Сети МСоЭС

  Члены МСоЭС
  Как стать
  членом МСоЭС

Дела МСоЭС

  Программы МСоЭС
  Проекты и кампании
   членов МСоЭС

СоЭС-издат

  Новости МСоЭС
  "Экосводка"
  Газета "Берегиня"
  Журнал Вести СоЭС
  Библиотека
  Периодика МСоЭС

Подробности и комментарии

Восточный коридор нефтепроводов: экономическая эффективность вариантов

Месторождения Восточной Сибири группируются в вытянутые зоны нефтегазонакопления, что позволяет минимизировать затраты на их освоение и создать единый коридор для транспорта нефти и газа. На сегодняшний день известен ряд вариантов трасс строительства магистральных трубопроводов как для обеспечения потребностей Восточной Сибири и Дальнего Востока в нефти и газе, так и для экспорта углеводородов в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. В 2003 г. ОАО «Газпром» разработало Проект программы создания единой системы добычи газа, его транспортировки и газоснабжения Восточной Сибири и Дальнего Востока с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР на базе реcурсов Сибирской платформы [1]. Проектом предусматривается освоение Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) и Ковыктинского газоконденсатного месторождения (ГКМ) со строительством магистрального газопровода (МГП) в направлении Ленек - Олекминск - Алдан - Тында - Сковородино - Благовещенск - Хабаровск - Владивосток - Находка. В районе Хабаровска к МГП подключается новый газопровод Сахалин - Хабаровск.

Кроме того, есть несколько предложений по строительству магистральных нефтепроводов (МНП): НК «ЮКОС» предлагает вариант нефтепровода Ангарск - Дацин, ОАО «АК «Транснефть» - вариант Тайшет - Находка». Существует также вариант их объединения.

Нефтепровод Ангарск - Дацин (вариант 1) будет иметь значительную протяженность на территории Китая, а на российской стороне на всем протяжении пройдет в зоне высокой сейсмичности и сложного рельефа, пересечет заповедные территории. Проектируемый объем перекачки нефти - 30 млн т в год. Проект рассчитан на монопольного зарубежного потребителя.

Нефтепровод Тайшет — Находка (вариант 2) планируется проложить по маршруту Тайшет (действующий нефтепровод системы «Транснефти») - Казачинское, вдоль трассы БАМа до Тынды и далее через Сковородино, Благовещенск, Хабаровск, Владивосток до Находки. Проектируемый объем перекачки нефти - 80 млн т в год [2-5]. Недостатки данного проекта связаны с чрезвычайно сложным рельефом местности на участках вдоль БАМа, где сейсмичность достигает 7-9 баллов, и с прохождением в зоне сезонного водосбора оз. Байкал, что повышает требования к экологической безопасности. Проектом предусматривается, что трасса пройдет в 150 км севернее БАМа, - это в некоторой степени снижает, но не устраняет полностью потенциальную опасность для экологии оз. Байкал. Существенным недостатком данного маршрута нефтепровода является также то, что он практически не устраняет необходимость строительства весьма протяженных подводящих нефтепроводов от месторождений до МНП, причем по мере выявления месторождений на перспективных участках их протяженность будет нарастать.

Прохождение трасс, предполагаемых двумя рассмотренными вариантами МНП, вдали от разведанных месторождений и перспективных нефтеносных участков юга Сибирской платформы в границах Восточной Сибири повышает вероятность низкой загрузки трубопроводов восточно-сибирской нефтью. В связи с этим актуальным является анализ альтернативных вариантов трасс, нивелирующих большинство указанных выше негативных моментов. К ним относятся варианты 3 и 4.

Вариант 3 предусматривает строительство нефтепровода от Нижней Поймы (действующая система «Транснефти») через Богучаны, Юрубчено-Тохомское, Верхнечонское, Чаяндинское нефтегазоконденсатные мес¬торождения на Ленск, Олекминск, Алдан, Тынду и далее на Сковородино, Благовещенск, Хабаровск, Владивосток до Находки.

Вариант 4 предполагает прохождение МНП по маршруту Тайшет - Усть-Кут - Верхнечонское НГКМ и далее, как в варианте 3. Этот нефтепровод полнее охватывает ресурсную базу Иркутской области, но он более удален от ресурсной базы Эвенкийского АО и Красноярского края.

