Текст книги "Социально-экономические аспекты интенсивного промышленного освоения Севера Красноярского края"

А. И. Пыжев, Ю. И. Пыжева, Е. А. Корякова, Е. В. Зандер
Социально-экономические аспекты интенсивного промышленного освоения Севера Красноярского края

Принятые сокращения

АТР Азиатско-Тихоокеанский регион

ВВП Валовой внутренний продукт

ВСТО Восточная Сибирь – Тихий океан (нефтепровод)

ГРР Геолого-разведочные работы

ИЧР Индекс человеческого развития

КМН Коренные малочисленные народы

КМНС Коренные малочисленные народы Севера

МРОТ Минимальный размер оплаты труда

НГК Нефтегазовая компания

НК Нефтяная компания

НПЗ Нефтеперерабатывающий завод

ППС Паритет покупательной способности

ЮНЕП Программа ООН по окружающей среде

Введение

С учетом истощения сырьевой базы в Западной Сибири иевропейской части России в стратегической перспективе Красноярский край может рассматриваться как одна из основных баз углеводородного сырья России, способная поддержать экспортный потенциал страны на рынке углеводородного сырья. Вследствие своего выгодного географического местоположения относительно крупных азиатских потребителей нефти край становится важным элементом единой системы добычи, транспортировки нефти и газа с четкой экспортной ориентацией на рынки Китая и других стран Азиатско-Тихоокеанского региона.

Существенная часть добычи углеводородного сырья вКрасноярском крае ведется в районах проживания коренных малочисленных народов Севера. В процессе изъятия и предоставления земельных участков для целей недропользования в границах родовых угодий интересы хозяйствующих субъектов пересекаются с интересами землепользователей и владельцев родовых угодий, и возникают конфликтные ситуации. В связи с этим особенно актуальной представляется разработка механизмов возмещения убытков и упущенной выгоды, возникающих у КМНС вследствие действий недропользователей, а также выработка наиболее приоритетных направлений использования полученных средств. В настоящее время в Красноярском крае не существует законодательно закрепленных механизмов, позволяющих оптимизировать взаимодействие органов государственной власти, бизнеса и представителей КМНС по вопросу компенсации ущербов.

Представленная монография отражает результаты исследований, выполненных сотрудниками кафедры социально-экономического планирования Института экономики, управления и природопользования Сибирского федерального университета по изучению социально-экономических проблем Севера Красноярского края в течение последних пять лет. Мы надеемся, что полученные нами результаты внесут свой скромный вклад в разрешение противоречий между коренными северными народами и компаниями-недропользователями.

Авторы благодарят Российский гуманитарный научный фонд и КГАУ «Красноярский краевой фонд поддержки научной и научно-технической деятельности» за поддержку проведенных исследований в рамках научного проекта № 13-12– 24007 «Разработка механизмов компенсации ущерба, наносимого компаниями-недропользователями коренным малочисленным народам Красноярского края».

А. И. Пыжев, Ю. И. Пыжева, Е. В. Зандер

Красноярск, июль 2014 г.

Глава 1. История и текущий этап развития нефтегазового комплекса Красноярского края

§1.1. Ретроспектива добычи нефти и газа в Красноярском крае

Первые поиски углеводородов на территории Красноярского края относятся к 1904 г., когда по заданию фирмы «Нобиле» была пробурена нефтепоисковая скважина в Минусинском нефтегазоносном районе, не давшая положительных результатов. В 1947 г. были развернуты целенаправленные нефтегазопоисковые работы в этом районе, приведшие к открытию Быстрянского и Новомихайловского газовых месторождений.

Благодаря исследованиям ученых Сибирского отделения Российской академии наук, обосновавшим необходимость разработки месторождений углеводородного сырья в Восточной Сибири, с 1960-х годов возобновился интерес нефтяников и газовиков к Красноярскому краю. К концу 1960-х годов были открыты Нижнехетское, Зимнее, Мессояхское, Джангодское, Северо-Соленинское, Пеляткинское и другие газовые месторождения на левобережье Енисея. Их газ создал предпосылки для развития Норильского промышленного района.

С начала 1970-х годов начались активные поисковые работы в южных районах Эвенкии: одними из первых точек под строительство параметрических скважин были выданы Верхне-Тохомская и Куюмбинская. После получения первой Куюмбинской нефти в 1976 г. нефтегазопоисковые работы в Эвенкии существенно активизировались, внимание же к разведке на левобережье Енисея ослабло.

Новый активный этап освоения нефтегазовых ресурсов Красноярского края начался в 1979 г. с выходом Постановления ЦК КПСС и Совета Министров СССР «О мерах по усилению геологоразведочных работ на нефть и газ на территории Восточной Сибири». За период наиболее активной работы, продолжавшейся с 1979 по 1991 гг., были завершены разведочные работы и защищены запасы по Дерябинскому газоконденсатному месторождению, расположенному в приустьевой части р. Енисей; открыты и разведаны запасы нефти и газа по Сузунскому (Таймыр), Тагульскому (север Туруханского района), Собинскому и Юрубченскому (Эвенкия) месторождениям; открыты и предварительно оценены запасы нефти и газа по Ванкорскому, Лодочному и Моктаконскому газонефтяным месторождениям на Севере ив Центральной части Туруханского района, Пайяхскому нефтяному на Таймыре, Оморинскому газоконденсатному в Эвенкии.

Таким образом, прирост извлекаемых запасов газа и нефти с конденсатом за период с 1979 по 1995 гг. по категориям С1 составил 438,3 млрд куб. м и 204 млн т соответственно. Наряду с этим было осуществлено нефтегазоперспективное районирование всей территории Красноярского края (включая Таймыр и Эвенкию), дана оценка его общих потенциальных углеводородных ресурсов и по нефтегазоносным областям. Это стало возможным при условии выполнения внушительного объема работ по строительству и испытанию глубоких скважин в период с 1951 по 1995 гг.

В 1994 г. была создана «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания» (ОАО «ВСНК»). В феврале 1996 г. она выиграла конкурс на доразведку и промышленную разработку Юрубченского блока Юрубчено-Тохомского газонефтяного месторождения и в период с 1996 по 2000 гг., хотя и в небольших объемах, проводила работы по его доразведке. В конце 2000 г. ОАО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания» вошла в состав нефтяной компании «ЮКОС» истала продолжать разведку Юрубчено-Тохомского нефте-газоконденсатного месторождения.

В 1997 г. ООО «НГК Славнефть» основала ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз». На начальном этапе производственной деятельности усилия компании были сосредоточены исключительно на разведке Куюмбинского и северовосточного участка Терско-Камовского лицензионных блоков, расположенных в Эвенкийском муниципальном районе Красноярского края. Также в период 1990–2000-х годов, несмотря на сокращение объемов геологоразведочных работ на нефть и газ, была проведена доразведка Ванкорского месторождения, извлекаемые запасы которого превысили 500 млн т нефти, что заложило основу нефтяной промышленности Красноярского края.

С 2000-х годов основным недропользователем в Красноярском крае стала «НК „Роснефть“». В целях освоения Ванкорского нефтегазоконденсатного месторождения в 2004 г. было основано ее дочернее предприятие – ЗАО «Ванкорнефть». Промышленная добыча на Ванкорском месторождении началась в июле 2009 г. В 2013 г. ЗАО «Ванкорнефть» утверждено в качестве оператора по еще трем бизнес-проектам: развитие Лодочного, Сузунского и Тагульского месторождений, находящихся в непосредственной близости от Ванкорского.

«Восточно-Сибирская нефтегазовая компания» также была приобретена «Роснефтью» на аукционе в 2007 г. Кроме Юрубчено-Тохомского нефтегазоконденсатного месторождения ей принадлежит лицензия на Агалеевское газовое месторождение в Восточной Сибири. В рамках опытной эксплуатации на Юрубчено-Тохомском месторождении велась сезонная добыча нефти для обеспечения собственных нужд и потребностей близлежащих населенных пунктов. В 2010 г. на месторождении начались работы по строительству тестовых эксплуатационных скважин на первоочередном участке, что необходимо для отработки технологий бурения, освоения и эксплуатации скважин новых конструкций.

На территории края продолжает действовать ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз». В 2005 г. предприятие приобрело на аукционах лицензии на изучение и освоение еще нескольких перспективных участков недр в Эвенкии. В настоящее время ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз» осуществляет геологическое изучение недр на пяти лицензионных участках в регионе: Абракупчинском, Кординском, Подпорожном, Куюмбинском и Терско-Камовском.

Объемы добычи нефти в разрезе предприятий на территории Красноярского края в 2008—2012 гг. представлены в табл. 1.1.

Основным газодобывающим предприятием на территории края является ОАО «Таймырнефтегаз», добывающее природный газ и газовый конденсат на Пеляткинском месторождении. Кроме того, ОАО «Норильскгазпром» ведет добычу углеводородного сырья на трех месторождениях: Северо-Соленинском, Южно-Соленинском, Мессояхском. Добываемый газ реализуется филиалу ГМК «Норильский никель» – «Норильскэнерго» в качестве сырья для выработки тепло– и электроэнергии, а также на производственные нужды компании.

История развития нефтяной промышленности России связана с добычей легкой, маловязкой и малосернистой нефти. Эти условия определяли преимущественное использование технологии заводнения. По мере истощения легкодоступных ресурсов растет число месторождений с тяжелой вязкой нефтью, к каким относятся месторождения на территории Красноярского края.

Таблица 1.1. Объемы добычи нефти в разрезе предприятий на территории Красноярского края в 2008—2012 гг.

Увеличиваются глубины бурения, все чаще встречаются залежи с аномально высокими давлениями и температурами. Поэтому в настоящее время стали применяться новые технологии добычи – горизонтальное бурение и гидроразрыв пласта, которые в больших масштабах используются на зрелых месторождениях в Западной Сибири. Это позволило осуществлять добычу из ранее недоступных пластов и в значительной мере переломить тенденцию падения добычи на «старых» месторождениях, часть которых действует уже несколько десятилетий.

Кроме того, на современном этапе развития значительная роль отводится инновационным технологиям, которые охватывают все виды деятельности и все этапы нефтедобывающих технологий, включая автоматизированные системы работы, подземные оптоволоконные системы контроля, автоматический сбор данных, моделирование резервуаров в реальном времени, цифровые системы контроля резервуаров и скважин, которые выявляют утечки и осуществляют автоматическую мгновенную диагностику возможных проблем, а также расширенные функции оценки запасов и рисков, трехмерные модели при планировании работы на месторождениях.

Крупнейшим проектом, где применяется весь спектр новых технологий, является освоение Ванкорского месторождения. Проект его освоения и строительства магистральных нефтепроводов разрабатывался при участии лучших специалистов, имеющих огромный опыт ведения буровых и строительных работ в условия Севера.

Таблица 1.2. Объемы добычи газа в разрезе предприятий на территории Красноярского края в2008—2012 гг.

На этапе бурения применяются буровые установки с наибольшей грузоподъемностью, роторные управляемые системы, а также геологическое сопровождение бурения в реальном времени – геонавигация, что позволяет увеличить эффективность буровых работ в 2,5 раза. Благодаря горизонтальному разбуриванию удалось увеличить начальный дебит скважин.

Для эффективного освоения указанного месторождения применяется большое количество интеллектуальных технологий, к которым относятся системы геолого-технологического моделирования и комплексного управления добычей. Кроме того, в горизонтальных скважинах установлены интеллектуальные системы контроля притока для снижения доли воды и газа в продукции скважины. Применение таких систем позволило «Роснефти» запроектировать коэффициент извлечения нефти на уровне 43,4 %. Горизонтальные скважины на Ванкорском месторождении являются одними из первых интеллектуальных скважин в России, такие технологии используются в новых проектах в Северном море и Саудовской Аравии [Богданчиков, 2009].

Проектом освоения Ванкора предусмотрено максимальное использование попутного нефтяного газа в производственном цикле промысла. Основным потребителем газа будет газотурбинная электростанция. Для поддержания пластового давления планируется обратная закачка 2,5 млрд кубометров попутного газа в год. До 5,6 млрд кубометров ежегодно планируется поставлять в транспортную систему «Газпрома». Для безопасной утилизации технологического газа на Ванкоре построена уникальная для России закрытая система (т. е. факел отсутствует, сжигание происходит в специальной закрытой камере). Такие системы удаляют 99,9 % газообразных канцерогенных веществ и могут использоваться даже в густонаселенных районах.

Для обезвреживания и утилизации отходов бурения на Ванкоре предусмотрена технология обратной закачки бурового шлама, измельченного и перемешанного до состояния пульпы, в специально отведенный пласт. Данная технология применяется во всех основных нефтедобывающих регионах мира и является передовой экологически безопасной практикой утилизации отходов [Миллионы Ванкора…, 2013].

ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз» также использует горизонтальные скважины: на данный момент эксплуатируются шесть, а в период 2014—2015 гг. планируется построить еще 16 скважин, в том числе 2 – с двумя горизонтальными стволами.

§1.2. Характеристики запасов углеводородов на территории Красноярского края

Доля Красноярского края в общероссийских запасах нефти и газа оценивается в 2,1 %, по прогнозным ресурсам – до 10 %. По этому показателю Красноярский край занимает второе место в России после Тюменской области. На территории края формируются два крупнейших центра добычи углеводородного сырья: Большехетская зона (Туруханский, Таймырский районы) и Юрубчено-Тохомская зона (Эвенкийский район).

Запасы нефти и горючих газов по геологической изученности и степени промышленного освоения подразделяются на категории:

• категория A (достоверные) – разрабатываемые запасы залежи или ее части, разбуренной эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с проектным документом на разработку;

• категория B (установленные) – запасы разведанной, подготовленной к разработке залежи (или ее части), изученной сейсморазведкой или иными высокоточными методами и разбуренной поисковыми, оценочными, разведочными и опережающими эксплуатационными скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа;

• категория C1 (оцененные) – запасы части залежи, изученной достоверной сейсморазведкой или иными высокоточными методами в зоне возможного дренирования неопробованных скважин, которые примыкают к запасам категорий A и B при условии, что имеющаяся геолого-геофизическая информация с высокой степенью вероятности указывает на промышленную продуктивность вскрытого пласта в данной части залежи;

• категория C2 (предполагаемые) – запасы в неизученных бурением частях залежи и в зоне дренирования транзитных неопробованных скважин. Знания о геолого-промысловых параметрах залежи принимаются по аналогии с изученной частью, а в случае необходимости – с залежами аналогичного строения в пределах данного нефтегазоносного региона [Об утверждении Классификации запасов…, 2005].

В 2007 г. Обществом инженеров-нефтяников (англ. SPE – Society of Petroleum Engineers) была разработана «Система управления углеводородными ресурсами» (англ. PRMS – Petroleum Resources Management System). По стандартам PRMS запасы разделяются на доказанные, вероятные и возможные. При этом во внимание принимается не только сам факт нахождения углеводородов в недрах, но и экономическая целесообразность их извлечения. Учитываются все затраты на добычу и транспортировку, текущие цены на углеводородное сырье и другие факторы.

Существуют также стандарты, принятые Комиссией США по ценным бумагам и биржам (англ. SEC – Securities and Exchange Commission). Стандарты SEC являются наиболее строгими, так как по ним предъявляются максимально серьезные требования к категории «доказанных» запасов, а также учитывается срок действия лицензии: запасы не могут быть признаны доказанными, если их извлечение планируется после истечения лицензии.

По данным Института химии и химической технологии СО РАН, в 2006 г. суммарные запасы нефти в Красноярском крае составляли 2935,5 млн т. Практически все нефти отличаются высоким качеством, превосходящим по основным показателям российский экспортный стандарт Urals [Кузнецов П. Н., Кузнецова Л. И., Твердохлебов, 2008].

В 2012 г. «НК „Роснефть“» проводила активные геологоразведочные работы на участках вокруг Ванкорского месторождения. Объем сейсморазведочных работ на данных участках составил 223 кв. км. Продолжалась разведка на Байкаловском месторождении, открытом в 2009 г. Было завершено испытание двух разведочных скважин, в результате открыта новая залежь. На Западно-Лодочном лицензионном участке в результате испытания поисково-оценочной скважины Ичемминская № 1 было открыто новое месторождение с запасами АВС1+С2 в размере 6,6 млн т нефти и 603 млн куб. м газа. Таким образом, за 2012 г. прирост запасов Ванкорского проекта составил 13 млн т нефти и 11 млрд куб. м газа.

Оценки прогнозных запасов нефти и газа в Красноярском крае приведены в табл. 1.3 и 1.4.

Нами агрегированы оценки из различных источников (Администрация Красноярского края, ИАЦ «Минерал», Некоммерческое партнерство «Экологический центр рационального освоения природных ресурсов» (НП ЭЦ РОПР), данные отчетов компаний-недропользователей), которые существенно различаются между собой. В данных источниках не содержится описания методологии, которая использовалась для расчетов и первичных данных, поэтому уточнение представленных оценок затруднительно.

Таблица 1.3. Прогнозные запасы нефти по крупнейшим месторождениям Красноярского края по данным различных источников, млн т

Примечание: знак «—» означает, что данных по соответствующему месторождению отсутствуют.

Таблица 1.4. Прогнозные запасы газа по крупнейшим месторождениям Красноярского края по данным различных источников, млрд куб. м

Примечания: знак «—» означает, что данных по соответствующему месторождению отсутствуют.

На наш взгляд, для оценки запасов нефти наиболее точными следует считать данные компаний-недропользователей, так как они проводят аудит запасов, в том числе международный. Запасы газа оценены в отчетности недропользователей довольно фрагментарно, то есть оценки представлены лишь по некоторым месторождениям, но не по нефтегазоносным районам или Красноярскому краю в целом.

Судя по представленным данным, именно отчетность недропользователей дает наиболее осторожные оценки запасов, которые меньше соответствующих оценок из других источников в 2—2,5 раза. Так, например, по данным недропользователей совокупные запасы нефти в Красноярском крае составляют 1,96 млрд т, в то время как НП ЭЦ РОПР оценивает ту же величину в 4,48 млрд т, а Администрация Красноярского края – в 3,44 млрд т. Еще более существенное расхождение в величинах оценок наблюдается по прогнозным запасам газа: Администрация Красноярского края оценивает данный параметр в 826,9 млрд куб. м, а НП ЭЦ РОПР – в 2 418 млрд куб. м. По всей видимости, следует принять точку зрения Администрации Красноярского края, как более осторожную.

Можно предположить, что действительные запасы углеводородного сырья на территории края еще более обширны, поскольку его северные районы имеют огромную площадь и сравнительно мало изучены. В ближайшие годы следует ожидать результатов геологоразведочных работ недропользователей, которые увеличат прогнозные запасы нефти и газа и еще более убедительно подтвердят необходимость освоения указанных районов.

§1.3. Анализ потенциала нефтепереработки в Красноярском крае

В области переработки топливно-энергетических полезных ископаемых единственным крупным нефтеперерабатывающим предприятием Красноярского края является Ачинский нефтеперерабатывающий завод. Его строительство началось в 1972 г., а первая продукция получена в 1982 г. Завод находился в собственности нефтяной компании «ЮКОС», а в 2007 г. вошел в состав ОАО «НК „Роснефть“».

Завод перерабатывает западносибирскую нефть, поставляемую по системе трубопроводов АК «Транснефть», и специализируется на производстве моторного и авиационного топлива, нефтебитумов, сжиженных газов, мазута. Основными видами выпускаемой продукции являются: бензины (в том числе автомобильные), дизельное топливо, мазут топочный.

Вторичные перерабатывающие мощности завода включают установки каталитического риформинга, гидрокрекинга, замедленного коксования, изомеризации, гидроочистки реактивного и дизельного топлива, битумную и газофракционную установки. Традиционные регионы потребления нефтепродуктов производства ОАО «Ачинский НПЗ Восточной нефтяной компании» – Красноярский край, Новосибирская, Томская, Кемеровская, Иркутская области, республики Хакасия и Тыва, Алтайский, Приморский и Хабаровский края. Часть продукции Ачинского завода отправляется на экспорт. С переходом предприятия на выпуск продукции класса «Евро» производятся отгрузки в западные регионы России. До 90 % объема произведенных нефтепродуктов вывозится по железной дороге.

В период с 2008 по 2011 гг. объем переработки нефти увеличивался в среднем на 4 % ежегодно (табл. 1.5). В 2012 г. на Ачинском НПЗ было переработано 7,4 млн т нефти (2,8 % от общероссийского уровня). Технический уровень большинства российских НПЗ существенно отстает от уровня предприятий индустриально развитых стран: глубина переработки нефти на Ачинском НПЗ за указанный период снизилась на 1,5 % и составила в 2012 г. 61,3 %, что ниже среднего значения по России (71,5 %) при среднемировом показателе около 90 %.

Таблица 1.5. Основные показатели деятельности Ачинского НПЗ в 2008—2012 гг.

Источник: [Годовой отчет… Роснефть, 2012].

Структура выпуска нефтепродуктов с 2007 по 2012 гг. существенно не изменилась: большую долю занимает производство мазута, на втором месте – дизельное топливо, на третьем – бензин (табл. 1.6). Таким образом, в структуре выпуска нефтепродуктов Ачинского НПЗ продолжает доминировать производство тяжелых и средних фракций, что повторяет общероссийские тенденции.

