Приложение N 1. Инвестиционная программа ОАО "Якутгазпром" на период 2009-2013 годов

(приложение N 1)

Инвестиционная программа
ОАО "Якутгазпром" на период 2009-2013 годов
(утв. постановлением Правительства Республики Саха (Якутия) от 28 февраля 2010 года N 70)

1. Паспорт

Наименование программы	Инвестиционная программа ОАО "Якутгазпром" на период 2009-2013 годов
Наименование, дата и номер решения о разработке программы	1. Протокол совещания при Президенте Республики Саха (Якутия) от 08.07.2005 N 203 2. Протокол заседания Правления ФСТ от 19.12.2006 N 77-э/35 3. Протокол Совещания при Президенте Республики Саха (Якутия) от 17.02.2009
Государственный заказчик-координатор программы	Министерство промышленности Республики Саха (Якутия)
Разработчик и исполнитель программы	ОАО "Якутгазпром"
Цели и задачи программы	Цель программы: обустройство Средневилюйского промысла на годовую добычу 4,0 млрд. м3 газа; обеспечение рационального, эффективного и безопасного использования природных ресурсов Республики Саха (Якутия); снижение зависимости Республики Саха (Якутия) от северного завоза нефтепродуктов; экономия бюджетных средств; повышение качества природного газа, подаваемого в магистральные газопроводы; увеличение ресурсной базы предприятия. Задачи программы: определение приоритетных направлений, этапов развития и перевооружения объектов добычи подготовки и переработки газа и газового конденсата; определение потребностей в финансировании программных мероприятий и источников финансирования; оценка ресурсной базы на долгосрочную перспективу; определение основных направлений повышения экологической, энергетической и экономической эффективности добычи, подготовки и переработки газа и газового конденсата; введение новых производственных объектов и тем самым создание дополнительных рабочих мест; поиски и разведка месторождений УВС на Тымтайдахском и Мирнинском лицензионных участках.
Сроки и этапы реализации программы	2009-2013 годы
Перечень основных мероприятий	Доведение добычных возможностей на период пиковых нагрузок до 12,6 млн. м3/сут.; доведение фонда действующих скважин до 42 ед.; реализация первоочередных мер по техническому перевооружению; разработка и реализация мероприятий по увеличению объема и глубины переработки газового конденсата; разработка и реализация мероприятий по организации строительства завода по производству синтетических моторных топлив из природного газа; проведение геологоразведочных работ на Тымтайдахском ЛУ в соответствии с программой поисково-оценочных работ; проведение геологоразведочных работ на Мирнинском ЛУ в соответствии с программой поисково-оценочных и разведочных работ.
Объемы и источники финансирования	Потребность в финансовых ресурсах - 22152,5 млн. рублей в ценах на 01 января 2009 года, в том числе: добыча газа и газового конденсата - 1484,2 млн. рублей; СВГКМ, МГКМ - 1274,2 млн. рублей; экологический и энергетический аудит - 10,0 млн. рублей; техническое перевооружение - 200,0 млн. рублей; рекультивация СБГКМ - 28,8 млн. рублей; переработка газового конденсата - 685 млн. рублей; завод СМТ - 18064 млн. рублей; ГРР на Тымтайдахском ЛУ - 512 млн. рублей; ГРР на Мирнинском ЛУ - 1378,5 млн. рублей (предварительно), в том числе: - по программе поисково-оценочных работ - 558,0 млн. рублей; - по программе разведочных работ - 820,0 млн. рублей. Объемы текущего финансирования уточняются на начало каждого периода (года) в соответствии с индексами изменения сметной стоимости, рекомендованными Министерством регионального развития РФ.
Ожидаемые конечные результаты реализации программы:	Выполнение мероприятий позволит: привести объекты добычи в соответствие с действующими нормами; увеличить объемы и ассортимент продукции переработки газа и газового конденсата; создать новые рабочие места; увеличить доходы всех уровней бюджета; прирастить запасы УВС промышленных категорий; увеличить ресурсную базу предприятия.
Организация контроля за реализацией программы	Правительство Республики Саха (Якутия), Министерство промышленности Республики Саха (Якутия), Государственный комитет по ценообразованию - Региональная энергетическая комиссия PC (Я)

2. Введение

В 2007 году была разработана Инвестиционная программа ОАО "Якутгазпром" на период 2008-2012 гг., которая была одобрена Экономическим советом при Правительстве Республики Саха (Якутия) (протокол от 31.07.2007 N 61).

В связи с ухудшением экономической ситуации в результате финансового кризиса руководством ОАО "Якутгазпром" принято решение о разработке новой Инвестиционной программы на период 2009-2013 гг.

3. Обоснование необходимости инвестиционной программы

1. Добыча и поставки природного газа характеризуются значительной сезонной неравномерностью, связанной с природно-климатическими особенностями региона. Объемы потребления газа колеблются от 8,0-8,2 млн. м3/сутки (декабрь 2008 г.) в зимнее время в период максимальной выработки тепловой и электрической энергии и понижаются до 1,2 млн. м3/сутки - в летнее время. Для покрытия пиковых нагрузок в зимний период требуется строительство объектов обустройства промысла, обеспечивающих добычу и подготовку к транспорту в пересчете на годовой объем газа до 3 млрд. м3.

2. Большую опасность для обеспечения бесперебойности поставок газа представляет несоответствие установленного на промыслах технологического оборудования климатическим условиям эксплуатации. Данное оборудование введено по временным схемам и дальнейшая его эксплуатация может привести к сбоям в поставках газа или к остановке всего промысла, что неизбежно повлечет за собой тяжелейшие последствия.

Управлением по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по Республике Саха (Якутия) выданы предписания:

N 14 от 06.06.2005 г. по переносу склада ГСМ (ТЗП - топливно-заправочный пункт) с поймы р. Вилюй на территорию УКПГ. В соответствии с предписанием проектирование и строительство ТЗП включены в программные мероприятия;

N 41 от 23.10.2006 г. по УКПГ-1 (завершение проектирования обустройства Средневилюйского ГКМ на годовую добычу 1,55 млрд. м3 природного газа и замена оборудования);

N 35 от 29.09.2006 г. по замене устаревшего оборудования УКПГ.

Протокол N 47 об административном правонарушении от 01.09.2008.

Таким образом, возрастает вероятность снижения выполнения главной цели Общества - обеспечение надежного газоснабжения потребителей Республики Саха (Якутия).

3.1. Добыча и подготовка газа и газового конденсата

Осуществляется на Средневилюйском и Мастахском газоконденсатных месторождениях добычи и газового конденсата.

Средневилюйское газоконденсатное месторождение является основным объектом эксплуатации, находится в начальной стадии разработки. Степень выработанности запасов составляет 16,6%.

Месторождение было введено в разработку в 1986 году. Эксплуатация месторождения до последнего времени велась на основе Корректив проекта разработки Средневилюйского газоконденсатного месторождения ЯАССР (ВНИИГАЗ, 1989).

В 2004 году составлен и утвержден ЦКР "Уточненный проект разработки Средневилюйского газоконденсатного месторождения" (исполнитель проекта - НПП "Газпроект", г. Москва).

На месторождении пробурено 77 скважин. Фонд эксплуатационных и наблюдательных скважин составляет 50 единиц, в том числе 42 эксплуатационных и 8 наблюдательных.

		на 01.01.2005	на 01.01.2006	на 01.01.2007	на 01.01.2008	на 01.01.2009
Эксплуатационный	действующий	26	27	28	29	29
	бездействующий	4	4	3	3	3
Находящиеся в освоении после бурения		-	-	-	-	-
Ожидающие освоения и подключения		4	4	4	2	2
Эксплуатационный фонд		34	35	35	34	34
Кроме того	находящиеся в консервации	5	5	5	6	6
	пьезометрические и наблюдательные	9	8	8	8	8
	ожидающие ликвидации	-	-	-	-	-
	в незавершенном строительстве	2	2	2	2	2
Общий фонд скважин		50	50	50	50	50

Уточненным проектом разработки Средневилюйского ГКМ фонд эксплуатационных скважин предусмотрен в размере 42 единиц, фактически эксплуатируются 29 единиц.

Мастахское ГКМ введено в пробную эксплуатацию в 1973 году, в промышленную разработку в 1976 году. Степень выработанности запасов составляет 43,9%.

В настоящее время находится в стадии довыработки, его подключение тремя скважинами осуществляется на период пиковых нагрузок с долей добычи газа, не превышающей 6% от общей.

Всего на месторождении в эксплуатационном фонде насчитывается 19 скважин, в действующем фонде - 3 скважины.

В 2006 году Институтом ОАО "СевкавНИПИгаз" разработан "Уточненный проект доразработки Мастахского ГКМ РС(Я)" и утвержден ЦКР Роснедра (протокол от 27.09.2006 N 60-г/2006).

В настоящее время на Средневилюйском промысле выявлены следующие проблемные вопросы:

отсутствие резерва добывных возможностей для покрытия пиковых зимних уровней потребления природного газа при аварийном выходе скважин из эксплуатации;

необходимость равномерного отбора газа по всей площади месторождения;

необходимость повышения качества подготовки (осушки) всего потока газа, подаваемого в магистральные газопроводы;

высокая себестоимость добычи природного газа, отсутствие чистой прибыли в оптовой цене на природный газ;

несоответствие технологического оборудования, установленного на Средневилюйском и Мастахском ГКМ, климатическим условиям эксплуатации и утвержденным проектам обустройства.

3.2. Переработка газового конденсата

Переработка газового конденсата осуществляется на Средневилюйском и Мастахском ГКМ.

На Средневилюйском ГКМ переработка газового конденсата производится на двух установках: УПГК и СВ-1.

Малогабаритная установка УПГК смонтирована в 1987 году и расположена на площадке УКПГ-1. Производительность установки по сырью 20 тыс. тонн в год.

В 1997 году введена в эксплуатацию установка переработки газового конденсата СВ-1, производительностью по сырью 25 тыс. тонн в год.

На установках выпускаются следующие виды продукции:

1. Бензин неэтилированный "Нормаль-80" соответствует ГОСТу Р 511-0097 "Топливо для двигателей внутреннего сгорания. Неэтилированный бензин. Технические условия".

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду "ГОСТ Р 51105-97 "Топливо для двигателей внутреннего сгорания. Неэтилированный бензин. Технические условия"

2. Газовый конденсат стабильный (Топливо газоконденсатное печное бытовое, котельное).

Мощностей 2-х установок по переработке газового конденсата недостаточно для переработки всего объема добываемого конденсата 70-75 тыс. тонн.

Процесс переработки газового конденсата на Мастахском ГКМ осуществляется на установке по переработке газового конденсата и регенерации метанола и основывается на однократном испарении отдельных фракций в выпарных емкостях. В связи с сокращением уровней добычи природного газа и газового конденсата, установка используется для регенерации метанола в теплое время года.

Первоначальная производительность по сырью - 25 тыс. тонн в год.

Газоконденсатное котельное топливо отгружается потребителям вилюйской группы улусов в зимний период автомобильным транспортом, северных улусов в период навигации - речным транспортом с причала п. Кысыл-Сыр.

Основные вопросы по переработке:

удаленность перерабатывающих установок от основных потребителей продукции;

зависимость от сезонности вывоза продукции и возникающий вследствие этого дефицит объемов емкостного парка;

ограниченность ассортимента выпускаемой продукции;

недостаток мощностей для переработки всего добываемого объема газового конденсата.

4. Программные мероприятия.

4.1. Добыча газа и газового конденсата

Средневилюйское ГКМ

Обустройство Средневилюйского ГКМ ведется по двум проектам "Обустройство на годовую добычу газа 2 млрд. м3 и 4 млрд. м3".

Выполнение объемов составляет по первой стройке - 60%.

По второй стройке - 35%.

К настоящему времени необходимое количество скважин для эксплуатации месторождения в соответствии с проектом разработки пробурено и составляет 42 единицы. Для доведения действующего фонда скважин до 42 единиц требуется подключение скважин 85 и 81 к коллектору N 1, подключение скважины 68 к сборному пункту и строительство коллектора N 2 с подключением 8 скважин, расположенных в северо-восточной части месторождения. Общая протяженность газового коллектора N 2 диаметром 273x12 мм составляет 10,7 км, общая протяженность шлейфов диаметром 159x12 мм - 7,2 км, метанолопроводов диаметром 57x6 мм - 79,6 км.

Оборудование УКПГ-1,2 не соответствует климатическим условиям эксплуатации и подлежит демонтажу и замене.

Для подачи газа со скважин левобережной части месторождения на установку подготовки газа, расположенную на правой стороне р. Вилюй, необходимо строительство резервного межпромыслового коллектора диаметром 426 мм, протяженностью 11,0 км. Существующий межпромысловый коллектор не обеспечивает пропускную способность всего объема подачи газа с левого берега (6,6 млн. м3 в сутки) и имеет резервную нитку только в подводной части на переходе через р. Вилюй.

Для безопасной эксплуатации промысла необходимо строительство установки первичной подготовки газа на сборном пункте для выделения основной массы жидкости из газа, поступающего со скважин левобережной части. Объем добычи газа с левобережной части месторождения составляет 6,0 - 7,0 млн. м3 в сут.

Факельное хозяйство УКПГ и сборного пункта смонтировано по временной схеме и не отвечает современным требованиям экологической и промышленной безопасности. В программе предусматривается строительство факелов высокого и низкого давления на сборном пункте, двух факелов высокого и одного факела низкого давления на УКПГ.

Для сжигания промышленных стоков предусматриваются горизонтальные факельные устройства на сборном пункте и УКПГ.

4.2. Переработка газового конденсата

С целью улучшения качества выпускаемой продукции, увеличения ассортимента и переработки всего объема газового конденсата планируется строительство комплекса по переработке газового конденсата, включающего в себя установку первичной переработки газового конденсата производства фирмы Петрофак производительностью 100 тыс. тонн в год по сырью, установку стабилизации и резервуарный парк сжиженного газа.

Для извлечения сжиженного газа из газов дегазации газового конденсата предусматривается строительство установки стабилизации конденсата с резервуарным парком для сжиженного газа. Продукцией комплекса являются бензин, дизельное топливо и сжиженный газ.

Переработка всего объема добываемого конденсата позволит производить отгрузку продукции круглогодично и снимет проблему дефицита объемов резервуарного парка.

5. Геологоразведочные работы

Одним из направлений деятельности ОАО "Якутгазпром" является проведение геологоразведочных работ на территории Республики Саха (Якутия) на Тымтайдахском и Мирнинском ЛУ.

Источниками финансирования данных проектов будут являться заемные и привлеченные средства.

5.1. Тымтайдахский лицензионный участок

По решению Конкурсной комиссии (протокол от 06.09.2007 N 5-ЯКУ/210 - 2007) и Приказа "Роснедра" от 08.10.2007 N 1394 ОАО "Якутгазпром" получена лицензия ЯКУ N 14365 НП для геологического изучения недр с целью поисков и оценки месторождений углеводородного сырья в пределах Тымтайдахского участка недр, расположенного на территории Вилюйского района Республики Саха (Якутия). Тымтайдахский участок находится южнее Средневилюйского ГКМ и непосредственно граничит с его горным отводом (рис. 1).

Лицензия зарегистрирована в Федеральном агентстве по недропользованию МПР России (рег. N 5291 от 21 декабря 2007 года). Срок окончания действия 01 ноября 2012 года.

Площадь участка составляет 1226 км2. Запасы углеводородного сырья промышленных категорий на государственном балансе не числятся.

Прогнозные ресурсы газа Тымтайдахского участка по категории Д1+Д2 оцениваются в 37 млрд. м3. Ожидаемый прирост извлекаемых запасов категории C1+С2 может составить до 20 млрд. м3 газа и 1 млн. т конденсата.

Условиями лицензионного соглашения предусматривается выполнить следующий комплекс работ по геологическому изучению участка недр:

Разработать, согласовать и утвердить в установленном порядке Программу поисково-оценочных работ на Тымтайдахском участке недр не позднее одного года с даты государственной регистрации лицензии.

Выполнить не менее 500 пог. км полевых сейсморазведочных работ МОГТ-2D не позднее двух лет. Приступить к бурению поисково-оценочной скважины не позднее трех лет.

По итогам выполненных работ предусматривается составление отчета о результатах геологоразведочных работ с рекомендациями по направлениям дальнейших ГРР, при получении промышленных притоков газа отчет с подсчетом запасов газа и газоконденсата.

В 2008 году составлена и согласована Управлением по недропользованию по Республике Саха (Якутия) Программа поисково-оценочных работ на нефть и газ по Тымтайдахскому лицензионному участку (протокол N 40 от 08.08.2008). Выполнены полевые работы по договору от 14.04.2008 N 104/25-08 с ООО Научно-производственное объединение "Прикладная экология Севера" и находится в стадии завершения камеральная обработка полевых материалов по оценке текущего фонового уровня загрязнения территории работ в пределах Тымтайдахского лицензионного участка.

Ведется работа по сбору фондовой геологической информации по Тымтайдахскому участку и прилегающей территории.

Выполнение сейсморазведочных работ в сезоне 2009-2010 гг. предусматривается подрядной организацией ОАО "Якутскгеофизика", поисково-разведочное бурение ОАО "Якутгазпром" планирует выполнить своими силами.

Объемы и стоимость геологоразведочных работ на пятилетний период приведены в таблице 1.

5.2. Мирнинский лицензионный участок

На основании решения Аукционной комиссии и Приказа ФАН МПР РФ от 19.03.2008 N 223 ОАО "Якутгазпром" предоставлено право пользования недрами Мирнинского участка и выдана лицензия ЯКУ N 14493 HP с целью геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья, расположенного на территории Мирнинского и Сунтарского районов Республики Саха (Якутия) (рис. 2).

Лицензия зарегистрирована в Федеральном агентстве по недропользованию МПР России (рег. N 5419 от 10 июня 2008 года). Срок окончания действия 10 апреля 2033 года.

Площадь участка составляет 2452 км2. В пределах Мирнинского участка находятся Маччобинское, Мирнинское Нелбинское и Северо-Нелбинское месторождения углеводородов.

Суммарные запасы и ресурсы углеводородов, числящиеся на Государственном балансе запасов полезных ископаемых, составляют:

Газ по категории C1 - 9,9 млрд. м3, С2 - 4,486 млрд. м3, С3 - 7,9 млрд. м3.

Нефть (извл.) по категории С1 - 2,98 млн. т, С2 - 2,796 млн. т, С3 - 7,1 млн. т.

Конденсат (извл.) по категории С1 - 0,02 млн. т.

Переданные ОАО "Якутгазпром" запасы углеводородов и гелия по месторождениям приведены ниже в таблице:

N N п/п	Месторождение и его тип	Газ, млн. м3		Нефть, тыс. тонн (геол./извл.)		Конденсат, тыс. тонн (геол./извл.)		Гелий, тыс. м3
		С1	С2	С1	С2	С1	С2	С1	С2
1	Нелбинское ГМ	4302	2332	-	-	-	-	14197	7696
2	Северо-Нелбинское ГКМ	536	-	-	-		-	1353	-
3	Маччобинское НГМ	3580	2154			-	-	16826	10098
4	Мирнинское НГМ	1444	-		-	-	-	-	-
Всего:		9862	4486					32376	17794

Условиями лицензионного соглашения в границах горного отвода, включающего Маччобинское, Мирнинское Нелбинское и Северо-Нелбинское месторождения, предусматривается выполнить не менее 100 км2 сейсморазведочных работ ЗД в том числе по месторождениям: Маччобинское - не менее 30 км2; Мирнинское - не менее 20 км2; Нелбинское - не менее 40 км2; Северо-Нелбинское - не менее 10 км2.

В течение пяти лет с даты государственной регистрации лицензии закончить строительством не менее пятнадцати разведочных скважин, в том числе по месторождениям: Маччобинское - 7; Мирнинское - 3; Северо-Нелбинское - 2; Нелбинское - 3.

На основе анализа результатов разведочных работ провести пересчет запасов углеводородов и не позднее шестого года действия лицензии представить его на государственную экспертизу.

Не позднее седьмого года с даты государственной регистрации разработать, согласовать и утвердить в установленном порядке технологический проектный документ первой стадии разработки Маччобинского, Мирнинского, Нелбинского и Северо-Нелбинского месторождений (пробной эксплуатации или опытно-промышленной разработки).

Не позднее восьмого года с даты государственной регистрации ввести Маччобинское, Мирнинское, Нелбинское и Северо-Нелбинское месторождения в первую стадию разработки.

Условиями пользования недрами в границах геологического отвода на Мирнинском лицензионном участке предусматривается выполнить не менее 200 пог. км сейсмопрофилей 2Д и в течение пяти лет с даты государственной регистрации лицензии закончить строительством не менее пяти поисковых скважин.

Прогнозные ресурсы по данным ВНИГНИ категории Д1 (лок) оцениваются: нефть (извл.) - 20,5 млн. т, газ - 35,9 млрд. м3.

Фонд подготовленных структур Мирнинского лицензионного участка

Название структуры, объекты АТЗ	Горизонт	Год подготовки	Площадь, км2	Год ввода в гл. бурение	Объемы, количество пробуренных скв./пог. м		Результаты
					поисковые	Разведочные
Нелбинская структура	KB	1972	128	1972	1/2050	-/-	Притоков не получено, работы приостановлены
Чемпурекский объект АТЗ	KB	1984	155	1989	1/2019	-/-	Притоков УВ не получено. Выведена с отрицательными результатами
Восточно-Хотурский объект АТЗ	KB	1985	110	1987	2/4051	-/-	Временно законсервирована. Коллектора с низкими ФЕС, Qг= 48,2 тыс. м3 (бот. гор.)
Хотурский объект АТЗ	KB	1985	30		-/-	-/-	В бурение не вводился. На балансе ОАО "Якутгазпром" числятся запасы газа по категории С3 - 0,7 млрд. м3, нефти - 7,1 млн. т
Буордахская структура	KB	1987	46	1988	1/2077	-/-	Притоков УВ не получено. Выведена с отрицательными результатами
Восточно-Нелбинская структура (1/3 часть)	KB	1999	238 (79)	2008	1/нет сведений	-/-	Введена в бурение ОАО "Сургутнефтегаз"

Фонд выявленных структур Мирнинского лицензионного участка

Улахан-Догорская НАЛ

KB

1989

340

-/-

-/-

-/-

В бурение не водилась

Объемы геологоразведочных работ будут уточнены в Программе разведочных работ на Маччобинском, Мирнинском, Нелбинском и Северо-Нелбинском месторождениях и в Программе поисково-оценочных работ на Мирнинском участке.

Составителем Программ является ФГУП "СНИИГГиМС" г. Новосибирск.

Программа поисково-оценочных работ на Мирнинском участке выполнена в соответствии с лицензионным соглашением и согласована Управлением по недропользованию по РС(Я) Якутнедра.

Программа разведочных работ на Мирнинском участке отклонена от согласования из-за несоответствия объемов ГРР условиям лицензионного соглашения. Программа направлена в Роснедра МПР РФ для рассмотрения с целью внесения изменения в лицензионное соглашение.

Стоимостная оценка на пятилетний период по Тымтайдахскому ЛУ приведена в таблице 2, таблица сопоставления объемов и стоимости ГРР на Мирнинском ЛУ по лицензионному соглашению и программам приведена в приложении N 11.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Вместо "в таблице 2" имеется в виду "в таблице 1"

Выполнение сейсморазведочных работ предусматривается подрядной организацией ОАО "Якутскгеофизика", поисково-разведочное бурение ОАО "Якутгазпром" планирует выполнить своими силами и с привлечением подрядных буровых организаций.

Таблица 1

Объемы и стоимость геологоразведочных работ на Тымтайдахском участке

Название	Вид работ	Годы					Всего
		2008	2009	2010	2011	2012
Физические объемы	Переобработка и переинтерпретация МОГТ прошлых лет	100,0	0,0	0,0	0,0	0,0	100,0
	сейсморазведка 2D, пог. км	0,0	250,0	250,0	0,0	0,0	500,0
	бурение поисковое (1 скв.), м	0,0	0,0	3 750,0	0,0	0,0	3 750,0
Стоимость, тыс. рублей	Переобработка и переинтерпретация МОГТ прошлых лет	500,0	0,0	0,0	0,0	0,0	500,0
	сейсморазведка 2D, пог. км	0,0	75 000,0	75 000,0	0,0	0,0	150 000,0
	бурение поисковое (1 скв.)	0,0	0,0	200000,0	137 500,0	0,0	337 500,0
	НИОКР	5 500,0	2 000,0	3 200,0	7 500,0	5 800,0	24 000,0
	Итого	6 000,0	77000,0	278200,0	145000,0	5 800,0	512 000,0

5.3. Обоснование необходимой ресурсной базы

На балансе ОАО "Якутгазпром" числятся запасы газа промышленных категорий по Средневилюйскому и Мастахскому газоконденсатным месторождениям по состоянию на 01 января 2009 года в объеме 141,4 млрд. м3, в том числе по Средневилюйскому ГКМ - 123,3 млрд. м3 и по Мастахскому ГКМ - 18,1 млрд. м3. Накопленный объем добычи суммарно по двум месторождениям составляет 38,8 млрд. м3, в том числе по СВ ГКМ - 24,7 и по М ГКМ 14,1 млрд. м3 (таблица 1, прил. 2).

В настоящее время Средневилюйское ГКМ является основным объектом эксплуатации, обеспечивающим основной объем добычи. Мастахское ГКМ выполняет роль месторождения регулятора и в отдельности имеет второстепенное значение в общем балансе добываемого газа.

При сохранении существующего уровня добычи газа в размере до 1,5 млрд. м3 в год обеспеченность запасами Средневилюйского газоконденсатного месторождения составляет примерно 20-25 лет эксплуатации, после которого в связи со снижением пластового давления, наступит период падающей добычи, и месторождение, также как и Мастахское ГКМ, перейдет в режим доразработки остаточных запасов.

При реализации проекта по строительству завода синтетических моторных топлив (СМТ) и доведении суммарного уровня добычи газа до 3 млрд. м3 к 2012 году, возникает необходимость пополнения ресурсной базы предприятия уже в настоящее время. При минимальном расчетном периоде эксплуатации завода СМТ в течение 30 лет необходимая ресурсная база запасов промышленных категорий должна составлять не менее 200 млрд. м3 газа.

Увеличение балансовых запасов предприятия может проходить по двум направлениям:

за счет проведения геологоразведочных работ в пределах Хапчагайского мегавала и открытия новых месторождений и залежей. По данному направлению ОАО "Якутгазпром" в соответствии с полученной лицензией предусматривает проведение ГРР на Тымтайдахском лицензионном участке, а также изучается возможность проведения аналогичных работ на других перспективных участках, примыкающих к уже открытым месторождениям нераспределенного фонда недр;

за счет передачи ОАО "Якутгазпром" месторождений из нераспределенного фонда недр, в соответствии с существующим порядком. Наиболее предпочтительным месторождением из общего фонда является Толонское ГКМ, примыкающее с востока к Средневилюйскому и имеющее балансовые запасы газа по категории C1 - 33,350 млрд. м3 и категории С2 - 10,628 млрд. м3 (таблица 2, приложение 2).

6. Завод по производству синтетических моторных топлив в п. Кысыл-Сыр

Проект предполагает строительство завода по производству синтетических моторных топлив из природного газа мощностью 564 000 тонн в год в п. Кысыл-Сыр.

Разработанный в 2001 году ОАО "РИК СахаКапитал" для ОАО "Якутгазпром" бизнес-план на основе предварительного ТЭО, выполненного Foster Wheeler Energy Limited, предполагал доставку газа по существующему магистральному газопроводу проектной производительностью в 4,2 млн. м3 в сутки в г. Якутск, где и первоначально планировалось строительство завода.

В связи с передачей в 2005 году газотранспортной системы ОАО "Сахатранснефтегаз" планируемая схема реализации проекта утратила привлекательность из-за увеличения стоимости транспортировки газа до г. Якутска. Этот факт послужил поводом к поиску новых путей и возможностей реализации проекта.

Настоящий проект предполагает размещение завода в непосредственной близости от Средневилюйского ГКМ, что позволит существенно снизить себестоимость производимых моторных топлив и одновременно сократить расстояния внутриреспубликанских перевозок в северную и вилюйскую группы районов.

С вводом перерабатывающего завода изменится структура завоза нефтепродуктов, существенно сократятся ежегодные затраты на их транспортировку и перевалку, будет организовано около 1000 рабочих мест, будет создана налогооблагаемая база для экономического развития республики.

Расчеты производились на основе исходных данных, предоставленных Foster Wheeler Energy Limited, имеющих лицензию от разработчика технологии, фирмы Sasol (основными игроками на рынке GTL являются компании: Sasol (ЮАР), Royal Dutch/Shell, Exxon Mobil, Syntroleum, Rentech, ConocoPhilips, BP, ChevronTexaco, Euroil Ltd).

Опыт строительства завода по технологии GTL (аналог якутского проекта) имеется и успешно применен в Малайзии г. Бентулу (Royal Dutch Shell).

6.1. Мощность завода

Номинальная расчетная мощность завода определяется по максимальной мощности одной технологической линии, работающей по процессу производства дистиллятов, которая номинально составляет 15 000 баррелей, вырабатываемых из природного газа стандартных жидких продуктов в сутки.

Суммарное потребление природного газа заводом (включая потоки сырья и топлива) составляет:

Потребление природного газа:	1681	МВт (по низшей теплотворной способности)
	1,32	млрд. м3/год (при 20°С и 760 мм рт. ст.)

При работе завода в расчетном режиме будут вырабатываться дизельное топливо и бензин.

Готовая продукция:

Вид продукции	Баррелей в сутки	Тонн в год
Зимнее дизельное топливо	9598	368200
Бензин, исслед. октановое число 80	4079	144200
Бензин, исслед. октановое число 91	1362	51600
Итого:	15039	564000

Бензин и дизельное топливо передаются с завода на нефтебазу. Оттуда отгрузка топлива производится по существующим каналам доставки.

В общем объеме продукции завода 64% приходится на дизельное, а 36% - на бензин (из которого 75% имеет исследовательское октановое число 80, а 25% - 91).

6.2. Местоположение завода

Предлагается выбрать площадку завода СМТ в районе п. Кысыл-Сыр в непосредственной близости от существующей нефтебазы.

Существующий резервуарный парк в п. Кысыл-Сыр, предназначенный для хранения топлива, будет использоваться как склад готовой продукции завода. При этом, исходя из объемов завоза в северные улусы, потребуется строительство дополнительного парка на 200 000 м3.

6.3. Капитальные вложения в динамике по годам:

Год	Сумма тыс. долл. США	Примечание
1	70 754	Оплата за услуги и начальные работы связана с поставками оборудования и материалов
2	242 138	Услуги: доставка большой части оборудования, процесс изготовления модулей
3	112 421	Надзор за работами на участке; строительство на участке; работа по заводской сборке и транспортировке модулей
4	74 687	Работа на участке; подключение оборудования и ввод завода в эксплуатацию

Дополнительно были учтены затраты на капитальное строительство дополнительной нефтебазы с объемом хранения готовой продукции - 200 000 м3. С учетом этого, полная стоимость строительства завода с учетом строительства нефтебазы составила - 564,5 млн. долларов

6.4. Сравнительный анализ экономических показателей реализации проекта по вариантам (сценариям)

Расчет экономических показателей эффективности проекта производился по вариантам в зависимости от цены готовой продукции.

Проведенный сравнительный анализ сценариев реализации проекта строительства завода по производству жидких дистиллятов показывает, что достаточно высокая эффективность проекта сохраняется даже при более чем 30%-м снижении цены реализации готовой продукции, при условии сохранения цены природного газа на уровне 1000 рублей за 1000 м3.

Сравнительная таблица показателей экономической эффективности проекта строительства завода по производству жидких дистиллятов (горизонт расчета 25 лет, включая инвестиционную фазу 4 года):

Параметры	Ед. изм.	Вар. 1	Вар. 2	Вар. 3
Стоимость сырья (природного газа)	долл./1000 М3	29,41	29,41	29,41
Стоимость продукции	долл//т.	867	735	588
Капитальные затраты	млн. долларов	564,5	564,5	564,5
Показатели эффективности проекта:
Чистый денежный поток	млн. долларов	5714	4529	3211
Чистый дисконтированный денежный поток	млн. долларов	1447	1072	655
ВНР	%	36,8%	31,7%	25,4%
Индекс доходности KB		4,22	3,45	2,60
Срок окупаемости	лет	5	5	6
Дисконтированный срок окупаемости	лет	6	6	7
Показатели эффективности проекта с учетом кредита:
Займы	млн. долларов	662	662	662
Проценты	млн. долларов	300	300	300
ВНР	%	33,5%	28,3%	22,0%
Индекс доходности KB		3,95	3,18	2,33
Срок возврата кредита	лет	4	4	4

7. Финансовое обеспечение.

7.1. Тарифная политика и цена продукции

Основной источник средств на финансирование Программы в части работ по обустройству СВГКМ - выручка от реализации природного газа. Оптовая цена на природный газ утверждается ФСТ РФ с учетом мнений Правительства Республики Саха (Якутия).

Приказом ФСТ N 211-э/3 от 21 октября 2008 года с 01 января 2009 года утверждена оптовая цена на природный газ в размере 1731,2 рублей за 1000 м3 (без учета НДС). За вычетом тарифа на услуги по транспортировке газа по магистральному газопроводу в размере 712,2 руб./тыс. куб. м, доход предприятия от реализации 1000 куб. м природного газа составляет 1019 рублей.

Предложенная схема реализации инвестиционной программы предусматривает полную и своевременную оплату за природный газ. Проблема неплатежей за природный газ в республике и по сей день стоит остро. По состоянию на 1.01.2009 года дебиторская задолженность за природный газ составляет 141 млн. рублей.

Кроме того, поступление денежных средств от реализации продукции не соответствует графику финансирования капитального строительства.

Таким образом, для надежности реализации программы необходимо иметь возможность привлечения заемных средств, для чего необходимо включение реальной величины процентов за кредит в оптовую цену на природный газ.

Основным фактором повышения доходности добычи природного газа является увеличение объема его потребления. Так как система газоснабжения Республики Саха (Якутия) замкнута и не имеет выхода на внешних потребителей, объем реализации природного газа на сегодняшний день ограничен темпами роста основных промышленных предприятий-потребителей. Таким образом, при отсутствии толчков к развитию промышленного производства внутри республики ОАО "Якутгазпром" не имеет возможности добиться повышения рентабельности за счет снижения себестоимости добычи газа.

Строительство завода по производству синтетических моторных топлив не только позволит обеспечить существенную долю потребности внутриреспубликанского рынка ГСМ, но и даст возможность финансировать работы по обустройству месторождения за счет возможности увеличения объема добычи и реализации продукции.

В случае, если проект строительства завода СМТ не реализуется, приемлемую эффективность Программы можно достичь при условии включения в затраты, учитываемые при расчете утверждаемой цены реализации природного газа, стоимости обслуживания привлекаемых займов. Тогда цена реализации природного газа с 01 января 2010 года составит 1280,4 руб./тыс. куб. м, в том числе проценты по займам - 141,6 руб./тыс. куб. м. Проценты по займам включены в цену в доле пропорционально выручке от реализации природного газа в общей выручке от реализации по предприятию.

Цена реализации продуктов переработки газового конденсата формируется с учетом рыночных факторов и при оценке эффективности Программы принята неизменной.

7.2. Финансирование мероприятий Инвестиционной программы

Финансирование мероприятий инвестиционной программы предусматривается за счет амортизационных отчислений, реинвестирования за счет рентабельности цены на газ, прибыли от реализации продуктов переработки газового конденсата, привлеченных средств. Финансирование за счет источника "Внедрение ресурсосберегающих мероприятий" не предусмотрено.

По блоку "Добыча газа и газового конденсата" вложения за счет собственных средств предполагаются в размере 1484 млн. рублей за период, что в среднем составит около 300 млн. рублей ежегодно. Источники финансирования: 93% за счет дохода от реализации природного газа, 7% - от реализации газового конденсата и продуктов его переработки.

Финансирование геологоразведочных работ ведется за счет заемных средств.

Для выполнения работ по проектированию и строительству комплекса по переработке газового конденсата необходимо привлечь займ в размере 305 млн. рублей (45% от обшей суммы вложений). Вложения за счет прибыли от реализации продуктов переработки газового конденсата планируются в объеме 380 млн. рублей.

Финансирование проектирования и строительства завода по производству синтетических моторных топлив предполагается полностью за счет привлеченных средств.

Источники финансирования программных мероприятий

						млн. рублей
	Сумма	Доля	2009	2010	2011	2012	2013
Добыча газа и газового конденсата	1 484,2	100%	289,4	326,9	313,3	318,4	236,2
Собственные средства	1481,4	100%	286,6	326,9	313,3	318,4	236,2
в т.ч. источник:
Цена добычи газа	1377,7	93%	266,5	304,0	291,4	296,1	219,7
за счет амортизации	1303,3	88%	266,5	272,4	272,4	272,4	219,7
за счет прибыли	74,4	5%	0	31,6	19,0	23,7	0,0
Цена газового конденсата	103,7	7,0%	20,1	22,9	21,9	22,3	16,5
за счет амортизации	98,1	6,6%	20,1	20,5	20,5	20,5	16,5
за счет прибыли	5,6	0,4%	0	2,4	1,4	1,8	0
Заемные средства	2,8	0,2%	2,8	0,0	0,0	0,0	0,0
Рекультивация и ГРР	19193	100%	28,0	297,5	531,0	457,0	605,8
Собственные средства	21,8	1%	0,0	6,5	3,3	12,0	0,0
Заемные средства	1 897,5	99%	28,0	291,0	527,7	445,0	605,8
Переработка газового конденсата	685,0	100%	75,0	260,0	200,0	150,0	0,0
Собственные средства	380,0	55%	0,0	130,0	100,0	150,0	0,0
Заемные средства	305,0	45%	75,0	130,0	100,0	0,0	0,0
Переработка природного газа	18 064,0	100%	2 264,1	7 748,4	3 597,5	2 390,0	2 064,0
Заемные средства	18 064,0	100%	2 264,1	7 748,4	3 597,5	2 390,0	2 064,0
Всего	22152,5	100%	2 656,5	8 632,8	4 641,8	3 315,4	2 906,0
Собственные средства	1 883,2	9%	286,6	463,4	416,6	480,4	236,2
Заемные средства	20 269,3	91%	2 369,9	8 169,4	4 225,2	2 835,0	2 669,8

8. Оценка эффективности реализация программы.

8.1. Техническая эффективность

При реализации программных мероприятий:

производственная мощность установок комплексной подготовки газа Средневилюйского ГКМ, основного поставщика газа в Центральные регионы республики, увеличится с 10 до 12,6 млн. м3/сутки, что обеспечит бесперебойное и надежное газоснабжение потребителей Центрального региона Республики Саха (Якутия), включая производственную и коммунально-бытовую сферы;

создается резерв добычных возможностей для строительства в перспективе крупных перерабатывающих комплексов;

качество природного газа, подаваемого в магистральные газопроводы, и стабильного газового конденсата значительно улучшится;

улучшится техническое и технологическое состояние объектов системы сбора и подачи газа;

улучшатся санитарно-гигиенические условия труда работников;

улучшится экологическое состояние территории, в связи с применением модернизированного оборудования.

8.2. Оценка коммерческой эффективности

Рассмотрено три сценария развития событий:

Первый вариант предполагает выполнение программных мероприятий в полном объеме: в том числе строительство завода по производству синтетических моторных топлив (ЗСМТ), предполагающее существенное увеличение объема добычи природного газа с 2012 года.

Второй вариант: отказ от строительства завода по производству синтетических моторных топлив и, соответственно, прирост объемов добычи газа в соответствии с текущими темпами роста потребления.

Третий вариант: реализация Программы без строительства ЗСМТ, и включение процентов по займам в цену реализации природного газа.

Оценка показателей эффективности проведена в целом по добыче газа, добыче и переработке газового конденсата. Строительство и эксплуатация ЗСМТ рассматривается как отдельный коммерческий проект и в данной оценке не участвует.

Все расчеты произведены в базовых ценах I квартала 2009 года. Расчетный период - 20 лет.

8.2.1. Эксплуатационные затраты

Текущие эксплуатационные затраты рассчитаны на основе анализа фактических затрат на добычу с учетом изменения их структуры с увеличением объема добычи, типичных затрат на переработку газового конденсата. В качестве переменных затрат приняты затраты топлива, материалов, энергии с различными коэффициентами зависимости от изменения объема продукции.

При расчете амортизационных отчислений учтен поэтапный ввод законченных строительством основных фондов.

Предусмотрено отвлечение денежных средств на прирост оборотного капитала, необходимого в связи с сезонным завозом материальных ресурсов, отсутствием возможности круглогодичного вывоза продуктов переработки газового конденсата для реализации в полном объеме, условиями оплаты за продукцию в соответствии с заключенными договорами.

8.2.2. Показатели экономической эффективности

За 20-летний период оценки Программа характеризуется следующими показателями:

Сравнение показателей эффективности по вариантам реализации Программы

	Ед.изм.	Вариант 1	Вариант 2	Вариант 3
Базовые показатели
Внутренняя норма доходности	%	26%	6%	16%
Срок окупаемости	лет	7,5	14,5	9,5
Накопленный чистый денежный поток по Программе	млн. рублей	21170	3709	9891
Оценка с учетом дисконтирования
Дисконт	%	15%	15%	15%
Срок окупаемости с учетом дисконтирования	лет	8,5	>30 лет	17,5
Накопленный чистый дисконтированный денежный поток по Программе	млн. рублей	2617	-1752	182
Индекс доходности затрат		1,12	0,90	1,01
Индекс доходности инвестиций		2,52	-0,02	1,11
Оценка с учетом привлечения и возврата займа (без дисконтирования)
Объем привлеченных средств	млн. рублей	3800	26385	4490
Срок возврата займа	лет	10	>30 лет	21
Накопленный чистый денежный поток с учетом получения и возврата займа, за период оценки	млн. рублей	17057	0	0

Первый вариант:

При условии соблюдения планируемых сроков строительства и ввода объектов, проект показывает приемлемую эффективность.

Срок окупаемости вложений составляет 8,5 лет (дисконт 15%). Общий объем привлеченных займов на капитальные вложения и финансирование текущей деятельности составляет 3800 млн. рублей.

Второй вариант:

Отказ от строительства завода по производству синтетического моторного топлива и сохранение всех прочих условий выполнения Программы приводит к абсолютно неудовлетворительным результатам оценки экономической эффективности:

нет возможности возврата привлеченных займов, объем займа непрерывно растет;

накопленный дисконтированный денежный поток остается отрицательным в течение всего периода оценки;

индексы доходности затрат и инвестиций меньше единицы.

Третий вариант:

В случае включения стоимости обслуживания привлеченных средств пропорционально доле выручки от природного газа в цену его реализации, Проект достигает следующих показателей эффективности:

Срок окупаемости вложений составляет 16,5 лет (дисконт 15%). Общий объем привлеченных займов составит 4490 млн. руб.

Срок возврата привлеченных средств - 21 год.

8.3. Оценка социальной и бюджетной эффективности.

Реализация Программы, при условии полной и своевременной оплаты за реализованную продукцию, несомненно, положительно повлияет на социально-экономический климат региона.

Появится возможность создания новых рабочих мест за счет увеличения объема строительно-монтажных работ и привлечения соответствующих мощностей строительных организаций региона.

Среднесписочная численность персонала ОАО "Якутгазпром" на конец I квартала 2009 года составляет 842 человека. В результате реализации программных мероприятий темпы роста среднемесячной заработной платы работников основного производства за рассматриваемый период составят около 15-20% ежегодно, что соответствует среднему показателю по Республике (Саха) Якутия. Рост заработной платы объективно обусловлен увеличением производительности труда.

Индекс роста производительности труда по вариантам оценки:

	2010	2011	2012	2013
1 вариант	1,03	1,03	1,41	1,48
2 вариант	1,03	1,03	1,09	1,03

Бюджетный эффект от реализации программы определяется как прирост доходной составляющей бюджета при выполнении программных мероприятий.

Распределение налогов по уровням бюджетов определено в соответствии с Бюджетным Кодексом Российской Федерации. Доходы бюджета оценены по ставкам налогов действующего Налогового кодекса РФ и порядка распределения налогов между федеральным бюджетом и бюджетами субъектов Федерации с принятыми изменениями в законодательстве на 01 января 2009 года.

Вариант 1.

При условии выполнения всех запланированных мероприятий программы и, как следствие возможности существенно увеличить объем добычи газа с 2012 года, за период оценки (2009-2013 гг.) ожидается рост налоговых отчислений в текущих ценах, в 2,4 раза. Из них: 44% за счет НДС; 27% - за счет НДПИ; 14% - за счет налога на прибыль. Распределение прироста налоговых поступлений по уровням бюджетной системы показано в следующей таблице:

Ожидаемый прирост поступления налогов по уровням бюджета. Вариант 1.

					млн. рублей
Показатели	2010	2011	2012	2013	Всего за 2010-2013 гг.
Федеральный бюджет	17,7	8,9	236,2	434,3	697,1
Консолидированный бюджет РС(Я)	1,8	0,9	155,7	210,5	368,9
Всего	19,5	9,7	391,9	644,8	1 066,0
Индекс роста доходов бюджета	1,03	1,01	1,49	1,54	2,39

Налоговые поступления в федеральный бюджет на 36% обеспечиваются НДПИ, на 59% - налогом на добавленную стоимость, на 4% - акцизами. Основные составляющие доходной части республиканского бюджета - налог на прибыль (54%) и акцизы (27%).

Отчисления в бюджет составляют около 36% от суммарной выручки предприятия за период. Совокупные доходы в бюджетную систему РФ по всем видам налогов в целом за период 2008-2012 гг. составят 5,4 млрд. рублей в ценах 2009 года.

Налоговые отчисления по уровням бюджета. Вариант 1.

							млн. рублей
Показатели	Доля	2009	2010	2011	2012	2013	Всего за 2009-2013 гг.
Федеральный бюджет	100%	619,7	637,5	646,3	882,5	1 316,8	4 102,9
НДПИ	35,5%	219,9	232,6	238,2	307,2	441,1	1 439,0
налог на прибыль	1,5%	9,0	9,0	9,1	19,7	36,0	82,8
акциз	4,3%	26,7	28,2	28,6	47,5	86,6	217,6
НДС	58,8%	364,2	367,7	370,4	508,1	753,1	2 363,4
водный налог	0,0%	0,017	0,017	0,017	0,017	0,017	0,1
Консолидированный бюджет РС(Я)	100,0%	148,9	150,6	151,5	307,2	517,7	1 276,0
НДПИ	0,4%	0,6	0,6	0,8	1,0	1,3	4,3
налог на прибыль	54,4%	81,0	80,8	81,9	177,6	324,0	745,3
акциз	26,9%	40,0	42,3	43,0	71,2	129,9	326,4
налог на имущество	17,3%	25,7	25,4	24,3	55,9	61,0	192,4
транспортный налог	0,8%	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	6,2
земельные платежи	0,2%	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	1,3
Итого		768,6	788,1	797,8	1 189,8	1 834,6	5 378,9

Вариант 2.

По второму варианту оценки -доходы бюджета на 25% ниже, чем по первому, и их величина составит:

Ожидаемый прирост поступления налогов по уровням бюджета. Вариант 2.

					млн. рублей
Показатели	2010	2011	2012	2013	Всего за 2010 - 2013 гг.
Федеральный бюджет	17,7	8,9	20,2	1,5	48,3
Консолидированный бюджет РС(Я)	1,8	0,9	40,9	-22,9	20,7
Всего	19,5	9,7	61,1	-21,4	69,0
Индекс роста доходов бюджета	1,03	1,01	1,08	0,98	1,09

Налоговые отчисления по уровням бюджета. Вариант 2.

							млн. рублей
Показатели	Доля	2009	2010	2011	2012	2013	Всего за 2009-2013 гг.
Федеральный бюджет	100%	619,7	637,5	646,3	666,5	668,1	3 238,2
НДПИ	35,5%	219,9	232,6	238,2	239,8	241,3	1 171,8
налог на прибыль	1,5%	9,0	9,0	9,1	10,2	7,0	44,3
акциз	4,3%	26,7	28,2	28,6	28,4	28,8	140,7
НДС	58,8%,	364,2	367,7	370,4	388,2	390,9	1 881,3
водный налог	0,0%	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,1
Консолидированный бюджет РС(Я)	100,0%	148,9	150,6	151,5	192,4	169,5	812,9
НДПИ	0,4%	0,6	0,6	0,8	0,8	0,8	3,6
налог на прибыль	54,4%.	81,0	80,8	81,9	91,7	62,9	398,4
акциз	26,9%	40,0	42,3	43,0	42,5	43,2	211,0
налог на имущество	17,3%	25,7	25,4	24,3	55,9	61,0	192,4
транспортный налог	0,8%	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	6,2
земельные платежи	0,2%	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	1,3
Всего		768,6	788,1	797,8	858,9	837,6	4 051,1

9. Выводы

Выполнение мероприятий позволит:

обеспечить гарантированное обеспечение природным газом потребителей Центрального и Заречного регионов Республики Саха (Якутия);

повысить качество подаваемого газа;

создать резерв для выполнения строительства новых объектов, включительно в перспективе крупных газоперерабатывающих комплексов;

повысить экологическую и промышленную безопасность производства;

увеличить налоговые поступления в бюджеты всех уровней.

Для обеспечения надежности выполнения Инвестиционной программы ОАО "Якутгазпром" на 2009-2013 гг. в области добычи газа и газового конденсата, переработки газового конденсата необходимо выполнение одного из следующих условий:

строительство крупных перерабатывающих производств, обеспечивающих потребление порядка 1000 млн. куб. м газа в год.

обязательное включение инвестиционной составляющей и средств, направляемых на обслуживание привлеченного капитала в Оптовую цену на природный газ.