Трассы, предусматриваемые вариантами 3 и 4, при несколько большей общей протяженности имеют значительно меньше участков, проходящих в зоне высокой сейсмичности по сравнению с проектом «Транснефти», и геоморфологический характер трассы в этих случаях преимущественно равнинный. Кроме того, положительной стороной вариантов 3 и 4 является возможность совмещения трасс нефте- и газопроводов в едином коридоре. Это весьма важно, так как большинство месторождений региона являются нефтегазовыми, что обусловливает необходимость комплексного подхода к их освоению.

Авторы провели оценку сравнительной социально-экономической эффективности четырех вариантов трасс Восточного коридора магистральных нефтепроводов с учетом мультипликативных эффектов развития Восточно-Сибирского нефтегазового комплекса (ВСНГК) на базе ресурсов Сибирской платформы и развития Красноярского края, Эвенкийского АО, Иркутской области и Республики Саха (Якутия). При этом принималась во внимание возможность транспорта природного газа Якутии на экспорт в страны АТР в едином трубопроводном коридоре Чаяндинское НГКМ - Находка.

Комплексное обоснование оптимального варианта магистрального транспорта восточно-сибирской нефти проведено на базе показателя интегрального народно-хозяйственного эффекта, отражающего социально-экономическую эффективность проекта для общества в целом. По своему содержанию он представляет собой сумму чистых дисконтированных доходов (ЧДД) от инвестиций в добычу, магистральный транспорт, проекты развития смежных отраслей и налоговых поступлений в бюджетную систему России от реализации проекта.

Анализ составляющих комплексного показателя и его интегральная оценка осуществлялись при следующих предпосылках:
• в расчете денежных потоков, связанных с разработкой месторождений, учитывались затраты на подготовку запасов, капиталовложения и текущие затраты на разработку месторождений, затраты на строительство нефтепровода-подключения и текущие затраты на перекачку нефти до МНП;

• при оценке инвестиций и текущих затрат были взяты постоянные цены 2003 г. в долларах США, при оценке выручки (дохода) - постоянные транспортные тарифы на перекачку нефти и газа, принятые равными 6,6 долл./1000 т-км и 10 долл./1 млн. куб.м-км соответственно. Предполагалось, что нефть полностью поступает на экспорт по цене 120 долл./т без учета тарифа на транспорт и перевалку экспортируемой нефти;

• показатели эффективности рассчитывались для условий действующего налогообложения при ставке дисконтирования 10%. Продолжительность расчетного периода - 45 лет с выделением основных этапов реализации программы развития нефтедобычи: 2010, 2015, 2025 гг.

За прошедшие десятилетия в Красноярском крае, Республике Саха (Якутия) и Иркутской области сформирована значительная сырьевая база нефтяной и газовой промышленности: выявлено около 50 месторождений нефти и газа, в том числе уникальные по запасам газа Чаяндинское в Якутии и Ковыктинское в Иркутской области; уникальное по запасам нефти, но слабо изученное Юрубчено-Тохомское месторождение в Эвенкийском АО; целый ряд крупных по запасам нефти месторождений, таких как Верхнечонское, Талаканское, Куюмбинское.

Разведанные и предварительно оцененные извлекаемые запасы нефти Сибирской платформы по категориям С1+С2 составляют 3,85 млрд т, в том числе на долю Республики Саха (Якутия) приходится 1295 млн. т, Иркутской области - 877 млн, Эвенкийского АО - 1683 млн т. Извлекаемые ресурсы нефти категории С3 в Восточной Сибири оцениваются в 1,4 млрд т. Объем прогнозных извлекаемых ресурсов нефти категории D1 в этом регионе составляет 8,8 млрд т. Разведанные и предварительно оцененные извлекаемые запасы газа в Восточной Сибири по категориям С1+С2 составляют 5,7 трлн куб.м, в том числе в Республике Саха (Якутия) - 2,3 трлн. куб-М. в Иркутской области - 2,33 трлн. в Эвенкийском АО и Красноярском крае-1,12 трлн. куб.м.

