири - 62,5 млн. т, в регионах Дальнего Востока - 31,4 млн. т.
Важнейшей задачей угольной промышленности на предстоящий период является сохранение и наращивание производственного и экономического потенциала отрасли с целью надежного удовлетворения спроса на российский уголь на внутреннем и внешнем рынках. Основным направлением совершенствования технологической структуры угольного производства является увеличение удельного веса наиболее эффективного открытого способа добычи с применением высокопроизводительного оборудования.
Удовлетворение потребности экономики страны в энергетических углях будет связано, прежде всего, с развитием добычи угля в бассейнах федерального значения - Кузнецком и Канско-Ачинском, расположенных в восточных регионах страны. Предусматривается также развитие добычи угля на Мугунском, Тугнуйском и др. месторождениях Восточной Сибири, а также на Ургальском, Ерковецком, Эльгинском и др. месторождениях Дальнего Востока.
С учетом прогнозируемой потребности народного хозяйства в топливно-энергетических ресурсах и наличия балансовых запасов угля оценены перспективы возможной добычи угля в регионах Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Динамика добычи углей на перспективу по субъектам Российской Федерации приведена в таблице 4.2.
Таблица 4.2
ПРОГНОЗ ДИНАМИКИ ДОБЫЧИ УГЛЯ В РАЙОНАХ
ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ И ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА
млн. т
Наименование территорий | 2003 г. | 2004 г. | 2005 г. | 2010 г. | 2015 г. | 2020 г. | 2025 г. | 2030 г. |
Регионы Восточной Сибири, всего | 66,9 | 58,0 | 62,5 | 77,7 | 84,6 | 105,5 | 123,5 | 139,0 |
Красноярский край | 37,9 | 32,7 | 36,5 | 45,0 | 50,0 | 70,0 | 85,0 | 100,0 |
Иркутская область | 12,5 | 11,7 | 12,2 | 16,8 | 17,3 | 17,7 | 18,0 | 18,0 |
Читинская область | 12,2 | 9,2 | 8,6 | 9,2 | 9,5 | 9,8 | 12,0 | 12,0 |
Республика Бурятия | 4,3 | 4,4 | 5,2 | 6,7 | 7,8 | 8,0 | 8,5 | 9,0 |
Регионы Дальнего Востока, всего | 29,5 | 30,8 | 31,4 | 41,7 | 48,8 | 55,7 | 60,2 | 66,7 |
Республика Саха (Якутия) | 10,5 | 11,1 | 11,4 | 18,0 | 24,0 | 30,0 | 35,0 | 43,5 |
Амурская область | 2,6 | 3,1 | 3,6 | 4,0 | 4,5 | 4,5 | 4,5 | 4,5 |
Хабаровский край | 2,6 | 2,6 | 2,1 | 3,1 | 3,8 | 4,0 | 4,0 | 4,0 |
Приморский край | 11,0 | 10,7 | 10,9 | 12,1 | 13,5 | 14,5 | 14,0 | 12,0 |
Сахалинская область | 2,8 | 3,3 | 3,4 | 4,5 | 3,0 | 2,7 | 2,7 | 2,7 |
Итого по Восточной Сибири и Дальнему Востоку | 96,4 | 88,8 | 93,9 | 119,4 | 133,4 | 161,2 | 183,7 | 205,7 |
В 2030 г. добыча угля в рассматриваемых регионах возрастет в 2,19 раза по сравнению с 2005 г. и составит 205,7 млн. т, в том числе в Восточной Сибири - 139,0 млн. т и на Дальнем Востоке - 66,7 млн. т.
При необходимости и наличии финансовых ресурсов возможно увеличение уровней добычи угля по сравнению с указанными в таблице 4.2.
Главными рынками сбыта продукции угольных предприятий являются регионы Сибири и Дальнего Востока. Угольные ресурсы поставляются тепловым электростанциям, котельным и коммунально-бытовым потребителям. В перспективном периоде угли Южно-Якутского бассейна и некоторых других месторождений восточных регионов также предполагается направлять на внешние рынки.
Перспективы развития добычи угля в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке предопределяют необходимость поиска новых решений, способствующих повышению конкурентоспособности угольной продукции. Новые технологические решения должны быть направлены, прежде всего, на повышение качества товарной угольной продукции, снижение затрат на добычу и улучшение экологической ситуации.
Для стабильного обеспечения в перспективном периоде потребителей угля необходимо осуществить:
- строительство и ввод новых мощностей по добыче угля, в частности, имеется возможность увеличить мощности по добыче угля на разрезах Канско-Ачинского бассейна, на Эльгинском, Ерковецком, Мугунском, Тугнуйском, Харанорском месторождениях и на некоторых других;
- замену устаревшего добычного и горно-транспортного оборудования;
- строительство углеобогатительных и углеперерабатывающих предприятий;
- реализацию комплекса мер по стимулированию привлечения инвестиций и других механизмов поддержки угольной промышленности.
