1. Вступление.В Госдуме РФ состоялись (11.02.2002 г) парламентские слушания по теме «Концепция развития рынка газа в Российской Федерации», на которых обсуждались:

· роль, правовые основы, возможности и проблемы государственного регулирования в формировании газового рынка России;

· международный опыт формирования национальных газовых рынков;

· вопросы государственной защиты прав и интересов российских участников международного газового рынка.

В связи с этим, считаем целесообразным отметить следующие принципиальные положения, которые должны приниматься во внимание при обсуждении проблемы формирования газового рынка России.

В настоящее время деятельность ОАО «Газпром» осуществляется в соответствии с Федеральным законом «О газоснабжении в РФ«, в котором определено, что ЕСГ представляет собой единый имущественный производственный комплекс, состоящий из технологически, организационно и экономически взаимосвязанных и централизованно управляемых производственных и иных объектов по добыче, транспортировке, хранению, переработке и поставке газа.

Планом действия Правительства РФ в области социальной политики и модернизации экономики на 2000-2001 гг, утвержденным распоряжением Правительства РФ № 1072-р от 26 июня 2000 г, было предусмотрено поручение ФЭК России, Минэнерго России, МАП России, Минэкономразвития Рлоссии и ФСФО России разработать и представить на утверждение Правительства РФ «Концепцию развития рынка газа в РФ».

В рамках этого поручения группой специалистов Института Энергетических Исследований РАН (рук. А.А. Макаров) была подготовлена (ноябрь 2000 г) «Концепция развития рынка газа в РФ» (далее Концепция РРГ), которая представляет собой результаты исследований по теме «Статус подотрасли газораспределения», выполненных ИЭИ РАН с привлечением консультационных компаний CERA USA и «Артур Андерсен» в рамках займа МБРР 3876-RU (часть А).

Эта Концепция РРГ была направлена ФЭК России Правительству РФ при возражении Минэнерго России.

По мнению Руководства ОАО «Газпром» в этих материалах содержатся предложения по реструктуризации ОАО «Газпром», которые создают предпосылки для разделения производственно-технологического комплекса ЕСГ.

При этом указывается, что:

· предусматривается проведение мероприятий по: принудительному (а не естественным путем) изменению организационно-правового статуса добывающих обществ «Газпрома» (создание 6-8 новых АО); возложению на добывающие предприятия сбытовых функций по продаже газа покупателям-перепродавцам;

· отсутствуют обоснования и решения ряда принципиальных вопросов энергетической безопасности России (кто будет нести ответственность за обеспечение надежного газоснабжения внутреннего рынка), выполнения межгосударственных долгосрочных обязательств по экспортным поставкам газа, возврата кредитов, полученных для развития ЕГС.

В связи с этим Рабочая группа ОАО «Газпром» подготовила и направила (15 ноября 2000 г) в ФЭК России и другим организациям альтернативный проект Концепции РРГ, в котором:

· сформулированы принципы реформирования единого рынка газа и его приоритеты;

· определены главные условия формирования и развития полноценного рынка газа в России;

· предусмотрена его структура, включая регулируемый и нерегулируемый сегменты рынка, состав основных субъектов рынка;

· приведены предложения по поэтапному развитию сбалансированного рынка газа.

Согласно этому проекту, для развития рынка газа в РФ необходима последовательно осуществляемая и предсказуемая государственная экономическая политика, включающая:

· ценообразование, налогообложение, кредитование, инвестирование;

· нормативно-правовую базу;

· условия свободы предпринимательства и недопущения неоправданного вмешательства в хозяйственную деятельность субъектов бизнеса со стороны ведомств;

· контроль государства за соблюдением своих интересов при осуществлении бизнеса (надежное газоснабжение страны и выполнение международных обязательств по экспортным поставкам газа, пополнение бюджетов всех уровней и др.);

· поддержку реализации крупных долгосрочных проектов.

Рассмотренные варианты Концепции РРГ в РФ концентрируют внимание дискуссии на следующих главных вопросах:

· государственная политика по формированию и регулированию рынка газа в современных экономических условиях России;

· структура газового рынка и состав субъектов бизнеса на этом рынке (в литературе используется термин «институциональная структура»);

· внешняя энергетическая политика России в области ее экспансии на международных рынках УВ.

Все эти принципиальные проблемы формирования, развития и регулирования «рынка газа в РФ» должны обсуждаться и решаться с учетом целого ряда обстоятельств (реалий), присущих только России, как обладателю огромных сырьевых УВ ресурсов в мире, расположенному в очень удобном геополитическом месте среди стран- потребителей УВ, и как потребителю значительного количества УВ, характеризующегося огромными территориями размещения потребителей ресурсов в суровых природно-климатических условиях.

В этом смысле таких субъектов ТЭК в мире нет, даже учитывая США и Канаду.

Поэтому нельзя механически переносить опыт организации и либерализации газового рынка других стран (например, Европы, на которые часто ссылаются оппоненты).

Это первый аспект проблемы, который специалисты «ВНИИГАЗ»а рекомендуют учитывать при ее обсуждении.

В рамках его необходимо помнить, что Россия обладает достаточными различными УВ ресурсами (нефть, газ, уголь) и другими первичными энергоресурсами, которые в различных количествах расположены практически по всей территории страны. Это обуславливает необходимость государственного регулирования топливно-энергетическим балансом на федеральном и региональном уровнях. Положиться в этом случае только на рыночные регуляторы — значит, допустить стратегическую ошибку в обеспечении энергетической безопасности России (по крайней мере в нынешних условиях). Об этом говорят периодически возникающие в России (да и не только в ней) энергетические кризисы.

Это означает также, что формирование федерального и региональных рынков газа должно происходить с учетом оптимальной структуры всех сегментов энергетического рынка.

Второй аспект проблемы связан с необходимостью учета и уважительного отношения к историческим реалиям формирования в бывшем СССР (и теперешней РФ) газовой промышленности и «ее позвоночника» — Единой Системы Газоснабжения (ЕСГ), которая технически и технологически и сегодня охватывает бывшие республики СССР (Узбекистан, Азербайджан, Армению, Молдавию, Литву, Латвию, Эстонию) и страны Восточной Европы.

Политика формирования ЕСГ строилась на принципах обеспечения больших объемов поставок газа крупным потребителям: в первую очередь — в Европейской части СССР — по системам магистральных газопроводов (Сев. Кавказ — Центр, Бухара — Урал, Средняя Азия — Центр, Западная Сибирь — Центр).

В результате в России сложилась уникальная система газоснабжения, когда общая длина магистральных газопроводов относится к суммарной длине распределительных газопроводов низкого давления, как (1 : 2,4) (в США это соотношение составляет 1 : 11,7 ; в Великобритании 1 : 13). Протяженность магистральных газопроводов в РФ составляет около 150 тыс. км, газораспределительных сетей низкого давления — около 360 т.км, в т.ч. в городах — 174 т.км, сельской местности — 186 т.км.

В связи с этим в настоящее время главными задачами обеспечения надежных поставок газа на внутренний и зарубежный рынок являются:

· обеспечение загрузки ЕСГ (в основном потоков Зап. Сибирь — Центр и далее Европа) товарным газом из разрабатываемых и новых месторождений Зап. Сибири и шельфа арктических морей;

· реконструкция и поддержание в надежном состоянии всех элементов ЕСГ, включая линейную часть, компрессорные станции, подземные хранилища газа;

· расширение ЕСГ за счет строительства новых магистральных газопроводов в Европейской части России (из районов Ямала и др.), включая импортные («Голубой поток», «Ямал-Европа» и др.).

Решение этих задач требует огромных инвестиций. Очевидно, что их должен находить хозяйствующий субъект (в данном случае ОАО «Газпром»).

Третий аспект проблемы связан с необходимостью и целесообразностью учета всего комплекса вопросов расширения и формирования новых «локальных» газоснабжающих систем. Напомним, что к действующим «локальным» (региональным) системам газоснабжения (РСГ) сейчас относятся Норильская и Якутская РСГ.

Энергетической стратегией России (ЭСР-2020) предполагается формирование новых РСГ в Восточной Сибири (на базе месторождений Иркутской области и Зап. Якутии), на Сахалине и Приморье, которые будут также обеспечивать выход газа на газовые рынки АТР(Китай, Япония, Корея и др.). Сейчас строятся локальные газовые сети на Камчатке и Чукотке.

Изучается участие России в глобальных проектах поставок газа в Китай и Индию совместно с Туркменией, Узбекистаном, Казахстаном, в т.ч. за счет ресурсов Зап. Сибири.

Отметим, что этот новый сегмент газового рынка технологически мало связан (по крайней мере, на первом этапе) с ЕСГ и проблемы его формирования могут рассматриваться отдельно.

Четвертый аспект проблемы связан с особенностями современного состояния и перспектив развития сырьевой базы газовой промышленности.

2. Сырьевая база газовой промышленности России.

Здесь следует выделить ряд принципиальных вопросов, о которых очень часто забывают в дискуссиях.

Во-первых, следует сказать, что сырьевая база природного газа в России, как ее разведанная, так и прогнозная часть, вполне достаточна и надежна для обеспечения значительных объемов добычи газа. По состоянию на 1.01.2001 г текущие разведанные запасы природного газа (промышленные категории A+B+Ci) составляют около 47 трлн.м³, в том числе в Западной Сибири — около 35 трлн.м³ (74 %). Ближайшие для освоения ресурсы газа (запасы категории С₂ и ресурсы категории С₃ + Д₁) оцениваются в 100 трлн.м³, в том числе по Зап. Сибири — около 51 трлн.м³ (Северные районы).

Этих запасов и ресурсов хватит, по крайней мере, на 80-100 лет для обеспечения постоянной добычи газа в размере 700 млрд.м³/ год (проект ЭРС-2020) и на 50-65 лет для обеспечения постоянной добычи газа в 600 млрд.м³/год по Зап. Сибири.

Таким образом, проблема состоит не в т ом, что ресурсов газа не хватает по количеству (как об этом говорят), а в структуре и качестве ресурсов.

Структура ресурсов (запасов) природного газа определяется в данном случае наличием в его составе отдельных углеводородных (этан, пропан-бутаны, конденсат) и неуглеводородных (гелий, сера и др.) компонентов. Ресурсы этих компонентов невосполнимы и представляют весьма ценную сырьевую базу для газохимии и химической промышленности. Принципы ресурсосбережения и рационального недропользования требуют максимального использования этих ценных невосполнимых компонентов. Для их извлечения требуются дополнительные инвестиции для строительства ГПЗ и ГХК, что значительно удорожает освоение этих объектов.