Таким образом, сырьевая база позволяет приступить к осуществлению крупных проектов по освоению месторождений и поставкам нефти и газа российским и зарубежным потребителям. Следует отметить, что запасы месторождений природного газа Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) в значительной мере обеспечивают устойчивость газовых проектов, предусматривающих ежегодную поставку потребителям до 100 млрд. куб.м газа до 2040 г., а запасы нефти достаточны для ежегодного объема добычи около 30 млн. т. Для реализации эффективных нефтяных проектов с суммарным объемом поставок не менее 50 млн. т в год требуется наращивание извлекаемых запасов нефти до 2 млрд. т.

По нашим оценкам, максимально возможный прирост извлекаемых за¬пасов нефти промышленных категорий после проведения необходимых геолого-разведочных работ может составить: в Республике Саха (Якутия) -900 млн. т, в Иркутской области - 1900 млн., в Эвенкийском АО и Красноярском крае -1700 млн. т. Однако экономически эффективным будет освоение лишь части этих запасов, поскольку месторождения находятся далеко от магистральных нефтепроводов. Поэтому очевидно, что ресурсная база в четырех оцениваемых вариантах магистрального транспорта углеводородов существенно различается.

С целью обоснования ресурсной базы для каждого варианта трассы было оценено 53 ресурсных блока, выделенных Сибирским научно-исследовательским институтом геологии, геофизики и минерального сырья (СНИИГГиМС) для геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья. На базе этой оценки для каждого блока определены предельно рентабельные расстояния от магистрального нефтепровода. Расчеты проводились с использованием разработанного в СНИИГГиМС программного комплекса «Стратегия» для геолого-экономической оценки ре¬сурсных блоков углеводородного сырья.

Оценка ресурсной базы нефтедобычи для вариантов трасс нефтепроводов производилась путем сопоставления расстояний от границы ресурсных блоков до оцениваемой трассы с расчетными предельно рентабельными расстояниями до МНП. Ареал охвата ресурсной базы оцениваемыми вариантами нефтепроводов показан на рис.1.

Вариант 1: Ангарск-Дацин
Вариант 2: Тайшет – Казачинское - Находка

Вариант 3: Нижняя пойма – Верхнечонское - Находка

Вариант 4: Тайшет - Верхнечонское - Находка

Рис. 1. Ресурсная база, охватываемая проектируемыми вариантами магистральных нефтепроводов

Наименьший охват ресурсов нефти Восточной Сибири обеспечивается вариантом 1, поскольку предполагаемая им трасса продолжает существующий нефтепровод до Ангарска и пролегает в стороне от территорий, перспективных на нефть. Строительство нефтепроводов-подключений большой протяженности рентабельно только для ресурсных блоков, в которые входят крупнейшие базовые месторождения Сибирской платформы -Талаканское, Верхнечонское, Куюмбинское и Юрубчено-Тохомское (общий объем экономически эффективных извлекаемых запасов нефти составляет 1230 млн т).

Трасса нефтепровода, предусматриваемая вариантом 2, помимо уже указанных ресурсных блоков охватывает ряд блоков на юге Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (НГО) на территории Иркутской области (объем экономически эффективных извлекаемых запасов нефти увеличивается до 1590 млн. т).

По варианту 4 трасса нефтепровода проходит по наиболее перспективным на нефть территориям Непско-Ботуобинокой НГО, поэтому охватываемая ресурсная база нефтедобычи существенно больше и составляет 1140 млн. т. Трасса, предполагаемая вариантом 3, помимо перспективных на нефть территорий Непско-Ботуобинской НГО проходит также вблизи наиболее перспективных блоков Байкитской и Катангской нефтегазоносных областей (ресурсная база достигает 3600 млн. т).

Таким образом, реализация 3-го или 4-го вариантов строительства нефтепровода обеспечивает вовлечение в хозяйственный оборот основных ресурсов нефти Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия). Это позволит увеличить объемы транспортировки нефти до 80 млн. т, что вдвое превышает проектируемые объемы перекачки нефти, предусматриваемые вариантом 2.

Для рассматриваемых вариантов трассы магистрального нефтепровода был разработан прогноз основных технико-экономических показателей изучения, разведки и освоения нефтеносных блоков Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия), охватываемых каждым вариантом трассы, с учетом изученности блоков, их добывных возможностей и пропускной способности проектируемого нефтепровода. Прогноз предусматривает, что за период 2005-2025 гг. по варианту 1 максимальный объем добычи нефти составит 30 млн. т в год, накопленный - 380 млн. т; по варианту 2 - соответственно 50 млн. и 470 млн. т; по вариантам 3 и 4 -около 80 млн. и 930-950 млн. т.