Конкретные объемы ввода производственных мощностей на угледобывающих предприятиях Восточной Сибири и Дальнего Востока будут в значительной степени зависеть от спроса на него на внутреннем и внешнем энергетических рынках, от темпов освоения новых газовых месторождений и объемов добычи газа, а также от соотношения цен угля и газа.
5. Ресурсная база для развития нефтяной промышленности в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, оценка объемов добычи нефти
Подготовленная ресурсная база и наличие крупных месторождений, которые могут рассматриваться в качестве базовых, позволяют начать формирование на территории Восточно-Сибирского и Дальневосточного регионов новых центров нефтедобычи.
В настоящее время в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке добыча нефти осуществляется в небольшом объеме и сосредоточена, в основном, на о-ве Сахалин (около 4 млн. т), в центральных и западных районах Республики Саха (Якутия) (около 0,4 млн. т).
Основными факторами, сдерживающими развитие нефтяной промышленности в регионе, является слабая разведанность минерально-сырьевой базы и отсутствие эффективной системы поставок нефти из экономически слабо освоенных внутренних районов Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия).
Анализ, базирующийся на подтвержденных запасах открытых месторождений, позволяет прогнозировать добычу нефти на месторождениях Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) к 2020 г. в объеме 56,4 млн. т в год, по данным Министерства природных ресурсов (таблица 5.1).
Таблица 5.1
ПРОГНОЗНАЯ ДИНАМИКА ДОБЫЧИ НЕФТИ
В ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ И ДАЛЬНЕМ ВОСТОКЕ *
--------------------------------
* По данным МПР России.
млн. т ┌─────────────────────────────┬───────────────────────────────────────────────────────────┐ │ Объект │ Год │ │ ├────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┤ │ │2005│2006│2007│2008│2009│2010│2011│2012│2013│2014│2015│2020│ ├─────────────────────────────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┤ │Базовые месторождения │0,3 │1,0 │1,2 │1,9 │4,0 │13,2│17,3│21,3│25,4│28,2│30,1│30,7│ │ Талаканское │0,2 │0,7 │0,7 │0,7 │0,5 │6,5 │6,5 │6,3 │6,4 │6,5 │6,3 │6,9 │ │ Верхнечонское │0,1 │0,2 │0,5 │0,9 │2,0 │4,1 │6,0 │7,6 │8,5 │8,5 │8,5 │8,2 │ │ Юрубчено-Тохомское │ │ │ │0,1 │0,4 │0,7 │1,9 │3,5 │5,7 │7,5 │8,6 │9,0 │ │ Куюмбинское │ │ │ │0,1 │1,0 │2,0 │2,9 │3,8 │4,7 │5,7 │6,6 │6,6 │ │Месторождения-спутники │ │ │ │ │ │ │1,3 │3,4 │4,6 │5,0 │5,4 │6,3 │ │ Талаканско-Верхнечонская │ │ │ │ │ │ │0,9 │2,0 │2,1 │2,3 │2,4 │2,8 │ │ зона (Вакунайское, │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ Даниловское, Тымпучиканское,│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ Алинское, Чаяндинское) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ Ботуобинская зона │ │ │ │ │ │ │0,3 │1,2 │2,1 │2,2 │2,3 │2,5 │ │ (Среднеботуобинское, │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ Тас-Юряхское, Иреляхское, │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ Маччобинское, Станахское, │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ Мирнинское, Иктехское, │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ Верхневилючанское) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ Ярактинско-Дулисьминская │ │ │ │ │ │ │0,1 │0,2 │0,2 │0,3 │0,4 │0,7 │ │ зона (Марковское, │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ Ярактинское, Дулисьминское, │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ Пилюдинское) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ Собинское, Пайгинское │ │ │ │ │ │ │0,0 │0,1 │0,1 │0,2 │0,3 │0,4 │ │Ресурсы С3 + Д1 │ │ │ │ │ │ │ │ │ │0,6 │1,8 │19,4│ ├─────────────────────────────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┤ │ВСЕГО, Восточная Сибирь и │0,3 │1,0 │1,2 │1,9 │4,0 │13,2│18,6│24,8│30,0│33,7│37,3│56,4│ │Республика Саха (Якутия) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├─────────────────────────────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┤ │Сахалинская область │1,6 │14,1│14,4│13,8│18,3│19,1│19,5│18,9│18,7│18,7│17,4│14,2│ │ "Сахалин-1" │ │12,4│12,4│10,1│12,2│12,6│12,7│12,5│12,5│12,6│11,6│7,5 │ │ "Сахалин-2" │1,6 │1,7 │2,0 │3,7 │6,1 │6,5 │6,8 │6,4 │6,2 │6,1 │5,8 │5,0 │ │ "Сахалин-3" │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │1,7 │ ├─────────────────────────────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┤ │ВСЕГО, Восточная Сибирь и │1,9 │15,1│15,6│15,7│22,3│32,3│38,1│43,7│48,7│52,4│54,7│70,6│ │Дальний Восток │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ └─────────────────────────────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┘
В Восточной Сибири открыты крупные нефтегазоносные месторождения: Юрубчено-Тохомское и Собинско-Пайгинское в Красноярском крае, Верхнечонское месторождение в Иркутской области.
