CC BY
67
УДК 553.041
О РЕАЛЬНЫХ ПЕРСПЕКТИВАХ КОМПЛЕКСНОГО ОСВОЕНИЯ РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГАЗА ВОСТОКА РОССИИ
Коржубаев Андрей Геннадьевич,
доктор экономических наук, профессор, академик РАЕН; заведующий отделом темпов и пропорций промышленного производства Института экономики и организации промышленного производства СО РАН; заведующий кафедрой политэкономии экономического факультета
Новосибирского государственного университета; Уполномоченный СО РАН по вопросам сотрудничества с Китаем Филимонова Ирина Викторовна, кандидат экономических наук, доцент, академик РАЕН; старший научный сотрудник Института экономики и организации промышленного производства СО РАН, старший научный сотрудник Института нефтегазовой геологии и геофизики, заместитель заведующего кафедрой политической экономии экономического факультета Новосибирского государственного университета Эдер Леонтий Викторович, кандидат экономических наук, доцент, член-корреспондент РАЕН; академик Европейской академии естественных наук; заведующий сектором Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН;
руководитель специализации на кафедре политэкономии экономического факультета Новосибирского государственного университета
EderL V@yandex. т
В статье рассматриваются сырьевая база и современная добыча нефти и газа на Востоке России, дан анализ перспективам добычи и экспорта на долгосрочную перспективу, а также возможностям развития транспортной и перерабатывающей инфраструктуры, предложены механизмы государственной поддержки.
Ключевые слова: добыча нефти и газа, перерабатывающая и транспортная инфраструктура, экспорт, механизмы государственной поддержки.
ABOUT REAL PROSPECTS OF COMPLEX DEVELOPMENT OF OIL AND GAS RESOURCES OF THE EAST OF RUSSIA
Andrey Korzhubaev,
doctor of economic sciences, professor, academician of Academy of Natural Sciences, Head of Department, Institute of Economics and Industrial Engineering of SB RAS, head of the department of political economy, Novosibirsk State University, General Representative of the SB RAS in cooperation with China Irina Filimonova, Ph.D. of economic sciences, associate professor, academician of Academy of Natural Sciences, senior researcher of the Institute of Economics and Industrial Engineering of SB RAS, senior researcher of the Institute of Petroleum Geology and Geophysics, Deputy Head of Department of Political Economy of Novosibirsk State University
Leontiy Eder, PhD of economic sciences, docent, associate professor, Corresponding Member of Academy of Natural Sciences, Head of Department, Institute of Petroleum Geology and Geophysics of SB RAS, Head of Specialization of the department of political economy, Novosibirsk State University EderL V@yandex. ru
In article the raw-material base and modern recovery of oil and gas in the east of Russia are considered, the analysis is given to perspectives of extraction and export on long-term prospect, and also the analysis is given to possibilities of development of a transport and processing infrastructure, mechanisms of the state support are offered.
Keywords: recovery of oil and gas, a processing and transport infrastructure, export, mechanisms of the state support.
В последние годы в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке произошло значительное увеличение добычи нефти и газа, при этом практически вся добываемая нефть поставляется на экспорт, тогда как почти половина газа закачивается обратно в пласт, либо сжигается в факелах. Строительство ВСТО-1 (нефтепровод «Тайшет-Сковородино», порт Козьмино), нефтепроводов и портов на Сахалине (нефтепровод «Северный Сахалин - Де Кастри», порт Де Кастри; нефтепровод «Северный Сахалин - Южный Сахалин», терминал Пригородное) значительно стимулировало рост добычи нефти, однако коммерческая добыча газа, за исключением проекта «Сахалин-2», организована пока лишь в рамках локальных систем и ее наращивание сдерживается отсутствием транспортных и перерабатывающих мощностей, а также организационно-экономическими факторами[1], [2].
В ближайшие десятилетия в регионе могут быть сформированы новые крупные центры нефтегазового комплекса (НГК) международного значения. Суммарные новые капитальные вложения в развитие НГК Восточней Сибири и Дальнего Востока составят 160 млрд долл. до 2030 года. Главные направления инвестиций - расширение и повышение эффективности геологоразведочных работ
(ГРР), создание инфраструктуры транспорта и переработки углеводородов (УВ), в первую очередь газа [3].
Источниками инвестиций в инфраструктуру могут выступить бюджетные средства и кредиты под правительственные гарантии, как было реализовано при строительстве ВСТО либо иностранные инвестиции, как в проектах «Сахалин-1» и «Сахалин-2». Российские нефтегазовые компании - «Газпром», «Роснефть», «Сургутнефтегаз», «ТНК-ВР» также готовы инвестировать в трубопроводные и перерабатывающие проекты, но на условиях государственно-частного партнерства (ГЧП), предусматривающего гарантии, налоговые, таможенные и амортизационные льготы, прямое государственное софинансирование [4].
Сырьевая база
В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке сосредоточено свыше 15 млрд т начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти или более 18 % НСР России. Разведанные запасы нефти в регионе превышают 1,2 млрд т. Доля неоткрытых ресурсов составляет около 50 %, что определяет высокую перспективность проведения ГРР и открытия новых месторождений.
В регионе сосредоточено около 60 трлн куб. м или почти 25 % начальных суммарных ресурсов газа в России, разведанные запасы - 4,9 трлн куб. м. Ресурсы конденсата составляют около 3,3 млрд т, разведанные запасы - 220 млн т.
Поскольку большинство месторождений углеводородов и состав лицензионных блоков Восточной Сибири и Дальнего Востока носят комплексный характер - содержат нефть, газ, конденсат, а в составе свободного газа, кроме метана, содержатся в значительных концентрациях его гомологи - этан, пропан, бутаны, а также гелий - при формировании новых центров НГК целесообразно синхронизировать параметры развития нефтяной и газовой промышленности [5].
Современная добыча
Добыча нефти с конденсатом в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке составила в 2009 году 22,8 млн т, в том числе в Восточной Сибири - 7,3 млн т, на Дальнем Востоке - 15,4 млн т (табл. 1).
Таблица 1
Добыча нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке
Компании 2008 год 2009 год
тыс. т % тыс. т %
Иркутская область 508,5 3,6 1620,3 7,1
"Верхнечонскнефтегаз" (контролируется "ТНК-ВР" и "Роснефтью") 159,3 1,1 1180,9 5,2
"Усть-КутНефтегаз" (контролируется "Иркутской нефтяной компанией") 277,5 1,9 334,6 1,5
"Дулисьма" (контролируется «Сбербанком») 55,7 0,4 84,4 0,4
"Данилово" (контролируется "Иркутской нефтяной компанией") 15,9 0,1 20,5 0,1
Красноярский край 89,0 0,6 3755,5 16,5
"Ванкорнефть" (контролируется "Роснефтью") 8,4 0,1 3640,2 16,0
"Таймыргаз" (контролируется "Норильским никелем") 49,2 0,3 66,0 0,3
"Востсибнефтегаз" (контролируется "Роснефтью") 28,0 0,2 46,0 0,2
"Норильскгазпром" (конртолируется "Норильским никелем") 3,2 0,0 3,3 0,0
"Сузун" (контролируется "Газпромом" и "ТНК-ВР") 0,2 0,0 0,0 0,0
Республика Саха (Якутия) 758,9 5,3 1950,7 8,6
"Ленанефтегаз" (контролируется "Сургутнефтегазом") 597,6 4,2 1760,9 7,7
"Иреляхнефть" (контролируется "Алроса") 66,9 0,5 90,4 0,4
"Якутская топливно-энергетическая компания" (до июля 2010 года "Якутгазпром", контролируется физическими лицами) 79,8 0,6 84,8 0,4
"Таас-Юрях Нефтегазодобыча" (контролируется Urals Energy) 10,1 0,1 10,0 0,0
"Алроса-Газ" (контролируется "Алроса") 4,4 0,0 4,5 0,0
"Сахатранснефтегаз" (контролируется Правительством Республики Саха (Якутия)) 0,2 0,0 0,0 0,0
Всего Восточная Сибирь, включая Республику Саха (Якутия) 1356,4 9,5 7326,4 32,2
Дальний Восток 12932,5 90,5 15428,7 67,8
"Эксон НЛ" (проект "Сахалин-1") 9626,4 67,4 8201,3 36,0
"Сахалин Энерджи Инвестмент Компани ЛТД" (проект "Са-халин-2") 1432,3 10,0 5504,7 24,2
"Роснефть-Сахалинморнефтегаз" 1764,1 12,3 1636,8 7,2
"Петросах" (контролируется Urals Energy) 109,8 0,8 85,8 0,4
Всего Восточная Сибирь и Дальний Восток 14289 100 22755 100
Добыча в России 488486 494247
Доля Восточной Сибири и Дальнего Востока в России 2,9 4,6
Рост добычи жидких УВ в последние годы в значительной мере обусловлен созданием трубопроводной и портовой инфраструктуры - «Северный Сахалин - Де Кастри», «Северный Сахалин - Южный Сахалин», ВСТО-1, Козьмино. Крупнейшие производители нефти на Востоке России: проект «Сахалин-1» (оператор - «Эксон Нефтегаз Лимитед») - 8,2 млн т, проект «Сахалин-2» (оператор -консорциум «Сахалин Энерджи») - 5,5 млн т, «Ванкорнефть» (контролируется «Роснефтью») - 3,6 млн т, «Ленанефтегаз» (контролируется «Сургутнефтегазом»)
- 1,76 млн т, «Верхнечонскнефтегаз» (контролируется «ТНК-ВР» и «Роснефтью»)
- 1,2 млн т.
Отсутствие инфраструктуры по транспортировке, переработке и использованию газа - важный фактор, сдерживающий развитие как газовой, так и нефтяной промышленности Востока России. В 2009 году добыча газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке превысила 25,4 млрд куб. м, из которых около 19 млрд куб. м приходилось на Сахалин, а 7,4 млрд куб. м - на Красноярский край, Республику Саха и Иркутскую область. Из добытого объема газа 10,1 млрд куб. м или почти 40 % было закачано обратно в пласт либо сожжено в факелах, при этом все 25,4млрд куб. м включены в баланс газа по России (табл. 2).
Основной объем коммерчески добываемого на Дальнем Востоке газа приходится на «Сахалин-2» - более 9,1 млрд куб. м, в рамках которого действует транссахалинский газопровод, завод и терминал СПГ. Свыше 9 млрд куб. м газа, производимого в проекте «Сахалин-1» закачивается в пласт ввиду нерешенности вопроса со сбытом. Именно этот газ, а не проект «Сахалин-3» уже в ближайшей (2012 г.) и среднесрочной перспективе (2014-2015 гг.) может стать основой поставок по газопроводу «Сахалин - Хабаровск - Владивосток» для газификации Приморья и начала экспорта в Китай. Проблема организационная - в достижении договоренности между крупнейшей российской компанией «Газпром» и крупнейшей американской компанией ExxonMobil об условиях поставок. По отдельности они уже почти договорились с крупнейшей китайской компанией CNPC [6].
В Восточной Сибири основные объемы добываемого газа используются для местных промышленных, энергетических и коммунально-бытовых нужд в Норилько-Талнахском промышленном узле - 3,5 млрд куб. м в год и Якутском промышленном центре - около 1,7 млрд куб. м.
Крупнейшие производители - «Норильскгазпром», «Таймыргаз» (контролируются «Норильским никелем») и «Якутгазпром». В условиях отсутствия газотранспортной инфраструктуры, компании, специализирующие преимущественно на добыче нефти, - «Ванкорнефть», «Ленанефтегаз», «Верхнечоннефтегаз», «Иркутская нефтяная компания», «Дулисьма» закачивают обратно в пласт и сжигают в факелах свыше 1 млрд куб. м попутного нефтяного газа (ПНГ); в ближайшие годы, если уже сейчас не начать строить газопроводы и мощности по переработке ПНГ, либо не ограничить рост добычи нефти, этот показатель возрастет в несколько раз [7].
Таблица 2
Добыча природного газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке_
Компании 2008 год 2009 год
млн куб. м % млн куб. м %
Иркутская область 87,4 0,6 222,9 0,9
"Верхнечонскнефтегаз" (контролируется "ТНК-ВР" и "Роснефтью") 1,7 0,0 111,4 0,4
"Усть-КутНефтегаз" (контролируется "Иркутской нефтяной компанией") 56,1 0,4 95,8 0,4
"Дулисьма" (контролируется Urals Energy) 29,6 0,2 13,4 0,1
"Данилово" (контролируется "Иркутской нефтяной компанией") 0,0 0,0 2,4 0,0
Красноярский край 3375,3 23,4 4090,5 16,1
"Норильскгазпром" (конртолируется "Норильским никелем") 2161,0 15,0 2102,7 8,3
"Таймыргаз" (контролируется "Норильским никелем") 1145,6 7,9 1402,3 5,5
"Ванкорнефть" (контролируется "Роснефтью") 67,6 0,5 576,8 2,3
"Востсибнефтегаз" (контролируется "Роснефтью") 1,1 0,0 8,8 0,0
Республика Саха (Якутия) 1821,0 12,6 2105,3 8,3
"Якутская топливно-энергетическая компания" (до июля 2010 года "Якутгазпром", контролируется физическими лицами) 1543,0 10,7 1653,6 6,5
"Алроса-Газ" (контролируется "Алроса") 227,1 1,6 233,7 0,9
"Ленанефтегаз" (контролируется "Сургутнефтегазом") 45,6 0,3 205,4 0,8
"Иреляхнефть" (контролируется "Алроса") 0,0 0,0 9,8 0,0
"Сахатранснефтегаз" (контролируется Правительством Республики Саха (Якутия)) 5,3 0,0 2,8 0,0
Всего Восточная Сибирь, включая Республику Саха (Якутия) 5283,8 36,7 6418,8 25,3
Дальний Восток 9132,6 63,3 18992,4 74,7
"Сахалин Энерджи Инвестмент Компани ЛТД" (проект "Сахалин-2") 216,0 1,5 9120,7 35,9
"Эксон НЛ" (проект "Сахалин-1") 8222,4 57,0 9040,1 35,6
"Роснефть-Сахалинморнефтегаз" 626,5 4,3 776,0 3,1
"Петросах" (контролируется Urals Energy) 67,7 0,5 55,7 0,2
Всего Восточная Сибирь и Дальний Восток 14416 100 25411 100
Добыча в России 664852 596443
Доля Восточной Сибири и Дальнего Востока в России 2 4
Возможности добычи и экспорта
Состояние и перспективы расширения сырьевой базы УВ на Востоке России с учетом ожидаемых изменений в маркетинговых и технологических условиях дают основания для обоснования высоких прогнозов добычи нефти и газа, превышающих параметры ряда утвержденных Правительством РФ документов, в том числе «Энергетической стратегии России до 2030 года».
Согласно прогнозу СО РАН, общая добыча нефти и конденсата в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке может составить в 2020 году - около 100 млн т, в 2030 году - 119 млн т. При этом добыча жидких углеводородов в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) может достигнуть в 2020 году - 76 млн т, в 2030 году - 87 млн т (табл. 3). На Дальнем Востоке этот показатель составит в 2020 году - 21 млн т, в 2030 году - 32 млн т.
Таблица 3
Прогноз добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке
до 2030 года, млн т
Регион 2015 2020 2025 2030
Восточная Сибирь, всего 60,8 76 81,7 87,2
Красноярский край 42,6 49,1 51,5 53,1
Иркутская область 11,6 13,8 15,1 16,1
Республика Саха 6,6 13,1 15,1 18
Дальний Восток, всего 18,2 24,2 29,8 32,4
Сахалин (шельф) 17 21,7 22,9 24,5
Сахалин (суша) 1,2 1,1 1 1
Камчатка (шельф) 0 1,4 5,9 6,9
Восточная Сибирь и Дальний Восток, всего 79 100,2 111,5 119,6
При благоприятных маркетинговых и инвестиционных условиях суммарная добыча газа (сухого энергетического газа и жирного газа, содержащего УВ С2-С4) в процессе разработки как газовых, так и нефтяных месторождений в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке может составить в 2020 году - до 128 млрд куб. м, в 2030 году - превысить 200 млрд куб. м (табл. 4). По сумме предполагаемых проектов прогнозы не являются завышенными. Например в части добычи газа в Иркутской области только на Ковыктинском месторождении можно стабильно добывать не менее 40 млрд куб. в год, а по планам добычи компании - владельца лицензии на Ангаро-Ленском месторождении добыча может быть доведена до 18 млрд куб. м.
Таблица 4
Прогноз добычи газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке _до 2030 года, млрд куб. м_
Регион 2015 2020 2025 2030
Восточная Сибирь, всего 22,1 81,8 113,7 118,6
Красноярский край 12,4 14,6 20,6 21,5
Иркутская область 5,5 34 54,8 56,8
Республика Саха 4,2 33,2 38,3 40,3
Дальний Восток, всего 33,5 46,6 60,2 84,2
Сахалин (шельф) 32,9 45,1 51,9 71,9
Сахалин (суша) 0,6 0,5 0,3 0,3
Камчатка (шельф) 1 8 12
Восточная Сибирь и Дальний Восток, всего 55,6 128,4 173,9 202,8
Первоочередность разработки недоразведанных Чаяндинского и Чиканско-го месторождений в «Восточной газовой программе», утвержденной Минэнерго России, обусловлена исключительно их принадлежностью оператору программы -«Газпрому». С учетом ресурсных, технологических и экономических факторов в первую очередь необходим ввод в эксплуатацию Ковыктинского месторождения, а его освоение целесообразно передать консорциуму с участием «Газпрома», российских и заинтересованных иностранных ВИНК - «Роснефти», «ТНК-ВР», «Сургутнефтегаза», С№С, KOGAS, а также привлечением независимых производителей газа и финансовых структур - НОВАТЭК, «Сбербанк» и др. Несомненно, следует учитывать опыт «РУСИА Петролеум», полученный в период разведки и подготовки месторождения к эксплуатации [8].
Представляется оптимальным разработка Ковыктинского, Чиканского и Ангаро-Ленского месторождений в Иркутской области в рамках единого проекта либо по согласованной системе проектов.
С учетом состояния рынков и перспектив развития транспортной инфраструктуры экспорт нефти, нефтепродуктов и газа в АТР может осуществляться не только с месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, но и из Западной Сибири.
Экспорт сырой нефти по всем маршрутам может быть доведен к 2020 году до 100-110 млн т, к 2030 году - до 125-135 млн т. Экспорт нефтепродуктов может составить к 2020 году 25-27 млн т, к 2030 году - 30-32 млн т.
Экспорт газа в значительно мере будет определять развитием транспортной инфраструктуры и договоренностью с Китаем, Японией и Кореей по ценам, объемам и маршрутам поставки. У России нет задачи обеспечить экспорт в АТР любой ценой, поэтому в зависимости от позиции стран-реципиентов поставки на рынки Китая, Японии и Кореи могут составить к 2020 году 30-120 млрд куб. м, к 2030 году - 70-190 млрд куб. м.
Общим правилом при поставках на экспорт сырой нефти и энергетического газа, должно стать заключение связных договоров, предполагающих обеспечение доступа российских компаний к объектам транспортировки, переработки и сбыта на территории стран - реципиентов [9].
Перспективы развития транспортной инфраструктуры
Нефтепровод «Восточная Сибирь - Тихий океан»
Планируемая пропускная способность ВСТО - 80 млн тонн нефти в год. Протяженность трассы - свыше 4770 километров, конечный пункт - новый специализированный морской нефтяной порт в бухте Козьмино в Приморском крае.
Первая очередь строительства Тайшет - Сковородино (2757 км) начата в апреле 2006 года, завершена в декабре 2009 года. Инвестиции в строительство первой очереди трубопровода (ВСТО-1) с учетом индексации оцениваются в 390 млрд руб. (свыше 13 млрд долл), на строительство терминала в Козьмино затрачено 60 млрд руб. (более 2 млрд долл.).
С октября 2008 по октябрь 2009 года участок нефтепровода ВСТО Тала-канское - Тайшет работал в реверсном режиме. В ноябре 2009 года АК «Транснефть» завершила заполнение технологической нефтью объектов порта в Козьми-но и первой очереди нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан, с декабря 2009 года - ведется отгрузка нефти в танкеры.
Ведется строительство второй очереди ВСТО протяженностью 1963 км по маршруту Сковородино - Козьмино, ввод в эксплуатацию ВСТО-2 запланирован на 2014 год. Инвестиции, включая затраты на приобретение технологической нефти - 354 млрд руб. (свыше 12 млрд долл.).
Вывод всей системы ВСТО на проектную мощность в 80 млн тонн будет происходить последовательно - в 2010 году - 15 млн т, в 2011 году - до 30 млн тонн, к 2016 году - до 50 млн тонн, к 2025 году - до 80 млн тонн нефти.
Начиная с 2011 года 15 млн т в год нефти будет поставляться по нефтепроводу - отводу в Китай. Общая протяженность трубопровода по территории Китая от Амура до Дацина составит 960 км, к настоящему времени линейная часть на российской и китайской территории уже построена.
Для поставок нефти в ВСТО с Ванкорскоро-Сузунской зоны и месторождений ЯНАО и Северо-Востока ХМАО к 2012 году должны быть построены нефтепроводы Пурпе - Самотлор и Заполярное - Пурпе.
В 2012-2015 гг. целесообразно строительство вблизи терминала в Козьмино в районе мыса Елизарова современного Приморского НПЗ мощностью по сырью не менее 20 млн т в год с блоком нефтехимии. Пока замедление в вопросе строительства прослеживается влияние жесткой китайской позиции, заключающейся в желании покупать сырье и перерабатывать его на своей территории. Китайцы указывают на отсутствие спроса и жесткую конкуренцию, при этом Россия уже сейчас поставляет в последние годы в Китай с внутриконтинентальных НПЗ почти 10 млн т нефтепродуктов, а китайский нефтяной рынок растет в среднем на 20 млн т в год.
Газопроводы
Первоочередной проект по транспортировке газа на Востоке России -строительство газопровода «Хабаровск-Владивосток». Газопровод должен обеспечить газоснабжение Владивостока и газификацию Приморского края к саммиту АТЭС в 2012 году. На первом этапе (2011-2015 годы) мощность газопровода со-
ставит от 12 до 27,5 млрд куб. м в год с возможным последующим расширением до 100-120 млрд куб. м (2016-2025 годы).
В 2011-2015 годах должен быть реализован проект строительства газопровода «Чиканское месторождение-Саянск-Ангарск-Иркутск». В систему целесообразно подключение Ковыктинского, Ангаро-Ленского и Левобережного месторождений. Ковыктинское газоконденсатное месторождение - наиболее подготовленное к промышленному освоению в Восточной Сибири и, несомненно, после решения организационных вопросов (переход имущественного комплекса компании «РУСИА Петролеум» новому собственнику) должно быть введено в эксплуатацию в первую очередь. На месторождении пробурены и законсервированы газовые скважины, проложен газопровод «Ковыктинское - Жигалово» [10].
В дальнейшем (в 2013-2016 годы) для расширения диверсификации поставок газа в Восточной Сибири, оптимизации работы Единой системы газоснабжения (ЕСГ) России и соединения ее с Восточно-Сибирским и Дальневосточном центрами газодобычи целесообразно строительство магистрального газопровода «Саянск-Проскоково».
В 2013-2016 годах необходимо строительство газопровода «Чаяндинское-Хабаровск» и расширение системы «Хабаровск-Владивосток». С 2016 году газ с Чаяндинского месторождения может поступать в газотранспортную систему Дальнего Востока и далее на экспорт. Первоначальная мощность газопровода должна составить около 36 млрд куб. м с возможным последующим расширением до 64 млрд куб. м. Поставки газа из Якутии на Дальний Восток должны быть синхронизированы со строительством ГПЗ и НХК в Хабаровске.
После того, как с газотранспортной инфраструктурой Дальнего Востока будет присоединен Якутский центр газодобычи необходимо подключение месторождений Иркутской области. Целесообразно строительство магистрального газопровода «Ковыктинское - Чаяндинское». Сроки реализации - 2016-2018 годы. Мощность газопровода составит около 28 млрд куб. м.
Газ с Ковыктинского месторождения будет поступать ЕСГ и на экспорт, прежде всего, в Китай и Корею. Предполагается, что ответвление в Китай от системы «Восточная Сибирь - Дальний Восток» может быть создано в районе Ско-вородино, Благовещенска, Дальнереченска; в Корею - по подводному газопроводу Владивосток - Каннын - Сеул. Целесообразно рассмотреть возможность строительства завода по сжижению газа и терминала СПГ во Владивостоке [11].
После окончания строительства газопровода, который соединит Иркутский центр газодобычи и ЕСГ, появится возможность развития газового потенциала Красноярского края. В первую очередь за счет подключения к газопроводной сети Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления (ЮТЗ). Здесь предполагается строительство газопровода «Юрубчено-Тохомское-Богучаны-Нижняя Пойма» и подключение к газопроводу «Саянск-Проскоково». Сроки реализации - 20142016 годы. Мощность трубопровода на отрезке «ЮТЗ-Богучаны» составит около 10 млрд куб. м.
В 2015-2017 году к газопроводу «ЮТЗ-Нижняя пойма» может быть подключен газопровод «Собинское-Богучаны», который будет соединен с месторождениями Собинско-Пайгинской и Агалеевско-Имбинской зоны.
Перспективы создания перерабатывающей инфраструктуры
Природный газ Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции содержит в значительных количествах гомологи метана, которые являются сырьем для нефте-газохимии. При формировании новых центров газовой и нефтяной промышленности в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке и организации экспортных поставок нефти и газа из России целесообразно обеспечение максимального технологически обоснованного и экономически эффективного извлечения всех ценных и потенциально ценных компонентов, включая этановую и пропан-бутановую фракции, гелия и других элементов в соответствии с их концентрацией [12].
Для переработки газа в Восточной Сибири и на Дальнем востоке необходимо строительство трех газоперерабатывающих заводов (ГПЗ) и нефтегазохими-ческих комплексов (НХК), а также хранилищ гелиевого концентрата.
Газ с месторождений Красноярского края может перерабатываться на ГПЗ и НХК в Нижней Пойме (табл. 4).
На выходе с ГПЗ и НХК основной товарной продукцией могут быть: энергетический газ, пропан-бутан технический (ПБТ), полиэтилен, полипропилен, поливинилхлорид, полистирол и сополимеры стирола. Гелиевый концентрат должен централизованно закупаться государством для закачки в специально созданные федеральные хранилища с последующим участием России в регулировании мирового рынка гелия.
Газ с месторождений Иркутской области, поставляемый в ЕСГ (в южном и западном направлениях), может перерабатываться на Саянском ГПЗ с блоком нефтехимии. Газ с месторождений Иркутской области, который будет транспортироваться через Республику Саха (в северном и восточном направлениях), совместно с газом Чаяндинского и прилегающих месторождений, будет перерабатываться на ГПЗ и НХК в районе Хабаровска.
Механизмы государственной поддержки
С учетом государственной значимости реализации приоритетных инвестиционных проектов в НГК Восточной Сибири необходимо осуществление системы мер государственной поддержки с использование механизмов государственно-частного партнерства (ГЧП).
Организационно-правовые механизмы ГЧП предусматривают предоставление субвенций или субсидий, и кредитование проведения ГРР, строительства объектов трубопроводного, автомобильного и железнодорожного транспорта, перерабатывающей, энергетической и социальной инфраструктуры.
Необходимо введение налоговых и таможенных льгот на всех стадиях реализации проекта от развития геологоразведочных работ и добычи газа и конденсата до начала промышленной эксплуатации. Для высокотехнологичного оборудования целесообразно установление ускоренной амортизации. При поставках СПГ и продукции нефтегазохимии на российский и международные рынки следует установить специальные железнодорожные тарифы.
Освоение гелийсодержащих месторождений Восточной Сибири потребует развития гелиевой промышленности и строительства федеральных подземных хранилищ гелиевого концентрата за счет средств федерального бюджета и организации государственных закупок гелиевого концентрата [13].
Таблица 5
Перспективы формирования газоперерабатывающих, газоперерабатывающих и нефтегазохимических комплексов в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке
Расположение Тип производства Сроки реализации Ввод в эксплуатацию Гелиевое хранилище
Начало Завершение
Хабаровск ГПЗ 2015 2016 2016 Малоситин-ская природная структура
НХК, гелий 2015 2017 2017
Саянск ГПЗ 2013 2015 2015 Атовское месторож-дене
НХК, гелий 2013 2015 2015
Нижняя Пойма ГПЗ 2014 2015 2015 Искусственное хранилище
НХК, гелий 2014 2015 2015
Владивосток НПЗ, НХК, СПГ 2014 2016 2016
Литература
1. Коржубаев А.Г., Соколова И.А., Эдер Л.В. Нефтегазовый комплекс России: перспективы сотрудничества с Азиатско-Тихоокеанским регионом. - Новосибирск: Издательство ИЭОПП СО РАН, 2009. - 116 с.
2. Коржубаев А.Г., Филимонова И.В. Ключ к Восточной Сибири // Нефть России. 2007. № 5. С. 22-31.
3. Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В. О концепции развития нефтегазового комплекса востока России // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 2010. -№ 1. С. 17-23.
4. Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В. Нефть и газ России: состояние и перспективы // Нефтегазовая вертикаль. 2007. № 7. С. 51-59.
5. Коржубаев А.Г., Эдер Л.В. Нефтяная промышленность России: итоги 2009 г. // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 2010. -№ 3. С. 17-23.
6. Коржубаев А.Г., Эдер Л.В. Состояние и перспективы основных мировых рынков нефти и рынка Восточной Сибири и Дальнего Востока (Россия Пути повышения эффективности геолого-разведочных работ на нефть и газ в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия): Сб. Докл. Всерос. Науч.-практ.конф.-Новосибирск: СНИИГГиМС. 2006. С. 300-302.
7. Коржубаев А.Г., Эдер Л.В., Соколова И.А Стратегические ориентиры развития нефтяной и газовой промышленности Сибири и возможности экспорта углеводородов из России на Тихоокеанский рынок // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2009. №4. С. 23-31.
8. Коржубаев А.Г. Комплексное освоение ресурсов газа на Востоке России // Проблемы Дальнего Востока. 2009. № 3. С. 94-110.
9. Коржубаев А.Г. Перспективы развития нефтяной и газовой промышленности Сибири и Дальнего Востока и прогноз экспорта нефти и газа из России на Тихоокеанский рынок // International magazine OILMARKET С. 50-58
10. Коржубаев А.Г. Поворот на Восток // Мировая энергетика. 2006. Специальный выпуск. С. 33-39.
11. Коржубаев А.Г., Соколова И.А. Эдер Л.В. Перспективы развития нефтяной и газовой промышленности Сибири и Дальнего Востока и прогноз экспорта нефти и газа из России на Тихоокеанский рынок // Бурение и нефть. - 2009. -№ 12. С3-8.
12. Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В. Движение на Восток продолжается // Нефть России. - 2010. - № 2. С. 21-30.
13. Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В. О реальных перспективах комплексного освоения ресурсов нефти и газа Востока России // Нефтегазовая вертикаль. 2010. - № 20. С. 31-37.
УДК 55398:339.5
ОБЪЕМ И НАПРАВЛЕНИЯ ИНОСТРАННЫХ ИНВЕСТИЦИЙ В НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС РОССИИ
Коржубаев Андрей Геннадьевич,
доктор экономических наук, профессор, академик РАЕН; заведующий отделом темпов и пропорций промышленного производства Института экономики и организации промышленного производства СО РАН; заведующий кафедрой политэкономии экономического факультета Новосибирского государственного университета; Уполномоченный СО РАН по вопросам сотрудничества с Китаем Эдер Леонтий Викторович, кандидат экономических наук, доцент, член-корреспондент РАЕН; академик Европейской академии естественных наук; заведующий сектором Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН; руководитель специализации на кафедре политэкономии экономического факультета Новосибирского государственного университета EderL V@yandex. т
В статье рассматривается объем и географическая структура иностранных инвестиций в экономику России, основные формы участия иностранного капитала в нефтегазовом комплексе РФ.
Ключевые слова: структура иностранных инвестиций, основные формы участия иностранного капитала, покупка и продажа акций.