Оценка коммерческой и бюджетной эффективности развития нефтедобычи по вариантам проведена на основе утвержденных методических рекомендаций, соответствующих мировой практике оценки экономической эффективности инвестиционных проектов [6, 7]. Лучшие показатели как коммерческой, так и бюджетной эффективности добычи нефти на Сибирской платформе обеспечивает вариант 3 (рис. 2), так как он охватывает наибольший объем ресурсов нефти и соответственно затраты на транспорт нефти от месторождений до МНП в этом случае наименьшие.

Варианты: 1 2 3 4 1 2 3 4

Рис. 2. Накопленный чистый дисконтированный доход недропользователя (а)
и бюджета (б) от добычи нефти на Сибирской платформе за период 2005-2025 г.г.
по вариантам трассы нефтепровода при норме дисконта 10%

В рамках этого варианта к 2025 г. накопленный чистый дисконтирован¬ный доход недропользователей прогнозируется в объеме 5,5 млрд. долл. США, а дисконтированные бюджетные поступления должны составить более 10 млрд. долл. Несколько ниже соответствующие показатели по варианту 4 (Тайшет - Верхнечонское НГКМ - Ленек - Тында - Находка). Вариант 2 (Тайшет - Находка) имеет показатели эффективности вдвое ниже, чем по вариантам 3 и 4, а у варианта 1 (Ангарск - Дацин) они ниже почти в 3 раза.

Для вариантов трасс, проходящих по территории Республики Саха (Якутия), осуществлен также прогноз показателей эффективности развития газовой промышленности республики в соответствии с программой ОАО «Газпром» [1] и транспорта природного газа на экспорт в страны АТР в едином коридоре с МНП (варианты 3 и 4). В Вилюйском районе в 2003 г. добыча природного газа составила 1232,7 млн. куб.м, конденсата - 69,4 млн. т [8]. В случае формирования в республике нефтегазового комплекса, здесь предполагается постепенный рост добычи газа к 2014 г. и выход на максимальный уровень 4,5 млрд. куб. м. В Чаяндинском районе предполагается начать добычу с 2008 г. и достичь максимального уровня 30,7 млрд. куб..м к 2018 г. Такой уровень добычи газа по Якутии поддерживается до конца расчетного периода.

Опенка экономической эффективности развития газодобывающего комплекса Республики Саха (Якутия) показала, что вовлечение в хозяйственный оборот газоконденсатных месторождений может внести существеный вклад в развитие экономики этого региона, а также Восточной Сибири к целом. К 2025 г. накопленный ЧДД недропользователей от добычи к переработки природного газа с выделением гелия прогнозируется в объеме 2,9 млрд. долл. США, а дисконтированные поступления в бюджеты всех уровней к указанному сроку составят 4,9 млрд. долл.

Расчет основных технико-экономических показателей и оценка эффективности вариантов трасс трубопроводов проведены с помощью динамической имитационной модели финансово окон ом и ческой оценки строительства и функционирования трубопроводов в период 2005-2025 гг., разработанной в Институте экономики и организации промышленного производства СО РАН. Приняты следующие исходные посылки:

• загрузка трубопроводов сбалансирована в динамике с приведенны¬ми выше прогнозируемыми объемами добычи нефти и газа Сибирской платформы с учетом поставок нефти из Западной Сибири на экспорт в страны АТР;
• экспорт нефти из Западной Сибири в 2010 г. ожидается в объеме 25-35 млн. т. По мере роста добычи нефти в восточных районах России и выхода на мировые рынки поставки западно-сибирской нефти к 2025 г. снизятся до 0 (вариант 3) - 17 млн. т (вариант 2);
• средний срок строительства линейной части трубопроводов составляет 3-4 года, выход на проектную мощность МНП обеспечивается в течение трех лет после окончания строительства, расчетный период оценки эффективности - 22 года.

Наибольшие показатели экономической эффективности имеет вариант 3 (см. таблицу), обеспечивающий максимальный радиус рентабельного сбора нефти с месторождений Сибирской платформы в магистральный нефтепровод. Инвестиции в размере 10,5 млрд. долл. США окупаются за »лет благодаря максимальным объемам загрузки - 80 млн. т в год. Чистый дисконтированный доход составляет 5,08 млрд. долл. США, а внутренняя норма доходности инвестиций 20,2% против нормативной 10-12%. Капитал риска, определяемый как спрос на заемные инвестиции на стадии строительства нефтепровода, оценивается в 4,5 млрд долл. США, что составляет 42% от стоимости проекта.

Вариант 4 незначительно уступает варианту 3. Следовательно, варианты 3 и 4 обладают высоким запасом эффективности при условии интенсивной доразведки и подготовки к освоению месторождений нефти Сибирской платформы в 2005-2015 гг. и создания благоприятного инвестиционного климата инвесторам нефтедобывающей промышленности.

Несмотря на то что по варианту 2 объем инвестиций, направляемых и» строительство нефтепровода, на 1,22 млрд. долл. США меньше по сравнению с вариантом 3, вариант 2 менее эффективен, так как по нему масштаб рентабельного сбора ресурсов нефти Сибирской платформы вдвое меньше, а соответственно грузооборот ниже в 1,7 раза. В то же время показатели эффективности варианта 2 приемлемы для частных инвесторов, да и сроки окупаемости у него на 1,5 года меньше. В случае замедления сроков подготовки запасов нефти Сибирской платформы может быть реализован этот вариант. Но в дальнейшем его осуществление потребует от недропользователей дополнительных затрат на подключение месторождений Эвенкии и Якутии. И уж совсем не выдерживает конкуренции с другими вариантами нефтепроводов вариант 1.

В случае реализации вариантов 3 или 4 появится возможность строительства в едином коридоре магистрального газопровода Чаяндинское НГКМ – Находка, что обеспечит инвесторам МГП приемлемые нормы доходности и сроки окупаемости, тогда как вне единого коридора при существующем налогообложении строительство МГП для инвестора экономически неэффективно.

Бюджетная эффективность вариантов 2,3 и 4 достаточно высокая: отношение совокупных налоговых поступлений в бюджеты разных уровней к величине чистого дохода инвестора составит 78% по варианту 2 и 67% по вариантам 3 и 4. Совокупные доходы по всем видам налогов в бюджетную систему от эксплуатации нефтепроводов за период 2005-2025 гг. по варианту 2 составят 10,4 млрд. долл., по вариантам 3 и 4 - соответственно 15 и 14 млрд. долл., по газопроводу Чаяндинское - Находка - 8,03 млрд. долл.

Распределение налоговых доходов между субъектами Федерации представлено на рис. 3. По показателю прироста доходов региональных бюджетов варианты 3 и 4 равнозначны для Республики Саха (Якутия), тогда как для Красноярского края предпочтителен вариант 3, для Иркутской области - вариант 4, по которому доходы ее консолидированного бюджета втрое выше в сравнении с вариантом 3.

Полученные оценки эффективности инвестиций в создание восточного коридора магистрального трубопроводного транспорта следует рассматривать как верхние границы, поскольку они базируются на максимальных показателях загрузки транспортных мощностей. По нашим расчетам, сокращение грузооборота в 1 ,5 раза в вариантах 3 и 4 приводит к совершенно иной расстановке вариантов по эффективности инвестиций. На первое место выходит вариант 2, что требует дополнительных исследований устойчивости оценок.

Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3 Вариант 4 Газопровод
Федеральный, Красноярский край, Республика Саха, Иркутская область, прочие регионы

Рис. 3. Налоговые доходы федеральных бюджетов за период 2005-2025 г.г.

Мультипликативный эффект реализации проектов развития транспортной инфраструктуры нефтегазового сектора выражается в приросте масштабов добычи и транспорта нефти и газа Сибирской платформы и в развитии смежных отраслей в районах прохождения трассы, что влечет за собой приросты занятости населения и валовых региональных продуктов.

Расчет косвенных эффектов проведен исходя из трудоемкости разработки месторождений с учетом мультипликаторов региональной занятости в сопряженных отраслях нефтегазового сектора и усредненных оценок доходности в таких отраслях в регионах-аналогах - Ямало-Ненецком и Ханты-Мансийском автономных округах. Мультипликатор занятости в сопряженных отраслях принят равным 2, рентабельность - 50-70% от уровня рентабельности в добывающем секторе.