Собинско-Пайгинское месторождение подготовлено к разработке (газоконденсатные залежи), требуется доразведка нефтяных оторочек. Максимальная годовая добыча нефти составит в 2017 г. 0,4 млн. т.
Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатное месторождение находится в разведке, одновременно с которой проводится ОПЭ нефтяной оторочки пласта Р-1.
Выход на максимальный уровень годовой добычи нефти предполагается в 2018 г. 9,6 млн. т.
Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение является самым крупным нефтяным месторождением в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Оно подготовлено к промышленному освоению. Его ресурсная база позволяет осуществлять ежегодную добычу нефти в объеме 8 - 9 млн. т. Эффект от освоения месторождения можно увеличить при его освоении совместно с Талаканским НГКМ и ежегодной суммарной добычей нефти 15 млн. т.
В Республике Саха (Якутия) оценка объемов добычи нефти связана с освоением Чаяндинского, Талаканского и Среднеботуобинского месторождений.
На Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении залежь нефти расположена в северной части структуры (северный блок) и относительно изолирована от южного блока. Предполагается разрабатывать нефтяную оторочку с максимальным годовым уровнем добычи нефти в 2019 г. 2,0 млн. т.
Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение по разведанным запасам нефти является самым крупным в Республике Саха (Якутия) и на континентальной части всего Дальневосточного региона Российской Федерации. С 1977 г. на месторождении проводится опытно-промышленная эксплуатация (годовой объем добычи доведен до 0,4 млн. т). Максимальный объем добычи нефти 6,9 млн. т/год может быть реализован при завершении строительства нефтепроводов и ввода в эксплуатацию нефтеперерабатывающего завода.
Центральный нефтяной блок Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения находится в ОПЭ с 1984 г. Сейчас его эксплуатация ведется по временной схеме с весьма незначительными объемами добычи нефти (порядка 50 тыс. т в год). Планируется пуск нефтеперерабатывающего завода с мощностью до 500 тыс. т нефти в год в г. Ленске при увеличении годовой добычи нефти до 800 тыс. т в год.
Оценка объемов добычи нефти по Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) до 2020 г. представлена в таблице 5.1.
Добыча нефти на крупнейших месторождениях шельфа Сахалина (проекты "Сахалин-1", "Сахалин-2", "Сахалин-3") может составить около 20 млн. тонн.
Устойчивый уровень добычи нефти по проекту "Сахалин-1" составит свыше 12 млн. т в год. В рамках проекта "Сахалин-2" на сегодняшний день ведется добыча нефти в рамках первого этапа работ по проекту, максимальный уровень добычи нефти достигнет в 2011 г. 6,8 млн. т. В рамках проекта "Сахалин-3" максимальный годовой отбор нефти может составить около 5 млн. т.
Оценка объемов добычи нефти по Восточной Сибири и Дальнему Востоку до 2020 г. представлена в таблице 5.1.
Указанные показатели свидетельствуют о наличии определенных перспектив развития нефтедобычи в регионе.
6. Прогноз потребности Восточной Сибири и Дальнего Востока в топливно-энергетических ресурсах и конкурентоспособность энергоносителей по регионам
6.1. Прогноз потребности Восточной Сибири и Дальнего Востока в топливно-энергетических ресурсах
Доминирующее положение в топливном балансе регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока в настоящее время занимает уголь - 81,5% по Восточной Сибири и 63,7% по Дальнему Востоку, а в целом по двум регионам - 74,1%.
Уровень потребления газа в Восточносибирском и Дальневосточном регионах низок. Доля газа в структуре котельно-печного топлива двух регионов составляет около 6,0%, мазута - около 9%, прочих видов топлива - 11%.
В Восточной Сибири в настоящее время газифицирован только Норильский промышленный узел в Красноярском крае, а в Дальневосточном ФО имеются локальные сети в Республике Саха (Якутия), Сахалинской области и Хабаровском крае.
Добыча угля ведется во всех регионах ВС и ДВ. Восточная Сибирь свою потребность в угле практически полностью удовлетворяет собственной добычей. В Дальневосточном ФО, помимо собственной добычи, осуществляются поставки угля из других регионов. В настоящее время крупнейшие угледобывающие предприятия региона работают на 50 - 60% мощности.
Мазут производится в Иркутской и Сахалинской областях, Красноярском и Хабаровском краях.
Перспективный спрос на котельно-печное топливо в регионах ВС и ДВ, как и других регионов страны, определяется прогнозной динамикой роста валового регионального продукта и его структурой, прогнозируемыми вводами новых промышленных производств, степенью развития социальной сферы, соотношением цен на топливно-энергетические и другие виды ресурсов, а также степенью развития топливно-энергетического комплекса.
В качестве исходных условий прогноза энергопотребления по рекомендации и согласованию с Минэкономразвития России были приняты два варианта социально-экономического развития регионов на период до 2030 г.: базовый и целевой. Рост ВРП по сравнению с 2000 г. составит в 2020 и 2030 гг.: