Газовая отрасль России и основные тенденции ее развития: добыча газа и эксплуатация месторождений

07.09.2007
Источник: Группа ЭРТА
Автор: Группа ЭРТА
Дата публикации: 17.11.01
ERTA Group

Объемы добычи и добывающие организации

Российская Федерация характеризуется широким и неравномерным распределением газовых месторождений, обладающих различной экономической ценностью и различной степенью промышленного освоения. Более подробно о распределении запасов газа и перспективах освоения новых регионов добычи см. в Главе 2 настоящего отчета. Распределение запасов и накопленной добычи газа по территории Российской Федерации показано в следующей таблице:

Районы

Суммарные начальные ресурсы, трлн.куб.м

Разведанные текущие запасы, трлн.куб.м

В том числе разрабатываемые запасы, %

Добыча с начала разработки, трлн.куб.м

Россия, всего

235,6

47,8

42

9,48

Суша, в т.ч.

160,3

43,9

46

9,47

Западная Сибирь

97,8

36,9

43

7,19

Восточная Сибирь и Дальний Восток

44,2

2,1

10

0,07

Урал-Поволжье

13,9

4,0

97

1,16

Север Европейской части

2,4

0,6

33

0,38

Северный Кавказ

2,0

0,3

83

0,67

75,3

3,9

0,2

0,01

Основной геологической особенностью разведанных запасов газа в Российской Федерации является их концентрация в уникальных и крупных месторождениях. Принимая во внимание сверхконцентрированность запасов газа в нескольких крупнейших и крупных месторождениях, сосредоточенных в северных районах Тюменской области, при освоении месторождений была принята так называемая стратегия «очагового» освоения. При реализации этой стратегии в первую очередь проводилась разработка крупнейших уникальных месторождений (Медвежье, начало освоения — 1972г., Вынгапуровское — 1979г., Уренгойское — 1977г., Ямбургское — 1986г.). В ходе работ создавалась производственная и социальная инфраструктура, прокладывались транспортные сети. В дальнейшем, по мере выработки уникальных месторождений с высокими технико-экономическими показателями эффективности, созданная инфраструктура будет использована как плацдарм для разработки расположенных в том же регионе менее крупных и эффективных месторождений.

В настоящее время базовые месторождения Западной Сибири, обеспечивающие основную часть текущей добычи, в значительной мере уже выработаны. В 2000г. на месторождениях, вступивших в период падающей добычи, было получено свыше 85% газа в России.

Месторождения

Накопленная добыча с начала эксплуатации, млрд.куб.м

Утвержденные запасы, млрд.куб.м

Отбор газа от запасов, %

Уренгойская площадь 2954,7 3643,4 81,0
Б. Уренгой 3821,6 7719,0 49,5
Медвежье 1471,7 2200 80,1
Вынгапуровское 282,5 415,0 68,0
Вуктыльское 347,0 372,0 93,3
Оренбургское 923,3 1643,7 56,2

Вторым по объемам добычи газа регионом России после Западной Сибири является , где дочернее общество ОАО «Газпром» — «Оренбурггазпром» добывает более 20 млрд.куб.м газа в год.

В соответствии с существующей в России системой учета объемов добычи газа в это объемы включают не только природный, но и попутный нефтяной газ, поэтому при анализе отчетных документов требуются дополнительные пояснения.

Независимые международные источники приводят следующие данные по объемам добычи природного газа (без ПНГ) в странах мира с наибольшими объемами добычи газа в 2000г.:

1. США — 555,6 млрд.куб.м или 22,9% мировой добычи.

2. Россия — 545 млрд.куб.м (22,5%).

3. Канада — 167,8 млрд.куб.м (6,9%) .

4. Великобритания — 108,1 млрд.куб.м (4,5%).

5. Алжир — 89 млрд.куб.м (3,7%).

6. Индонезия — 63,9 млрд.куб.м (2,6%), газ из Индонезии в основном экспортируется в виде СПГ.

7. Иран — 60,2 млрд.куб.м (2,5%).

8. Нидерланды — 57,2 млрд.куб.м (2,4%).

9. Норвегия — 52,4 млрд.куб.м (2,2%), в самой Норвегии добываемый газ почти не потребляется, а поступает на экспорт.

10. Узбекистан — 52,2 млрд.куб.м (2,2%).

11. Туркмения — 43,8 млрд.куб.м (1,8%).

Динамика добычи газа и прогноз на перспективу

Динамика добычи газа в Российской Федерации за последнее десятилетие характеризовалась существенным падением объёмов добычи с уровня свыше 640 млрд.куб.м в 1991г., до 571 млрд.куб.м в 1997г., после чего объём добычи стабилизировался на уровне 580 — 590 млрд.куб.м (см. график).


Можно выделить два основных периода в газодобыче в России за последнее десятилетие. До 1997г. основной причиной падения добычи газа было падение платежеспособного спроса на него, связанное с общим экономическим спадом в стране. Определённое влияние оказывало также снижение уровня добычи нефти нефтедобывающими предприятиями и связанное с этим снижение объёмов поставки сухого отбензиненного газа (продукта переработки попутного нефтяного газа, добываемого одновременно с добычей нефти) в газотранспортную систему ОАО «Газпром». С 1998г. основной причиной падения уровня добычи газа в России явилось сокращение добычи ОАО «Газпром» вследствие упомянутого выше снижения добычи газа из разрабатываемых ныне месторождений. Объем добычи газа ОАО «Газпром» упал с 589,5 млрд.куб.м в 1990г. до 523,8 млрд.куб.м в 2000г. Причем объемы добычи газа в стране в 1998г. и в 1999г. были почти равны, а падение добычи газа ОАО «Газпром» было скомпенсировано соответствующим увеличением добычи газа т.н. независимыми производителями (в основном связанными с Компанией «»). Но в 2000г. падение объемов добычи ОАО «Газпром» на 24,4 млрд.куб.м уже не было скомпенсировано ростом добычи независимых производителей на 13,9 млрд.куб.м. Что же касается ПНГ, то при некотором росте объемов его добычи (в связи с ростом объемов добычи нефти в 2000г. и в 2001г.) объемы сдачи сухого отбензиненного газа в систему магистральных газопроводов ОАО «Газпром» продолжают уменьшаться, поскольку нефтяные компании начали строить собственные установки для утилизации ПНГ.

В перспективе до 2010г., в зависимости от экономических условий функционирования газовой отрасли и экономики страны в целом, объём добычи газа по России прогнозируется на уровне 620 — 650 млрд.куб.м.

Основным газодобывающим районом страны в будущем останется Надым — Пур-Тазовский район Западной Сибири, хотя его доля и снизится к 2020г. примерно до 64-60% против 87% в настоящее время.

С целью компенсации снижения добычи газа на разрабатываемых ныне крупных месторождениях, начиная с 2006г. предполагается начать разработку месторождений в акваториях Обской и Тазовской губ, Штокмановского месторождения на шельфе Баренцева моря, а в последствии — месторождений полуострова Ямал. Приоритет в освоении Штокмановского месторождения по отношению к месторождениям полуострова Ямала обуславливается меньшими в 1,5 раза удельными затратами на освоение (по данным ОАО «Газпром»). Кроме того, освоение месторождений полуострова Ямал сдерживается нерешенностью экологических проблем.

Крупным центром газодобычи после 2010г. станет Ковыктинское месторождение в Иркутской области. Динамика добычи газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке будет определяться в значительной степени эффективностью экспорта газа в страны АТР. При высоком спросе на российский газ в странах АТР и льготных налогово-кредитных условиях, добыча в этих районах может увеличиться до 50-55 млрд.куб.м.

Ожидается существенное увеличение объемов добычи газа на шельфе о.Сахалин и в Якути (прежде всего, за счет Чаяндинского месторождения).

В целом по России добыча газа на ныне действующих месторождениях составит к 2020г. около 142 млрд.куб.м. Свыше 76% добычи свободного газа должно быть получено на новых месторождениях. Ожидается развитие региональных программ освоения мелких, низкодебитных месторождений и залежей, особенно в экономически развитых европейских районах.

Распределение добычи по недропользователям — ОАО «Газпром», независимые производители, нефтяные компании

Крупнейшим недропользователем и добывающей компанией в газовой отрасли России является ОАО «Газпром». На его долю в настоящее время приходится свыше 90% от общей добычи газа.

При этом нефтяные компании добывают в основном ПНГ.

 
   


Добыча газа в ОАО «Газпром» осуществляется газодобывающими предприятиями — дочерними обществами ОАО «Газпром». Перечень этих предприятий, объёмы добываемого ими газа и прогноз добычи на перспективу приведён в следующей таблице (в млн.куб.м):

 

1999

2000

2001

Прогноз

2002

2003

2004

2005

2010

Уренгойгазпром

209089

193338,8

180900

165800

152300

147200

141700

122200

Ямбурггаздобыча

175881,1

167980,8

185700

210600

225000

228900

233900

234000

Надымгазпром

72371,9

73614,9

71100

69100

67900

65400

63100

75000

Ноябрьскгаздобыча

49659,0

48992,9

48500

48200

49100

52900

56000

57000

Оренбурггазпром

24772,6

24114,6

22500

21200

19600

18500

17400

16000

Севергазпром

3258,2

3331,6

3100

3200

3200

3200

4000

9200

Астраханьгазпром

8701,4

9752,5

9300

10000

11000

12000

12000

15000

Кубаньгазпром

1658,2

1736,7

1700

1700

1700

1700

1700

1500

Кавказтрансгаз

209,7

253,9

200

200

200

200

200

100

Тюментрансгаз

36

34,1

0

0

0

0

0

0

ВСЕГО

545637,1

523150,8

523000

530000

530000

530000

530000

530000

Отметим, что по сложившейся в ОАО «Газпром» традиции названия дочерних обществ как правило отражают специфику их работы. Организации с названием «…газодобыча» занимаются в основном добычей газа, «…трансгаз» — транспортировкой газа (если ведется добыча, то в небольших объемах), «…газпром» — совмещают деятельность по добыче и транспортировке газа по магистральным газопроводам.

В то же время, согласно прогнозам ОАО «Газпром» и Энегетической стратегии России на период до 2020 года, доля ОАО «Газпром» в общероссийской добыче газа будет постепенно снижаться за счёт увеличения добычи газа независимыми производителями, что проиллюстрировано на приведённой ниже диаграмме.

 
   


В [ДОБЫЧА-1] имеются данные по добыче газа за январь 2001г. в которых приведен список газодобывающих организаций России и относительная доля их добычи. Остановимся на некоторых из них более подробно.

Работающее исключительно в Норильском регионе ОАО «» было выделено из Мингазпрома СССР и приватизировано как независимое предприятия (38% акций до сих пор находятся в собственности РФ). Предприятие расположено в среднем на расстоянии 400 км от единой системы газоснабжения России и, соответственно, не располагает экспортным потенциалом. Предприятие поставляет газ по магистральному газопроводу в г.Дудинку и г.Норильск. Годовой уровень добычи газа упал с 4,2 млрд.куб.м газа в первой половине 90-х годов до 3,7 млрд.куб.м в 2000г. Падение было бы еще большим (что неминуемо привело бы к энергетическому кризису в Норильском промышленном узле), т.к. эксплуатируемые ОАО «Норильскгазпром» сравнительно небольшие месторождения на севере Красноярского края (Мессояхское, Южно- и Северо-Соленинское) находятся в завершающей стадии разработки и добычи газа, но два года назад была начата эксплуатация Пеляткинского месторождения (которая должна была начаться гораздо раньше, т.к. приватизационный аукцион по Норильскому металлургическому комбинату включал инвестиционное условие по финансированию разработки месторождения, но это условие не было выполнено в свое время). Специалисты компании полагают, что полное прекращение добычи газового конденсата на месторождениях может произойти уже в 2010г., а сокращение добычи природного газа на эксплуатируемых месторождениях до 100 млн.куб.м в год — к 2020г.

Весьма тяжелой является ситуация в другой самостоятельной (не интегрированной в ОАО «Газпром») региональной газовой компании — ОАО «Якутгазпром». Компания в настоящее время контролируется национальной якутской нефтегазовой компанией ОАО ННГК «Саханефтегаз», которая, в свою очередь, контролируется Администрацией Республики Саха-Якутия. ОАО «Якутгазпром» добыло в 2000г. 1,6 млрд.куб.м газа и эксплуатирует три газоконденсатных месторождения (Мастахское, Среднвилюйское и Среднеботубинское), находящиеся в стадии довыработки (рабочий дебит скважин — от 40 до 200 тыс.куб.м газа в сутки). Крайне изношен магистральный газопровод до Вилюйска и Якутска, компрессорные и газораспределительные станции, находятся в эксплуатации уже более 25 лет. В момент пиковых нагрузок энергопотребления (декабрь — январь), нагрузка на газотранспортную сеть ОАО «Якутгазпром» на 60% превышает регламентную. В настоящее время ОАО ННГК «Саханефтегаз» буквально «лихорадочно» ищет стратегического партнера (была попытка организации сотрудничества с ЮКОСом при проведении конкурса на Толоканское месторождение, соглашение о сотрудничестве подписано с ОАО «Газпром», недавно было объявлено о переговорах с Китайской Национальной Нефтяной Корпорацией). Наиболее перспективным проектом по добыче газа является проект разработки Чаяндинского месторождения.

Объем добычи региональных газовых компаний ОАО «Якутгазпром» и ОАО «Норильскгазпром» в ближайшей перспективе останется неизменной.

Еще одной региональной нефтегазовой компанией является ОАО «Сахалинморнефтегаз», контролируемое ОАО «Роснефть» (в свою очередь контролируется государством), которое еще с советских времен добывает газ на суше о.Сахалин о поставляет его по магистральному газопроводу потребителям о.Сахалин и Хабаровского края (до Комсомольска-на-Амуре). Объем добычи газа в 2000г. составил 1,8 млрд.куб.м. Зачастую объемы добычи природного газа ОАО «Сахалинморнефтегаз» включают в общие объемы добычи нефтяных компаний (в основном ПНГ). Ожидается увеличение объемов добычи газа за счет участия ОАО «Сахалинморнефтегаз» и ОАО «Роснефть» в международных проектах на шельфе о.Сахалин.

Из нефтяных компаний самые большие объемы добычи ПНГ — у АО «Сургут-нефтегаз»: около 11 млрд.куб.м в 2000г.

ОАО «Газпром», совместно с Администрацией Томской области было создано АО «Томскгазпром», которое добыло в 2001г. около 2,35 млрд.куб.м газа (основное месторождение — Мальдыжинское).

Газодобывающие компании, контролируемые группой компаний «Итера»

Основным источником газа для «Итеры» в ближайшие годы будет разрабатываемое с 1999г. Губкинское месторождение (запасы газа — 381 млрд.куб.м)., находящееся на балансе компании «Пургаз» (совместное предприятие «Итеры» и ОАО «Газпром»). 32% акций ОАО «Пургаз» были проданы ОАО «Газпром» «Итере» по номинальной стоимости за 32 тыс. рублей. По оценке PricewaterhouseCoopers упущенная выгода ОАО «Газпром» составила 200-400 млн.дол. (из этих цифр можно сделать вывод о том, что PricewaterhouseCoopers оценивает стоимость запасов в 0,5-1,0 дол. за 1000 куб.м). В 2001г. оно выведено на проектный уровень добычи в 15 млрд.куб.м природного газа в год. В начале 2001г. был введен в строй и газовый комплекс Восточно-Таркосалинского месторождения, разработку которого ведет компания «Таркосаленефтегаз». Месторождение, в освоение которого «Итера» вложила более 200 млн.дол., в 2001г. даст 8,8 млрд.куб.м, а в следующем выйдет на проектную мощность в 12 млрд.куб.м в год. Еще 1,2 млрд.куб.м газа должна дать компания «Роспан Интернешнл», работающая на Ново-Уренгойском и Восточно-Уренгойском месторождениях.

ЗАО «Роспан» было создано в 1995г. для освоения Ново-Уренгойского и Восточно-Уренгойского газовых месторождений в ЯНАО, суммарные запасы которых превышают 560 млрд.куб.м газа и 96 млн.т газового конденсата (создателем компании является известный геолог Форман Салманов, Герой Социалистического Труда, один из первооткрывателей «большого газа» Западной Сибири). В 1999г. «Роспан» добыл более 1 млрд.куб.м газа и 345 тыс.т конденсата. 51% акций предприятия принадлежали «Газпрому», однако в конце 1998г. этот пакет был продан корпорации «Итера» по номинальной стоимости (чуть более 4000 руб.). К моменту продажи «Роспан» уже находился в плачевном финансовом состоянии. Подрядчики предприятия возбудили дело о банкротстве, и в компании было введено внешнее управление.
Два года «Итера» воевала за контроль над «Роспаном» с двумя кредиторами газового предприятия — малоизвестные фирмы «Нафта-Энергия» и «Ямалстрой» (продолжая при этом продавать газ, добываемый «Роспан»). Кредиторам удалось через суд назначить своего арбитражного управляющего, однако позже «Итере» удалось отыграть ситуацию в свою пользу. По решению Московского арбитражного суда задолженность «Роспана» была снижена почти в четыре раза, на предприятии появился дружественный «Итере» управляющий, и планы продажи активов были забыты. Но теперь у корпорации «Итера» появился серьезный соперник в борьбе за активы газового предприятия «Роспан» — Тюменская нефтяная компания (ТНК), которая намерена добиваться продажи бизнеса «Роспана» в рамках процедуры банкротства. На сегодняшний день ТНК удалось консолидировать более 50% голосующей кредиторской задолженности «Роспана». Общая сумма задолженности «Роспана» превышает 3 млрд. руб., из которых 2,3 млрд. руб. приходится на долю голосующей кредиторской задолженности. На собрании кредиторов «Роспана» представителям ТНК удалось получить большинство в комитете кредиторов и добиться избрания конкурсным управляющим Валерия Аваляна.

В настоящее время «Итера» вкладывает средства в освоение Берегового и Южно-Русского месторождений, которые после ввода в строй и выхода на проектную мощность смогут дать, соответственно, 9,6 и 25,0 млрд.куб.м газа в год.

Собственная добыча МГК «ИТЕРА» (млрд.куб.м)

Источник

2000г.

2001г. (прогноз)
Пургаз (Губкинское) 14,0 15,0
Таркосаленефтегаз (Восточно-Таркосалинское) 2,8 8,8
Роспан (Ново-Уренгойское и Восточно-Уренгойское) 1,0 1,2
Итого 17,8 25

Кроме того, «Итера» занимается реализацией газа, добываемого компанией «Пурнефтегазгеология» (добыто около 2,9 млрд.куб.м газа в 2000г.).

Помимо упомянутых выше, добычей именно природного газа занимаются следующие компании:

Акционерная нефтяная компания «Башнефть», «Оренбургнефть», «Роснефть — Краснодарнефтегаз», «Роснефть — Ставропольнефтегаз», Научно — производственное объединение «Роснефть — Термнефть», «Самаранефтегаз», «Самотлорнефтегаз», «Саратовнефтегаз», «Томскнефть», ООО «Лукойл — Астраханьморнефть», ООО «Лукойл — Нижневолжскнефть», ООО «Лукойл — Пермнефть» и ряд более мелких (по объемам добычи природного газа) компаний. Всего в России добычей природного газа занимается около 50 компаний.

Перспективные проекты добычи газа

Ниже приводится таблица с кратким описанием 14 проектов по разработке месторождений углеводородов, в том числе содержащих и запасы газа, на условиях СРП (по состоянию на конец 2000г.):

Участок недр

Регион

Инвестор

Запасы (ABC1+C2)

Состояние проекта

1. Группа месторождений «Сахалин-1» Шельф Российской Федерации (Охотское море) «Эксон» (США), «Содеко» (Япония), ОАО «НК Роснефть», ОАО «НК Роснефть-Сахалин-морнефтегаз» 325 млн тонн нефти, 425 млрд куб. м газа Действующий
2. Группа месторождений «Сахалин-2» Шельф Российской Федерации (Охотское море) «Сахалинская энергия» — консорциум фирм: «Маратом» (США), «Мицуи», «Мицубиси» (Япония), «Шелл» (Нидерланды/Великобри-тания) 140 млн тонн нефти, 408 млрд куб. м газа Действующий
3. Самотлорское нефтегазоконденсат-ное месторождение Ханты-Мансийский АО ОАО «Самотлорнефтегаз» 1275,3 млн тонн нефти, 155,6 млрд куб. м газа, 17,1 млн тонн газового конденсата Подписан (подготовка к реализации)
4. Красноленинскоенефтяное месторождение Ханты-Мансийский АО ОАО «Кондпетролеум», ОАО «Югранефть», Хантымансийскнефтегаз-геология (ХМНГГ) 1334,9 млн тонн нефти, 14,3 млрд куб. м газа Подготовка
5. Группа нефтяных месторождений северной части острова Сахалин — проект «Сахалин-суша» Сахалинская область ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» 16,5 млн тонн нефти, 1 ,6 млрд куб. м газа Подготовка
6. Юрубченский блок Юрубчено-Тохомского месторождения Эвенкий-ский АО ОАО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания» (ВСНК) 281 ,2 млн тонн нефти, 91 ,8 млрд куб. м газа, 25,4 млн тонн газового конденсата Создана комиссия
7. Киринский перспективный блок «» Сахалинская область «ЭксонМобил», «Тексако», ОАО «НК Роснефть», ОАО «НК Роснефть-Сахалин-морнефтегаз» 453 млн тонн нефти, 720 млрд куб. м газа, 53 млн тонн газового конденсата Подготовка
8. «Северные территории» Ямало-Ненецкий АО ОАО «НК ЛУКОЙЛ», «Коноко» 176,1 млн тонн нефти, 51 ,3 млрд куб. м газа, 1 ,5 млн тонн газового конденсата Подготовка
9. Ванкорское газонефтяное месторождение Краснояр-ский край ООО «Енисейнефть», Англо-Сибирская НК 30,7 млн тонн нефти, 76,8 млрд куб. м газа Подготовка
10 .Северо-Астраханский перспективный участок Астрахан-ская область АОЗТ «Астраханьнефтепром» (учреждено Администрацией Астраханской области и ОАО «Стройтрансгаз»).Партнером по реализации проекта приглашена ENI (Agip Energy). Запасы оцениваются в 444 млн.т нефти и 178 млрд.куб.м газа. Формирование комиссии
11. Харампурское нефтегазоконденсат-ное месторождение Ямало-Ненецкий АО ОАО «НК Роснефть» 153,7 млн тонн нефти, 68,0 млрд куб. м газа, 10,6 млн тонн газового конденсата Формирование комиссии
12. Тянское нефтяное месторождение Ханты-Мансийский АО ОАО «Сургутнефтегаз» 315,2 млн тонн нефти 688,9 млрд куб. м газа, 2,7 млн тонн газового конденсата Формирование комиссии
13. Штокмановское газоконденсатное месторождение Шельф Российской Федерации (Баренцево море) РАО «Газпром», ЗАО «Росшельф», «Коноко» (США), «Несте» (Финляндия), «Норск Гидро» (Норвегия), «Тоталь» (Франция) 2536,4 млрд куб. м газа 21,5 млн тонн газового конденсата Формирование комиссии
14. Комсомольское нефтегазоконденсат-ное месторождение Ямало-Ненецкий АО ОАО «НК Роснефть» 185,3 млн тонн нефти, 386,7 млрд куб. м газа, 0,9 млн тонн газового конденсата Формирование комиссии

Сейчас к этому списку можно добавить проект разработки Ковыктинского газоконденсатного месторождения в Иркутской области.

Готовится проект разработки Чаяндинского месторождения в Якутии.

В условиях роста спроса на газ в Европе европейские газовые компании и крупнейшие потребители газа посматривают на России (имея ввиду поставку газа в Европу, т.е. из месторождений Западной Сибири и Европейской части России). Самые крупные из них (Shell) пытаются реализовывать проекты в этих регионах, но, пока что, безуспешно. При условии гарантий доступа к магистральным газопроводам (что может произойти в рамках начинающейся реформы газовой отрасли) они начнут искать проекты разработки месторождений и Российских партнеров. Хотя все они, конечно, будут добиваться реализации проектов на условиях СРП.

Активность проявляет АО «Роснефть». Компания пытается добиться права экспорта газа с Дмитровского месторождения (разрабатывается дочерним АО «Дагнефть») в Азербайджан для привлечения средств на увеличение объемов его добычи (планируемый объём добычи газа — до 2 млрд.куб.м в год). Кроме того, АО «Роснефть» пытается реализовать проект разработки Харампурской группы месторождения (лицензия принадлежит дочернему АО «Пурнефтегаз») с общим прогнозируемым объёмом добычи природного газа до 10 млрд.куб.м в год.

В настоящее время ОАО «ЛУКОЙЛ» проводит работы по доразведке месторождения газа в Саратовской области. В апреле 2001г. «ЛУКОЙЛ» начал бурить на Ямале газовую скважину силами своего дочернего предприятия ООО «Арктикнефтегаз». Президент компании Вагит Алекперов, заявил, что в ближайшие пять лет «ЛУКОЙЛ» вложит в разработку газовых месторождений ЯНАО около 1 млрд.дол.

Большую активность по запуску новых газовых проектов в ЯНАО проявляет компания Benton Oil and Gas, основанной выходцем из России Александром Бентоном. Компания владеет 60% ямальской газовой компании «Арктикгаз» (создана с участием «ЛогоВАЗа»), 34% нефтяной компании «Геойлбент» (создана совместно с АО «Роснефть-Пурнефтегаз»), компания имеет проект в Венесуэле. Александр Бентон контролировал и 25% «Ямалнефтегаздобычи» (учрежденной Администрацией ЯНАО), которые затем приобрела «ЛУКОЙЛ- Западная Сибирь» и собирается довести свою долю до 60%. «Ямалнефтегаздобыча» обладает лицензиями на месторождения, запасы которых оцениваются в 100 млн.т нефти и 170 млрд.куб.м газа.

Особо стоит обратить внимание на проект добычи газа на Камчатке. Для этого создано АО «Камчаткгазпром». В условиях постоянного энергетического кризиса на Камчатке проект перспективен. Расчетная окупаемость менее 10 лет.

На юге России разведано (Ростовская область, Ставропольский край) множество сравнительно небольших месторождений газа (в свое время активное освоение этих месторождений было приостановлено открытием гигантских месторождений газа в Западной Сибири, туда были брошены все силы). Освоение этих месторождений при условии локального потребления газа может оказаться вполне рентабельным (особенно учитывая безусловную перспективу роста цен на газ), ведь газ, добытый из этих месторождений, можно использовать локально и не подавать в магистральные газопроводы. В качестве примера можно привести Марковское месторождение в Ростовской области на границе с Украиной. Лицензиями на разработку разных горизонтов месторождения обладают ООО «Кубаньгазпром» (дочернее общество ОАО «Газпром») и ЗАО «Донгаздобыча» (учредители — АО «Ростовоблгаз» и ГГП «Южгеология»). Оценка запасов — не менее 20 млрд.куб.м газа.

О технологиях добычи газа

Конечно первым и основным элементом при добыче газа являются скважины. Количество эксплуатационных скважин определяется их дебитами и размером месторождения (в расчете на 20-30 лет добычи). Средними дебитами по Западной Сибири на неистощенных месторождениях являются 100 — 200 тыс.куб.м в сутки. Очевидно, что дебит скважины тем больше, чем больше пластовое давление газа и чем больший участок скважины проходит через газоносный коллектор. На не очень широких газоносных коллекторах (которые, как правило, расположены горизонтально) применяются современные технологии добычи, такие, как наклонное и, даже, горизонтальное бурение скважин. Например наклонное бурение применялось при разработке Ново-Уренгойского и Восточно-Уренгойского месторождений (компания «Роспан»).

Бурение и обустройство самих скважин — это отдельный и достаточно сложный технологический процесс. Для примера обратим внимание на одну деталь. Для создания благоприятных режимов работы буровых долот, охлаждения зоны бурения и отвода продуктов бурения в зону бурения подается специальный раствор. В последнее время в мире получили распространение растворы на основе биополимеров, которые (по экологическим причинам и из-за дороговизны) используются в замкнутом цикле, т.е. после использования регенирируются для повторного использования. Отличительной чертой биополимеров является то, что они постепенно могут полностью разлагаться на естественные составляющие. Из-за дороговизны и отсутствия оборудования замкнутого цикла для бурения биополимеры в России почти не используются. В мире обычно буровые работы выполняют специализированные организации. Была создана такая организация и в структуре ОАО «Газпром» — «Бургаз».

Обычно обустройство месторождений проходит несколько стадий (фаз) и мощность добычи наращивается ступенчато.

В отличие от процесса добычи нефти газ из скважин не выкачивают, он выходит под собственным давлением. В принципе приток газа из скважины можно регулировать и даже полностью перекрывать его, хотя для продления периода эксплуатации месторождения ему более благоприятствует постоянный режим отбора (особенно в падающей стадии добычи). Отметим, что для нефтедобычи типична ситуация, когда после приостановки добычи нефти из скважины не удается восстановить прежний уровень добычи либо добыча становиться далее вообще невозможной. Кроме того, эксплуатация газовых месторождений как правило характеризуется более высоким коэффициентом извлечения запасов.

Обычно эксплуатационные скважины формируются в кусты по 5-10 скважин, газ из которых устройствами сбора собирается в один поток. Далее от газа отделяются механические частицы и он подвергается осушке (как правило в специальных абсорберах).

После этого газ подается со многих кустов в УКПГ (производительность этих установок может достигать нескольких десятков миллиардов куб.м газа в год) и доводится по составу до состояния соответствующего условиям подачи газа в магистральный газопровод, здесь из газа выделяются жирные фракции. На этой стадии происходит и отделение газового конденсата. Для дальнейшей транспортировки конденсат нуждается в стабилизации (отделении летучих фракций). В результате получается низконапорный газ стабилизации и стабильный газовый конденсат — ценное сырье для нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Стабильный конденсат далее транспортируется по специальным трубопроводам (продуктопроводам) либо в железнодорожных цистернах.

При необходимости газ подвергается дополнительной очистке (от СО2, серы и т.д.). Кроме того, из природного газа могут выделяться инертные газы (прежде всего — гелий), обычно это делается путем охлаждения газа. В результате получается гелиевый концентрат (смесь углеводородных газов с относительно высоким содержанием гелия). Далее этот концентрат подают на газоперерабатывающие заводы для выделения гелия, либо закачивают в пласт для хранения и последующего использования.

В зависимости от уровня остаточного давления газа после осушки и очистки он либо может подаваться после УКПГ непосредственно в магистральный газопровод (типичные рабочие давления для России 50-55 атм и 70-75 атм), либо требуется дополнительное компримирование газа, которое тоже относится к производственному циклу добычи. Компримирование выполняется на ДКС, это достаточно энергоемкая операция.

С течением времени эксплуатации месторождения внутрипластовое давление падает, соответственно падают дебиты скважин и давление на выходе из УКПГ. Существуют способы повышения пластового давления путем закачивания жидкости в нижележащие пласты. Кроме того, приходиться строить дополнительные ДКС.

Считается, что месторождение вступило в падающую стадию добычи при выработке более 50% промышленных запасов месторождения либо при существенном падении общего дебита скважин месторождения.

Помимо эксплуатационных на месторождении бурятся и наблюдательные скважины для контроля за эволюцией геологической структуры в ходе эксплуатации месторождения.

Необходимо учитывать, что в процесс эксплуатации месторождений входит и консервация отработанных скважин и рекультивация земельных участков. Это относиться и к разведочным скважинам. Поэтому традиционно разработчики месторождений в России стараются не ставить разведочные скважины на баланс, т.к. как правило, их невозможно использовать как наблюдательные или эксплуатационные, а значит придется тратить средства на их консервацию, вывоз оборудования, рекультивацию, а затем списывать с баланса как убытки. Стараются заставить геологов самих консервировать и списывать скважины, либо стараются проводить эти работы за счет бюджета (). Естественно, что после выработки месторождения консервировать приходится и эксплуатационные скважины.

Отметим, что существует технология добычи метана из угольных месторождений. При этом в угольных пластах бурится множество специальных скважин и выходящий через них угольный метан собирается и очищается для последующего использования. Подобный проект реализуется с участием ОАО «Газпром» в Кузбассе и его проектная мощность составляет несколько миллиардов куб.м газа в год.

Некоторые финансово-экономические оценки

Отметим, что при оценке затрат на освоение месторождения обычно в них включают затраты на поиск и разведку (в Настоящем отчете эти затраты были описаны отдельно в экономическом разделе Главы 2). Если поиск и разведка велись организацией, отличной от добывающей, то существуют механизмы компенсации понесенных ею затрат со стороны добывающей организации либо добывающая организация осуществляет бонусные выплаты государству при получении лицензии на месторождение из нераспределенного фонда.

Если оценка затрат на разведку месторождения в виде удельной величины на единицу запасов является вполне корректной, ведь чем больше объем запасов, тем больший объем геологоразведочных работ необходимо провести, то оценка затрат на разработку не является вполне корректной. Затраты на освоение месторождения определяются прежде всего объемом добычи (ведь в принципе можно добывать небольшое количество газа из крупного месторождения). Переход к удельным оценкам оправдан, если мы предполагаем, что месторождения разрабатываются некоторым оптимальным образом в таком темпе, чтобы обеспечить добычу на 20-30 лет.

Конечно, прежде всего затраты на освоение месторождения определяются количеством и характеристиками эксплуатационных скважин. В отличие от разведочной, большая часть расходов на строительство эксплуатационной скважины (свыше 80%) идет непосредственно на бурение и крепление ствола скважины. Прочие расходы не так велики, ведь эксплуатационные скважины бурятся рядом, десятками и сотнями на одном месторождении.

Например, при освоении Ковыктинского месторождения удельные расходы на строительство эксплуатационных скважин приводятся на уровне 1500 долл. США на 1 метр глубины скважины. Для месторождений Западной Сибири характерной цифрой было 1000 дол. США на 1 метр глубины скважины.

Скважины объединяются в кусты по 5-10, объединенных системой сбора и первичной очитки газа. Эта система для Ковыктинского месторождения обходится примерно в 1 млн.дол. США на скважину.

Необходимость дополнительной очистки газа (например, от серы) может вызвать увеличение расходов на 20-30%.

Можно достаточно грубо оценить затраты на освоение месторождения в традиционных регионах добычи газа с уровнем добычи 10 млрд.куб.м газа в год в западной Сибири в 0,5-1 млрд. дол. (включая подводящие газопроводы до 100 км). При условии залегания продуктивных пластов в месторождениях Восточной Сибири на глубинах в два раза больших, подобные затраты для месторождений Центральной и Восточной Сибири можно оценить как минимум в два раза большей величиной.

Некоторые данные ОАО «Газпром» по стоимости добычи газа из новых месторождений

Оценка будущих экономических показателей добычи газа выполнена на основе:

  • прогноза тенденций изменения экономических показателей добычи газа в осложненных геолого-экономических условиях размещения запасов;
  • расчетных оценок, полученных на базе: а) существующих методических рекомендаций, б) использования показателей месторождений-аналогов, в) действующей ценовой и налоговой политики, г) прогноза цен на газ в европейских районах России.

В связи с этим и по ряду других факторов предлагаемые материалы следует рассматривать исключительно в качестве предварительных, позволяющих охарактеризовать диапазоны возможных экономических оценок ресурсов. По мере совершенствования техники и технологии поисково-разведочных работ, корректировки ценовой и налоговой политики эти оценки могут претерпевать изменения.

Открытые в пределах Российской Федерации перспективные и прогнозные ресурсы газа, за счет которых будут осуществляться приросты добычи, неоднозначны по степени разведанности, качественным характеристикам и возможности освоения.

Следует учесть, что устойчивая тенденция роста затрат на добычу газа будет оставаться реальностью ближайших десятилетий, и это требует более обоснованного подхода к процессу управления газовыми ресурсами, проведения экономической оценки, дифференциации и выбора наиболее приоритетных направлений их освоения.

По общему сценарию развития топливно-энергетического комплекса цена на газ в европейских районах России возрастет к 2010г. примерно до 100 долл. США/1000 куб.м. Делается попытка определить, освоение каких прогнозных и перспективных ресурсов газа может быть эффективно при ожидаемом уровне цен.

Размещение разведанных и прогнозных ресурсов газа свидетельствует о том, что в перспективе ведущая роль северных районов Западной Сибири сохранится. Учитывая достаточно высокую изученность и степень вовлечения в эксплуатацию запасов сеноманских залежей, можно представить, что в дальнейшем приращение разведанных запасов газа будет осуществляться за счет древних и глубоких юрских и неокомских отложений, залегающих ниже 1,5-1,8 тыс.м. Уровень затрат на освоение неокомских отложений существенно превышает затраты по сеноману за счет больших глубин, более низких начальных дебитов скважин (примерно вдвое, что вызывает необходимость увеличения фонда эксплуатационных скважин), а также более сложной и дорогой очистки.

Однако цена в месте производства полезных ископаемых определяется уровнем удельных затрат именно на худших участках, участвующих в покрытии спроса. Ниже сделана оценка уровня затрат на эксплуатацию газоконденсатных месторождений по принятым классам крупности, по трем нефтегазоносным областям (НГО) северных районов Западной Сибири в пределах суши и двум вариантам глубин (при современном уровне техники и технологии).

Технологические показатели разработки газоконденсатных валанжинских залежей различных классов крупности соответствуют показателям принятых за аналоги месторождений: Западно-Таркосалинского (до 10 млрд.куб.м), Крузенштернского (10-30 млрд.куб.м), Восточно-Таркосалинского (30-100 млрд.куб.м) и Юрхаровского (свыше 100 млрд.куб.м).

Предстоящие капитальные и эксплуатационные затраты на добычу газа рассчитывались на базе проектных данных института ТюменНИИгипрогаз.

Выбранные месторождения-аналоги имели различные дебиты и производительность скважин, которые увеличиваются с ростом крупности месторождений. Для сопоставимости полученных уровней затрат была проведена корректировка затрат на бурение для условий примерно равных дебитов (на уровне 180-80 тыс.куб.м в сутки).

Здесь делается попытка определить, какие месторождения и по какой цене можно освоить в пределах потенциальных ресурсов. А поскольку неизвестна цена реализации предстоящих извлекаемых запасов, невозможно традиционным способом рассчитать отчисления за пользование недрами и прибыль. Поэтому цена запасов в недрах определяется задаваясь уровнем валовой прибыли предприятия и платы за недра в составе цены.

Поскольку речь идет о цене добычи на наихудших участках, в расчете приняты минимально допустимые значения платы за недра (0,06) и прибыли (0,15). Величину валовой прибыли (0,15) можно рассматривать как предел, поскольку при снижении ее до уровня 0,1 (после вычета налогов на имущество, дороги и прибыль) чистая прибыль предприятия приближается к нулю.

Показатели для месторождений крупностью менее 10 млрд.куб.м и глубоко залегающим по остальным НГО не рассчитывались, поскольку совершенно очевидно, что при решении вопроса об очередности освоения региона этим месторождениям не будет отведена приоритетная роль.

Промысловая цена на освоение (включая поиск и разведку) 1000 куб.м запасов газа на глубинах до 3 км по месторождениям различной крупности изменяется в Надым-Пур-тазовской НГО от 11 до 38 долл. США.

Ожидается, что эти величины при глубинах свыше 3000 м возрастут на 15-25%.

В целом следует отметить, что из трех рассмотренных НГО Западной Сибири самые высокие затраты на освоение ресурсов газа наблюдаются в пределах Гыданской НГО. К удорожающим факторам при освоении ресурсов газа по Гыдану следует отнести:

  • более тяжелые, чем в Надым-Пуртазовской НГО, разрезы отложений при бурении разведочных и эксплуатационных скважин;
  • весьма слабая изученность и освоенность района, что проявляется в отсутствии инфраструктуры, большой протяженности газопроводов подключения, больших объемов авиаперевозок и пр.

В следующей табл. приведена структура минимальной расчетной цены на промысле по Надым-Пуртазовской НГО.

Структура расчетной цены газа на промысле по Надым-Пуртазовской НГО в зависимости от глубины залегания и величины запасов, %

  Месторождения с запасами, млрд.м3

 

 

до 10

 

10-30

 

30-100

 

свыше 100

 

Глубина от 1500 до 3000 м

 

Поиски

16

 

3

 

1

 

1

 

Разведка

12

 

5

 

2

 

2

 

Добыча

51

 

71

 

76

 

76

 

Плата за недра

6

 

6

 

6

 

6

 

Валовая прибыль

15

 

15

 

15

 

15

 

Глубина свыше 3000 м

 

Поиски •

20

 

5

 

2

 

1

 

Разведка

15

 

7

 

2

 

4

 

Добыча

44

 

67

 

75

 

74

 

Плата за недра

6

 

6

 

6

 

6

 

Валовая прибыль

15

 

15

 

15

 

15

 

Очевидно, что мелкие месторождения (до 10 млрд.куб.м) не могут рассматриваться как эффективные для освоения. Удельный вес поисковых и разведочных работ слишком высок. Затраты на поисковые работы для мелких месторождений оцениваются в 16-20%, что выше нормативных (10%), а затраты на разведочные работы при этом придется покрывать из прибыли, что исключает нормальный процесс воспроизводства. Вместе с тем возможно освоение неокомских залежей в комплексе с сеноманскими с приемлемым средним уровнем прибыли.

Результаты определения расчетных уровней цен на промысле показывают, что при переходе к освоению юрских и неокомских газоконденсатных залежей в Западной Сибири нельзя ожидать столь высокой рентабельности (при современных технике, технологии и уровне налогов), как ранее.

В Уральском регионе значительные приросты добычи возможны за счет Астраханской области и российского сектора Прикаспийской впадины. Вместе с тем сернистый состав газа и агрессивная среда при эксплуатации месторождений требуют значительных инвестиций в освоение месторождений. Кроме того, неполная реализуемость серы и других попутных компонентов и на внешнем, и на российском рынках отодвигает во времени возможность активного освоения региона.

Восточная Сибирь, где газовых ресурсов для освоения более чем достаточно, характеризуется полным отсутствием инфраструктуры в районах расположения источников сырья и перерабатывающих предприятий, значительной удаленностью от потребителя, экстремальными природными условиями и, как следствие, связанными с этим очень высокими затратами на освоение. Все это позволяет рассматривать данный регион как существенный резерв перспективного потенциала газодобычи в более отдаленной перспективе.

Даже не проводя подробных расчетов, можно сказать, что минимальная цена газа на промысле в районах Тимано-Печорского НГО и Якутии будет выше, а для условий Оренбургской области несколько ниже, чем в районах Западной Сибири. При определении минимальных цен для трех перечисленных районов были приняты во внимание следующие факторы:

  • коэффициенты успешности поисковых работ ожидаются ниже, чем в северных районах Западной Сибири, — соответственно 0,4, 0,3 и 0,2;
  • количество разведочных скважин на одно месторождение каждого класса крупности принято таким же, как по Западной Сибири;
  • уровень затрат при тех же объемах работ для климатических и инфраструктурных условий Оренбургской области ниже, чем в Надым-Пур-Тазовской НГО, и принят с понижающим коэффициентом 0,65-0,7;
  • в Тимано-Печорской провинции ожидается, что часть открываемых запасов газа будет иметь небольшое содержание сероводорода (до 4%), что вызовет удорожание обустройства промыслов ориентировочно на 20- 25%;
  • анализ технологических параметров по имеющимся проектам в перечисленных районах и геологических характеристик открытых запасов газа не дает оснований ожидать очень высоких дебитов скважин, подобных дебитам в сеноманских отложениях. Это позволяет принять технологические параметры (производительность и фонд скважин) близкими к параметрам освоения газоконденсатных залежей Западной Сибири. Предполагается, что в пределах Тимано-Печорской и Оренбургской НГО ожидается открытие объектов крупностью до 100 млрд.куб.м и лишь в Якутии будут выявляться месторождения с запасами более 100 млрд.куб.м.

Во всех рассмотренных регионах прослеживается тенденция снижения удельных затрат с укрупнением открываемых месторождений.

В Тимано-Печорской НГО диапазон изменения расчетной цены (при глубине до 3000 м) ожидается от 20- 40 долл. США, в Оренбургской — от 14 до 22, в Якутии — от 10 до 30 по всем категориям крупности.

По количественной оценке, на российском шельфе перспективные и прогнозные ресурсы газа достигли порядка 800 трлн.куб.м. Однако на акваториях при их низкой изученности, высокой степени риска, вероятностном характере исходных показателей, а также капиталоемкости работ, в 5- 6 раз превышающей капиталоемкость аналогичных работ на суше, нецелесообразно освоение ресурсов категории Д1, как считает ВНИИгаз (головной институт ОАО «Газпром»), а следует сосредоточить усилия на зонах установленных газо- и нефтенакоплений, оцененных по категории Д1.

Полученные расчетные (предельно допустимые) цены на промысле сравним с уровнем, который диктуется мировой ценой на газ. Если в Центре европейской части России цена газа находится в пределах от 105 до 120 долл. за 1000 куб.м, то цена производителя за вычетом надбавки газоснабжающей организации (10%) и акциза (30%) составит 65-70 долл. за 1000 куб.м.

Если транспортный тариф при подаче 1000 куб.м на 1000 км составит 13- 15 долл., то цена на промысле (в долл. США/1000 куб.м) не должна превышать: в Западной Сибири — 28-33; в Тимано-Печорской НГО — 40-45 и в Оренбургской области — 45-50.

Наиболее жесткие требования к уровню цены и соответственно затратам на промысле в районах Западной Сибири предъявляются из-за высокой транспортной составляющей до центра европейской части России. Поэтому по Западной Сибири эффективны все крупнейшие месторождения, месторождения же крупностью 30- 100 млрд.куб.м эффективны лишь в Надым-Пуртазовской НГО и Ямальской при глубине залегания до 3000 м. Причем на Ямале могут оказаться экономичными месторождения с глубиной свыше 3000 м при благоприятных стечениях обстоятельств (например, при более высоких дебитах, чем заложено в расчетах).

Для Тимано-Печорской НГО эффективны месторождения с запасами более 30 млрд.куб.м. Для Якутии и Оренбургской области целесообразно освоение месторождений всех категорий, за исключением самых мелких на глубине более 3000 м.

Прибыльность газа на промысле при реализации по цене 28-33 долл. США на крупнейших месторождениях Надым-Пуртаза (при 16% платы за недра) составит около 39%, на месторождениях крупностью от 30 до 100 млрд.куб.м прибыльность останется на уровне предельно допустимых цен на промысле.

То же самое можно сказать о месторождениях Оренбургской области: прибыльность мелких месторождений останется на уровне предельных расчетных цен (если они будут осваиваться), прибыльность же месторождений крупностью 10-30 и 30- 100 млрд.куб.м возрастет соответственно до 40 и 50% при 16% платы за недра. Разделение категорий потенциальных ресурсов на эффективные и неэффективные для освоения справедливы лишь для современного уровня техники и технологии, уровня производительности скважин и, главное, при указанном уровне мировых цен на газ и действующего налогообложения.

Комментарии к данным ОАО «Газпром» и некоторые другие данные

Данные ОАО «Газпром» приведены из внешних (а не внутренних) отчетов ОАО «Газпром», т.е. отчетов, направленных во внешние по отношению к ОАО «Газпром» структуры. По нашему мнению эти цифры могут быть несколько завышены (хотя, конечно, они рассчитывались на будущие и на месторождения с широким спектром условий). Подтверждением этой оценки могут служить следующие аргументы:

  • ОАО «Газпром» заинтересован в обосновании как можно более высокого уровня потребных капитальных вложений при разработке новых месторождений.
  • Приводимые ОАО «Газпром» оценки затрат сопровождаются прогнозными ценами на газ в России в 100 долл. США за 1000 куб.м еще до 2010г. Полагаем, что эти оценки завышены даже при учете возможности роста цен на газ в Европе в этот период (текущие внутренние цены на добываемый в Западной Сибири газ, приводимые самим ОАО «Газпром», составляют примерно 2,5 долл. США за 1000 куб.м.).

В нашем распоряжении имеются данные независимой организации, предлагающей к продаже нефтегазовое месторождение в Западной Сибири [ЗАПАСЫ-3], в которых затраты на обустройство месторождения (без затрат на приобретение, доразведку месторождения и строительство газопровода) оцениваются в 1 долл. США на 1000 куб.м запасов.

О ценах газа «на скважине»

Естественно, что отправной точкой для определения цены на газ служит цена, которую платит за газ потребитель. А потребитель платит за газ в точке потребления (т.е. в цену входит и цена добычи газа и стоимость транспортировки газа до места потребления).

Подробнее об общей системе регулирования цен на газ и тарифов на его транспортировку в России рассказано в экономическом разделе Главы 1 настоящего отчета. А о налогах, уплачиваемых при использовании недр и предстоящем их изменении см. экономический раздел Главы 2 настоящего отчета.

Особенностью газовой отрасли (и не только в России) является то, что цены на газ и на его транспортировку регулируются государством. В настоящее время в соответствии с Законом РФ «О естественных монополиях» и Законом РФ «О газоснабжении в Российской Федерации» государство регулирует оптовые цены на газ для конечных потребителей, использующих его в качестве топлива и (или) сырья, а также тарифы на услуги по транспортировке газа для независимых организаций (независимых по отношению к ОАО «Газпром») и для ГРО. Таким образом сейчас цены добычи газа в стране не регулируются. Да и конечные оптовые цены на газ не регулируются для организаций — производителей газа, не являющихся аффилированными лицами открытого акционерного общества «Газпром», акционерных обществ «Якутгазпром», «Норильскгазпром» и «Роснефть — Сахалинморнефтегаз» (в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 07.03.1995г. №239 «О мерах по упорядочению государственного регулирования цен (тарифов)»). Таким образом, ОАО «Газпром» для своих дочерних компаний использует внутренние «трансфертные» цены добычи газа и тарифы на его транспортировку.

Но, с другой стороны, конечные оптовые регулируемые цены на природный газ могут служить ориентиром (верхним пределом) для цен добычи газа во всех регионах страны, где уже есть газотранспортные системы. Ведь газ покупают по регулируемым ценам во всех этих регионах и вряд ли кто-нибудь будет платить там за газ больше (справедливости ради надо отметить, что в условиях недостатка газа в зимний период многие организации платят за т.н. «сверхлимитный» газ в 1,2 -1,5 раза больше регулируемых цен тем же организациям-поставщикам системы ОАО «Газпром»).

Конечные оптовые цены на природный газ и тарифы на его транспортировку по сетям ГРО и по магистральным газопроводам — для независимых организаций установил своим Постановлением от 27.12.2000г. №80/3 ФЭК (в рублях за тыс.куб.м без НДС, но включая акциз, 15%), цены продифференцированы по 6 ценовым поясам, в зависимости от удаленности от мест добычи:

  • Оптовые цены на газ, реализуемый потребителям РФ (кроме населения) от 264 руб. в ЯНАО до 472 руб. на юге европейской части России (в Московском регионе — 458 руб.).
  • Оптовые цены на газ, предназначенный для последующей реализации населению от 226 руб. в ЯНАО до 296 руб. на юге европейской части России (в Московском регионе — 291 руб.).

Для независимых организаций Постановлением ФЭК от 16.12.1999г. №57/3 транспортный тариф по магистральным газопроводам был установлен в 9 руб. за тыс.куб.м на 100 км (без акциза и НДС) для транспортировки и реализации газа на территории РФ, а Постановлением ФЭК от 21.07.2000г. №36/6 тариф для экспорта-импорта-транзита газ был установлен в пределах 0,6-1,0$ за тыс.куб.м на 100 км.

Можно заметить, что наивысшие цены на газ в России установлены для юго-западных регионов страны. Таким образом, можно предположить, что в условиях продолжающегося роста цен на газ добыча и локальное потребление (без транспортировки либо с минимальной транспортировкой по магистральным газопроводам) могут стать рентабельными для малых месторождений юга европейской части России.

Кроме того, видно, что разница между максимальной и минимальной ценой меньше расходов на транспортировку газа от нулевого ценового пояса до пятого, т.е. реально потребители газа первых ценовых поясов как бы датируют потребителей газа из последних поясов. Таким образом, при определенном росте цен на газ может стать рентабельной добыча газа в Западной Сибири и реализация его потребителям в первых ценовых поясах (т.е. с минимальной транспортировкой по магистральным газопроводам). Собственно именно по этому соображению Компания «Итера» стала поставлять газ потребителям Свердловской области, ведь это первый крупный промышленный регион по трассе магистральных газопроводов из Западной Сибири.

Низкий уровень цен на газ в России препятствует появлению независимых газодобывающих организаций. Механизмом, стимулирующим их работу, может быть предоставление им возможности экспорта части добываемого газа. Ведь и ОАО «Газпром» фактически поддерживает внутренний рынок за счет экспорта газа

Но есть и другие причины, препятствующие появлению независимых производителей газа в России, причины, которые ставят их в менее выгодные условия по сравнению с ОАО «Газпром». Это — отсутствие у ОАО «Газпром» необходимости возврата старых инвестиций.

Как известно, основную часть своих активов ОАО «Газпром» получил во время приватизации. Активы были созданы СССР и у ОАО «Газпром» нет прямых обязательств возвращать вложенные в их создание средства. В то же время при реализации любого реального проекта в газовой отрасли необходимо привлекать средства на его реализацию и затем возвращать их с процентами. Можно ли оценить размер этих платежей и, например, себестоимость газа, добытого из вновь разрабатываемого месторождения в Западной Сибири? Можно с уверенностью сказать, что индикативные цифры хорошо знают в ОАО «Газпром», в Shell, в компании «Итера».

Попробуем сделать независимую оценку. Для этого воспользуемся данными по расчету возможной себестоимости добычи газа из Харампурского месторождения (западносибирское месторождение высококачественного и относительно дешевого в добыче газа, т.н. Сеноманские залежи, лицензия на разработку принадлежит АО «Пурнефтегаз», дочерней компании ОАО «Роснефть», проектная мощность — 10 млрд.куб.м газа в год). Оценки этого проекта делались несколько раз разными группами специалистов (в т.ч. и иностранными) и они более или менее соответствовали друг другу. Кроме того, АО «Пурнефтегаз» добывает в том районе нефть, поэтому там имеется значительная часть необходимой инфраструктуры (дороги, вахтовые поселки, линии электропередач) и при расчетах делалась попытка минимизировать стоимость проекта. В итоге в ценах 1997г. стоимость проекта оценивалась в 500 млн.$ (проект удорожала необходимость строительства отводящего магистрального газопровода длиной более 150 км с КС). Собственно себестоимость добычи газа оценивалась в 9$ за тыс.куб.м, но при этом, по причине необходимости возврата привлеченных средств она увеличивалась на 6$, до 15$ за тыс.куб.м. В тот период времени ОАО «Газпром» указывал среднюю цену добычи газа на своих месторождениях около 50 руб. за тыс.куб.м (более 8$), при этом на месторождениях Западной Сибири она была несколько меньше, а в других регионах существенно больше. Причем известно, что ОАО «Газпром» в целях минимизации налогов, начисляемых при добыче газа и для централизации финансовых потоков всячески старался минимизировать цены добычи, в частности используя механизм внутренних трансфертных цен. Сейчас ОАО «Газпром» указывает среднюю цену добычи газа на своих месторождениях — около 80 руб. за тыс.куб.м. Если предположить, что освоение месторождения ведется на российском оборудовании российскими специалистами и использовать принцип пропорционального роста затрат, то минимальную себестоимость добычи на Харампурском месторождении можно оценить в 180 руб. за тыс.куб.м (6,2$). Правда необходимо отметить, что в ряде публикаций по-прежнему указываются цифры 15$ за тыс.куб.м (и из них 6$ — на возврат вложенных средств). В нынешних условиях эта оценка представляется нам несколько завышенной. Но в то же время не вызывает сомнения тот факт, что газ из вновь осваиваемых месторождений (даже самых лучших) не может конкурировать с газом, добываемых из месторождений, освоенных в советское время. И разница в себестоимости будет минимум 3,5-6$ за тыс.куб.м. до тех пор, пока не потребуется существенных вложений в поддержание уровня добычи газа из старых месторождений.

Но и само ОАО «Газпром» сталкивается с этой проблемой, ведь они осваивают новые месторождения и привлекают для этого кредиты. Когда они поставили этот вопрос перед ФЭК, то ФЭК согласилась учесть стоимость обслуживания производственных кредитов при расчете размера увеличения цены. Но при этом, поскольку ОАО «Газпром» выступает как единый субъект регулирования, то эти дополнительные расходы «размазываются» на весь реализуемый обществом объем газа. Есть и еще один фактор, увеличивающий себестоимость добычи газа в ОАО «Газпром» — необходимость вкладывать (и привлекать) дополнительные средства в поддержание уровня добычи на месторождениях, вступивших в стадию падающей добычи (а таких в обществе большинство). Но все равно в ближайшие годы независимые производители газа не смогут конкурировать с ОАО «Газпром» в себестоимости добычи газа.

С проблемами необходимости возврата вложенных средств и неестественной структурой цены сталкивается ОАО «Газпром» при попытках реализовать проекты на принципах проектного финансирования с западным партнером. Есть вышеописанные экономические причины (впрочем, в значительной степени порожденные самим ОАО «Газпром»), по которым общество не может реализовывать новые проекты по добыче газа с иностранными партнерами в Западной Сибири, с финансовым учетом, отделенным от всей системы ОАО «Газпром». Как известно крахом закончилась попытка разработки Заполярного месторождения совместно с Shell (ОАО «Газпром» запускает месторождение в промышленную эксплуатацию в этом году самостоятельно). Часть «Голубого потока», реализуемая вмести с итальянцами, реализуется вне территории России. На Приразломном месторождении будут добывать нефть и конденсат и вывозить их танкерами. Штокмановское месторождение в силу географического расположения позволяет реализовать его как практически изолированный экспортный проект, не затрагивая ситуации на российском рынке газа; газопровод с месторождения, выйдя из Баренцева моря в районе Мурманска, пройдет по Кольскому полуострову и уйдет в Европу; максимально возможное использование газа российскими потребителями в Мурманской области и Республике Карелия, не имеющих доступа к ЕСГ, прогнозируется на уровне нескольких млрд.куб.м.

Проблемы и тенденции развития

Основной проблемой в сфере добычи газа является ее падение в условиях роста платежеспособного спроса на газ (как в России, так и за рубежем).

Проблемные вопросы — нехватка средств на освоение месторождений у ОАО «Газпром», проблемы освоения месторождений независимыми производителями (недостаток средств, трудности с доступом, неразвитость инфраструктуры в районах добычи). До последнего времени наблюдалась устойчивая тенденция сокращения инвестиционных ресурсов и капитальных вложений в том числе в добычу газа, что вызывает сокращение ресурсной базы и как следствие — сокращение добычи газа. Сложившееся положение дел вызывает тревогу ещё и потому, что названные выше негативные процессы протекают на фоне существенного старения основных фондов газовой промышленности, которые в ближайшем будущем начнут выбывать из эксплуатации. Из-за дефицита финансовых средств обусловленного высоким уровнем налогов, низкими внутренними ценами на газ и крупными неплатежами потребителей, недофинансирование капитальных вложений за последние три года составляет от 37 до 43%. Справедливости ради, необходимо отметить, что в 90-е годы ОАО «Газпром» само мало внимания уделял освоению новых месторождений газа.

В случае принятия Правительством РФ мер по стимулированию добычи газа, можно ожидать роста спроса на инвестиционные ресурсы для реализации проектов добычи газа как со стороны ОАО «Газпром», так и со стороны независимых производителей газа.

Прирост добычи газа независимыми производителями пока недостаточен для замещения выбывающих объемов ОАО «Газпром». Причина недостаточно высокой активности в освоении ресурсов газа независимыми производителями кроется в условиях их развития. В отличие от ОАО «Газпром», разрабатывающего уникальные по масштабам и условиям освоения месторождения сеноманского газа с глубинами залегания до 1,5 км, независимые производители вынуждены осваивать месторождения со значительно более трудноизвлекаемыми запасами с глубинами залегания свыше 2,5 — 3 км, характеризующихся экстремально сложными параметрами — высоким давлением и температурой. Столь тяжелые условия разработки месторождений требуют от осваивающих их компаний значительных капитальных вложений. В тоже время независимые компании, как правило, являются молодыми и незначительными по размеру компаниями, что делает невозможным для них освоение месторождений за счёт собственных средств и создает серьёзные трудности по привлечению инвестиций со стороны. Кроме того, работе независимых производителей препятствуют низкие цены на газ в стране, отсутствие возможности экспорта газа, необходимость возврата привлекаемых для реализации проектов средств (в отличие от активов, приватизированных ОАО «Газпром») и неестетсвенная структура цены на газ.

Что касается экспорта газа независимыми производителями, то необходимо принимать во внимание жизненную важность экспорта газа для бюджета Российской Федерации, политическое значение экспорта энергоресурсов в сопредельные страны. Государство имеет значительную заинтересованность в сохранение фактической монополии экспорта газа для предупреждения падения цен на газ, что также не повышает шансов независимых организаций в экспорте собственного газа.

Работе независимых производителей газа мешает отсутствие прозрачных механизмов реализации газа (слово «рынок» не употребляется специально) и массовые неплатежи за газ в России и странах СНГ. Овладение этими механизмами и виртуозная работа на зачетном рынке способствовали зарождению и расцвету группы компаний «Итера» (ведь до 80% сотрудников компании занимались зачетами и расчетами за газ). В частности и поэтому некоторые независимые производители газа (при настойчивой поддержке компании «Итера» со стороны ОАО «Газпром») не занимались реализацией газа самостоятельно, а передавали/продавали газ для последующей реализации компании «Итера». Но в последнее время объем неплатежей за газ существенно уменьшается.

Существует и необходимость более разумного комплексного использования газа. На долю этаносодержащих газов приходится до 60% от разведанных запасов. Форсировать их разработку для чисто энергетических целей неразумно: вначале надо извлечь ценнейшие компоненты, потери которых в настоящее время чрезмерно велики. Больше внимания должно уделяться отбору попутного (нефтяного) газа. По этому показателю Россия стоит на уровне, пройденному США в 60-е годы.

Ссылки по теме:

Вводные замечания
Общее описание отрасли
Запасы и месторождения, исследование недр и организация недропользования
Добыча газа и эксплуатация месторождений
Транспортировка газа по магистральным газопроводам и хранение газа
Газификация и газораспределение
Газопереработка, производство и поставка сжиженного газа
Производство оборудования и материалов для газовой отрасли
Хронограф отечественного газового дела: события и даты
Описание Закона РФ «О газоснабжении в Российской Федерации»
Мировой опыт регулирования и реформирования газовой отрасли
О некоторых тенденциях изменения топливно-энергетических балансов в мире и возможности газоугольной стратегии развития баланса России
Проблемы технического перевооружения нефтегазового комплекса
Вопросы регулирования недропользования в сфере разведки и добычи газа

Теги: , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , |Рубрики: Обзоры и исследования | Комментарии к записи Газовая отрасль России и основные тенденции ее развития: добыча газа и эксплуатация месторождений отключены

Комментарии закрыты