Сейчас, например, в структуре разведанных запасов газа (категории A+В+Ci) этаносодержащие запасы газа (содержащие более 3 %) составляют около 30% (14,2 трлн.м³), а этан практически не извлекается; запасы гелиосодержащего газа (содержание более 0,05 %)-около 11% (около 5,2 трлн.м³); метаносодержащие — 61 % (28,6 трлн.м³).

Таким образом, увеличение уровней добычи энергетического (топливного) газа может сдерживаться отсутствием инвестиций на строительство ГПЗ и ГХК.

Качество ресурсов (запасов) природного газа определяется в этом случае удельными затратами на их разведку, освоение и добычу, которые (удельные капвложения и себестоимость добычи — «цена газа на устье скважины») зависят от геологической структуры объектов, глубины их залегания, добывных возможностей скважин и объектов, а также инженерно-геологических условий и территориального размещения месторождений.

В последние годы с этой точки зрения самым «качественным» был газ сеноманских залежей Севера Тюменской области. Но эпоха сеноманского газа заканчивается, уже пройден пик его добывных возможностей.

Качество запасов природного газа в дальнейшем (по энергозатратам и удельным инвестициям) на их разведку, освоение и использование будет ухудшаться, т.е. все виды затрат будут увеличиваться.

Одной из характеристик качества разведанных запасов природного газа (ПГ) является также степень их освоения.

В настоящее время в России выявлено 786 месторождений (запасы 46,9 трлн.м³), в т.ч. :

· находятся в разработке : 351 (44,7 %) с запасами 21 трлн.м³ (44,8 %);

· подготовлено к разработке: 66 (8,4 %) с запасами 17,8 трлн.м³ (38 %);

· находятся в разведке : 200 (25,4 %) с запасами 7,9 трлн.м³ (16,8 %);

· законсервировано : 169 (21,5 %) с запасами 0,19 трлн.м³ (0,4 %).

Разведанные запасы ПГ в количестве около 34 трлн.м³ (72 %) относятся к категориям средне и малоэффективных, включая:

· глубокозалегающие (более 3 км) залежи — 6,7 трлн.м³;

· удаленные от МГ (более 500 км) — 17 трлн.м³;

· содержащие сероводород — 4,1 трлн.м³;

· низконапорный газ — 6,1 трлн.м³.

Отмечается также высокая концентрация разведанных запасов ПГ в уникальных и крупнейших месторождениях:

· 21 месторождение (из открытых 786 — 2,7 %, с индивидуальными запасами более 500 млрд.м³) содержит 75 % (35,2 трлн.м³) суммарных запасов;

· 118 месторождений (15 % из открытых с запасами 30 — 500 млрд.м³) содержат 22 % (11 трлн.м³) суммарных запасов.

Упомянутые выше 21 месторождение, содержащие 75 % разведанных запасов ПГ, включают 7 уникальных месторождений (Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Бованенковское, Харасавейское, Штокмановское, Астраханское) с суммарными запасами А+В+С₁ — 24,8 трлн.м³ (53 %) и категории С₂ — 3,9 трлн.м³ , из которых 4 месторождения (Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Астраханское) с запасами категории А+В+С₁ — 16,6 трлн.м³ ( 35 % от общих и 79 % от разрабатываемых) находятся в разработке (категория С₂ — 2,3 трлн.м³ ).

Распределение разведанных запасов ПГ по субъектам недропользования выглядит следующим образом.

? ОАО «Газпром» (на 1.01.01) имеет 115 лицензий (в разработке 70 объектов) с запасами газа категорий А+В+С₁ — 23,2 трлн.м³, С₂ — 3,6 трлн.м³ ; конденсата (изв.) А+В+С₁ — 1,2 млрд.т, С₂ — 0,46 млрд.т ; нефти (изв.) А+В+С₁ — 476 млн.т , С₂ — 360 млн.т . Кроме того, предприятия с долей участия ОАО «Газпром» более 50 % имеют 21 лицензию (в разработке 6 объектов) с запасами газа категории А+В+С₁ — 2,5 трлн.м³ , С₂ — 0,55 трлн.м³ ; конденсата (С₂ — изв.) А+В+С₁ — 73 млн.т, С₂ — 16 млн.т ; нефти (изв.) А+В+С₁ — 174 млн.т , С₂ — 52 млн.т.

? Предприятия с долей участия ОАО «Газпром» менее 50 % имеют 21 лицензию (в разработке 4 объекта) с запасами газа категории А+В+С₁ — 1,1 трлн.м³ и С₂ — 0,92 трлн.м³ ; конденсата А+В+С₁ — 74 млн.т; нефти А+В+С₁ — 112 млн.т , С₂ — 52 млн.т.

? Независимые газодобывающие предприятия (НГДП) имеют лицензии на участки с запасами газа около 3,5 трлн.м³ (7,5 % от общих разведанных);

? Нефтедобывающие компании (НК) имеют лицензии на залежи с запасами ПГ в объеме 10,7 (23 %);

? В нераспределенном фонде запасы ПГ оцениваются величиной 5,9 трлн.м³.

Неразведанная часть ресурсов ПГ в России (перспективные ресурсы — С₃ и прогнозные — Д) оцениваются в 161 трлн.м³ или 68 % от начальных суммарных ресурсов (НСР) — 236,1 трлн.м³.

Структура НСР включает следующие сегменты (трлн.м³/ %):

· накопленная добыча (на 1.01.01) — 12,4 трлн.м³ (5 %);

· разведанные запасы ПГ категории А+В+С₁ — 46,9 (20 %);

· предварительно оцененные запасы категории С₂ — 16,1 (6,8 %);

· ресурсы категории С₃ + Д — 161,3 (68,3 %).

Таким образом, разведанность НСР составляет — 26,8 % (А+В+С₁ + С₂ ), а степень выработанности начальных разведанных запасов — 21,7 %.

НСР и ресурсы газа (С₃+Д) распределены по регионам России следующим образом :

Отметим, что доказанные мировые запасы ПГ, включая Россию, оцениваются (на 01.01.2000 г) в объеме 146,6 трлн.м³, а доля в них России — 32 %. В 1999 г. в мире было добыто около 2312 млрд.м³ газа, в том числе в России — 25 %. Мировые НСР оцениваются в 508 трлн.м³, доля России в них — 46,5 %, мировые неоткрытые ресурсы (возможные + вероятные) — 299 трлн.м³ , доля России в них — 59,4 %.

Все приведенные выше оценки относятся к, так называемым, традиционным ресурсам ПГ. В настоящее время в ведущих странах мира ведутся интенсивные исследования по изучению и технологическим разработкам освоения нетрадиционных ресурсов ПГ. К ним относят: метан угольных пластов, метан газогидратных залежей и др.

Не обсуждая здесь проблему нетрадиционных ресурсов газа, отметим, что эти ресурсы оцениваются очень высоко.

Мировые ресурсы угольного метана оценивается в широких пределах от 86 трлн.м³ до 262 трлн.м³. Почти 50 % ресурсов располагается в б. СССР, 20 % — в Китае, 15 % — в Сев. Америке.

Добыча угольного метана освоена в США и достигает 5 % от общего уровня добычи газа. В России подготовлено ТЭО на опытно-промышленные работы по добыче угольного метана в Кузбассе (ДОАО «Промгаз»)

Мировые ресурсы метана в гидратных залежках оцениваются очень высоко, а их значения очень отличаются от 9000 трлн.м³ до 20000 трлн.м³.

Проблема извлечения метана из гидрата связана с разработкой рентабельных технологий. Однако, по мнению зарубежных экспертов добыча метана из гидратов будет иметь положительный энергетический баланс, а для высвобождения метана потребуется в 13-17 раз меньше энергии, чем тепловая энергия, содержащаяся в добытом метане (Н. Накиценович, А. Грицевский, А. Грюблер, К. Риахи «Мировые перспективы природного газа», Москва-Ижевск, НИЦ, «Регулярная и хаотическая динамика», 2001, 84 стр.).

Таким образом, сырьевая база природного газа в России имеет весьма благоприятные перспективы для увеличения при проведении соответствующих объемов поисковых геолого-разведочных работ (ГРР) для прироста разведанных запасов газа.

Прирост запасов ПГ в России до 1990 года значительно опережал его добычу. Так за период 1960-1990 гг добыто ПГ около 6,4 трлн.м³, а прирост запасов составил около — 53 трлн.м³, т.е. в 8,2 раза больше. В период 1991-1998 гг добыча газа составила около 4,8 трлн.м³, а прирост запасов ПГ — около 5,3 трлн.м³, т.е. больше добычи всего на 10 %.

В 2001 г прирост оценивается всего в 500 млрд.м³ при добыче 581 млрд.м³ , т.е. прирост составляет 86 % от добычи.

Такое состояние с ГРР привело к тому, что балансовые запасы ПГ ОАО «Газпром», начиная с 1998 г, постоянно снижаются, в т.ч. и по Северным районам Тюменской области.

Вместе с этим следует отметить, что дальнейшая стратегия и вытекающая из нее политика проведения ГРР в условиях острой нехватки инвестиций на освоение новых месторождений должна строиться на основе оптимальных объемов освоения уже открытых месторождений.

3. Добыча газа в России.

В 2001 г в России добыто 581 млрд.м³ газа ( природного и попутного) или 99,5 % от уровня добычи в 2000 г. (584 млрд.м³ ).

Основным производителем газа является ОАО «Газпром«, которое дало 511,93 млрд.м³ (88,1 % от общей добычи), что ниже уровня добычи 2000 г на 11,2 млрд.м³ (523,1 млрд.м³ ) или на 2,1 %.

Добыча газа предприятиями с долевым участием ОАО «Газпром» составила 28,5 млрд.м³ (4,9 %).

Таким образом, предпрятиями ОАО «Газпром» и контролируемыми им компаниями добыто около 540 млрд.м³ (93 %).

Независмыми газодобывающими предприятиями, работающими в локальных (региональных) системах газоснабжения (Норильская РСГ, Якутская РСГ)добыто 6,4 млрд.м³ ( 1,1 %).

По данным Минэнерго независимыми производителями газа (НПГ) добыто 31,5 млрд.м³ (на 28,6 % больше, чем в 2000 г). Какие предприятия здесь учтены — непонятно ?

Нефтяные компании (НК) добыли 32,3 млрд.м³ (5,5 %) (данные Минэнерго), а по данным ОАО «Газпром» — 34,5 млрд.м³ (5,9 %). Эти предприятия увеличили добычу газа на 4,1 % (на 3,5 млрд.м³). Самыми крупными производителями газа среди НК являются: Сургутнефтегаз — свыше 11 млрд.м³/год ; Роснефть — около 6 млрд.м³/год; ЛукОйл — около 4 млрд.м³/год.

Основным газодобывающим регионом России остается Надым-Пуртазовский регион (НТТР) Зап. Сибири. На его долю приходится 92,5 % (473,6 млрд.м³) газпромовской добычи и 81 % общероссийской.

В системе ОАО «Газпром» 68 % добычи газа (349 млрд.м³/год) дают три базовые сеноманские залежи Уренгойского (30 % — 156 млрд.м³ ), Ямбургского (31 % — 161 млрд.м³ ) и Медвежьего (6 % — 32 млрд.м³ ) месторождений. другие сеноманские залежи предприятий Надымгазпром (Юбилейное, Ямсовейское) и Ноябрьскгаздобыча (Вынгапуровское, Комсомольское, Вынгаяхинское, Зап. Таркосалинское) дают около 17 % (89 млрд.м³ ). Всего 85,5 % добычи (438 млрд.м³ ). Газоконденсатные залежи Уренгойского и Ямбургского месторождений обеспечивают 7 % (35,6 млрд.м³ ) от общегодовой добычи ОАО «Газпром».

Итак, предприятия ОАО «Газпром» в НПТР обеспечивают 92,5 % его добычи (473,6 млрд.м³/год) и 81,5 % общероссийской добычи.

Другие предприятия ОАО «Газпром» в Европейской части России (Северогазпром — 5 месторождений; оренбурггазпром — 1 месторождение; Астраханьгазпром — 1 месторождение; Кубаньгазпром — 43 месторождения; Кавказтрансгаз — 12 месторождений) дали в 2001 г — 38,4 млрд.м³ (7,5 %).

4. Структура системы газоснабжения России и экспортных поставок.

В б. СССР стратегия развития газовой промышленности основывалась на формировании Единой системы Газоснабжения (ЕСГ), которая охватывала все основные газодобывающие регионы России (Север Европейской части, Северные регионы Тюменской области, Томскую область, Урало-Поволжье, Сев. Кавказ) и стран СНГ (Украины, Туркмении, Узбекистана, Казахстана), включала системы магистральных газопроводов внутри б. СССР (Средняя Азия — Центр, Бухара — Урал, Северный Кавказ — Центр, СРТО — Центр и др.), систему ПХГ и систему распределения газа.

В настоящее время в России действует только часть этой системы, которая, в основном, обеспечивает поставки газа из СРТО по северному, центральному и южному направлению.

Обеспечение внутренних потребностей Урала и Европейской части России во многом будет зависеть от загрузки ЕСГ России, и , в первую очередь. от загрузки СМГ «СРТО — Центр».

ВНИИГАЗ’ом была сделана оценка технически возможной пропускной способности системы МГ из НПТР при различных объемах инвестиций для ее реконструкции .

(млрд. м³)

Таким образом, образующийся к 2010 г резерв технической пропускной способности МГ из НПТР в объеме 60-80 млрд.м³/год может быть использован либо для подачи газа из новых месторождений Обско-Тазовских губ (ОАО «Газпром»), либо для газа, добытого независимыми производителями.

Другие возможности для увеличения добычи газа НПГ имеются в Восточной Сибири (Ковыктинское газоконденсатное месторождение и др.), Республика Саха, на шельфе Сахалина. Эти объекты не будут связаны с ЕСГ России и будут поставлять товарный газ на новые восточные внутрироссийские рынки и зарубежные рынки АТР (Китай, Корея, Япония и др.).

В 2001 г на внутренний рынок России было поставлено 406,9 млрд.м³ (70 % добытого газа), что на 2,2 % (9 млрд.м³) больше, чем в 2000 г. В том числе предприятиям электроэнергетики поставлено — 141,3 млрд.м³ ( на 3,8 % больше 2000г), а доля газа в структуре котельно-печного топлива ЭС составила 65 %.

Экспорт газа составил 178,1 млрд.м³ ( 92 % от уровня 2000 г), в т.ч. в страны ближнего зарубежья 48,6 млрд.м³ (или 82,2 % от уровня 2000 г) и в страны дальнего зарубежья 131,5 млрд.м³ (98,5 % от уровня 2000 г).

В ПХГ закачено 46,8 млрд.м³, в т.ч. в ПХГ России — 45 млрд.м³.

Расширение ЕСГ продолжалось за счет:

? ввода в эксплуатацию 1-ой очереди (35 млрд.м³ /год) Заполярного месторождения;

? строительства экспортных газопроводов «Голубой поток», «Ямал — Европа», а также СРТО — Торжок.

Кроме того сооружаются или проектируются локальные газопроводы на Камчатке и Чукотке.

В 2001 г производство сжиженных УВ газов составило 6850 т.т (+4 % к уровню 2000 г), из которых были поставлены :

— промышленности, автотранспорту и населению — 2220 т.т (+18 % к 2000 г), в т.ч. для населения 1500 т.т (+8 % к 2000 г);

— нефтехимии 3730 т.т (+9 % к 2000 г).

При разработке концепций формирования газового рынка в России особое внимание следует уделять проблемам газификации населения.

В настоящее время магистральные и распределительные газопроводы обеспечивают поставки сетевого газа в 1500 городов и поселков городского типа, более 18 тысяч населенных пунктов в сельской местности. Газифицировано сетевым газом около 25,5 млн. квартир, в т.ч. 3,8 млн. квартир в сельской местности. Уровень газификации 49,3 % (сетевой газ) в т.ч. в сельской местности — 26,2 %, в городах — 57,5 %. Наиболее газифицированы центральные и и южные регионы России, а также Поволжье. В то же время ряд регионов Сибири и Д. Востока (Бурятия, Кемеровская и Иркутская области, Приморский край и др. ) только начинает газифицироваться.

На долю сельского хозяйства приходится только 10 % общего потребления газа.

Хроническое отставание развития газификации регионов России, связанное в первую очередь с финансовым параличем строительства распределительных сетей и подключения новых потребителей приводит к омертвлению огромных средств, вложенных в добычу, транспорт и строительство газопроводов — отводов в расчете на предусмотренный ранее объем потребления газа. Уровень загрузки газораспределительных сетей оценивается в 40 %.

Поэтому возникла необходимость расширения масштабов организационного и финансового участия ОАО «Газпром» в газификации регионов РФ. Это участие определено Уставом ОАО как один из основных видов деятельности и направлено на формирование взаимовыгодных отношений с субъектами РФ.

Оно преследует:

· социальные цели, направленные на улучшение условий труда и быта населения, улучшения экологической обстановки;

· экономические цели, направленные на формирование и расширение платежеспособного внутреннего рынка газа, обеспечение оптимального распреде-ления и достаточного уровня возврата собственных и привлеченных средств в долгосрочном периоде.

·При выполнении программы газификации в период 1996-2000 гг источники финансирования включали:

· региональные и местные бюджеты — 62 %:

· средства потребителей газа, газораспределительных организаций, ОАО «Газпром» — 27 %;

· федеральный бюджет — 3 %.

Крайне низкие тарифы на газ в системе газоснабжения не покрывают расходы на эксплуатацию газопроводов, затраты на ремонт и реконструкцию газовых сетей, строительство которых проводилось 20-30 лет назад. Выручки от реализации газа не хватает на покрытие амортизационных отчислений на восстановление естественного старения газораспределительных мощностей.

Все это ведет к снижению промышленной безопасности распределительной системы вцелом.

В условиях дефицита «большого газа» особое значение преобретает освоение малых и нетрадиционных УВ ресурсов регионального и местного значения. По нашим оценкам только в Европейской части России имеется около 185 малых месторождений ПГ (с запасами менее 40 млрд.м³) с суммарными запасами около 420 млрд.м³ (категории А+В+С₁+С₂).

5. Прогноз добычи газа ОАО «Газпром».

Общеизвестно, что главной проблемой современного состояния газовой промышленности и перспектив ее развития является нехватка инвестиций для:

· реконструкции и обновления основных фондов в добыче, транспорте и ПХГ;

· ввода новых объектов.

Так, например, по словам А. Рязанова (Зам. председателя Правления ОАО «Газпром») потребность ОАО «Газпром» в инестициях составляет около 140 млрд.руб./год (около 4,7 млрд.долл./год), а чистая прибыль (с учетом повышения цен в феврале 2002 г до 18 д/т.м³ » 540 руб/т.м³) оценивается в 73 млрд.руб./год (около 2,4 млрд.долл./год), или около 50 % от объема необходимых инвестиций.

В последнее время в ОАО «Газпром» проводились интенсивные исследования по прогнозу уровней добычи газа на основе имеющихся возможностей освоения новых объектов газодобычи.

Для этого были оценены добывные возможности прочих газодобывающих предприятий ОАО «Газпром», за исключением объектов в Зап. Сибири, которые дали в 2001 г — 38,4 млрд.м³ (8 % добычи). В дальнейшем по ним прогнозируется медленное падение добычи газа до уровня : 2005 г — 34,5 млрд.м³; 2010 г — 28,2 млрд.м³; 2015 г — 32,7 млрд.м³; 2020 — 32,6 млрд.м³.

По разрабатываемым месторождениям уровни добычи газа оценивались по проектным документам с учетом инвестиций, необходимых для бурения дополнительного количества скважин, капитального ремонта скважин (КРС) и ввода проектных мощностей по ДКС. За период 2002-2010 гг (данные ООО «НИИгазэкономики») для обеспечения добычи по этой группе месторождений необходимо 5,1 млрд.долл инвестиций.

Кроме того, в период 2002-2010 гг вводятся неразрабатываемые площади разрабатываемых месторождений (Песцовая, Анерьяхинская, Харвутинская), для чего необходимо 15,3 млрд.долл., всего: 5,1+15,3=20,4 млрд.долл.

В этом случае можно ожидать следующие уровни добычи газа по НПТР.

В 2015 г по оценкам добычи газа по группе разрабатываемых месторождений НПТР составит 373 млрд.м³, по прочим регионам 32,7 млрд.м³;

всего: 405,7 млрд.м³.

В 2020 г — эти цифры соответственно составят — 293,3 и 32,6 млрд.м³;

всего: 325,9 млрд.м³.

Следует отметить, что по оценкам для проведения КРС необходимо в период 2002-2005 гг вложить около 420 млн.долл. в противном случае потеря добычи газа по разрабатываемым месторождениям может составить в 2005 г около 55-60 млрд.м³ (11-12 %), а в целом составить вместо 486,3 млрд.м³ только 426-436 млрд.м³.

Из представленных данных следует, что без ввода новых месторождений максимальный уровень добычи составит в 2003 г — 530 млрд.м³. Этот объем добычи принят в ОАО «Газпром» за базовый на период до 2020 г. Однако, следует отметить, что в зависимости от объемов инвестиций возможный уровень может измениться от 470 млрд.м³ до 560 млрд.м³.

Дальнейшая стратегия ОАО «Газпром» по уровням добычи газа строится на основе ввода новых месторождений для поддержания годовой добычи на уровне 530 млрд.м³.

Для этого из новых месторождений нербходимо добывать:

В 2015 г добыча из новых месторождений должна составить — 124,3 млрд.м³ (23,4 %), в 2020 г — 204,1 млрд.м³ (38,5 %).

В качестве новых объектов рассматривались различные варианты освоения новых месторождений в НПТР (объекты в Обской и Тазовской губах, ачимовские залежи) и на Ямале.

Ямальский район является по своей ресурсной базе стратегическим газонефтеносным регионом России. По состоянию на 01.01.2001 г запасы газа по 18 газовым и газоконденсатным месторождениям оцениваются по категории А+В+С₁ — 10,5 трлн.м³, С₂ — 341 трлн.м³. Извлекаемые запасы нефти по категориям А+В+С₁ — 292 млн.т, конденсата — 228 млн.т.

Весьма перспективным на УВ является Приямальский шельф Карского моря, на котором уже выявлены уникальные месторождения (Русановское, Ленинградское). Здесь реально прирастить до 2030 г свыше 9 трлн.м³ газа, всего по Ямалу — 11,7 трлн.м³ газа и 600 млрд.т жидких УВ.

В связи с этим после длительных обсуждений в качестве базового варианта освоения новых месторождений был принят в ОАО «Газпром» «ямальский вариант».

В связи с этим вариантом предполагается:

до 2007 г поддерживать добычу газа за счет ввода новых месторождений в НПТР, которая составит в 2006 г — 13,5 млрд.м³; в 2007 г — 16 млрд.м³; в 2008 г — 20 млрд.м³; в 2009 г — 21,2 млрд.м³; в 2010 г — 24 млрд.м³.

С 1997 г вводится в разработку Бованенковское месторождение, добыча газа по которому возрастает к 2010 г до 30,2 млрд.м³.

Для освоения новых месторождений потребуются инвестиции в объеме (млрд.долл.):

? 2002-2005 гг — 6,5, в т.ч. в НПТР — 5,6 и 0,9 на Ямале;

? 2006-2010 гг — 8,8, в т.ч. в НПТР — 4 и на Ямале — 4,8.

Всего: 2002-2010 гг — 15,3 млрд.долл.. в т.ч. в НПТР — 10,6 млрд.долл. и на Ямале — 5,7 млрд.долл. (в бурение 160 скв. — 0,3 млрд.долл. и обустройство — 5,4 млрд.долл.).

Всего добывные возможности 3 первоочередных месторождений ПГ Ямала (Бованенковского, Харасавейского, Крузенштерновского) оцениваются в 147 млрд.м³/год (запасы газа категорий А+В+С₁ — 5,6 трлн.м³, С₂ — 0,91 трлн.м³), а всего Ямала — 240 млрд.м³/год.

Суммарный объем добычи с Бованенковского месторождения по проекту составляет 140 млрд.м³/год, в т.ч. по ап+сеноманским объектам — 115 млрд.м³/год и 25 млрд.м³ по неоком-юрским объектам. Предполагается 90 млрд.м³/год (до 2015 г) ямальского газа направить по газопроводу Бованенково-Ямбург (460 км), остальные 150 млрд.м³ по проектному направлению : Бованенково-Байдарацкая губа — Ухта — Торжок.

Затраты в сооружение трех ниточной системы газопроводов на Ямбург оцениваются в 5,7 млрд.долл.

Суммарные капвложения на освоение Бованенковского и Харасавейского месторождений на объем добычи 178 млрд.м³/год и около 4 млн.т. стабильного конденсата оцениваются в 15,6 млрд. долл. Расчетная средняя себестоимость добычи газа — 10,59 т.м³, промысловая цена добычи газа при ВНД — 15 % составит 21,5 д/ т.м³. Расчетная промысловая цена стабильного конденсата — 135 долл./т.

Очевидно, что при существующих ценах на газ (внутри России) и налоговых сборах разработки Ямальских месторождений ПГ будет нерентабельной.

Всего капвложения по «ямальскому варианту» оцениваются 41млрд.долл, в т.ч. в трубопроводы до г. Ухта — 31,8 млрд.долл (78 %).

6. Заключение.

Анализ ресурсной базы газовой промышленности России показывает, что разведанные запасы газа в объеме (46,9 млрд.м³ (категории А+В+С₁) могут обеспечить годовые объемы добычи газа на уровне 700-750 млрд.м³. Для обеспечения такой добычи на долгосрочную перспективу необходимо прирастить запасы газа в период до 2030 г в объеме около 30 трлн.м³ с доведением разведанных запасов на 1.01.2031 г до 56 трлн.м³. Этот прирост запасов газа включает шельф Арктических и Дальневосточных морей — около 11 трлн.м³.

Приоритетными направлениями расширения сырьевой базы являются:

1. Тимано-Печорский регион.

2. Шельф Баренцевого и Печорского морей.

3. Урало-Поволжский район (подсолевые и девонские отложения Астрахан-ского свода).

4. Западная Сибирь (месторождение Ямала, ачимовская свита НПТР, подго-товка запасов в Тазовской и Обской губах, суша Гыдана и др.).

5. Восточная Сибирь и Д. Восток (Эвенкийский АО, Иркутская область, Республика Саха).

6. Шельф Охотского моря и шельф Сахалина.

По некоторым из этих районов ООО «НИИгазэкономика» сделала экспертные оценки прогнозных себестоимостей добычи газа на новых месторождениях. Они оказались больше средней себестоимости разрабатываемых месторождений:

· в 5-20 раз по ареолу Ямбургского месторождения;

· в 6 — 10 раз по ареолу Уренгойского месторождения;

· в 3 раза в Оренбургской области.

Практически близки себестоимости добычи газа по разрабатываемым и новым месторождениям на Северном Кавказе, Тимано-Печоре.

Таким образом, все большая часть старых (разрабатываемых) и новых запасов природного газа будет попадать в категорию, так называемых средне- и малоэффективных запасов. В итоге ресурсная база газовой промышленности по ее качеству или, так называемые, «коммерческие или товарные ресурсы» природного газа (количество газа, которое может быть рентабельно реализовано на газовом рынке) могут уменьшаться со временем при одновременном росте физических ресурсов газа.

Переломить эти тенденции можно за счет соответствующей экономической и инновационной стратегии и политики.

В связи с этим необходимо и целесообразно разработать и реализовать принципиально новую инновационную стратегию и политику в области газовой промышленности России.

Эта стратегия должна обеспечить:

· конкретное снижение удельных инвестиций на освоение новых газодобы-вающих объектов и повышение эффективности разрабатываемых объектов, существенно влияющих на гибкую ценовую политику на внутреннем газовом рынке России;

· конкурентноспособность российского газа на зарубежных рынках.

Не секрет, что длительная эксплуатация дешевых сеноманских газовых залежей Зап. Сибири и заложенные в проектах их освоение значительные резервы породили «отрицательный инновационный эффект«, когда рентабельная добыча газа обеспечивалась без значительных затрат в инновационную деятельность, в т.ч. и на развитие научно-технического потенциала отрасли. Отдельные проблемы решались за счет импортной техники и технологий.

Впервые разработанные в России новые технологии и техника (ГРП, горизонтальные скважины, вскрытие пласта на «депрессии» и многое другое) не были востребованы, а потому не реализованы.

Значительно сократилась и морально устарела экспериментальная база, слабо используются информационные технологии и прочее.

Если не исправить кардинально инновационную политику, не следует ожидать роста «коммерческих» ресурсов газа и снижения темпов роста удельных затрат на добычу газа.

Планируемые уровни добычи газа по ОАО «Газпром» — 530 (базовый) — 560 млрд.м³. Для достижения уровней добычи газа 700—750 млрд.м³/год необходимо, чтобы НК и НПГ добывали 170-190 млрд.м³/год. По нашим оценкам добыча газа в Восточной Сибири и Дальнем Востоке к 2020 году может оцениваться в объеме 55-60 млрд.м³/год., в том числе на шельфе Сахалина около 15 млрд.м³/год. В связи с этим основные объемы добычи газа (115-130) млрд.м³/год НК и НГП должны освоить в Западной Сибири и Тимано-Печорском районе.

Эти объемы должны быть поставлены в ЕСГ за счет строительства новых газопроводов и расширения существующей системы.

Принципиально важной проблемой эффективного использования ресурсов ПГ в национальном хозяйстве России принципиально отличается от, например, Западной Европы. Если в Зап. Европе потребление газа коммунально-бытовыми и мелкими потребителями составляет 41 % от общего потребления, то в России — 12-13 %. Электроэнергетика в Западной Европе потребляет 22-27 % газа, а в России — 37- 40 %.

Приведенные показатели не предназначены для того, чтобы строить структуру потребления газа в России по примеру Зап. Европы.

Слишком различается экономический и социальный уклад в Зап. Европе и России, территория стран и размещения потребителей газа.

Однако, следует обратить внимание на весьма низкий уровень использования ПГ в коммунально-бытовом секторе городов и сельском хозяйстве.

Необходимо провести детальный объективный анализ сложившейся в России структуры добычи газа по регионам и структуры потребления газа различными категориями потребителей, в т.ч. и платежеспособными. Такая работа по регионам РФ начала проводится в ДОАО «Промгаз».

И, наконец, необходимо рассмотреть проблему ресурсосбережения ПГ и всех его ценных компонентов в рамках общей программы развития в России газохимического производства для замещения импортных полимерных и пластмассовых продуктов, широкого их использования в национальном хозяйстве.

При разработке концепций формирования газового рынка в России следует проанализировать экспортные возможности сопредельных государств СНГ (Туркмении, Казахстана, Узбекистана) для поставки ПГ в Россию и использования ими ЕСГ для транзитных поставок газа.

Долгосрочные перспективы развития газовой промышленности России в ХХ1 веке будут определяться общими мировыми тенденциями развития энергетики в направлении «декарбонизации» энергоносителей, использование новых метановых и водородных технологий для значительного сокращения выбросов углекислого газа в атмосферу, разработки и реализации новых транспортных технологий доставки энергии потребителям.

Все эти тенденции необходимо обозначить и учесть в программах реструктуризации газовой промышленности.