Методический подход к экономическому обоснованию выделения инфраструктурных контуров газодобывающего бизнеса в Арктической зоне Российской Федерации

Введение . Арктическая зона Российской Федерации (АЗРФ) является стратегическим элементом топливно-энергетического комплекса (ТЭК) страны, где сосредоточено более половины разведанных запасов природного газа. Эффективное освоение этих ресурсов в условиях сурового климата и высокой капиталоемкости представляет собой ключевую задачу региональной и отраслевой экономики. Географическое распределение основных нефтегазоносных провинций и областей АЗРФ представлено на рис. 1, а их сравнительная обеспеченность ресурсной базой и инфраструктурой – в табл. 1.

Рисунок 1 – География нефтегазоносных областей АЗРФ ¹

Figure 1 – Geography of Oil and Gas Bearing Regions of the Arctic Zone of the Russian Federation

Наибольший промышленный потенциал и развитость инфраструктуры характерны для Ямальской и Гыданской нефтегазоносных областей, на долю которых приходится свыше 70 % сухопутных запасов газа АЗРФ (табл. 1).

В условиях структурной перестройки экспортных потоков и роста значения восточного вектора поставок перед компаниями ТЭК стоит сложная экономико-управленческая задача оптимизации корпоративной инфраструктуры с целью минимизации совокупных затрат. Существующие подходы к планированию в основном реализуются на государственном или отраслевом уровне (Бакланов, 2024; Фадеев и др., 2019) и не учитывают в полной мере особенностей экономики корпоративных сетей добычи, транспорта и энергетики в северных регионах. В результате инфраструктурные решения могут приниматься фрагментарно, что приводит к дублированию капитальных затрат и снижению общей экономической эффективности освоения месторождений.

Таким образом, возникает методологический пробел: существующие инструменты инфраструктурного развития оказываются слишком макроэкономическими и статичными для решения корпоративных стратегических задач, в этой связи необходим динамичный и количественно обоснованный инструмент для оптимизации капитальных вложений в инфраструктуру с четким экономическим обоснованием. Предлагаемый в данном исследовании методический подход призван заполнить этот пробел путем переноса принципов экономико-географического анализа на уровень принятия инвестиционных решений в газодобывающих компаниях (Дебердиева, Шорохов, 2025).

• ¹    Составлено авторами по: Государственный доклад о состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов Российской Федерации в 2022 году [Электронный ресурс] // Министерство природных ресурсов и экологии Российской Федерации. URL: https://clck.ru/3QEq2n (дата обращения: 29.10.2025) ; (Мельников и др., 2020) ; Доклад о реализации плана деятельности Министерства энергетики Российской Федерации на период 2019–2024 годов, утвержденного приказом Минэнерго России от 28 января 2019 г. № 45, за 2022 год [Электронный ресурс] // Министерство энергетики РФ. URL: https://clck.ru/3QEqJJ (дата обращения: 29.10.2025).

Таблица 1 – Ресурсная обеспеченность и инфраструктурные характеристики ключевых нефтегазоносных областей АЗРФ ¹

Table 1 – Resource Availability and Infrastructure Characteristics of Key Oil and Gas Regions of the Arctic Zone of the Russian Federation

Регион	Нефтегазовая область	Ресурсный потенциал			Основные крупные проекты	Транспортные каналы		Основные компании
		i-	Й	d о 1 O l” s 5		внутренний	экспортный
ЯмалоНенецкий автономный округ (АО)	Ямальская	30	1,8	26,6	– Ямал СПГ; – Бованенковский проект; – Ямбургский проект; – Новый порт	Газопроводы: – «Бованенково – Ухта»; – «Новый Порт – КС Ямбург – Тула»;	– Северный морской путь; – газопроводы: «Ямал – Европа», «Северный поток», «Уренгой – Помары – Ужгород»	– ПАО «Газпром»; – ПАО «Новатэк»; – ПАО «Газпром нефть»
	Гыданская	19,4	1,6	17,6	– Арктик СПГ-2	Нефтепровод «Заполярье – Пурпе – Самотлор»	– Северный морской путь;
Красноярский край	Енисей-Хатангская	10,3	0,8	10,8	– Восток Ойл (терминал «Бухта Север», Таймыр СПГ)	Нефтепроводы: – «Ванкор – Пурпе»; – «Ванкор – Диксон»	– Северный морской путь; – нефтепровод «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО)	– ПАО «НК «Роснефть»
	Лено-Тунгусская	1,2	0,5
Республика Саха (Якутия)	Лено-Тунгусская	1,7	0,8	3,1	Нет данных	Нет данных	Нет данных	Нет данных
	Лено-Вилюйская	1,0	0,1
Республика Коми	Тимано-Печорская	4,8	3,6	7,6	Нет данных	Нефтепроводы: – «Уса – Ухта»; – «Ухта – Ярославль»	– Северный морской путь; – Балтийская трубопроводная система (БТС)	– ПАО «Газпром»; – ПАО «НК «Роснефть»; – ПАО «Лукойл»
Ненецкий АО		0,4	2,6	2,9	– Варандей
Итого		68,8	11,8	68,6

Одним из инструментов повышения экономической согласованности инвестиционных решений выступает выделение инфраструктурных контуров – систематизация территорий по признакам логистической, энергетической и технологической связанности, имеющим прямое влияние на величину капитальных и операционных расходов. В отличие от функциональной кластеризации, ориентированной на технологические связи предприятий (Портер, 2016; Бабкин, Новиков, 2016), подход, основанный на выделении инфраструктурных контуров, отражает территориально-пространственную специфику и транспортную составляющую затрат в арктических регионах.

Цель исследования заключается в разработке и апробации методического подхода к выделению устойчивых инфраструктурных контуров газодобывающего бизнеса в Арктической зоне Российской Федерации для экономического обоснования инвестиционных решений.

Для ее достижения решались следующие задачи:

• 1.    Обосновать систему бинарных критериев выделения контуров инфраструктурной связанности.

• 2.    Провести выделение контуров в Ямальской и Гыданской нефтегазоносных областях.

• 3.    Выполнить анализ обеспеченности каждого контура ресурсной базой.

• 4.    Провести количественную оценку экономической эффективности от вовлечения периферийных проектов на примере контура № 1 (Южный Ямал).

Научная новизна заключается в переносе принципов пространственного экономического анализа на корпоративный уровень стратегического планирования, что обеспечивает переход от качественного территориального анализа к количественному моделированию экономических параметров корпоративных инфраструктурных систем на основе оценок экономической эффективности.

Методика исследования . Методика экономического обоснования устойчивых инфраструктурных контуров газодобывающего бизнеса разработана на основе принципов пространственной экономики, логистической оптимизации и корпоративного стратегического планирования. Ее целью является идентификация территориально-хозяйственных образований (инфраструктурных контуров), в пределах которых достигается максимальный экономический эффект от совместного использования инфраструктуры при реализации новых проектов.

Логическая последовательность методики включает четыре взаимосвязанных этапа (рис. 2).

Рисунок 2 – Этапы выделения и оценки экономической эффективности инфраструктурных контуров ¹

Figure 2 – Stages of Identification and Assessment of Economic Efficiency of Infrastructure Contours

Рассмотрим обозначенные этапы подробнее.

Этап 1: сбор и структурирование исходных данных. Использована информация Министерства природных ресурсов, Минэнерго России и корпоративная отчетность ПАО «Газпром», ПАО «Газпром нефть» и ПАО «Новатэк» за 2022–2023 гг.2, а также результаты научно-аналитических исследований (Мельников и др., 2020). Для всех объектов фиксировались координаты, технические параметры и принадлежность к корпоративным структурам.

Этап 2: формирование системы критериев. Для оценки инфраструктурной связанности и экономической целостности применена система из шести бинарных критериев (табл. 2).