Наиболее вероятно создание в нефтегазовых районах Восточно-Сибирского нефтегазового комплекса предприятий и установок по переработке углеводородного сырья для удовлетворения регионального спроса на нефтепродукты. По нашим расчетам, только в Республике Саха (Якутия) переход от межрегиональных поставок топлива к внутриреспубликанским снизит затраты на досрочный завоз грузов на 30%, сократит средний норматив товарных запасов с одного года до 90 дней, вследствие чего снижение затрат на завоз за период 2015-2025 гг. составит 1 млрд. долл. США.

Диверсификация нефтегазового комплекса Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) различна в исследуемых вариантах. В вариантах 1 и 2 к 2015 г. предусматривается ввод в действие нефтегазоперерабатывающих заводов регионального значения общей мощностью 3,7 млн. т в п. Богучаны, городах Усть-Кут или Киренск и г. Ленске. В названных пунктах вариантами 3 и 4

предусматривается создание нефтеперерабатывающих заводов общей мощностью 9 млн. т. С учетом приведенных выше гипотез до 2025 г. прогнозируется прирост занятых в ВСНГК и смежных отраслях по вариантам 1 и 2 - на уровне 130 тыс. чел., по вариантам 3 и 4 - 200 тыс. чел. Наибольший косвенный эффект (свыше 14 млрд. долл. США за 20 лет) могут дать магистральные нефтепроводы, предусматриваемые вариантами 3 и 4, проходящие через уникальные Юрубчено-Тохомское, Верхнечонское месторождения и месторождения Республики Саха (Якутия), причем около половины косвенного эффекта создается в экономике Якутии.

Сравнительный анализ интегральных показателей социально-экономической эффективности вариантов трасс нефтепроводов наглядно демонстрирует преимущества комплексного подхода к выбору трассы с учетом ее влияния на масштабы освоения нефтяных и газовых ресурсов Сибирской платформы. По всем параметрам экономической эффективности и социально-экономическим последствиям реализации проектов трубопроводов за период 2005-2025 гг. наилучшие показатели имеет вариант 3 (рис. 4). Ожидаемый дисконтированный интегральный народно-хозяйственный эффект данного проекта составит 40,4 млрд. долл. США, а с учетом развития газовой промышленности в Республике Саха (Якутия) вследствие формирования единого транспортного коридора и строительства газопровода -54,8 млрд.

Слагаемые общественной эффективности варианта 3 следующие:

• максимальный охват ареалов концентрации перспективных запасов нефти и газа Сибирской платформы, расширение зоны рентабельности поиска и разведки залежей углеводородов, что обеспечивает экономически благоприятные условия для подготовки запасов высокими темпами;
• интенсивное развитие нефтедобычи на крупных месторождениях Эвенкийского АО, Красноярского края, Иркутской области и Республики Саха (Якутия);
• создание благоприятных условий для прокладки в едином коридоре с нефтепроводом газопровода от Чаяндинского месторождения
• развитие нефтегазоперерабатывающей промышленности для удовлетворения внутрирегионального спроса.

Рис. 4. Оценка социально-экономической эффективности вариантов
трасс магистральных трубопроводов за период 2005-2025 гг.

Примечательно, что доля прямых интегральных доходов от эксплуатации нефтепровода в интегральном народно-хозяйственном эффекте не превышает 12%. Таким образом, предложенный подход позволил количественно оценить мультипликативный эффект развития нефтегазовой инфраструктуры ВСНГК. Каждый рубль, вложенный в его развитие, дает восьмикратный прирост доходов в нефтегазовом секторе и сопряженных с ним отраслях. В структуре мультипликативного эффекта 32% приходятся на нефтедобывающую промышленность, 22% дают добыча, переработка и транспорт газа, 34% - сопряженные отрасли.

Следует отметить, что вариант 3 трассы нефтепровода Нижняя Пойма, Юрубчено-Тохомское НГКМ - Верхнечонское НГКМ - Чаяндинское НГКМ - Ленск - Олекминск - Алдан - Тында - Сковородимо - Благовещенск - Хабаровск - Находка является предпочтительным для строительства и эксплуатации по технико-экономическим показателям. Он наиболее сбалансирован с точки зрения учета интересов участников проекта - государства, регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока и нефтегазовых компаний.