Таблица 1.6. Cтруктура выпуска нефтепродуктов Ачинского НПЗ в 2008—2012 гг., %

Источник: [Годовой отчет… Роснефть, 2012].

Введенная в эксплуатацию в 2007 г. установка изомеризации позволила Ачинскому НПЗ производить самый большой среди НПЗ «НК „Роснефть“» объем автомобильного бензина, соответствующего стандартам Евро-3 и Евро-4. В 2008 г. был разработан комплексный проект развития завода, предусматривающий увеличение объемов переработки нефти до 8 млн т и повышение глубины переработки до 96 %. В рамках этого проекта был реализован ряд инвестиционных проектов. В 2010 г. на заводе реализованы мероприятия по снижению безвозвратных потерь и расхода топлива. В 2011 г. завершена реконструкция установки гидроочистки дизельного топлива, а также введена в эксплуатацию станция смешения бензинов, в течение 2012 г. велись строительные работы на установке замедленного коксования, а также работы по строительству комплекса гидрокрекинга. В период с 2007 г. по настоящее время введены в эксплуатацию: комплекс химводоподготовки, установка утилизации сероводородного газа и производства гранулированной серы, полигон хранения отходов производства и потребления. Завершен перевод ТЭЦ завода на совместное сжигание жидкого и газообразного топлива.

Рынки сбыта. Одна из долгосрочных глобальных тенденций – последовательное усиление роли Азиатско-Тихоокеанского региона в мировой экономике и политике. В регионе сконцентрирована значительная часть населения планеты и промышленного производства, на него приходится свыше трети мирового спроса на энергию и электроносители. Для дальнейшего развития АТР требуются дополнительные сырьевые и энергетические, в первую очередь нефтегазовые, ресурсы. Формирование новых крупных центров нефтегазового комплекса в Восточной Сибири служит целям реализации российских геополитических интересов в АТР.

Российская нефть стала экспортироваться в Китай благодаря нефтепроводу «Восточная Сибирь – Тихий океан». Первая очередь строительства «Тайшет – Сковородино» (2757 км) была начата в 2006 г. и завершена в 2009 г. Ведется строительство второй очереди ВСТО протяженностью 1963 км по маршруту Сковородино – Козьмино, ввод в эксплуатацию ВСТО-2 запланирован на 2014 год. Вывод всей системы ВСТО на проектную мощность в 80 млн т намечен на 2025 г. [Коржубаев, Филимонова, Эдер, 2013].

В 2010 г. НК «Роснефть» заключила контракт с государственной нефтяной китайской компанией CNPC о поставке 300 млн т нефти до 2030 г., и, начиная с 2010 г., организована отгрузка нефти по нефтепроводу «Россия – Китай» по маршруту Сковородино – Дацин. Ключевую роль в заполнении ВСТО играет нефть, добытая на Ванкорском месторождении. Для транспортировки нефти с Ванкора был введен в промышленную эксплуатацию нефтепровод «Пурпе – Самотлор», соединивший месторождение с ВСТО [Пономарев, 2013].

Нефть, добываемая в Красноярском крае, используется не только для экспортных поставок, но и для внутреннего потребления. «ВСНК», ведущая опытную эксплуатацию Юрубчено-Тохомского месторождения, отгружает нефть предприятиям жилищно-коммунального хозяйства Северо-Енисейского и Эвенкийского районов. Поставки сырья в районы края осуществляются нефтевозами по зимникам. За короткое время эксплуатации дороги необходимо доставить в поселки топливо, которое обеспечит текущий отопительный сезон и останется до следующего открытия зимников. Однако после завершения строительства нефтепровода «Куюмба – Тайшет», намеченного на 2017 г., добыча на Юрубчено-Тохомском месторождении станет промышленной и тоже будет обеспечивать наполнение нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан», что важно для выполнения контрактных обязательств с Китаем.

В настоящее время снабжение природным газом в Красноярском крае существует только в Норильском промышленном районе и представлено магистральными газопроводами общей протяженностью 837,1 км с размещением компрессорной станции в поселке Мессояха. На 2013 г. был запланирован ввод в промышленную эксплуатацию газопровода и начало транспортировки газа с Ванкорского месторождения в систему ОАО «Газпром» [Концепция промышленной…, 2013].