Таблица 2 – Система бинарных критериев выделения инфраструктурных контуров ¹

Table 2 – System of Binary Criteria for Identifying Infrastructure Contours

№	Критерий	Конкретизация и условия
1	Наличие действующего логистического канала транспортировки газа	На территории проходит существующий или строящийся магистральный газопровод (диаметр ≥ 1 000 мм, пропускная способность ≥ 20 млрд м³/год) либо обеспечен выход на морской терминал сжиженного природного газа (СПГ)
2	Наличие перспективного рынка сбыта	Территория подключена к Единой системе газоснабжения или имеет действующий СПГ-терминал, обеспечивающий отгрузку на экспорт
3	Географическая близость инфраструктурных объектов	Среднее расстояние между ключевыми объектами (месторождения, станции, порты) не превышает 250 км – радиус экономически эффективной взаимосвязанности
4	Единая региональная принадлежность	Объекты расположены в пределах одного субъекта РФ или входят в рамки единой Специальной программы пространственного развития (СППТ)
5	Наличие якорного инфраструктурного проекта	На территории функционирует комплекс базовых сооружений (промысел, транспортная магистраль, энергообеспечение, поселок). Наличие ≥ 3 типов из 4 – обязательное условие
6	Технологическая совместимость инфраструктуры	Применяются унифицированные технические решения: давление 7,5–10 МПа, диаметр 530–1 420 мм, автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП), интеграция в единое диспетчерское управление (ГОСТ Р 55474–20132)

Каждый критерий оценивается по принципу: «1» – выполняется / «0» – не выполняется. Пороговое значение для формирования контура – соответствие не менее четырем критериям. Чувствительность порогового значения проверялась на серии тестовых расчетов. Установлено, что снижение его до трех критериев приводит к формированию избыточно крупных и экономически неоднородных контуров, нивелируя потенциал для точечной оптимизации CAPEX. Повышение порога до пяти критериев, напротив, дробит территорию на множество малых контуров, ~30 % из которых не обладают достаточным ресурсным потенциалом (запасы < 0,5 трлн м³) для рентабельного самостоятельного развития, что делает инструмент непригодным для стратегического планирования.

Таким образом, порог в четыре критерия является статистически и экономически обоснованным компромиссом, обеспечивающим выделение инвестиционно-привлекательных контуров.

Этап 3: определение границ инфраструктурных контуров. Пространственная визуализация и определение границ выполнялись в гео-информационной среде (ГИС-среде) с учетом административных контуров и логистических связей. Границы контуров определялись методом буферизации вокруг ключевых инфраструктурных объектов с последующим объединением полигонов, удовлетворяющих пороговому значению критериев.

Этап 4: количественная оценка экономического эффекта. Ключевой результат определялся как экономия в капитальных вложениях (ΔCAPEX) при подключении периферийных объектов к действующей инфраструктуре контура по формуле:

ACAPEX = CAPEX₀ - CAPEX 1 , где CAPEX ₀ - капитальные затраты при изолированной реализации проекта;

CAPEX i - капитальные затраты при подключении к существующим объектам инфраструктуры в пределах зоны.

Для перехода от оценки абсолютной экономии капитальных вложений (ΔCAPEX) к комплексным инвестиционным показателям дополнительно применялась упрощенная модель оценки влияния потенциального снижения капитальных вложений на внутреннюю норму доходности (IRR) и срок окупаемости (PP). Она основывалась на следующих ключевых допущениях:

• •    операционные денежные потоки (OCF) считаются идентичными для сравниваемых сценариев, так как методика оптимизирует первоначальные вложения, не меняя объемов добычи и выручки;

• •    продолжительность проекта (20 лет) и стабильность операционных расходов (OPEX) принимаются равными;

• •    влияние возможного роста OPEX из-за более сложной логистики требует отдельного анализа и в данной модели не учитывается;

• •    при этих допущениях изменение IRR (ΔIRR) и PP (ΔPP) обусловлено исключительно разницей в первоначальных инвестициях.

  ных

  
  

  где

  
  

  где

  
  

Сокращение срока окупаемости рассчитывается непосредственно через экономию каталь-вложений и среднегодовой денежный поток:

∆CAPEX

∆PP =       ,

CFy

CF_y – среднегодовой денежный поток после уплаты налогов.

Прирост внутренней нормы доходности аппроксимируется по формуле:

∆CAPEX

∆IRR = k×      ,

CAPEX o ^,

• k    – эмпирический коэффициент «рычага». Для арктических газовых проектов значение при-

• нимается равным 1,0 для средневзвешенной оценки.

Данная упрощенная модель не заменяет полноценного финансового моделирования, но позволяет получить оперативную и методологически обоснованную оценку прироста инвестиционной привлекательности.

Система бинарных критериев была сформирована на основе анализа ключевых ограничений и драйверов экономической эффективности при освоении арктических месторождений (Бакланов, 2024; Фадеев и др., 2019) и включает шесть показателей, охватывающих логистический, рыночный, пространственный, административный, инфраструктурный и технологический аспекты (см. табл. 2).

Выбор шести бинарных критериев обусловлен необходимостью охватить ключевые экономико-географические ограничивающие факторы эффективности инфраструктурных решений в Арктике. Бинарная система оценки (1/0) была принята для минимизации субъективности и обеспечения однозначной интерпретации результатов при группировке объектов, что критически важно для последующего количественного финансового моделирования. Равный вес критериев на данном этапе объясняется задачей методики – выявить контуры базовой, комплексной связанности, обладающие потенциалом для снижения удельных капитальных затрат. Критерий «Единая региональная принадлежность» включен как косвенный индикатор унификации административных процедур и программ поддержки развития, что существенно влияет на скорость и стоимость реализации проектов. Пороговое расстояние в 250 км принято на основе отраслевых расчетов1, оно коррелирует с выводами о предельной рентабельности сухопутных транспортных коридоров в Арктике, где 200–300 км определены как критический диапазон для окупаемости инфраструктурных проектов (Мельников и др., 2020).

Методика предназначена для наземных инфраструктурных систем корпоративных операторов и обеспечивает воспроизводимую процедуру выделения экономико-географических контуров, оценку их пространственной целостности и расчет прямого экономического эффекта от использования общей инфраструктуры. Применение методики формирует основу для системного планирования корпоративных инвестиций и служит инструментом оптимизации капиталоемких решений при освоении Арктической зоны Российской Федерации с позиций региональной и отраслевой экономики.

Результаты и обсуждение . Апробация методики выделения инфраструктурных контуров подтвердила ее эффективность для выявления устойчивых экономико-географических образований в Ямальской и Гыданской областях. Как показано на рис. 3 и детализировано в табл. 3, выделенные пять контуров демонстрируют два принципиально разных логистических и инвестиционно-экономических сценария развития газодобычи в АЗРФ.

Важно отметить, что простое районирование по принципу географической близости (например, с единым буфером в 250 км вокруг ключевых объектов) не позволило бы выявить обнаруженную пятиконтурную структуру. Такое упрощение привело бы к формированию трех крупных образований, в пределах которых смешивались бы проекты с принципиально разной логистической моделью (трубопроводной и СПГ) и, как следствие, с разными инвестиционными профилями, рисками и экономикой. Можно утверждать, что применение комплексной системы бинарных критериев обеспечило не просто детализацию, а качественно новое, структурное понимание экономико-инфраструктурного ландшафта АЗРФ. Ключевым результатом является четкое разделение контуров по типу транспортной системы и, как следствие, по рыночной гибкости, экономике и текущей загрузке мощностей.

Рисунок 3 – Предлагаемое выделение инфраструктурных контуров Ямальской и Гыданской нефтегазовых областей на базе бинарной системы критериев ¹

Figure 3 – Proposed Allocation of Infrastructure Contours of the Yamal and Gydan Oil and Gas Regions Based on a Binary System of Criteria

Таблица 3 – Выделение инфраструктурных контуров Ямальской и Гыданской нефтегазовых областей на базе бинарной системы критериев

Table 3 – Identification of Infrastructure Contours of the Yamal and Gydan Oil and Gas Regions Based on a Binary System of Criteria

Критерий	Инфраструктурный контур
	№ 1	№ 2	№ 3	№ 4	№ 5
1	2	3	4	5	6
Логистический канал транспортировки газа	Газопроводы: – «Новый Порт – КС Ямбург – Тула» (внутренний); – «Уренгой – Помары – Ужгород» (экспорт); – «Ямал – Европа» (экспорт); – «Сила Сибири 2» (экспорт) Морской: – Север Железнодорожный: – Северный широтный ход (вн		– «Бованенково – Ухта» (внутренний); – «Северный поток» (экспорт); – «Сила Сибири 2» (экспорт) ный морской путь (э утренний)	– кспорт) –
Перспективный рынок сбыта газа	– внутренний рынок: трубопроводный газ, кормовой белок; – внешний рынок – страны АТР: трубопроводный газ, СПГ, продукты газохимического комплекса (ГХК), кормовой белок)			Внешний рынок – страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР): продукты ГХК, кормовой белок
Географическая близость инфраструктурных проектов	южная часть полуострова Ямал	северная часть Тазовского полуострова	северозападная часть полуострова Ямал	северовосточная часть полуострова Ямал	северозападная часть полуострова Гыдан

Продолжение таблицы 3

1	2               \	3                 \	4                \	5	6
Единая региональная принадлежность	Ямало-Ненецкий автономный округ
Якорный инфраструктурный проект	Проект «Новый Порт» ПАО «Газпром нефть»	Ямбургский проект ПАО «Газпром»	Бованенковский проект ПАО «Газпром»	Проект «Ямал СПГ» ПАО «Новатэк»	Проект «Арктик СПГ-2» ПАО «Новатэк»
Технологическая совместимость компонентов контура	Ресурсная база: газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения Инфраструктура: подготовка трубопроводного газа и нефти		газокон подготовка трубопроводного газа	денсатные месторождения сжижение природного газа
Соответствие бинарным критериям	6 из 6

Контуры 1–3 (западный трубопроводный вектор), как видно из табл. 4, формируют сложившуюся, но в настоящее время недогруженную инфраструктурную основу, исторически ориентированную на поставки в европейском направлении. Их потенциал роста и экономическая эффективность напрямую зависят от диверсификации экспортных маршрутов, в первую очередь, от реализации проекта «Сила Сибири – 2».

Таблица 4 – Анализ обеспеченности ресурсной базой инфраструктурных контуров ¹

Table 4 – Analysis of Resource Availability of Infrastructure Contours

Контур	Ключевой недропользователь	Запасы газа	Транспортный канал	Проектная мощность	Текущая загрузка, (2023 г.), %	Обеспеченность ресурсной базой*
№ 1	ПАО «Газпром»	1,5 трлн м3	«Новый Порт – КС “Ямбург”»	20 млрд м3/год	55	20 лет (при загрузке 100 %); 40 лет (при загрузке 70 %)
№ 2	ПАО «Газпром»	7,6 трлн м3	«Бованенково – Ухта» «Бованенково – Ухта-2»	115 млрд м3/год	18	30 лет (при загрузке 100 %); 35 лет (при загрузке 90 %)
№ 3	ПАО «Газпром»	11 трлн м3	«Ямбург – Тула»	32 млрд м3/год	49	50 лет (при загрузке 70 %)
№ 4	ПАО «Новатэк»	2,8 трлн м3	танкерный флот	25,2 млрд м3/год	100	15 лет (при загрузке 100 %); 35 лет (при загрузке 80 %)
№ 5	ПАО «Новатэк»	3,7 трлн м3	танкерный флот	30,5 млрд м3/год	0 (запуск в 2024 г.)	25 лет (при загрузке 100 %); 40 лет (при загрузке 90 %)

Примечание: ^* – при расчете длительности загрузки использовались среднестатистические годовые темпы отбора газа 2–5 %.

Контуры 4–5 (восточный и глобальный СПГ-вектор), согласно данным табл. 3, представляют собой новую, более гибкую и экономически обоснованную модель освоения, изначально интегрированную в логистику Северного морского пути. Они демонстрируют полную загрузку (см. табл. 4) или находятся в стадии активного ввода и обладают значительным потенциалом для маневрирования поставками между рынками Европы и АТР, что снижает рыночные риски и повышает рентабельность.

Таким образом, выделение инфраструктурных контуров не просто фиксирует текущее положение объектов, но и выявляет структурный экономический дисбаланс в использовании инфраструктуры АЗРФ, а также определяет приоритеты для корпоративного стратегического планирования. Проведенный анализ позволяет выявить ключевые экономико-географические причины, обусловившие доминирование и инвестиционную привлекательность СПГ-ориентирован-ной модели в новых контурах (№ 4–5), по сравнению с традиционной трубопроводной (контуры № 1–3). К ним относятся:

• 1.    Гибкость и адаптивность логистики: СПГ-модель, основанная на морских поставках, не привязана к фиксированной маршрутной сети, что позволяет оперативно перенаправлять потоки между рынками Европы и Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), минимизируя риски, связанные с изменением конъюнктуры отдельных рынков или геополитическими ограничениями.

• 2.    «Дружественность» к инвесторам: меньшая удельная капиталоемкость на начальном этапе и модульный принцип наращивания мощностей снижают порог входа и позволяют диверсифицировать риски между участниками консорциума, что особенно критично в условиях высокой стоимости капитала для арктических проектов.

• 3.    Снижение зависимости от единой инфраструктурной траектории: в отличие от трубопроводного газа, требующего создания протяженной и капиталоемкой линейной инфраструктуры с предсказуемой загрузкой на десятилетия, СПГ-проекты могут использовать существующую или создаваемую совместно инфраструктуру Северного морского пути, распределяя таким образом затраты и риски на другие отрасли.

Выявленное структурное преобладание СПГ-ориентированной модели в новых проектах является закономерным результатом ее большей адаптивности к современным вызовам и возможностям глобального рынка газа.

Для верификации практической значимости методики был проведен расчет на примере контура № 1 (Южный Ямал), в пределах которого были выделены три группы месторождений, различающиеся удаленностью от инфраструктурного якорного проекта: ближайшая (до 50 км), средняя (до 120 км) и внешняя (до 200 км) зоны (рис. 4).

смп

Сред i

Ямальский биологический заказник

Нефть

Ближайшая зона

>портовское I

(до 50 км)

Южно-K^t

Газ Л

'"Т^мфо-Новопор-

Суровый

Средняя зона (до 120 км)

Внешняя зона (ДО 200 км) "^Г

Ростовце lanbCKoe' ’ ’ "Ч

СМП Северный морской путь

ЕСГ Единая система газоснабжения

---> Транспортные пути для нефти и газа

Рисунок 4 – Внутренняя структура инфраструктурного контура № 1 (южная часть полуострова Ямал) ¹

Условные обозначения

Объекты якорного инфраструктурного проекта

Объект подготовки газа

Газопровод (поставка газа)

Объект подготовки нефти

Терминал (поставка нефти)

Потенциальные инфраструктурные проекты для подключения к якорному

• Figure 4 – Internal Structure of Infrastructure Contour No. 1 (Southern Part of the Yamal Peninsula)

1 Составлено авторами по: Государственный доклад о состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов Российской Федерации в 2022 году … ; Энергия в людях…

Для каждой группы рассчитывалась экономия капитальных вложений (ΔCAPEX) и на основе упрощенной модели оценивалось влияние на ключевые инвестиционные показатели – IRR (годовая процентная доходность инвестиций в проект) и PP (срок окупаемости). В качестве базового сценария принят проект со средними для контура параметрами: срок жизни – 20 лет, среднегодовой денежный поток (CF y ) - 25 млрд руб., что при CAPEX ₀ дает базовый IRR проекта на уровне 14 %.

Расчет CAPEX i для каждой из трех групп основывался на поэлементном анализе возможности использования существующих мощностей. Для каждого подключаемого проекта оценивалась необходимость в строительстве новых отрезков трубопроводов, объектов подготовки и энергоснабжения. Экономия на каждом элементе определялась на основе верифицированных удельных затрат (табл. 5) с учетом расстояния до узлов подключения и технологической совместимости.

Таблица 5 – Удельные капитальные затраты на элементы инфраструктуры, исключаемые при совместном использовании ¹

Table 5 – Specific Capital Costs for Infrastructure Elements Excluded during Joint Use

Элемент инфраструктуры	Удельная стоимость
Магистральные газопроводы (в условиях многолетнемерзлых пород)	190–450 млн руб./км
Объекты подготовки газа (компрессорные станции, установки комплексной подготовки газа (УКПГ))	15–35 млрд руб./объект
Объекты энергообеспечения (линии электропередач (ЛЭП), электроподстанции)	3–8 млрд руб./система
Объекты социально-бытовой инфраструктуры (вахтовый поселок, вахтовый жилой комплекс (ВЖК), вертодром)	2–5 млрд руб./комплекс

Для оценки экономии капитальных вложений, достигаемой за счет отказа от строительства дублирующих объектов, для каждой из трех выделенных групп месторождений был выполнен покомпонентный расчет исключаемых затрат. Он основывался на сценарном подходе, учитывающем расстояние до якорного проекта и, как следствие, различную потребность в создании новых мощностей (табл. 6).

Таблица 6 – Оценка экономии капитальных вложений и ее влияния на инвестиционные показатели в разрезе зон инфраструктурного контура № 1 ²

Table 6 – Assessment of Capital Investment Savings and Its Impact on Investment Indicators by Zones of Infrastructure Contour No. 1

Показатель	Ближайшая зона (до 50 км)	Средняя зона (до 120 км)	Внешняя зона (до 200 км)	Итого по контуру № 1
CAPEX o , млрд руб.	95	167,5	275	537,5
CAPEX i , млрд руб.	75	115	150	340
ΔCAPEX, млрд руб.	20	52,5	125	197,5
Экономия, %	21 %	31 %	45 %	37 %
IRR o , % *	14,0	14,0	14,0	14,0
IRR i , %	16,8	18,9	22,7	19,5
ΔIRR, п.п.	+2,8	+4,9	+8,7	+5,5
PP o , лет	9,5	9,5	9,5	9,5
PP i , лет	7,5	6,5	5,2	6,4
ΔPP, лет	–2,0	–3,0	–4,3	–3,1

Примечание: ^* – расчеты носят оценочный характер и основаны на сценарном анализе с использованием удельных затрат, отмеченных в табл. 5). CAPEX o включает создание полной независимой инфраструктуры. CAPEX i учитывает затраты только на подключение к существующим мощностям зоны и развитие резервов якорного проекта. Процент экономии рассчитан как ACAPEX / CAPEX o . RR o и PP o приведены для базового сценария изолированного освоения. IRR i и PP i - для сценария с использованием инфраструктуры контура. ΔIRR рассчитана по упрощенной модели с k = 1,0, ΔPP = ΔCAPEX / CFy.

Результаты расчетов (табл. 6) демонстрируют, что экономия CAPEX приводит к существенному улучшению инвестиционных показателей. Сокращение срока окупаемости проектов составляет от 2 до 4,3 лет, а прирост IRR – от 2,8 до 8,7 процентных пунктов в зависимости от удаленности от инфраструктурного ядра. Для внешней зоны, где экономия CAPEX максимальна (45 %), проект переходит из категории «приемлемых» (IRR ~14 %) в категорию «высокодоходных» (IRR > 22 %) при стандартной для арктических проектов ставке дисконтирования в 12 %.

Заключение . Проведенное исследование позволило разработать и апробировать методический подход, который эффективно связывает теорию пространственной экономики с практическими задачами корпоративного стратегического планирования в газодобывающем секторе Арктики. Апробация методики в Ямальской и Гыданской областях не только подтвердила ее работоспособность, но и выявила ключевую структурную проблему в освоении АЗРФ: глубокий дисбаланс между недогруженной трубопроводной инфраструктурой, исторически ориентированной на западные рынки, и динамично развивающейся, гибкой моделью, основанной на СПГ и Северном морском пути.

Главным практическим результатом работы является количественная оценка экономического эффекта от предлагаемого подхода. Расчеты на примере контура № 1 (Южный Ямал) показали, что интеграция новых проектов в выделенные инфраструктурные контуры обеспечивает снижение капитальных вложений (CAPEX) на 20–50 %. Этот эффект напрямую трансформируется в улучшение ключевых инвестиционных показателей: прирост внутренней нормы доходности (IRR) составляет от 2,8 до 8,7 пунктов, а срок окупаемости проектов сокращается на 2–4,3 года. Таким образом, методика формирует прозрачную финансовую основу для обоснования инвестиционных решений и определения приоритетов в освоении лицензионных участков.

Научная новизна исследования заключается в успешном синтезе принципов пространственного анализа и корпоративной стратегии, что позволило перейти от качественных описаний к количественному моделированию экономических параметров инфраструктурных систем. Разработанная система бинарных критериев предлагает воспроизводимый алгоритм для идентификации устойчивых экономико-географических образований.

Важно отметить ограничения подхода. Методика носит статический характер на основе данных 2020–2023 гг. и фокусируется на оптимизации CAPEX, в то время как высокие операционные расходы (OPEX) в Арктике могут нивелировать полученную экономию. Кроме того, модель не учитывает морские месторождения, динамику макроэкономических и геополитических факторов.

Перспективы дальнейших исследований видятся в развитии методики в сторону динамической модели, интегрированной в корпоративные, ГИС- и системы поддержки принятия решений. Это позволит учитывать в реальном времени изменения в ресурсной базе, ввод новых мощностей, колебания рыночного спроса и тарифов. Наиболее актуальными задачами являются: интеграция приемов оценки OPEX, учета экологических стандартов и рисков, а также адаптация подхода для морских месторождений.

Представленный методический подход формирует основу для перехода от фрагментарного планирования к системному управлению корпоративной инфраструктурой в АЗРФ, выступая действенным инструментом повышения экономической эффективности и снижения капиталоемкости стратегических инвестиций в арктические проекты.