Реклама
Реклама
Реклама
Реклама
 
Реклама
Реклама
Реклама

А.Г. Ананенков: Член Совета директоров, Заместитель Председателя Правления ОАО «Газпром»


Производственная деятельность ОАО «Газпром» в XXI веке: некоторые итоги и перспективы



Введение


Газовая промышленность России, ядром которой является ОАО «Газпром» представляет собой совокупность предприятий, осуществляющих геологоразведочные работы на суше и шельфе, бурение разведочных и эксплуатационных скважин, добычу и переработку природного газа, газового конденсата и нефти, транспорт и распределение газа и газового конденсата, подземное хранение газа, использование газа в качестве моторного топлива, производство бытовой и промышленной газовой аппаратуры, ремонт и восстановление газопроводов и оборудования, научно-исследовательские и проектные разработки, машиностроение и строительно-монтажные работы.

По состоянию на 2008 г. Группа «Газпром» обеспечивала порядка 83% всей добычи газа в России, магистральный транспорт газа в границах Единой системы газоснабжения (ЕСГ), реализацию газа на внешних рынках и 85% реализации трубопроводного газа на оптовом рынке России.

ОАО «Газпром» является динамично развивающейся компанией и играет важнейшую роль в экономике государства. Оно занимает лидирующее место в мире по добыче и транспорту природного газа, протяженности трасс газопроводов и ряду других показателей, является собственником крупнейших объектов по добыче, транспорту и переработке газа, газового конденсата и нефти.

Структура активов, комплексность организации бизнеса, состав акционеров позволяют Газпрому сочетать преимущества транснациональных энергетических гигантов с выгодными чертами национальных государственных компаний.

Газпром сегодня находится на подъеме и динамично развивается как глобальная энергетическая компания. Газпром не скрывает: его цель — лидерство на мировом нефтегазовом рынке. В русле решения этой задачи в Газпроме происходят значительные структурные изменения с выделением в рамках вертикально-интегрированной компании четырёх основных бизнес-сегментов: газовый бизнес; нефтяной бизнес; глубокая переработка углеводородов; электроэнергетика.

Одновременно принимаются меры по дальнейшей диверсификации бизнеса по номенклатуре продукции, по маршрутам и способам транспортировки газа, по регионам деятельности и рынкам сбыта.

Естественно, что развитие такой гигантской компании требует соответствующего научного обеспечения и системного программно-целевого планирования и прогнозирования. Эти функции выполняются в основном научно-исследовательскими институтами Газпрома.

Ресурсная база – основа развития газовой отрасли


В основе успешного развития газовой отрасли России лежат два главных фактора. Во-первых, это огромный ресурсный потенциал, являющийся бесценным национальным достоянием. Во-вторых, – созданный трудом нескольких поколений уникальный производственный, научно-технический и кадровый потенциал газовой отрасли, которая стала важнейшей составной частью национальной экономики страны и основой её энергетической безопасности.

При разумном освоении ресурсного потенциала Россия может не только полностью обеспечить свои потребности в газе на многие и многие десятилетия, но и выступать гарантом энергетической безопасности тех стран, которые сотрудничают с нами в этой области – заключили соответствующие межправительственные соглашения и долгосрочные контракты на поставку российского газа (табл. 1).

 

Таблица 1. Распределение начальных суммарных ресурсов газа России по федеральным округам и шельфам (по состоянию на 1.01.2008 г.), трлн. куб. м

Источник: ГУ ИЭС по данным Минприроды РФ

По разведанным запасам газа Россия занимает первое место в мире. По состоянию на 1.01.2009 г. запасы свободного газа категорий А+В+С1 в стране достигали 47,8 трлн. куб. м (здесь и далее под свободным газом подразумевается газ свободный и газ газовых шапок), из которых порядка 95% относятся к категории С1. Более двух третей разведанных запасов свободного газа России сосредоточено на территории Ямало-Ненецкого АО.

Запасы категории С2 достигают 19,7 трлн. куб. м. Таким образом, балансовые запасы природного газа России насчитывают 67,5 трлн. куб. м.

Около 62% балансовых запасов приходится на Западно-Сибирскую НГП, причем 60% балансовых запасов страны сосредоточено на территории Ямало-Ненецкого АО. В Восточно-Сибирской НГП расположено 12%, на шельфе арктических и дальневосточных морей – 14%, Каспийского моря – 1%. На долю Европейской части России приходится 11% балансовых запасов природного газа страны.

Перспективные ресурсы газа категории С3 достигают 29,8 трлн. куб. м, из которых 73% приходится на Западно-Сибирскую НГП. Около 15% перспективных ресурсов сосредоточены в Восточной Сибири, 4% приходится на шельф Баренцева моря, 2% – Каспийского моря и 1% – Охотского моря. В Европейской части России, в пределах Волго-Уральской, Тимано-Печерской и Северо-Кавказской НГП, расположено до 5% перспективных ресурсов природного газа России. Доля распределенного фонда в перспективных ресурсах природного газа страны составляет 65%.

Прогнозные ресурсы природного газа категорий D1+ D2 составляют 121,5 трлн. куб. м. Из них 42% сосредоточено в Западно-Сибирской и 24% – в Восточно-Сибирской НГП. Еще около 25% приходится на шельф арктических и дальневосточных морей (причем 15% составляют прогнозные ресурсы только Баренцева и Карского морей). В Европейской части России расположено около 7% прогнозных ресурсов природного газа страны. Все прогнозные ресурсы природного газа относятся к нераспределенному фонду недр. Структура начальных суммарных ресурсов газа (НСР) России показана на рис. 1.

Возможность прироста запасов свободного газа в России достаточно велика, поскольку разведано лишь около 27% НСР. Основные недостатки имеющихся ресурсов газа (как и нефти) – территориальная удаленность от потребителей, размещение в сложных для освоения регионах, низкая степень геологической изученности. Однако, в отличие от нефти, высока вероятность открытия крупных месторождений.

Сырьевая база газовой промышленности характеризуется исключительно высокой концентрацией запасов в отдельных месторождениях. Всего Государственным балансом России учтено 867 месторождений, из которых 28 уникальных (содержат 72% или 34,4 трлн. куб. м разведанных и 68% – 13,9 трлн. куб. м предварительно оцененных запасов страны) – табл. 2. В 86 крупных (с запасами от 75 до 500 млрд. куб. м) месторождениях содержится 22% разведанных запасов газа страны. На долю 753 мелких и средних месторождений приходится лишь 6% разведанных запасов.

 
Таблица 2. Уникальные месторождения природного газа по состоянию на 1.01.2008



В распределённом фонде недр находится 43,2 трлн. куб. м разведанных запасов свободного газа (90,4% запасов страны), из них 33,1 трлн куб. м (69,2% российских запасов) контролируют компании группы «Газпром». В частности, в сентябре 2008 г. в соответствии с решениями Правительства России ОАО «Газпром» получило 10 лицензий с правом разведки и добычи на участках недр (месторождениях) федерального значения на полуострове Ямал, шельфе Охотского моря, полуострове Гыдан и в Республике Саха-Якутия. Их общие запасы категорий A+B+C1 оцениваются в 3,3 трлн. куб. м газа и 143 млн. тонн жидких углеводородов. Среди них – 4 уникальных (Крузенштернское, Северо-Тамбейское, Малыгинское и Чаяндинское).

В настоящее время в разработку вовлечено свыше 46% разведанных запасов газа. Основную часть добычи (98%) обеспечивают крупнейшие и крупные месторождения в Ямало-Ненецком автономном округе, Оренбургской и Астраханской областях и в Республике Коми. Однако, базовые месторождения Западной Сибири, обеспечивающие основную часть текущей добычи, в значительной мере уже выработаны: Медвежье – на 80,4%, Уренгойское (сеноман) – на 66,9%, Ямбургское (сеноман) – на 48,2%.

Основной резервный фонд разведанных месторождений размещен в Западной Сибири. Это уникальные по запасам месторождения полуострова Ямал, менее крупные и конденсатосодержащие залежи глубокого залегания в Надым-Пур-Тазовском районе. К резервному фонду можно отнести и открытые крупнейшие месторождения на шельфах Баренцева, Охотского и Карского морей, а также свыше 4,8 трлн. куб. м запасов газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

Из общей величины разведанных запасов свободного газа на долю чисто энергетического («сухого») газа приходится примерно 42%. Из них более 75% сосредоточено в Ямало-Ненецком АО, тогда как в Европейской части страны расположено немногим более 2%.

Остальные разведанные запасы свободного газа (48%) представляет так называемый «жирный газ», который нужно рассматривать как технологическое сырьё, поскольку в его составе содержатся тяжелые гомологи метана, что требует специальных технологий разработки и переработки. Из них около 60% приходится на Ямало-Ненецкий АО. Доля Европейской части России достигает около 15% разведанных запасов «жирного газа» страны, основные его объемы приходятся на уникальные Оренбургское и Астраханское месторождения.

Более половины (около 55%) разведанных запасов свободного газа России представлено конденсатосодержащим газом. Традиционно применяемый в России при разработке газовых и газоконденсатных месторождений режим истощения (использование естественной энергии продуктивного пласта) позволяет извлекать 40-60% содержащихся в газе тяжёлых углеводородов. Добыча такого газа требует принятия мер по повышению конденсатоотдачи, а также созданию условий для его транспортировки и переработки.

Около 9% разведанных запасов газа России приходится на залежи сероводородсодержащего газа, темпы разработки которого лимитируются экологическим фактором, рынком серы, а также дефицитом мощностей газоперерабатывающих комплексов (ГПК): Астраханского (12 млрд. куб. м в год) и Оренбургского (45 млрд. куб. м в год).

Около 30% разведанных запасов свободного газа приходится на этансодержащие газы с концентрацией этана более 3%. Этансодержащие газы, кроме метана и этана, содержат пропан, бутаны, отмечаются следы углеводородов состава С5-С8 и являются ценнейшим сырьём для химического производства. В настоящее время степень извлечения этих компонентов из добываемого газа находится на низком уровне, а по мере нарастания масштабов разработки этансодержащих газов проблема ещё более обострится.

Из 19,7 трлн. куб. м запасов этансодержащих (среднее содержание этана, пропана, бутана достигает 5,2%) газов более 10,5 трлн. куб. м сосредоточено в Западной Сибири (в т.ч. на Уренгойском, Ямбургском, Бованенковском и др. месторождениях), свыше 2,6 трлн. куб. м – в Астраханской области, порядка 1,6 трлн. куб. м – в Иркутской области, свыше 0,8 трлн. куб. м– в Оренбургской области, более 1,2 трлн. куб. м – в Республике Саха (Якутия).

Около 13% запасов природного газа, преимущественно в Восточной Сибири, содержат гелий. По запасам гелия Россия находится на втором месте в мире после США. Запасы гелийсодержащего газа составляют 6,2 трлн. куб. м в 102 месторождениях.

В общем объеме разведанных запасов свободного газа примерно 10% составляет газ газовых шапок, образующий скопления над нефтяными залежами.

Хотя в России при утверждении запасов коэффициент извлечения газа принимается равным единице, во многих случаях степень газоотдачи пластов оказывается существенно более низкой. Особенно характерно это для месторождений, разрабатываемых в режиме истощения пластовой энергии. К концу эксплуатации наиболее легко отрабатываемых газовых залежей в сеноманских отложениях Медвежьего, Уренгойского и Ямбурского месторождений в недрах останется 1,5 трлн. куб. м неизвлекаемого современными технологиями низконапорного газа. Остаточные запасы низконапорного газа полутора десятков основных газоконденсатных месторождений России оцениваются в 3 трлн. куб. м. Ещё более низок коэффициент извлечения свободного газа при плохих коллекторских свойствах вмещающих пород, при обводнённости продуктивного горизонта и т.д.

Таким образом, всего на долю высокоэффективных запасов свободного газа, для освоения которых существует развитая инфраструктура и апробированные технологии добычи, приходится примерно 25% разведанных запасов газа России, большая часть которых сосредоточена на территории Надым-Пур-Тазовского района Ямало-Ненецкого АО. Для вовлечения в разработку остальной части запасов требуется внедрение иных, более сложных технологий добычи и транспортировки и/или строительство новых транспортных и перерабатывающих мощностей.

В целом начальные суммарные ресурсы газа в России разведаны всего на 26,4%, причем наблюдается высокая дифференциация этого показателя по регионам и субъектам Российской Федерации. При этом природный газ большинства новых месторождений отличается сложным, комплексным составом с высоким содержанием этана, пропана, бутанов и других углеводородов (Западная и Восточная Сибирь), серы (Прикаспий) и гелия (Восточная Сибирь, Дальний Восток), что требует принципиально иных, чем на действующих месторождениях Надым-Пур-Тазовского района, технологий.

Значительные прогнозные ресурсы углеводородов сосредоточены на шельфе страны. В этой связи необходимо подчеркнуть, что углеводородный потенциал шельфовой зоны страны является предметом стратегических интересов России. Именно с ним многие специалисты и политики связывают возможность и в будущем обеспечивать энергетическую независимость и безопасность нашего государства. Общая площадь шельфовой зоны России достигает 6,2 млн. кв. км, что составляет около 1/4 общей площади всего шельфа Мирового океана. Примерно 4,2 млн. кв. км российского шельфа относится к шельфу с глубинами моря до 200-300 м. На таком шельфе России около 3,9 млн. кв. км перспективны на нефть и газ, из них 2 млн. кв. км относятся к Западной Арктике (Баренцево и Карское моря), 1 млн. кв. км - к Восточной Арктике (моря Лаптевых, Восточно-Сибирское и Чукотское), 0,8 млн. кв. км - к дальневосточным морям (Берингово, Охотское, Японское) и лишь 0,1 млн. кв. км - к южным морям (Каспийское, Черное, Азовское). Более глубоководные участки шельфовой зоны России (склоны и подножия), в общем, также оцениваются как благоприятные в нефтегазоносном отношении.

По имеющимся официальным оценкам, которые многие специалисты считают заниженными, общий потенциал геологических ресурсов углеводородов шельфовой зоны России превышает 133 млрд. т н. э., в том числе извлекаемые ресурсы около 70 млрд. т, из которых 15,6 млрд. т нефти и конденсата, 83,4 трлн. куб. м газа. Неразведанные извлекаемые ресурсы нефти на море составляют, по оценке, 20% от общероссийских, а природного для газа 42,4%.

Более 85% общих ресурсов нефти и газа приходится на арктические моря, около 12% - на дальневосточные и менее 3% - на другие, в основном, на Каспийское море. Более 60% ресурсов находится на глубинах моря менее 100 м, что весьма важно, имея в виду техническую доступность и реальность их освоения.

Надежность прогнозируемых геологических запасов подтверждена не только систематически проводимыми поисково-исследовательскими работами, а также тем, что в пределах многих районов шельфа прослеживаются продолжения нефтегазоносных провинций, областей и комплексов прибрежной суши. Мировой опыт свидетельствует, что в таких случаях нефтегазоносность шельфа оказывается, как правило, значительнее, чем на суше. Одним из наиболее ярких примеров является прослеживание юрских отложений западно-сибирского типа на акваториях Баренцева и южной части Карского морей, что практически на 100% гарантирует успех в изучении их нефтегазовых ресурсов.

Общая геолого-геофизическая изученность шельфа является весьма низкой. Во многих морях (Лаптевых, Восточно-Сибирское, Чукотское, Берингово) еще не завершена региональная стадия геофизических работ, а бурение проведено только на Баренцевом и Охотском (в основном около о. Сахалин) морях, и лишь единичные скважины пробурены в Карском, Каспийском и Азовском бассейнах.

Новые данные и дополнительная переинтерпретация имеющихся материалов свидетельствует, что оценка ресурсов углеводородов на 01.01.1993 г. (последняя официальная оценка) является по большинству участков шельфа заниженной, и при новой оценке потенциал углеводородов на шельфе может увеличиться в 1,2 - 1,5 раз и более.

Кроме шельфа, многие более глубоководные участки морской периферии России, относящиеся к склонам и морским впадинам, также перспективны в нефтегазоносном отношении. Все это создает общую стратегическую перспективу восполнения добытых на суше объемов углеводородов за счет возможностей морской периферии.

Современная структура разведанных запасов газа по недропользователям показана на рис. 2. Предприятия Группы Газпром контролируют 33,1 трлн. куб. м газа, что составляет 69,2% всех разведанных запасов газа России.

10,1 трлн. куб. м принадлежит независимым недропользователям, 4,6 – находятся в нераспределенном фонде.

Кроме того, Общество владеет 1,3 млрд. тонн извлекаемых запасов конденсата и 1,6 млрд. тонн нефти.



Разведанные запасы газа Газпром отличаются высокой степенью концентрации:

- более 85% из них сосредоточено в Западной Сибири;

- 50% залегают в сеноманских залежах, отличающихся небольшой

глубиной залегания, высоким дебитом скважин и «сухим» газом;

- около 80% разведанных запасов газа заключено в 7 уникальных по

запасам месторождениях: Уренгойском, Ямбургском, Заполярном,

Харасавэйском, Бованенковском, Астраханском и Штокмановском.


В разработку вовлечено около 70% разведанных запасов, контролируемых Газпромом (рис. 3).


Газовая отрасль в переходном периоде


В переходный период и газовая отрасль в целом, и ОАО «Газпром, в частности, проявили себя как наиболее устойчивые и эффективные сегменты топливно-энергетического комплекса страны, обеспечивающие около 50% внутреннего энергопотребления, более 20% валютной выручки, около 25% налоговых поступлений в федеральный бюджет.

Сохранение целостности Единой системы газоснабжения (ЕСГ) в составе ОАО «Газпром» и поэтапная реструктуризация отрасли (выделение непрофильных производственных структур) позволили обеспечить ее устойчивое функционирование в ходе экономических реформ.


Добыча газа за 1990-2000 гг. снизилась всего на 9%, в том числе по ОАО «Газпром» - на 12,2%. Чтобы лучше понять значение этих цифр, обратимся к табл. 3.

 
Таблица 3. Динамика основных показателей экономики и ТЭК России, в % к 1990 г.


В первые годы этого периода снижение добычи было вызвано в основном сокращением платежеспособного спроса на газ в России и в странах СНГ, а в последующие годы – отставанием ввода в действие мощностей из-за недостаточности инвестиционных ресурсов.

Устойчивая и эффективная работа отрасли была обусловлена эксплуатацией уникальных по мощности и эффективности месторождений и газотранспортных систем, сооруженных в 70-80 годы ХХ века. Динамика добычи газа в 1990-2000 гг. показана в табл. 4.
 
Таблица 4. Динамика добычи природного и нефтяного (попутного) газа, суммарно по России, ОАО «Газпром» и его основным дочерним компаниям, 1990-2000 годы, млрд. куб. м


Проблемы отрасли – проблемы экономики


Основные проблемы, с которыми столкнулась газовая отрасль в 90-е годы, связаны с теми преобразованиями в жизни нашего государства, которые происходили в это время. В частности, на рубеж тысячелетий Россия вышла с ослабленной государственной властью, разбалансированной высокозатратной и технологически устаревшей экономикой, неблагоприятным деловым и инвестиционным климатом, целым комплексом трудноразрешимых проблем социального характера, с огромной дифференциацией населения, при которой основная его часть располагала крайне низкими реальными доходами, а около 30% находилось за чертой бедности. Таковой оказалась плата за годы реформ, годы становления нового Российского государства и коренного реформирования его экономики.


В 90-е годы коренным образом изменилась сама экономическая система страны. В результате разгосударствления и приватизации средств производства стало активно развиваться предпринимательство, в том числе малое, экономика страны стала многоукладной. Сформировались рынок сбыта производимой продукции, фондовый рынок, другие рыночные институты. В определенной мере оптимизировалась структура ВВП за счет увеличения в ней доли сектора услуг.


Однако эти позитивные изменения проходили на фоне глубокого системного кризиса, охватившего не только экономику, но и все российское общество.


С распадом экономики Советского Союза, функционировавшей как единый хозяйственный механизм, на отдельные составляющие, во всех новых суверенных государствах, в том числе и в России, оказались нарушенными сложившиеся хозяйственные связи и важнейшие пропорции между основными секторами экономики. Естественно, что этот дисбаланс самым губительным образом сказался на всех воспроизводственных процессах.


Как было показано в табл. 3, уже по итогам 1993 г. объём производства ВВП в стране по сравнению с 1990 г. сократился более чем на 26%. В 1994 г он упал еще на 12,7%, а в 1996 г. объем производства ВВП в стране составлял всего 60% от уровня 1990 г.


Производство промышленной продукции составило в 1993 г. всего 65% от уровня 1990 г. В 1994 г. её производство сократилось ещё на 20,9%, а в 1996 г. составило всего 47% от объёма 1990 г. Число убыточных предприятий, в целом по экономике страны, составлявшее ещё в 1992 г. всего 1,5% от их общей численности, достигло 14% в 1993 г. и 50,6% в 1996 г. (в промышленности, соответственно, 7,2%, 7,8 и 43,5%).


В начале 90-х годов в связи с распадом СССР и общеэкономическим кризисом в России негативные трансформации произошли и в отраслях ТЭК. Уже в 1993 г. по сравнению с достигнутыми максимальными уровнями добыча нефти составила 61%, угля – 72%, газа – 96%, производство электроэнергии – 88%. В целом производство первичных энергоресурсов составило в 1993 г. 82% уровня 1990 г., а их внутрироссийское потребление – 89% при уменьшении ВВП страны до 74%.


В условиях развала финансовой системы и потери контроля со стороны государства за денежным обращением, инфляции, спровоцированной либерализацией цен, и ставшей доминирующим фактором как экономических процессов, так и повседневной жизни населения страны, произошла глубокая
трансформация производственной структуры российской экономики: переориентация на преимущественное развитие сырьевых отраслей в целях экспорта их продукции и вытеснение с внутреннего рынка отечественных продуктов питания, товаров повседневного спроса и предметов первой необходимости с их замещением импортом, что крайне негативно сказалось на положении сельского хозяйства и легкой промышленности.

В результате, в 1996 г. объем производства продукции последней составил лишь 13,4% от уровня 1990 г., тогда как производства продукции отраслей ТЭК – 66,1%.


Вызванный непродуманными действиями платежный кризис и неспособность государства обеспечить нормальное поступление налогов подорвали доходную базу бюджета, на долгие годы обусловили его дефицит.


Курс на демонетизацию экономики, ее долларизацию, а также бегство капитала из России породили неплатежи, денежные суррогаты и бартер, которые стали основой во многом криминальной экономики натурального обмена и доминантной всей экономической жизни страны. Достаточно сказать, что на конец 1996 г. денежная масса М2 (по методологии расчёта, принятой Банком России в 1996 г.) составила всего 13,8% от объёма ВВП, тогда как, например, в Японии этот показатель в тот период составлял свыше 80%, а в США – около 110%.


Резко снизился уровень жизни населения (за 1990-1996 годы – более чем в три раза), стремительно нарастало расслоение общества на бедных и богатых. Возникли серьезные нарушения в глубинных мотивационных механизмах производительной деятельности, разорвалась связь между добросовестным трудом, его квалификацией и общественной значимостью, с одной стороны, и величиной зарплаты, уровнем благосостояния и общественным статусом – с другой стороны.


К началу 1997 г. массовые неплатежи достигли, по экспертным оценкам, 170% годового ВВП страны. Неплатежи фактически стали реальным финансовым инструментом деятельности большинства предприятий. Опережающий рост стоимости услуг естественных монополистов (к которым относится электроэнергетика и газовая отрасль) определил и выбор: одним из финансовых источников для потребителей стало бесплатное пользование энергоресурсами. Так, по данным Минтопэнерго РФ, дебиторская задолженность топливно-энергетическому комплексу только за 1996 г. выросла в два раза, а за 1997 г. – ещё на 27%. В целом на середину 1997 г. на предприятия РАО «ЕЭС России» и «Газпром» приходилось 78% всей суммы дебиторской задолженности отраслей ТЭК.


В 1997 г. в динамике ВВП произошел перелом – замедление спада сменилось стабилизацией, а затем и началом роста. В итоге ВВП в 1997 г., по сравнению с 1996 г. увеличился на 0,9%, (в 1996 г. - уменьшился на 3,5%), и составил 59,7% от ВВП 1990 г. (в сопоставимых ценах). Производство промышленной продукции выросло в 1997 г. на 1,9% (в 1996 г. – спад на 4% по сравнению с предыдущим годом) и составило 48% от уровня 1990 г.


Тенденция роста ВВП и промышленного производства сохранялась и в первые месяцы 1998 г., затухая к середине года. Но уже в августе 1998 г. разразился острейший кризис. Накопленная масса нерешенных проблем и отложенных действий достигла такой величины, что без существенной корректировки всего экономического курса вероятность нового периода резкого обвала неизмеримо возросла. Требовались незамедлительные меры по изменению существующих хозяйственных механизмов, действующих налоговых, ценовых и других макроэкономических институциональных условий функционирования национального хозяйства России. Но они не были приняты. Слабость власти, которая сплошь и рядом ограничивалась запоздалыми полумерами, и ошибочное увлечение монетаристскими методами сделали своё дело.


После августа 1998 г. экономическое и социальное положение в стране стало гораздо хуже. Резко снизился уровень жизни населения и сократился платёжеспособный спрос, страна фактически лишилась финансово-кредитной и платёжно-расчётной системы. В результате дефолта Россия потеряла доверие к себе со стороны международных финансовых организаций и многих зарубежных партнёров, а в самой стране – утратилось последнее доверие к государству со стороны населения. Такой оказалась плата за вытеснение государства из сферы экономики, за его уход на своеобразные «каникулы», о чём предупреждали многие экономисты более чем за год до этих событий.


Отсутствие чётко выраженной стратегической линии, размытость целей и приоритетов внутренней и внешней политики нанесли серьёзный ущерб экономической и энергетической безопасности страны, но не остановили социально-экономического развития.


Попытки правительства страны решить наиболее острые и неотложные проблемы в 1999 г. увенчались успехом. Уже в первом полугодии появились объективные признаки того, что наиболее острая фаза системного кризиса, обусловленная событиями «августа - 98», пройдена и в экономике страны созданы предпосылки для оживления реального сектора и его главного звена - промышленности, для позитивных перемен на потребительском рынке и нормализации положения в финансово-бюджетной сфере. В целом за год производство ВВП в России выросло на 3,2% к уровню 1998 г., производство промышленной продукции увеличилось на 11%, инвестиции в основной капитал – на 5,3%. Таким образом, 1999 г. стал переломным в новейшей экономической истории государства. Следующий, 2000 г., останется в памяти первым годом внушительного экономического роста: ВВП возрос на 10,0 %, промышленное производство увеличилось на 11.9 %, сельскохозяйственное – на 5 %. Реальные доходы населения выросли на 9,2 %, прирост инвестиций в основной капитал достиг 17,4 %. Экономический рост продолжился и в последующие годы.


Происходил существенный рост поступлений доходов в бюджет, причем впервые с начала реформ был достигнут профицит федерального бюджета. Нарастала динамика реальных доходов и потребление населения товаров и услуг, увеличились сбережения населения. В условиях общего экономического оживления сократился уровень безработицы.


Экономическая политика, проводимая Правительством Российской Федерации, позволила обеспечить сокращение задолженности бюджета перед бюджетополучателями, достаточный рост денежной массы и в целом ослабление «денежного голода» в экономике и прирост оборотных активов предприятий.


Высокие темпы роста российской экономики в последующий период, вплоть до августа 2008 г., были обусловлены, прежде всего, благоприятной конъюнктурой мировых цен на нефть и региональных цен на природный газ. Под их воздействием стране удалось решить большинство самых тяжёлых проблем.


ТЭК и структура ТЭБ в период кризиса 90-х годов


Естественно, что все рассмотренные выше процессы, проистекавшие в экономике России, нашли свое отражение и в развитии топливно-энергетического комплекса, в частности – и газовой отрасли. ТЭК обеспечивает жизнедеятельность всех отраслей национального хозяйства, консолидацию субъектов Российской Федерации, вносит решающий вклад в формирование основных финансово-экономических показателей страны. За годы реформ его роль в обеспечении жизнедеятельности общества еще более возросла. Результаты деятельности ТЭК крайне важны для формирования платежного баланса, поддержания курса рубля, организации международного экономического сотрудничества.


В условиях экономического кризиса ТЭК, особенно его газовая отрасль, стал одним из наиболее стабильных секторов экономики страны. Более того, в годы реформ ТЭК стал своеобразным донором, обеспечивающим, по большому счету, ценой собственного обескровливания переход России к формированию рыночных отношений: через массовые неплатежи за отгруженную продукцию его акционерные общества и компании длительное время фактически дотировали другие сферы экономики на сотни и сотни миллионов долларов ежегодно.


Анализ экономического состояния ТЭК свидетельствует, что за годы реформ резко, более чем в 3,5 раза, снизились инвестиции в комплекс, нарушился естественный ход воспроизводства минерально-сырьевой базы. Вследствие нарушения воспроизводственных процессов в отраслях ТЭК допущено крупное отставание в развитии их производственного потенциала на всех стадиях инвестиционного процесса от подготовки сырьевой базы и строительства новых производственных мощностей до ремонта и реконструкции действующих объектов.


Несмотря на уникальную обеспеченность страны природными топливно-энергетическими ресурсами, огромный потенциал ТЭК и начавшийся рост добычи нефти и угля, на протяжении многих лет в экономике страны проявлялись негативные явления, такие как веерные отключения электроэнергии, перебои с топливо- и теплоснабжением, спонтанный рост цен на нефтепродукты. Некоторые из них полностью не преодолены и до сих пор.


Основная причина этого – разбалансированность потребностей экономики в топливно-энергетических ресурсах с возможностями их оплаты на федеральном и региональном уровнях, приводящая к дефициту топлива и энергии у потребителей.


За годы реформ существенно изменилась структура топливно-энергетического баланса страны. В частности, доля природного газа в потреблении первичных энергоресурсов возросла к 2000 г. до 49 % (против 41-42 % в начале 90-х годов) при сокращении его добычи за 90-е годы с 640 млрд. куб. м до 584 млрд. куб. м и росте экспорта со 180 до 193 млрд. куб. м. К 2005 г. доля природного газа в потреблении первичных энергоресурсов возросла до 52,7 %, его добыча выросла до 641, а экспорт – до 207,3 млрд. куб. м. В 2008 г. эти показатели составляли, соответственно, 53,8%, 663,5 и 224,7 млрд. куб. м.


Структурному изменению значительно способствовала проводимая политика ценообразования.


До начала проведения экономической реформы цены на топливно- энергетические взаимозаменяемые ресурсы устанавливались централизованно с учетом их качества и эффективности использования. К моменту либерализации, т.е. к 1992 г., соотношение цен на уголь, газ и мазут составляло, соответственно, 1 :1,3 :1,7.


В октябре 1992 г. цены на нефть и нефтепродукты стали формироваться относительно свободно, а затем были освобождены цены на уголь. Их рост до уровня мировых не произошел благодаря низкому платежеспособному спросу и наличию балансовых заданий по поставкам на внутренний рынок.


Цены же на газ, регулируемые государством, подвергались и подвергаются искусственному сдерживанию в надежде на то, что «газовая пауза» будет способствовать развитию других отраслей экономики.


В результате этого газ обесценился и к 2000 г. стоил (в пересчёте на условное топливо) в два раза дешевле угля и в 4-5 раз дешевле мазута. К 2006 г. в результате ежегодного индексирования цен на газ регулирующими органами эти пропорции несколько изменились: цены на газ и уголь практически сравнялись (в 2006 г. газ стоил всего на 1% дешевле угля), но газ в 3,4 раза оставался дешевле мазута. Реальный рост цен на газ начался только в последние годы.


При этом за период «замораживания» цен на газ ожидаемого экономического подъема страны так и не произошло. Наоборот, число убыточных предприятий в целом по России возросло с 42% в начале 90-х гг. до 48,3% к 2000 г.


Более того, иллюзия неограниченности и дешевизны энергоресурсов консервирует техническую отсталость предприятий, субсидирует зачастую непроизводительные собственные расходы, а также стимулирует расточительное потребление энергоресурсов и сбыт продукции экспортно-ориентированных производств по демпинговым ценам.

Заниженные цены на природный газ неизбежно привели к повышенному спросу на него и сформировали в стране нерациональную структуру топливно- энергетического баланса.


Воспроизводство сырьевой базы газовой отрасли


Отмеченные выше нарушения воспроизводственных процессов в отраслях ТЭК привели, в частности, к систематическому недофинансированию геологоразведочных работ, которое наблюдалось все 90-е и первые 2000-е годы. В результате, обладая крупнейшей в мире геологической ресурсной базой, Россия приращивала разведанные запасы углеводородов медленнее, чем другие страны. Следствием стало значительное снижение удельного веса России в мировых разведанных запасах газа: в 1992 г. он составлял 34%, а уже в 2000 г. опустился до 28%.


Чтобы обеспечить расширенное воспроизводство сырьевой базы отрасли, необходимо развивать опережающими темпами поисковые работы в перспективных нефтегазоносных районах с высокой результативностью работ с целью подготовки фонда структур для глубокого разведочного бурения.


За 1995-2006 гг. совокупный прирост запасов в отрасли не восполнял их погашения при добыче. За этот период было приращено около 6,2 трлн куб. м запасов газа, а добыто и списано 7,3 трлн куб. м, что привело к уменьшению разведанных запасов на 1,1 трлн куб. м.

С целью восполнения и наращивания минерально-сырьевой базы и повышения ее качества в ОАО «Газпром» разработана и с 2002 г. реализуется «Программа развития минерально-сырьевой базы на период до 2030 года».


Эта программа предусматривает решение следующих задач:


1. Обеспечение Общества разведанными запасами газа, гарантирующими поддержание годового уровня добычи в объеме 630 млрд. куб. м в ареале действия ЕСГ к 2030 году и создающими задел для продолжения газодобычи за пределами 2030 г.;


2. Подготовку запасов газа в восточных районах Российской Федерации, для газоснабжения восточносибирских и дальневосточных районов страны и организации «восточного потока» газа на экспорт в страны Азиатско-Тихоокеанского региона;


3. Подготовку запасов жидких углеводородов в Тимано-Печорской нефтегазовой провинции, Западной Сибири, Прикаспии, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

Анализ выполнения Программы за истекший период подтвердил правильность выбранных направлений ГРР.

В рамках программы Газпром проводит геологоразведочные работы как в регионах с развитой инфраструктурой, с целью поддержания уровней добычи в уже действующих газодобывающих районах, так и в новых районах для создания новых центров газодобычи (рис. 4).


К первой группе районов относятся:

- север Тазовского полуострова, Обская и Тазовская губы;

- ачимовские и юрские отложения Надым-Пур-Тазовского региона;

- Астраханский свод и Прикаспийская впадина;

- Печоро-Кожвинский мегавал и Косью-Роговская впадина в Республике Коми.



Среди новых районов в первую очередь следует отметить:

- полуостров Ямал с прилегающими акваториями;

- шельф Карского, Печорского и Баренцева морей;

- Красноярский край, Эвенкийский автономный округ, Иркутскую область, шельф Сахалина, Республика Саха (Якутия).



Программа развития минерально-сырьевой базы выполняется в рамках инвестиционных программ и планов социально-экономического развития Газпрома и его дочерних обществ.



Всего в ходе выполнения Программы за 2002–2005 гг. открыто 17 месторождений и 24 залежи нефти и газа. Прирост запасов углеводородов по результатам проведения ГРР в этот период составил свыше 1,8 трлн куб. м газа. За 2006-2008 гг. открыто ещё 11 месторождений и свыше 70 залежей нефти и газа, а прирост запасов углеводородов составил: 1,77 трлн. куб. м природного газа и 149,4 млн. т нефти и конденсата.



Основные показатели геологоразведочных работ Группы Газпром на углеводороды в 2002-2008 годы показаны в табл. 5, а динамика запасов разведанных запасов газа Группы и их структура – на рис. 5.

 

Таблица 5. Основные показатели геологоразведочных работ Группы Газпром на углеводороды в 2002-2008 годы



В целом по России по итогам 2005 г. прирост запасов природного газа превысил объем добычи на 20 млрд. куб. м, а в 2006 г. был достигнут паритет между годовым приростом запасов и добычей природного газа. Основной объем прироста запасов в 2006 г. обеспечила Группа «Газпром» – 575 млрд. куб. м (в т.ч. Штокмановское месторождение – 320 млрд. куб. м). В 2007 г. суммарный прирост разведанных запасов свободного газа в результате ГРР составил 611,7 млрд. куб. м, а в 2008 г. – по предварительным данным Минприроды России, 650 млрд. куб. м. Из них Группа «Газпром» прирастила, соответственно, 592,1 и 583,4 млрд. куб. м.

Большое внимание Газпром уделяет разведке и освоению ресурсов шельфа. В сентябре 2005 г. Постановлением Правления одобрены Основные положения «Программы освоения ресурсов углеводородов на шельфе Российской Федерации до 2030 года». Основными районами работ Общества на континентальном шельфе являются акватории арктического шельфа.

Это прежде всего:

- северо-восточный шельф Баренцева моря (Штокмановское, Лудловское, Ледовое газоконденсатные месторождения и крупные перспективные структуры);

- юго-восточный шельф Печорского моря (Приразломное и Долгинское нефтяные месторождения с прилегающими структурами);

- акватории Обской и Тазовской губ (Северо-Каменномысское, Каменномысское – море и другие месторождения этого района);

- приямальский шельф Карского моря (Ленинградское, Русановское газоконденсатные месторождения и акваториальные продолжения месторождений п-ва Ямал).

Реализация указанной программы обеспечит прирост запасов газа к 2030 г. в объеме 14,1 трлн. куб. м, в том числе на шельфе Карского моря – 10,1 трлн. куб. м и Баренцева моря – 2,9 трлн. куб. м. Основная доля прироста запасов газа приходится на период 2011-2020 гг.


Кроме того, на шельфах России планируется подготовить к 2030 г. 541 млн. т запасов нефти.


Первоочередным объектом обустройства в Баренцевом море является Штокмановское газоконденсатное месторождение. Другие объекты (Ледовое, Лудловское, Ферсмановское, Демидовское), расположенные на расстояниях до 250 км от Штокмановского месторождения, могут осваиваться как спутники этого месторождения.

В целом реализация программы освоения ресурсов углеводородов на шельфе обеспечит к 2030 году годовую добычу газа более 180 млрд. куб. м.


В целях совершенствования доступа к объектам недропользования на континентальном шельфе России 18 июля 2008 г. был принят Федеральный закон Российской Федерации N 120-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон "О континентальном шельфе Российской Федерации" и отдельные законодательные акты Российской Федерации». Этим законом установлен порядок предоставления в пользование без проведения конкурсов и аукционов участков континентального шельфа, если они включены правительством России в соответствующие перечни месторождений нефти и других полезных ископаемых. Характеризуя этот закон, Президент Российской Федерации Д. А. Медведев подчеркнул, что при освоении континентального шельфа не будет конкурсов, аукционов, а будет адресное решение правительства. "И сделано это сознательно, именно для того, чтобы рациональным образом использовать эти национальные богатства" – пояснил Президент [1].


Инвестиции в газовую отрасль


Высокая инерционность производственных процессов в газовой отрасли требует опережения инвестированием как минимум на 5—7 лет сроков ввода мощностей в добыче и транспортировке газа. Однако политика сдерживания внутренних цен на газ, в сочетании с высокой налоговой нагрузкой на отрасль в середине 1990-х гг., лишили газовую промышленность необходимых инвестиционных ресурсов, что привело к необходимости привлекать большие объемы кредитов. И только в 2004-2008 гг. ситуация начала меняться к лучшему благодаря высоким мировым ценам на нефть, определяющим цены на газ в рамках долгосрочных экспортных контрактов Газпрома.

Однако уже в конце 2008 г. под влиянием мирового экономического кризиса, снижения внешнего и внутреннего спроса, падения цен, ужесточения условий кредитования и отсутствия гарантии востребованности природного газа ОАО «Газпром» было вынуждено пересмотреть инвестиционную программу на 2009 г. в сторону её снижения.

В 2001—2008 гг. инвестиции (капитальные вложения) в газовую отрасль постоянно росли и увеличились за рассматриваемый период в 4,3 раза (в текущих ценах). Существенные изменения произошли и в их структуре. Так, если в 2000 г. 75% всех инвестиций направлялось в развитие добычи газа, то в 2005 г. 73% от общего объема инвестиций приходилось на развитие трубопроводного транспорта. В 2008 г. доля инвестиций в добычу газа увеличилась до 46,6% от общего объема капиталовложений.

Основная часть инвестиций в газовой промышленности приходится на Группу Газпром. Их динамика за 2000-2008 годы показана на рис. 6.

Основными инвестиционными приоритетами развития газовой промышленности для ОАО «Газпром» в 2006-2008 гг. были:

- обустройство Бованенковского, Харасавэйского, Еты-Пуровского, Вынгаяхинского, Ен-Яхинского, Уренгойского, Заполярного, Ямбургского и других месторождений;

- строительство и реконструкция газотранспортных мощностей (Северо-Европейский газопровод (Северный поток), «СРТО-Торжок», «Ямал-Европа», расширение Уренгойского газотранспортного узла и другие проекты);

- создание мощностей подземного хранения газа;

- создание мощностей по переработке газа.



Добыча газа в 2000-2008 гг.



С 2001 г. по 2006 г. в России наблюдался устойчивый рост добычи природного газа (табл. 6). За этот период она выросла на 12%.


Однако из-за сложившихся в зимний период 2006-2007 гг. аномально тёплых погодных условий добыча газа в 2007 г. составила только 99,2% от уровня 2006 г. В 2008 г., по данным Росстата, в России было добыто 663,6 млрд. куб. м газа, что на 11,1 млрд. куб. м больше показателей 2007 г.
* При этом за десять месяцев прирост достиг 19,2 млрд. куб. м. Затем в ноябре – декабре 2008 г. из-за негативного сочетания 2 факторов – кризисных явлений в российской и мировой экономике и тёплых погодных условий в зоне поставки газа из ЕСГ – произошло снижение добычи на 8,5 млрд. куб. м.

При этом доля ОАО «Газпром» в структуре добычи природного газа постепенно сокращается: за 2000-2008 гг. она снизилась на 6,7 процентных пункта (с 89,6% в 2000 г. до 82,9% в 2008 г.). Подобная динамика обусловлена двумя группами причин.

Первая группа – динамика спроса на газ на внутреннем и внешнем рынках. Основные из них – температурные колебания в регионах-потребителях газа, конфликты в газовой сфере с Украиной и Белоруссией и мировой экономический кризис, начавшийся в 2008 г.



* По данным ГП «ЦДУ ТЭК», добыча газа в России в 2008 г. составила 664,9 млрд. куб. м

 

Таблица 6. Динамика добычи газа по группам компаний, 2000-2008 годы,

млрд. куб. м




Вторая группа причин – собственно производственные причины, основной из которых является вступление крупнейших месторождениях компании в падающую стадию добычи (сокращение добычи на уровне 20-25 млрд. куб. м газа в год). Вследствие этого, все приросты добычи на других месторождениях компании обеспечивают лишь компенсацию падения добычи на крупнейших месторождениях и не позволяют обеспечить существенный прирост общего объема добычи.

Общая динамика добычи газа Группой Газпром показана на рис. 7.


В 2008 г. ОАО «Газпром» добыло 550,9 млрд. куб. м газа, что на 0,77 млрд. куб. м больше, чем в предыдущем году. Рост добычи по отношению к 2007 г. наблюдался в первом полугодии, но в июле-октябре динамика была нулевой, а в ноябре-декабре, по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, произошло значительное (на 8,2%) падение добычи.

Поскольку, как было отмечено выше, выработанность основных эксплуатируемых месторождений весьма значительна, а базовые месторождения ОАО «Газпром» (Уренгойское, Ямбургское и Медвежье), обеспечивающие почти 65% добычи газа в стране, вступили в падающую стадию добычи (ежегодные темпы падения добычи на них – 14-15% в год), ОАО «Газпром» вынуждено вводить в эксплуатацию новые месторождения и новые площади уже разрабатываемых месторождений только для восполнения падения добычи. Так, в 2001-2008 гг. для компенсации падения добычи на основных месторождениях ЯНАО Газпром ввёл в освоение месторождения Заполярное (проектная мощность 100 млрд. куб. м), Песцовое (27,5 млрд. куб. м), Еты-Пуровское (15 млрд. куб. м), Южно-Русское (проектная мощность 25 млрд. куб. м) и др.


Необходимая для обеспечения добычи динамика строительства скважин в ОАО «Газпром» в 2000-2008 гг. показана на рис. 8, а общие производственные мощности Группы Газпром – в табл. 7.

 
Таблица 7. Производственные мощности Группы Газпром



Лидером среди добывающих предприятий ОАО «Газпром» является ООО «Газпром добыча Ямбург». На долю этой газодобывающей организации приходится 41,0 % природного газа, добываемого ОАО «Газпром» (табл. 8.). ООО «Газпром добыча Ямбург» владеет лицензиями на разработку двух крупнейших месторождений ОАО «Газпром» – Ямбургского и Заполярного. Готовятся к разработке еще три месторождения – Тазовское, Южно-Парусовое и Северо-Парусовое.

В 2008 г. удалось переломить существовавшую в 2005-2007 гг. тенденцию к снижению объема добычи ООО «Газпром добыча Ямбург» и увеличить добычу на 3,4 млрд. куб. м благодаря введению в эксплуатацию в 2008 г. новых площадей Ямбурского и дальнейшей разработке Заполярного месторождений. Для поддержания уровня добычи предполагается уплотнить сетку скважин, что даст прирост 15 млрд. куб. м в год. Следующим шагом в наращивании добычи будет освоение глубоко залегающих неокомских пластов Заполярного и ачимовских залежей Ямбурского месторождений. В 2009 г. планируется получить первый газ с неокомских залежей Заполярного месторождения.

 

Таблица 8. Добыча газа предприятиями ОАО «Газпром», 2005-2008 гг., млрд. куб. м




Несмотря на разразившийся мировой финансово-экономический кризис, приоритетным проектом для «Газпрома» остаётся освоение Бованенковского месторождения, работы на котором ведет ООО «Газпром добыча Надым». В 2006 г. Правление ОАО «Газпром» приняло решение приступить к инвестиционной стадии его освоения и строительства соответствующей системы магистрального транспорта газа. В декабре 2008 г. начато бурение первой эксплуатационной газовой скважины на Бованенковском месторождении. Ввод первых пусковых комплексов производительностью не менее 15 млрд. куб. м газа в год и магистрального газопровода «Бованенково – Ухта», в соответствии с инвестпрограммой ОАО «Газпром» на 2009 год в новой редакции, принятой Советом Директоров 30 сентября 2009 г., намечен на III квартал 2012 г.

В долгосрочной перспективе объем добычи газа должен увеличиться до 140 млрд. куб. м в год.

Растет добыча и у ООО «Севернефтегазпрома» за счет ввода в эксплуатацию во второй половине 2007 г. Южно-Русского нефтегазового месторождения во второй половине 2007 г. В освоении этого месторождения "Газпром" сотрудничает с германскими компаниями «BASF» и «Е.ON Ruhrgas», которые также являются акционерами ОАО «Севернефтегазпром». Южно-Русское месторождение расположено в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого АО. В 2007 г. на месторождении было добыто 1,3 млрд. куб. м газа, в 2008 г.— 15,1 млрд. куб. м. На проектную мощность (25 млрд. куб. м) месторождение должно выйти в 2009 г.


Из числа месторождений Обско-Тазовских губ первым в разработку намечается ввести Северо-Каменномысское (открыто в 2000 г.). В качестве базовых месторождений по организации морской газодобычи в Обской губе можно рассматривать Каменномысское-море (открыто в 2000 г.) и Обское (открыто в 2003 г.).


ОАО «Газпром» также ведется активная работа по подготовке к эксплуатации уникального Штокмановского газоконденсатного месторождения. Месторождение станет ресурсной базой для поставок российского трубопроводного газа по ЕСГ и в сжиженном виде на рынки стран Атлантического бассейна.


ООО «Севморнефтегаз» (100% дочернее общество ОАО «Газпром») владеет лицензией на поиск, геологическое изучение и добычу газа и газового конденсата на Штокмановском месторождении, а также является единым заказчиком по проектированию и строительству объектов освоения месторождения: добычного комплекса, системы трубопроводов и комплекса по производству СПГ.


В целом, для удержания достигнутого в последние годы уровня добычи газа ОАО «Газпром» предстоит в ближайшие годы проделать гигантскую работу по освоению новых газовых месторождений.


Транспорт газа


Объекты добычи, переработки, транспортировки, хранения и распределения газа на большей части России объединены в Единую систему газоснабжения (ЕСГ), собственником и оператором которой является ОАО «Газпром». ЕСГ обеспечивает транспортировку практически всего газа, транспортируемого по территории страны, включая транзит. Наличие ЕСГ – одна из главных отличительных черт российской газовой промышленности. Подобная специфика обусловлена тем, что гигантские сырьевые ресурсы удалены от мест конечного потребления на тысячи километров. ЕСГ на протяжении последних 40 лет целенаправленно формировалась как единый технологический комплекс, включающий все этапы доведения газа от пласта до конечного потребителя – добычу, транспорт, переработку и распределение с централизованным и одновременно многоуровневым управлением, и обеспечивающий непрерывный цикл подачи голубого топлива от газовой скважины до конечного потребителя.


ЕСГ обеспечивает системную надежность газоснабжения, маневренные перетоки газа и позволяет осуществлять долгосрочное планирование очередности и сроков разработки месторождений и лицензионной деятельности. Кроме того, ЕСГ выполняет функции резервирования других топливно-энергетических систем страны. Оперативный режим изменения потоков газа позволяет увеличить его подачу тем потребителям, где происходят сбои с завозом угля и мазута, покрывать дефицит в топливе в коммунально-бытовом секторе и для отопления в период резких похолоданий, когда расход увеличивается на 35-40 млн. куб. м газа на каждый градус снижения температуры наружного воздуха.


Немаловажно также, что создание ЕСГ позволило осуществлять поставки на экспорт «российского природного газа», а не газа отдельно взятых месторождений, что обеспечило максимально эффективные условия для продажи газа России, а для зарубежных потребителей – дополнительную надёжность поставок.


Формирование ЕСГ велось поэтапно, в соответствии с разведкой и освоением новых газовых ресурсов. Современное состояние ЕСГ показано на рис. 9. Основные показатели работы ЕСГ представлены в табл.9 и на рис. 10.

 

Таблица 9. Общая характеристика и основные показатели работы ЕСГ,

2000-2008 годы




Независимые производители оформляют право доступа к газотранспортной системе ОАО «Газпром» с 1998 г. За период 2000-2008 гг. загрузка ЕСГ значительно возросла (на 12,8%) за счет увеличения поставок газа Газпромом и транспортировки газа независимых производителей и ВИНК.

Созданные к настоящему времени объекты газотранспортной системы ЕСГ работают в целом стабильно. Однако в газотранспортной отрасли накопилось немало проблем, связанных с моральным и физическим старением газопроводов и необходимостью обеспечения стабильных поставок газа российским и зарубежным потребителям.


К настоящему времени в ЕСГ сложилось непростое положение, вызванное необходимостью выполнения значительных объемов работ по реконструкции и капитальному ремонту, как накопившихся в предшествующие периоды, так и связанных с естественным старением мощностей. Износ основных фондов, по состоянию на 2007 г., составил 56%, в т.ч. магистральных газопроводов — 59%, компрессоров — 91%, машин и оборудования — 62%. Средний срок эксплуатации магистральных газопроводов достиг 22 лет. При этом 24,3% газопроводов превысили проектный срок эксплуатации (33 года), менее чем 10-летний срок эксплуатации имеют только 10,8% газопроводов. Большой срок эксплуатации большинства газопроводов ЕСГ привел к тому, что на 01.01.2008 г. технически возможная производительность ЕСГ снизилась на 10,7% и сейчас оценивается на уровне 556-560 млрд. куб. м в направлении выхода газа из Надым-Пур-Тазовского района Тюменской области.


Работы по реконструкции объектов транспорта газа ОАО «Газпром» проводятся в рамках «Комплексных программ реконструкции». В настоящее время разработана и действует «Комплексная программа на период 2007-2010 гг.», которая охватывает все технологические комплексы ГТС: линейную часть, компрессорные станции, системы энерговодоснабжения, электрохимической защиты газопроводов, автоматические системы управления и телемеханики, технологической связи.


Согласно Программе, в 2007-2010 гг. предполагается реконструировать 5 тыс. км газопроводов, заменить или модернизировать более 500 газоперекачивающих агрегатов, реконструировать 300 газораспределительных станций.


Технологический эффект от реконструкции и технического перевооружения объектов ГТС в период 2007-2010 гг. ожидается через повышение производительности ГТС на 32 млрд. куб. м в год и экономию энергозатрат на транспорт газа в объеме 3,5 млрд. куб. м в год. Другой результат реализации Программы – повышение надёжности, снижение аварийности и технических отказов в работе ГТС. В 2008 г. ОАО «Газпром» завершило строительство 153 газопроводов различного диаметра общей протяженностью 2,7 тыс. км в 47 субъектах РФ. Объемы инвестиций ОАО «Газпром» в реконструкцию и техническое перевооружение ГТС за год составили около 35,8 млрд. руб.


На территории России с 1995 г. ОАО «Газпром» ведет строительство газопровода из северных районов Тюменской области (от Уренгойского месторождения) до г. Торжок (СРТО – Торжок), где находится одна из узловых точек ЕСГ России. По состоянию на конец 2008 г., полностью введена в эксплуатацию линейная часть газопровода общей протяженностью 2 737 км и 9 КС из 13 запланированных. Завершение работ планируется в первой половине 2011 г.


Продолжается строительство магистрального газопровода Грязовец – Выборг для обеспечения поставок газа на Северо-Запад России и в газопровод «Северный поток». Протяженность газопровода – 917 км, диаметр – 1400 мм, давление – 9,8 МПа. В 2008 г. введено в эксплуатацию 165 км линейной части газопровода, при этом общая протяженность введенной в эксплуатацию линейной части составила 475 км.


Для вывода дополнительных объемов газа, добываемого независимыми поставщиками, из Надым-Пур-Тазовского региона в настоящее время ведется расширение Уренгойского газотранспортного узла. В 2008 г. было введено 74,6 км линейной части и 32 МВт компрессорных мощностей, работы близки к завершению.


В 2008 г. было завершено строительство линейной части газопровода_Нюксеница - Архангельск общей протяженностью 643 км и производительностью 2,5 млрд. куб м в год и одной из трех компрессорных станций.


Неотъемлемой частью ЕСГ являются также подземные хранилища газа (табл. 10). Сеть ПХГ, расположенных в основных районах потребления газа, обеспечивает в отопительный период до 20% поставок газа российским потребителям, а в дни резких похолоданий эта величина достигает 30%. Для сглаживания пиков сезонной неравномерности потребления газа в отрасли реализуется Программа работ на 2005-2010 гг. по подземному хранению газа в Российской Федерации («Программа-700»). Программа нацелена на достижение суточной производительности ПХГ до 700 млн. куб. м к сезону отбора 2010-2011 гг. (в 2005 гг. суточная производительность ПХГ составила 477 млн. куб. м).

 

Таблица 10. Подземные хранилища газа России и их характеристика, 2000-2008 годы

 

В мае 2007 г. после завершения реконструкции введена в эксплуатацию первая очередь Канчуринско-Мусинского комплекса ПХГ в Республике Башкортостан.

В рамках программы развития системы ПХГ продолжается строительство трех объектов подземного хранения: в водоносной структуре Удмуртского резервирующего комплекса, в каменной соли в Калининградской и Волгоградской областях. Предполагается, что Волгоградское ПХГ станет крупнейшим в Европе и первым в России ПХГ в солях с объемом активного газа 800 млн. куб. м и суточной производительностью 70 млн. куб. м.


В 2008 г. обеспечен прирост емкости всех ПХГ по товарному газу — на 230 млн. куб. м, по максимальной суточной производительности ПХГ — на 12 млн. куб. м.

Перспективы развития газовая отрасль России и ОАО «Газпром»


Для синхронизации развития ресурсной базы, добывающих мощностей и ЕСГ с учётом формирования и развития внутреннего и внешних рынков газа Газпром разработал и в 2008 г. представил в Минэнерго России проект Генеральной схемы развития газовой промышленности на период до 2030 года
*. Эта Генеральная схема даст возможность оптимизировать развитие не только самой газовой отрасли, но и всего топливно-энергетического комплекса страны, станет эффективным инструментом реализации Энергетической стратегии России.


В соответствии с развитием и размещением ресурсной базы, перспективы развития российской газовой отрасли в первой половине ХХI века будут связаны с формированием трёх новых газодобывающих регионов – на полуострове Ямал с прилегающими акваториями, на шельфе Баренцева, Карского и Печорского морей и на Востоке России. Этапность развития газовой отрасли на перспективу до 2030 года показана на рис. 11.


Именно эти новые газодобывающие регионы будут определять дальнейшее энергетическое могущество нашей страны. С этими регионами связаны крупнейшие стратегические проекты Газпрома как в области добычи природного газа, так и в области его транспортировки на основные внутренние и зарубежные рынки.


Главной ресурсной базой страны и ОАО «Газпром» и основным центром добычи газа на обозримую перспективу остается Западная Сибирь, а именно – Надым-Пур-Тазовский район, а в перспективе – полуостров Ямал. Месторождения Ямала являются стратегической сырьевой базой для обеспечения перспективных потребностей страны в газе. Без их освоения за пределами 2010 года перспектив увеличения добычи газа в России нет. Разведанные запасы газа здесь – около 11 трлн. куб. м, возможный годовой объём добычи – 250 млрд. куб. м (только суша).


Первоочередным объектом освоения на Ямале является Бованенковское месторождение. Проектный объем добычи газа определен в 115 млрд. куб. м в год. В долгосрочной перспективе проектный объем добычи газа должен увеличиться до 140 млрд. куб. м в год.

Освоение ямальских ресурсов газа потребует сооружение к 2030 году мощной газотранспортной системы с полуострова производительностью более 300 млрд. куб. м в год. Новая система газопроводов, при строительстве которой будут применяться передовые технические и технологические решения, должна стать ключевым звеном Единой системы газоснабжения России.


Принципиальная схема сооружаемой ГТС на полное развитие добычи в объеме 250 млрд. куб. м в год представлена на рис 12. На нём также показаны проектно-технологические решения, необходимые для этой ГТС.


Крупнейшим объектом обустройства в Баренцевом море является Штокмановское газоконденсатное месторождение. Проектный уровень добычи здесь составляет от 70 до 100 млрд. куб. м газа в год. Штокмановское месторождение определено ресурсной базой для экспорта российского газа в Европу через строящийся газопровод «Nord Stream». На начальном этапе разработки основными объектами обустройства Штокмановского ГКМ будут подводные добычные комплексы, а на последующих этапах дополнительно предусматривается применение глубоководных платформ типа TLP или технологических судов.


Соглашение между ОАО «Газпром», французской компанией «Total» и норвежской «StatoilHydro» о создании компании «Shtokman Deevelopment AG» было заключено 21 февраля 2008 года. В уставном капитале «Shtokman Deevelopment AG» 51% акций принадлежит ОАО «Газпром», 25% акций – «Total», 24% - «StatoilHydro». Она будет осуществлять проектирование, разработку, строительство, финансирование и эксплуатацию объектов первой фазы освоения Штокмановского месторождения и будет являться собственником инфраструктуры первой фазы на протяжении 25 лет с момента ввода месторождения в эксплуатацию.


Первая фаза освоения Штокмановского месторождения предусматривает добычу и поставку на экспорт 23,7 млрд. куб. м природного газа в год, начало поставок по газопроводу намечено на 2013 г., а сжиженного природного газа – на 2014 г.


Другие объекты (Ледовое, Лудловское, Ферсмановское, Демидовское), расположенные на расстояниях до 250 км от Штокмановского месторождения, будут осваиваться как спутники этого месторождения.


Вслед за Штокмановским начнётся освоение и других крупнейших месторождений Арктики, в том числе расположенных на приямальском шельфе. Это обеспечит надёжную базу для масштабных поставок сжиженного природного газа на рынки Америки и Европы. Наработанные в этом регионе технологии в дальнейшем буду применяться и на других объектах арктического шельфа, в частности – для обустройства гигантских подводно-подлёдных месторождений Карского моря.


Перспективное развитие добычи газа, формирование новых рынков и газодобывающих регионов потребует соответствующего развития газотранспортных мощностей и ЕСГ России, строительства новых экспортных коридоров.

В частности, развитие газотранспортной системы России потребует уже в период до 2020 года строительства около 28 тыс. км новых магистральных газопроводов, включая подводящие газопроводы и межсистемные перемычки газовых и газоконденсатных месторождений и 144 компрессорных станций суммарной мощностью более 10 млн. кВт. Суммарный объём инвестиций в развитие газотранспортной системы в период до 2020 г. составит порядка 2 трлн. руб.


Одновременно будет продолжена реализации программ реконструкции действующих объектов транспорта газа.


Крупнейшим газотранспортным проектом ближайших лет является проект «Nord Stream» – строительство уникального трансбалтийского газопровода. Этот проект позволяет решить сразу три главные задачи:

- выход на новые рынки сбыта (Великобритания, Швеция);

- вывод газа на рынок из шельфовой зоны Северо-Запада России;

- диверсификацию газотранспортных маршрутов.


Необходимость последнего, как показали события недавних зим, вообще трудно переоценить.


Первую нитку газопровода пропускной способностью 27,5 млрд. куб. м в год намечено ввести в строй в 2011 г. Мощность газопровода «Северный поток» в двухниточном исполнении позволит поставлять 55 млрд. куб. м газа в год.


С целью подготовки технико-экономического обоснования и строительства в 2005 г. было создано совместное предприятие «Nord Stream AG». В настоящее время ОАО «Газпром» владеет 51% «Nord Stream AG», компании «Wintershall Holding AG» и «E.ON Ruhrgas AG» - по 20%, «N.V. Nederlandse Gasunie» — 9% (присоединился к проекту в июне 2008 г.). Общий бюджет проекта определен в 2008 г. в 7,4 млрд. евро.


Газопровод должен будет пройти по территориальным водам и исключительным экономическим зонам пяти стран. В 2008 г. были завершены исследования по оценке воздействия проекта на окружающую среду. Для минимизации экологического риска в 2008 г. был разработан оптимизированный S-маршрут газопровода к югу от датского острова Борнхольм. Общественное и государственное обсуждение должно завершиться в конце 2009 г.


В 2008 г. подписаны контракты на укладку газопровода с итальянской компанией «Saipem», а также на предоставление услуг по обетонированию и логистике с французской «EUPEC». Строительство планируется начать в 2010 г.


В 2008 г. были подписаны соглашения между правительствами России, Болгарии, Сербии и Венгрии о сотрудничестве при создании газопровода «Южный поток». Ранее, в 2007 г., ОАО «Газпром» подписало с итальянской корпорацией «ENI» меморандум о взаимопонимании по проекту «Южный поток». По дну Черного моря будет проведен газопровод мощностью до 30 млрд. куб. м газа в год. Начальная точка газопровода совпадает с «Голубым потоком»: это будет линейная компрессорная станция «Береговая» вблизи пос. Архипово-Осиповка Геленджикского района Краснодарского края. От «Береговой» газопровод протянется до Болгарии по северной части Черного моря на расстояние примерно 900 км с глубинами до 2000 м. Отсюда газопровод будет проложен в другие страны Южной Европы. Стоимость газопровода будет сравнительно высокой и только для подводного участка составит 4-5 млрд. долл. США. В целях реализации проекта 18 января 2008 года в Швейцарии была зарегистрирована компания «South Stream AG». Её учредителями на паритетной основе выступили ОАО «Газпром» и итальянская компания «ENI».


Большие перспективы развития газовой отрасли связаны с Востоком России, о чём мы уже писали в 9-ом выпуске Федерального справочника. Чтобы не повторяться, скажем только, что на Востоке России, исходя из существующей ресурсной базы и благоприятных геологических предпосылок открытия новых крупных залежей, можно говорить о хороших перспективах развития газодобычи. При соответствующих экономических условиях в долгосрочной перспективе здесь возможно и целесообразно формирование 4-х основных газодобывающих центров – Иркутского, Красноярского, Сахалинского и Якутского. Все эти центры добычи газа в перспективе могут быть связаны единой газотранспортной системой, которая, в свою очередь, станет составной частью Единой системы газоснабжения России.

Однако газовые ресурсы Востока России имеют сложный компонентный состав, высокое содержание гелия, наличие нефтяных оторочек и большого конденсатного фактора. Естественно, что российское государство, как собственник недр, заинтересовано в полном извлечении всех этих ценных компонентов, в их переработке в продукцию с высокой добавленной стоимостью.


Эта особенность восточных месторождений, которая объективно сдерживает начало крупномасштабной добычи природного газа Иркутского, Красноярского и Якутского центров, потребовала разработки специальной государственной «Программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки стран АТР» (так называемой Восточной газовой программы).


ОАО «Газпром» активно реализует Восточную газовую программу и, несмотря на кризисные явления в мировой экономике, продолжает в полной мере финансировать восточные проекты. Будет это делать и впредь.


Более того, несмотря на уменьшение общей инвестиционной программы Общества на 2009 год с 960 до 761,5 млрд. руб., объём инвестирования восточных проектов Газпрома, включая ГРР, был увеличен почти вдвое – до 67 млрд. руб.


В июле текущего года Газпром приступил к строительству магистрального газопровода «Сахалин-Хабаровск-Владивосток». Завершение строительства его первой очереди – первого пускового комплекса – 3 квартал 2011 г.


Проект «Магистральный газопровод «Сахалин-Хабаровск-Владивосток» является базовым для развития Дальнего Востока Российской Федерации. Его реализация позволит уверенно развивать газоснабжение Хабаровского края и повысить его надёжность, позволит организовать газоснабжение Приморского края и Еврейской АО. В более отдалённой перспективе, после развития ресурсной базы на шельфе Сахалина и ввода в разработку месторождений Якутии, он позволит организовать подачу газа на экспорт.


Строительство и эксплуатация газопровода дадут мощный импульс развитию промышленности и энергетики региона, газификации населенных пунктов по трассе газопровода, созданию дополнительных рабочих мест. Именно так поставил задачу Председатель Правительства Российской Федерации В.В. Путин на совещании в г. Хабаровске 31 июля этого года. И эта задача, безусловно, будет выполнена.


Газопровод создаст условия для реализации новых инвестиционных проектов в регионе. При его строительстве активно используются возможности местных строительных организаций и промышленных предприятий.


В соответствии с поручением Президента Российской Федерации, «Газпром» активно продолжает реализацию проекта газоснабжения Камчатки. На Нижне-Квакчикском ГКМ 01 июля 2009 года начато бурение первой эксплуатационной скважины. В соответствии с графиком идёт строительство газопровода Соболево-Петропавловск Камчатский.


Большое положительное значение имело принятие Правительством Российской Федерации решения об укреплении ресурсной базы проекта, что создало предпосылки не только для стабильного и долгосрочного газоснабжения Камчатки, но и соседних регионов ДФО.


В текущем году завершена вторая фаза проекта «Сахалин-2», в котором Газпром участвует в качестве ведущего акционера. В феврале введены в эксплуатацию магистральные нефте- и газопроводы общей протяженностью около 1600 км, начал работу первый в России завод по производству СПГ, в составе которого действуют две очереди по 4,8 млн. т сжиженного газа каждая. Первые партии СПГ отгружены потребителям стран АТР.


Данный проект явился пилотным для Газпрома на Сахалине. В настоящее время мы приступили к работам на новых объектах – ведём поисково-разведочное бурение на Киринском месторождении, выходим на Киринский, Восточно-Одоптинский и Аяшский блоки на шельфе Сахалина, лицензии на освоение которых мы получили в текущем году.


Говоря о перспективах развития Сахалинского центра газодобычи хотел бы подчеркнуть, что перспективы строительства 3-ей очереди завода СПГ в Пригородном мы связываем с наращиванием ресурсной базы проекта Сахалин-2. Будут активные ГРР, будет увеличение запасов газа на структурах, входящих в проект Сахалин-2 – будет и третья очередь завода по производству СПГ.


Что же касается газа проекта Сахалин-3, на структурах которого Газпром приступил в июле этого года к геологоразведочным и поисковым работам, то газ этого проекта будет направлен потребителям Дальнего Востока России с 2014 года.


Формирование Якутского центра газодобычи – еще один важный элемент Восточной газовой программы. Его развитие будет осуществляться на базе Чаяндинского НГКМ, лицензию на разработку которого Общество получило год назад.


Получение первой нефти на этом месторождении планируется в 2014 году, ввод в разработку газовой залежи – в 2016 году.


Газпром уже приступил к разведочному бурению на месторождении с использованием местных геологоразведочных и буровых организаций, выполняет предпроектные работы.


Дальнейшее развитие Якутского центра газодобычи связывается с освоением месторождений федерального значения – Среднеботуобинского, Тас-Юряхского, Верхневилючанского и других.


Якутский проект является комплексным – наряду с разведкой и обустройством месторождений нам предстоит строительство магистрального газопровода «Якутия-Хабаровск-Владивосток», который на значительном протяжении пройдет в едином коридоре с нефтепроводом «Восточная Сибирь - Тихий океан» и в будущем будет объединён с ГТС «Сахалин – Хабаровск – Владивосток». Тем самым якутский газ получит выход не только в южные районы Дальневосточного федерального округа, но и на экспорт.


К строительству этого газопровода мы приступим после завершения работ на первой очереди газопровода «Сахалин-Хабаровск-Владивосток», при этом также будем продолжать использовать возможности местных подрядных организаций, предприятий машиностроения и строительных материалов.


Сложнокомпонентный состав газа якутских месторождений потребует создания газоперерабатывающих и газохимических производств. Особенно остро стоит вопрос извлечения, хранения, транспортировки и маркетинга гелия.


В настоящее время ОАО «Газпром» уже проводит соответствующие исследования, в т.ч. в партнерстве с зарубежными компаниями.


Формируемая «Газпромом» на Востоке России газотранспортная система позволит вывести континентальный газ на побережье Тихого океана. Это создаст благоприятные условия для организации будущих поставок газа на экспорт из района Владивостока как в виде уже традиционного СПГ, так и в виде сжатого газа, который может быть более эффективен и конкурентоспособен на определённых направлениях и расстояниях. Тем самым в регионе сформируется ещё один крупный газо-экспортный узел.



Литература:


1. Д.А. Медведев. Начало рабочей встречи с Заместителем Председателя правительства Игорем Сечиным. 18.07.2008, Московская область, Горки.

сайт http://kremlin/ru/appears/2008/07/18/1546_type63378_204284.shtml

2. Материалы ОАО «Газпром». Официальный сайт ОАО «Газпром» - http://www.gazprom.ru

3. Топливно-энергетический комплекс России: 2000-2007 гг. (Справочно-аналитический обзор) / под общ. ред. проф., д.т.н. В.В. Бушуева, д.э.н. А.М. Мастепанова, к.г.н. А.И. Громова. – М.: ИАЦ «Энергия», 2008.

4. «Топливно-энергетический комплекс России: 2000-2008 гг.» (справочно-аналитический обзор) / под общ. ред. проф., д.т.н. В.В. Бушуева, д.э.н. А.М. Мастепанова, к.г.н. А.И. Громова. Институт энергетической стратегии (ГУ ИЭС). – М.: ИАЦ «Энергия», 2009.–316 с

5.Безопасность России. Правовые, социально-экономические и научно-технические аспекты. Энергетическая безопасность (Нефтяной комплекс России). – М., МГФ «Знание», 2000.

6. Никитин Б.А., Мерзоев Д.А. Освоение российского шельфа нефтегазовых месторождений. – «Нефть, газ и бизнес», №2, 2000.

7. Единая система газоснабжения. Проблемы перехода к рынку. Под редакцией Ю.И. Боксермана и В.А. Смирнова. М., 1993

8. Мастепанов А.М. Топливно - энергетический комплекс России на рубеже веков – состояние, проблемы и перспективы развития (справочно-аналитический сборник). Издание 2-е. М., Изд-во ИАЦ «Энергия», 2008, 1028 с.



* 26 марта 2009 пресс-служба Минэнерго России сообщила, что проект Генеральной схемы развития газовой отрасли до 2030 г. внесён Министерством для рассмотрения в Правительство РФ.




Материал предоставлен для "Федерального справочника". Будет опубликован в томе № 23.

 

Реклама
Реклама
Реклама
Реклама
Реклама
Реклама
Реклама
Реклама
Реклама
Реклама
Реклама
Реклама
Реклама
Реклама

федеральный справочникФедеральный Справочник
107023, г. Москва, Семёновский переулок, д. 15

Тел.: +7 (495) 783-52-12
Факс: +7 (495) 783-89-38