По нашим оценкам, для проведения работ по наращиванию минерально-сырьевой базы углеводородного сырья в Восточной Сибири требуется ежегодное финансирование в размере до 400 млн. долл. США, причем до 200 млн. должны быть выделены из федерального бюджета. При этом среднегодовой дисконтированный доход государства от разработки нефтяных месторождений за период 2005-2025 гг. может составить 500 млн. долл. Общий среднегодовой народно-хозяйственный эффект с учетом косвенных выгод оценивается в размере 1400 млн. долл.

Приоритетными направлениями государственной поддержки должны быть сферы, имеющие высокие капиталы риска: строительство и эксплуатация магистральных нефтепроводов и геолого-разведочные работы на слабоизученных и перспективных участках недр. Представляется необхдимым создать режим наибольшего благоприятствования для строительства нефтепровода по варианту 3, придав ему статус пионерного трубопровода. Организационным механизмом реализации проектов создания магистральных трубопроводов может быть межрегиональная корпорация (или консорциум) по развитию ВСНГК, в которую целесообразно привлечь нефтяные компании, акционерные инвестиционные региональные коммерческие банки, чьими учредителями являются администрации субъектов Федерации и региональные филиалы московских банков.

В заключение отметим, что освоение месторождений нефти и газа Сибирской платформы позволит добиться бездефицитного обеспечения промышленности и социальной сферы Сибирского и Дальневосточного феде¬ральных округов топливом и энергией, повысить уровень социально-экономического развития входящих в них регионов. Рост внутреннего потребления газа приведет к улучшению экологической ситуации на этих территориях.

1. 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: Основные положения. -М.: ОАО «Газпром», 2003.

2. Вайншток С.М. Объединить усилия по созданию евроазиатского нефтяного рынка // Мат. 11-й междунар. конф: «Нефть и газ - 2002» (Москва. 26 июня. 2002 г.). – Москва, 2002. 3. Варламов А.И., Герт А.А., Старосельцев В.С. и др. Перспективы освоения ресурсов углеводородного сырья Восточной Сибири // Разведка и охрана недр. – 2003. - № 11-12.

4. Восточный трубопроводный комплекс: По материалам выступлений И. Мазура и В. Семенова на Первом международном трубопроводном форуме // Нефтегазовая вертикаль. - 2002. - № 12.

5. Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Елкнна И.В., Эдер Л.В. Экономическая оценка нефтегазового комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока с учетом реализации перспективных международных проектов // Тез. докл. Междунар. науч.-практ. конф. «Теория и практика геолого-экономической оценки нефтегазовых объектов. Оценка инвестиционной привлекательности объектов лицензирования». – СПб.: ВНИГРИ, 2003.

6. Виленский ПЛ., Лившиц В.Н., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов: теория и практика. - М.: Дело, 2002.

7. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция). - М.: Экономика, 2000.

8. Мониторинг основных показателей экономики улусов и городов Республики Саха (Якутия). Январь-декабрь 2003 года: Стат. бюл. / Госкомстат России; Ком. гос. статистики Республики Саха (Якутия). - Якутск. - 2003. - № 2/6119.

Герт А.А., Оглы А.А, Харитонова В.Н., Немова О.Г.,
Вижина И.А., Мельников П.Н., Петров П.А., 2004
Журнал «Регион», № 4 – 2004 г., Новосибирск.

Дополнительно. Вопросы экологической безопасности различных вариантов трассы нефтепровода ВС-ТО обсуждаются в статье новосибирских ученых: К.Г. Леви, С.В. Алексеев, В.А.Потапов, Ю.Б. Тржцинский (Институт земной коры СО РАН). Инженерно-геологические условия строительства и эксплуатации трубопроводного транспорта в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Журнал «Минеральные ресурсы России. Экономика и управление», № 1 – 2004г.

Специальные проекты

ЭкоПраво

Экорепортёр -
   Зелёные новости

Система
   добровольной
   сертификации

Ярмарка
   экотехнологий

За биобезопасность

Общественные
   ресурсы
   образования

Информационные партнёры: