Газовая промышленность на рубеже столетий

Возрастающее значение природного газа в энергобалансе практически всех регионов мира, включая Россию, - это устойчивая тенденция. За последние 20 лет доля природного газа в мировом балансе первичных энергоресурсов увеличилась с 17, 7 % в 1975 г. до 23, 1 % в 1995 г. По имеющимся прогнозам, к середине следующего столетия удельный вес природного газа в энергобалансе мира может составить 30 %.

Интенсивное развитие газовой промышленности объясняется рядом обстоятельств. Наряду с резко возросшими ресурсами природного газа решающее значение имеют его высокие потребительские, экономические и технологические свойства. Весьма важно и то, что природный газ является наиболее чистым топливом. Наконец, это самый дешевый энергоноситель.

На сегодня одной из ведущих газовых компаний мира является РАО “Газпром”, доля которого в общероссийской добыче газа составляет 94 % и 25% - в мировой. Более половины потребностей России в энергоносителях также обеспечивает “Газпром”. Налоги, которые платит РАО, составляют 25 % всех налоговых поступлений в казну.

РАО “Газпром” - это многопрофильное хозяйство, в котором, помимо традиционных видов деятельности, существуют и другие, иногда совершенно непрофильные. Наряду с добычей и поставками газа, РАО добывает газовый конденсат и нефть, комплексно перерабатывает углеводородное сырье, ведет доразведку находящихся на его балансе месторождений и эксплуатационное бурение. В составе “Газпрома” – машиностроительные, ремонтные, пусконаладочные предприятия, строительные организации, научно-исследовательские и проектно-конструкторские институты. Такая многопрофильность позволяет при отсутствии в стране развитого рынка соответствующих услуг обеспечивать нормальное функционирование газовых объектов.

Производственная деятельность РАО носит стабильный характер. Сеть трубопроводов “Газпрома” общей протяженностью более 140 000 километров обеспечивает газом четыре пятых территории нашей страны. 80 % всех запасов природного газа расположены в Западной Сибири, разведанные запасы газа по этому региону составляют 26, 8 трлн. куб.м ( по состоянию на 1 января 1996 г.). В Указе Президента РФ от 29 мая 1996 г. “О федеральной целевой программе “Газификация России на 1996-2000 годы” определены первоочередные районы газификации, в числе которых - юг Западной Сибири. Одной из важнейших социально-экономических задач, стоящих перед “Газпромом”, является газификация сельских районов.

Вследствие кризиса производства в нашей стране падает платежеспособный спрос на энергоресурсы, в том числе и на газ, в первую очередь в промышленном секторе и на электростанциях. Но сложившаяся структура “Газпрома” даже в условиях неплатежей позволила обеспечить надежное газоснабжение страны, поддерживать относительно низкие цены на газ в России.

В то же время крупнейший налогоплательщик страны сам оказался в долгу перед федеральным бюджетом. Из-за хронических неплатежей складывается критическая ситуация на газопроводах: обслуживающие их люди по полгода не получают зарплату, изношены трубопроводы. Все это чревато непредсказуемыми последствиями, в результате которых без снабжения топливом могут оказаться целые районы. Между тем долги государства, регионов страны и непосредственно потребителей самому “Газпрому” втрое превышают его собственные. Д олжниками компании являются энергетики, позиция которых долгое время исходила из принципа: хочу - плачу, не хочу - не плачу. Среди крупных должников таже числятся машиностроители, химики, нефтехимики. Но с приходом нового руководителя в РАО “ЕЭС России” отношения между двумя РАО начали меняться в лучшую сторону, поскольку оба общества объединяют общие подходы к решению одной и той же проблемы - проблемы неплатежей.

Все это и послужило основной причиной реструктуризации РАО “Газпром”. Одним из первых ее шагов явилось создание Межрегиональной компании по реализации газа - стопроцентного дочернего предприятия “Газпрома”. Основная задача ООО “Межрегионгаз” - сбор средств за поставки газа и сохранение единой системы газообеспечения страны. Такой подход позволяет приспосабливать структуру “Газпрома” к условиям цивилизованного рынка - в большинстве развитых стран производство, транспортировка и реализация продукции разделены. С апреля 1997 г. реализация газа на внутреннем рынке полностью передана “Межрегионгазу” и его 62 филиалам, один из которых находится в Томске.

Основными видами деятельности компании являются:

-осуществление газоснабжения потребителей Российской Федерации в соответствии с заключенными договорами, а также нормами и правилами, действующими на территории Российской Федерации;

-организация учета газа, поставляемого потребителям;

-обеспечение транспортировки (транзита) газа до потребителей в Российской Федерации на основе договоров с газотранспортными предприятиями;

-осуществление в соответствии с законодательством инвестиционной деятельности, включая инвестирование в строительство сетей и других объектов газоснабжения и газопотребления, с целью расширения российского газового рынка, а также объектов добычи газа, нефти и газового конденсата и их переработки.

Неполный год деятельности компании и ее филиалов показал, что “Газпромом” сделаны верные шаги. Так, до начала действий “Межрегионгаза”, российские потребители оплачивали не более 2% продукции. Через месяц эта цифра поднялась до 5%, а в июле компания вышла на 30% платежи, причем три четверти их получено “живыми деньгами” и высоколиквидными ценными бумагами банков. Сбор средств за поставленный газ вырос втрое по сравнению с 1996 г., наметилась устойчивая тенденция снижения темпов роста задолженности потребителей газа.

Новая схема отношений между поставщиками и потребителями сейчас построена не по ведомственному, а по административно-территориальному принципу. Это значит, что общий объем средств, поступающих в территориальные бюджеты в виде налогов от реализации газа, не изменится, но средства будут распределяться более справедливо. Сейчас обладминитрации заинтересованы вплотную сотрудничать с имеющимся на их территории филиалами “Межрегионгаза”, потому что в той области объем налоговых поступлений больше, где больше газа потребляют. Сложнее в новых условиях приходится тем регионам, которые по старой схеме аккумулировали налоги зарегистрированного в ней “Трансгаза”. В их числе оказалась и Томская область. Так, “Томсктрансгаз” вносил платежи в бюджет за потребителей не только Томской, но и Кемеровской, Новосибирской, Омской и Тюменской областей и Алтайского края.

Выходя напрямую на потребителей, “Межрегионгаз” добивается более полной оплаты потребляемого газа, а также ставит задачу помочь им сделать свою деятельность рентабельной. Только при этом условии сами потребители смогут стать платежеспособными покупателями газового топлива и сырья. “Межрегионгазу” (в соответствии с Указом Президента России) дано право уменьшать тарифы на газ до 40 %. Снижая цену, компания способствует снижению себестоимости продукции предприятия и тем самым помогает сделать ее конкурентоспособной. На эту меру “Межрегионгаз” идет в том случае, если предприятие исправно ведет текущие платежи на основе предоплаты или аванса и своевременно выполняет согласованный с компанией график погашения старых долгов. Недавно, например, подписан протокол о 30% снижении цены на газ для “Самароэнерго”. Действуя совместно с энергетиками и администрацией, “Межрегионгазу” впервые удалось вывести целую энергосистему на стопроцентные платежи за газ и начать ликвидацию старых задолженностей.

Занимаясь реализацией газа на внутреннем рынке, “Межрегионгаз” пришел к выводу, что продавать его будет сложно, если вплотную не заняться отраслями промышленности, потребляющими газ в виде сырья и энергоресурсов. “Межрегионгаз” принялся за создание схем взаимодействия с ними. Самое главное – сохранить мощности газопотребляющих предприятий. Ведь если заводы “лежат”, платежи компании не поступят не только на производственном, но и на бытовом уровне: чем платить за газ семьям, не получающим зарплату? Поэтому деятельность “Межрегионгаза” направлена на то, чтобы дать возможность потребителям газа выпускать конкурентоспособную продукцию и таким образом обеспечить платежи за газ. За восемь месяцев свой деятельности компании удалось “поднять с колен” не одно предприятие страны. К примеру, в сентябре 1996 г. остановился Новочеркасский завод синтетических продуктов, четыре тысячи его рабочих не получали зарплату. Не работал завод практически год. Пришедший на помощь “Межрегионгаз” за полгода вывел завод на рабочий режим, помог предприятию выйти на рынок. Предприятие выпускает метанол и производные из него. Надо сказать, что газовая отрасль потребляет метанол в больших объемах как технологическое сырье. Труднее было восстановить экспортные позиции завода. Сегодня он работает на полную мощность и начал отдавать долги за газ. Взаимная выгода от подобного сотрудничества очевидна.

Задачи, связанные с реализаций природного газа в нашей области, возложены на Томский филиал (ТФ). Небольшой по численности коллектив обслуживает самых разных потребителей - от школ и небольших сельских администраций до ТНХК и энергетиков. Первые месяцы его работы легкими не назовешь: избалованный “прощениями” долгов, томский потребитель привык к бесплатному газу. Но с приходом рыночных отношений времена “бесплатного сыра” ушли в прошлое. Газ же, как и любой другой товар, тоже имеет свою стоимость. В 1997 г. потребителям области “Томсктрансгаз” доставил немногим более млн. кубометров природного газа на 141 млн. рублей в новых ценах. Заявки на нынешний составляют уже 2, 5 млн. кубометров.

Совместная работа с деловыми партнерами и потребителями уже начинает давать свои плоды, со многими из них найдено взаимопонимание. Впервые за последние годы область стала собирать “газовые” деньги с томичей. В целом неплохо прошла договорная кампания по поставкам газа на 1998 г. Причем акцент делается на заключение трехсторонних договоров, на то, чтобы как можно меньше было перепродавцов. В частности, на трехсторонние договора переходим с теми, кто получал газчерез “Облгаз” и “Горгаз”.

Томская область находится в числе тех, где найдено взаимопонимание с местными властями. В конце 1997 г. компанией заключены соглашения о сотрудничестве с администрацией области и мэрией.

На ближайшее время ТФ ставит перед собой задачу выйти хотя бы на 30% платежи. Но для этого предприятиям-потребителям прежде всего нужно самим встать на ноги. Помощь может оказать “Газпром” - путем инвестирования, вложения средств на переоборудование и сырье. Сейчас в этом направлении совместно с администрацией области ТФ начал работу с рядом томских промышленных предприятий.

Самыми крупными потребителями газа в области являются энергетики и нефтехимики, получающие порядка 80% газа от общих поставок. Они же - самые крупные должники. С ТНХК общий язык найден, будет заключен договор. Но, к сожалению, пока не получается конструктивного диалога с энергетиками, долги которых “Межрегионгазу” на начало 1998 г. составили около 90 млн. рублей. Понятно, что АО “Томскэнерго”, как и газовиков, волнуют проблемы неплатежей. Тем не менее вопрос расчетов за “голубое топливо” должен решаться, поскольку в конечном итоге он касается не только двух этих организаций, но и области в целом, да и каждого томича.

2. СТРАТЕГИЯ РАЗВИТИЯ ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РОССИИ И ГОСУДАРСТВЕННАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ПОЛИТИКА ДО 2020 ГОДА

В переходный период отрасль проявила себя как наиболее устойчивый и эффективный сектор ТЭК страны, обеспечивающий около 50% внутреннего энергопотребления, более 40% валютной выручки от экспорта топливно-энергетических ресурсов, около 25% налоговых поступлений в бюджет.

Сохранение целостности ЕСГ с поэтапной реструктуризацией отрасли (выделением непрофильных производственных структур) позволили обеспечить устойчивое её функционирование в ходе экономических реформ. Добыча газа в 1990-1999 гг. снизилась на 8, 5% в основном вследствие сокращения спроса на газ в России и платежеспособного спроса странах СНГ. Устойчивая и эффективная работа отрасли была обусловлена эксплуатацией уникальных по мощности и эффективности месторождений и газотранспортных систем, сооруженных в 70-80 годы.

В 1999 г. добыча газа в России составила около 590 млрд.м3, из них около 86% добывалось в Западной Сибири. Три месторождения (Ямбургское, Уренгойское, Медвежье) обеспечивали 72% добычи газа в России.

Газотранспортная система (Единой системы газоснабжения - ЕСГ) включает 148, 8 тыс.км магистральных газопроводов (с учетом изолированных газовых компаний протяженность газопроводов России более 150 тыс.км), 693 компрессорных цехов мощностью 41, 7 млн.кВт, 22 объекта подземного хранения газа. Российский газ закачивается в ПХГ как на территории России, так и в хранилища Латвии, Украины, Германии (Реден). Протяженность газораспределительных сетей составляет 359 тыс.км, что вдвое выше протяженности магистральных газопроводов. Это крайне низкое соотношение является следствием удаленности добывающих районов от потребителей и низким уровнем газификации природным газом (в городах - 53%, в сельской местности - 19%).

ОАО " Газпром" разрабатывает 68 месторождений с разведанными запасами 17, 3 трлн.м3, из них 10 месторождений в Западной Сибири с запасами 13, 5 трлн.м3 (78%).

Переход отрасли на самофинансирование, государственное регулирование цен на газ ОАО " Газпром" при либерализации цен в промышленности, низкий уровень цен на внутреннем рынке привел к его убыточности; систематический рост неплатежей за газ, достигших в 1999 г. выручки за газ на внутреннем рынке за 1, 5 года, крупные расходы по обслуживанию и погашению кредитов, подорвали финансовую базу воспроизводственного процесса в отрасли. За 5 лет при сокращении капвложений втрое резко снизилась доля собственных источников финансирования. Кредиты зарубежных банков, выданных ОАО " Газпром" превысили 10 млрд.долл.

Базовые месторождения Западной Сибири, выработаны: Медвежье-78%, Уренгойское (сеноман) - 67%, Ямбургское (сеноман) - 46%. Интенсификация отборов на действующих месторождениях привела к преждевременному переходу их в период падающей добычи. В 2000 г. на месторождениях, вступивших в период падающей добычи, будет получено около 73% газа в России. К 2020 г. добыча газа на этих месторождениях не превысит 83 млрд.м3, т.е. 11% от добычи в России.

Из общей протяженности газопроводов лишь более 30% эксплуатируются 10-15 лет, остальные приближаются или уже превысили нормативные сроки эксплуатации. Сокращение объемов реконструкции газопроводов, вследствие дефицита финансовых ресурсов, реализация только программы ликвидации " узких мест" приведет к снижению надежности функционирования ГТС, ее экономической и экологической эффективности. Свыше 19 тыс. км газораспределительных систем (ГРС) превысили нормативный срок эксплуатации и требуют замены.

Разведанные запасы газа в России (свободный газ и газовые шапки) на 01.01.2000 г. составляют 46, 9 трлн. м3, из них в разработке свыше 46%, а свободного газа около 51%. Абсолютная величина разведанных запасов снижается вследствие превышения отборов над приростом запасов.

Большая часть разведанных, но не введенных в разработку месторождений, размещена в Западной Сибири (89, 4%). Это уникальные по запасам месторождения п-ва Ямал, Заполярное месторождение, менее крупные и конденсатсодержащие залежи глубокого залегания в Надым-Пуртазовском районе. Открыты крупнейшие месторождения в шельфах Баренцева, Охотского и Карского морей. В Восточной Сибири на Дальнем Востоке разведано свыше 2, 7 трлн.м3 запасов газа, из которых разрабатывается лишь 7, 4%.

Из неразведанных ресурсов газа - 42, 3% размещены в шельфах северных морей. Из неразведанных ресурсов суши около 43% приходится на Восточную Сибирь и Дальний Восток, 47% на северные районы Западной Сибири. В Европейской зоне основные приросты прогнозируются в Прикаспии, где газ характеризуется высоким содержанием сероводорода и углекислоты.

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. Это потребует широкого внедрения аппаратуры и программного обеспечения трехмерной сейсморазведки.

Для обеспечения надежной сырьевой базы при намеченных темпах отбора разведанных запасов в перспективе до 2020 г. необходимо обеспечить приросты не менее 3, 0 трлн.м3 разведанных запасов эффективных для разработки в каждое пятилетие. Качество работ и затраты в разведку зависят от степени технического перевооружения разведки, совершенствования процессов вскрытия и комплексного изучения параметров пластов, особенно с низкими емкостно-фильтрационными свойствами.

Около 65% прироста запасов прогнозируется в Западной Сибири. Доля Европейских районов (с шельфами) не превысит 13%, а Восточной Сибири и Дальнего Востока достигнет 21%. Ориентировочные цены производства (добычи и транспортировки) газа по мере освоения новых газодобывающих баз (определенные с учетом инвестиционной составляющей), по мере вовлечения ресурсов п-ва Ямал, Гыдан, шельфов Северных морей цены газа районах потребления могут увеличиться от 50-95$/1000 м3 (рис. 2.2).

Добыча газа в России, исходя из вариантного спроса на газ на внутреннем и внешних рынках прогнозируется в период 2000-2020 г. в следующих диапазонах (рис. 4.3.1).

Основным районом добычи газа в России остается Западная Сибирь, хотя ее доля снижается с 91, 3% до 75%. Разрабатываются ресурсы Надым-Пуртазовского района. Освоение п-ва Ямал ожидается после 2015 г. Удельный вес Европейских районов растет до 17% с вводом Штокмановского месторождения (рис. 4.3.2).

Развитие 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.м3.

На действующих месторождениях Надым-Пуртазовсокго района, разрабатываемые сеноманские залежи вступают в период " падающей" и " затухающей" добычи. Отборы газа на этой группе месторождений Западной Сибири в 2020 г. не превысят 150 млрд.м3.

В целом по отрасли добыча газа на действующих месторождениях составит к 2020 г. около 170 млрд.м3. Свыше 76% добычи свободного газа должны быть освоены на новых месторождениях Надым-Пуртазовского района, шельфа Баренцева моря, п-ва Ямал, Непско-Ботуобинского района республики Саха, Иркутской области, шельфов Сахалинской области. Региональное значение имеет программа освоения мелких, низкодебитных месторождений и зележей, особенно в экономически развитых европейских районах.

Газодобывающие компании не должны ограничивать свою деятельность территорией России. Эффективное сотрудничество в разведке и добыче газа с Туркменией, Казахстаном, Узбекистаном будет способствовать загрузке действующих газотранспортных систем России, мощностей Оренбургского и Астраханского ГПЗ. Кроме того, развитие геолого-разведочных работ и добычи газа российскими компаниями на месторождении Южный Парс (Иран), на шельфе Вьетнама, создают предпосылки для активного участия ОАО " Газпром" на рынках в странах Азии и АТР.

Освоение месторождений потребует новых технических решений при строительстве скважин и газопромысловых объектов на мерзлых грунтах, с широким применением горизонтально - разветвленных скважин, новых технологических решений при подготовке и переработке ценных компонентов газовых ресурсов. Повышение дебитов скважин, особенно на поздних стадиях разработки залежей будет осуществляться за счет гидроразрыва пласта, воздействия химических реагентов и др.

Ввод месторождений газа на шельфах Северных морей, удаленных от суши на сотни километров в уникальных по сложности условиях, потребует привлечения новых разработок по конструкциям платформ и палубного оборудования, прокладки газопроводов высокого давления по дну морей, создания береговой инфраструктуры, включающей объекты по переработке и сжижению газа.

Газотранспортные системы в пределах ЕСГ, в районах Восточной Сибири и Дальнего Востока требуют существенных объемов реконструкции и модернизации для повышения надежности, экологической и экономической эффективности. За 2001-2020 гг. потребуется замена 23 тыс.км линейной части магистральных газопроводов и отводов, модернизация и замена 25 тыс. МВт ГПА

Таблица 20

	Ед. измерения	2001-2010 г.г.	2011-2020 г.г.	2001-2020 г.г.
Замена линейной части газопровода	тыс. км	10	13	23
Замена и модернизация ГПА	тыс. мВт	12	13	25

Комплексная системная реконструкция ГТС базируется на современном состоянии объектов, их загрузке и использовании в перспективе. В связи с этим внедрение методов внутритрубной дефектоскопии, диагностики позволят выявить первоочередные объекты реконструкции, обеспечить надежность газоснабжения, эффективность работы ГТС.

Программа расширения газоснабжения потребителей России и экспортных поставок, строительства подводящих газопроводов и перемычек включает строительство до 2020 г. около 27 тыс.км магистральных газопроводов преимущественно диаметром 1420 мм на давлении 7, 5-10 МПА.

Обе программы реконструкции и нового строительства разрабатываются в комплексе, что позволяет повысить эффективность функционирования и развития ЕСГ.

В единой системе ЕСГ прогнозируется развитие газораспределительных сетей до 25 тыс.км за пятилетку, из них 84% в сельской местности. Достижение таких темпов строительства зависит от применения полиэтиленовых труб, что позволяет снизить стоимость в 1, 5-2 раза и сроки строительства в 3 раза. Объемы реконструкции сетей увеличатся с 11 в ближайшей пятилетке до 15-18 тыс.км в год к последнему пятилетию периода. Это позволит газифицировать до 800 тыс. квартир в год, из них 50% в сельской местности. Важное место в структуре топливоснабжения села отводится сжиженному газу, потребление которого прогнозируется повысить в 1, 2-1, 3 раза, что связано с дополнительными затратами в развитие систем газоснабжения сжиженным газом.

Одним из основных элементов повышения надежности газоснабжения является строительство новых и реконструкция действующих ПХГ. В 2000-2020 гг. намечено развитие ПХГ, в т.ч. в соляных пластах с увеличением годового отбора в 1, 7-2, 5 раза (ПХГ в Пермской, Волгоградской, Калининградской обл.). Соотношение мощности ПХГ по отбору к внутреннему потреблению газа должно возрасти до 12-13%, а с учетом обеспечения экспортных поставок до 17-19%. При этом ОАО " Газпром" в перспективе будет участвовать в строительстве ПХГ в Европе, использовать мощности ПХГ в странах СНГ, в результате закачку российского газа за рубежом прогнозируется увеличить на 13-15%, преимущественно в ПХГ Германии.

Первоочередной проблемой газоперерабатывающей промышленности ОАО " Газпром" является технические перевооружения и реконструкция действующих заводов, направления на повышение извлечения ценных компонентов из газа, рост экономической эффективности и экологической безопасности предприятий (Сосногорский, Оренбургский, Астраханский ГПЗ, Сургутский ЗСК, Уренгойский ЗПК).

При благоприятной конъюнктуре внешнего рынка намечается строительство Архангельского завода по производству метанола, предприятий по переработке этана в гг. Новом Уренгое, Череповце.

В результате проводимой политики углубления переработки углеводородных ресурсов намечается рост производства моторного топлива до 3-4, 5 тыс.т, серы - вдвое, получение полиэтилена и метанола.

Утилизация и переработка попутного газа в последние годы снижается, мощности ГПЗ загружены менее чем на 30%. Такое положение является следствием убыточности добычи и продажи попутного газа ГПЗ (стоимость газа вдвое выше цены), около 80% мощностей ГПЗ находится вне сферы влияния нефтяных компаний и реализации конечной продукции не снижает убытков добывающих предприятий. Проблемы утилизации и переработки попутного газа в условиях рынка требуют законодательных решений, которые приняты и реализуются в США и других странах.

Намеченная стратегия развития ресурсной базы, добычи газа, реконструкции и развития газотранспортных и газораспределительных систем, переработки газа, строительства ПХГ требует крупных инвестиций. В первую пятилетку потребность в инвестициях оценивают в 16-17 млрд.долл, в последнюю - 32-35 млрд.долл. (рис. 4.3.3). За весь период инвестиции на функционирование и развитие отрасли составят порядка 90-100 млрд.долл. В то же время в 1999 г. ОАО " Газпром" освоил лишь 3, 1 млрд.долл. капитальных вложений, в 2000 г. планируется 2, 7 млрд.долл.

Высокая инерционность производственных процессов в отрасли требует опережения инвестирования как минимум на 5-7 лет сроков ввода месторождений. Потеря темпов освоения производственных программ, вследствие дефицита финансовых ресурсов, привели к снижению добычи газа и негативно скажутся на добыче газа в ближайшую пятилетку. При сохранении сложившихся тенденций финансирования производственных программ дефицит поставок газа над спросом будет увеличиваться, что приведет, в конечном счете, к подрыву энергетической безопасности страны.

Отказ от реализации крупных производственных программ ОАО " Газпром" приводит к снижению объемов строительно-монтажных работ (СМР), сокращению запуска оборудования, средств автоматизации, контроля и другой техники нового поколения разработанной отечественными производителями. Следовательно негативно сказывается на развитии отечественного машиностроения, использовании квалифицированных кадров.

Намеченная программа развития газотранспортных систем потребует увеличения объемов СМР более, чем в 4 раза к 2020 г., ориентирует отечественные металлургические заводы на производство качественных труб большого диаметра (ввод стана-5000), газоперекачивающих агрегатов нового поколения. ОАО " Газпром" в последние годы проводил программу поддержки отечественных производителей, импортозаменяющую стратегию, работая с более чем 15 конверсионными предприятиями. На Пермском моторном заводе (ПМЗ) Газпром планируется создать компанию по лизингу газоперекачивающих установок для ГПА-16. Однако из-за дефицита финансовых ресурсов программу придется сокращать.

Выход из создавшегося финансового положения в отрасли - в совершенствовании хозяйственных отношений, имеющих целью создание условий для финансовой устойчивости и инвестиционной привлекательности газовых компаний для надежного и эффективного удовлетворения спроса на газ.

Трансформация институциональной структуры отрасли и существующих хозяйственных отношений направлены на:

· повышение эффективности и хозяйственной самостоятельности всех субъектов рынка при расширении сфер их деятельности, исходя из коммерческих интересов компаний, в том числе акционерных обществ, входящих в ОАО " Газпром", при сохранении целостности ОАО " Газпром";

· расширение деятельности независимых производителей и поставщиков газа до 25-30% при условии свободного доступа к ГТС и цивилизованной конкуренции между участниками рынка;

· совершенствование налоговой и ценовой политики, способствующей восстановлению внутренних источников финансирования и привлечению внешних при сохранении экономической независимости и финансовой устойчивости компаний, повышению привлекательности для компании внутреннего рынка газа. В частности, фискальная нагрузка на отрасль на внутреннем рынке должна снизиться с 57 % от объема реализации продукции в 1999 г. до примерно 50 % в 2010 г. и 42-45 % в 2020 г. при росте абсолютных размеров налоговых поступлений в бюджет соответственно на 12-15 и 18-20 %.

Предпосылки для реализации этих целей должны быть созданы комплексом институционально-хозяйственных мер по совершенствованию структуры отрасли, функций всех субъектов рынка для организации конкурентной среды (вне естественно-монопольных сфер деятельности). Это будет сопряжено в первую очередь с введением отчетности по видам деятельности, с государственным контролем (в частности лицензированием сфер деятельности, соблюдением установленных правил и т.д.).

Реформирование хозяйственных отношений в отрасли потребует опережающей подготовки и введения нормативно-правовой базы, разработки новых законодательных актов, контрактных отношений субъектов рынка, правил доступа к сетям, методов регулирования естественно-монопольных сфер деятельности и т.д.

 

 

3. Развитие сырьевой базы природного газа

Под сырьевой базой понимается совокупность открытых, в том числе и введенных в разработку, а также неоткрытых, но предполагаемых по геологическим критериям и оценкам месторождений, доступных для разведки и освоения при существующих технических средствах.

Газовая промышленность базируется в основном на использовании газов, которые в природе распространены в свободном состоянии и образуют газовые месторождения и залежи, или “газовые шапки” над нефтяными месторождениями. Кроме того, широко используются попутные газы нефтяных месторождений. Естественным резервом развития сырьевой базы этого “традиционного” газа являются залежи газа, приуроченные к плотным низкопроницаемым коллекторам, газ угольных месторождений, газогидраты, воднорастворимые газы и т.д. Ресурсы газа в таких формах распространения изучены слабее и рассматриваются главным образом как база использования на XXI в.

Хотя теоретически возможно открытие газовых скоплений вплоть до глубин 15 - 20 км, реальный глубинный интервал геологоразведочных работ значительно более узок и контролируется состоянием техники и экономики. В большинстве стран, включая Россию, рентабельными являются поиски месторождений на глубинах не ниже 7 км, в США 8 - 9 км. За все годы ведения геологоразведочных работ в мире пробурено не более 200 скважин, превысивших глубину 7 км, и только 4 из них прошли рубеж 9 км. Глубочайшей (9583 м) скважиной нефтяного профиля является скважина Берта-Роджерс, пробуренная в 1974 г. во впадине Анадарко (США) (Кольская скважина глубиной 12, 4 км, пробуренная в районе, бесперспек-тивна по нефти и газу).

Вследствие ряда факторов запасы газа на уровне мирового и межгосударст-венного сопоставления нужно рассматривать как приблизительные, определяющие лишь порядок реальных величин. Это обусловлено:

значительными различиями экономических критериев, категорий и систем учета запасов газа в разных странах;

постоянным присутствием фактора “коммерческой тайны” и связанным с этим искажением реальных запасов;

неполнотой учета запасов и недоразведанностью даже открытых месторождений во многих странах Азии, Африки и Латинской Америки, не имеющих собственной развитой газовой промышленности и внешних рынков сбыта газового сырья.

Разведанные запасы классификации СНГ и доказанные запасы классифи-кации США не являются идентичными, их прямое сопоставление при подсчете мировых запасов условно. Наконец, нужно отметить, что в СНГ ведется раздельный учет природного, т.е. не связанного с нефтью, и попутного нефтяного газа, а в составе природного газа учитываются свободный газ чисто газовых месторождений и залежей и газ “газовых шапок” нефтяных месторождений. За рубежом, как правило, такого детального учета запасов газа не ведется, и статистика обычно отражает общие запасы природного и попутного газа.

С учетом изложенного нужно критически оценивать данные о мировых запасах газа, приведенные в табл. 2 [23]. На начало 1992 г. их величина составила 140 трлн. м³, т.е. за последние 30 лет запасы возросли в 7 раз. Наибольший прирост запасов за 1960 - 1991 гг. произошел в СНГ (на 55 трлн. м³) и Иране (на 18 трлн. м³). В настоящее время СНГ (главным образом Россия) и Иран контролируют 53% мировых запасов газа.

Запасы газа отдельных месторождений варьируют от незначительных (непромышленных, полупромышленных) величин до 10, 2 трлн. м³ в крупнейшем Уренгойском месторождении в Западной Сибири. За всю историю развития геологоразведочных работ в мире открыто 20 гигантских месторождений с запасами, превышающими 1 трлн м³ в каждом (табл. 21) [23].

Таблица 21

	Мировые запасы газа
Регионы, страны	1960		1980		1993 ⇐ Предыдущая567891011121314Следующая ⇒ Поделиться:

Последнее изменение этой страницы: 2019-10-03; Просмотров: 260; Нарушение авторского права страницы