Российский рынок газа

Размещено на http://www.allbest.ru

Содержание

Введение

Российский рынок газа

Регулируемый сектор российского рынка газа

Газовая промышленность

Добыча природного газа в Иркутской области

Газопереработка и газохимия

Перспективы развития российского рынка газа

Прогноз востребованности полезных ископаемых Иркутской области на российском и мировом рынках

рынок газ промышленность

Введение

Россия занимает первое место в мире по товарной добыче газа, хотя в 2001 г. разрыв по этому показателю между Россией и США был крайне невелик. Очевидно, что первенство России в данном случае достигается благодаря практически полному отсутствию повторного закачивания газа в пласт.

Для газоперерабатывающей промышленности зарубежных стран характерны высокие степени извлечения индивидуальных компонентов природного газа, рост производства этана (наиболее дорогая фракция), рост использования продукции газоперерабатывающих заводов для химической переработки.

В мире, без учета России, перерабатывается около 70 % товарного газа. В США, где в переработку поступает около 80 % товарного газа, потери при газопереработке (extraction loss), связанные с извлечением из газа углеводородных фракций, составляют около 6 %. Соответственно производство "сухого" газа в стране (табл. 6) отличается от товарной добычи в среднем на 27 млрд м3.

В России имеются значительные ресурсы этансодержащих газов, т.е. газов, характеризующихся концентрацией этана 3 % и более и являющихся кондиционными для переработки на газохимических комплексах. Переработка этансодержащих газов имеет громадное значение, так как при высокотемпературном пиролизе этана получают этилен - один из наиболее массовых полупродуктов современной нефтехимии. По спросу на этилен судят о состоянии нефтехимической промышленности страны.

Однако в силу того, что содержание в газе этана, в отличие от пропана и бутанов, не оказывает негативного влияния на транспортировку, этан попадает в энергетический газ, и это ценнейшее химическое сырье сжигается или продается по цене энергетического газа. В результате ежегодно миллионы тонн пропан-бутановой фракции и этана используются нерационально, поступая потребителю и на экспорт в составе энергетического газа, который, по сути, "сухим" не является.

Для транспортировки газа по трубопроводам необходимо, чтобы содержание в нем пропана и более тяжелых углеводородов не превышало определенного уровня, регламентируемого отраслевыми стандартами и техническими условиями, так как эти углеводородные компоненты при повышенном давлении могут образовывать жидкую фазу, что отрицательно влияет на работу газотранспортной системы.

В России в последние годы в переработку поступает менее 10 % "товарного" газа. Естественно, что добыча/производство "сухого" газа в нашей стране отличается от товарной добычи значительно в меньшей степени, чем в США. За счет этого достигается еще большее первенство России по производству "сухого" (энергетического) газа, чем при сравнении товарной добычи.

Иллюзия о первенстве России в добыче газа строится на том, что в мировых статистических обзорах в качестве "natural gas production" часто приводятся данные по производству осушенного ("сухого") газа. Отечественные аналитики делают выводы о первенстве России, сравнивая эти данные с российской валовой добычей. Проведенный анализ показал, что по валовой добыче Россия первого места не занимает, по добыче " товарного " газа показатели в России и США практически сравнялись, а лидерство России в добыче (производстве) "сухого" газа во многом объясняется его нерациональным использованием.

Российский рынок газа

Российский рынок является самым большим и потенциально самым привлекательным рынком газа для «Газпрома». На внутреннем рынке Группа «Газпром» реализует более половины продаваемого газа. В 2013 году выручка от реализации газа Группы (за вычетом НДС и акциза) на внутреннем рынке достигла 774,0 млрд руб. Объемы продаж составили 228,1 млрд куб м газа.

Рис. 1. Реализация газа Группой «Газпром» в России

В настоящее время в России функционирует модель рынка газа, включающая регулируемый и нерегулируемый секторы. Доминирующее положение занимает регулируемый сегмент рынка. В этом сегменте основным поставщиком является «Газпром».

Регулируемый сектор российского рынка газа

Газ, добываемый «Газпромом», в соответствии с Законами РФ и Постановлениями Правительства РФ реализуется российским потребителям по регулируемым государством ценам.

Рис. 2. Структура продаж газа по группам потребителей в 2013 году

Параметры изменения регулируемых оптовых цен на газ определяются Правительством Российской Федерации. Конкретные регулируемые оптовые цены на газ, дифференцированные по ценовым поясам с учетом удаленности потребителей от регионов добычи газа и категорий потребителей, утверждаются Федеральной службой по тарифам (ФСТ России). Розничные цены на газ для населения устанавливаются администрациями субъектов Российской Федерации.

Газовая промышленность

В настоящее время развитие газовой отрасли на востоке России регламентируется программными и директивными документами, в которых определены объемы добычи и направления транспортировки природного газа, расположение и мощности газоперерабатывающих заводов и газохимических комплексов. Среди этих документов основными являются:

- Программа создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР. Утверждена приказом Минпромэнерго России от 03.09.07 г. № 340. В настоящее время корректируется;

- Генеральная схема развития газовой отрасли на период до 2030 г. Утверждена приказом Минэнерго №213 от 6.06.2011 г.;

- Энергетическая стратегия России на период до 2030 г. Утверждена распоряжением Правительства РФ от 13 ноября 2009 г. № 1715- р;

- Стратегия социально-экономического развития Дальнего Востока и Байкальского региона на период до 2025 года, утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 28 декабря 2009 г. № 2094 - р;

- Схема магистральных газопроводов на Востоке страны (разработана ОАО «Газпром» во исполнение поручения Правительства РФ ДМ - П9 - 730 от 08.02.2008 г.);

- План развития газо- и нефтехимии России на период до 2030 года. Разработан Минэнерго, согласован с заинтересованными сторонами и одобрен правительственной комиссией по ТЭК 28.12.2011 г.

На территории Иркутской области развитие газовой отрасли регламентируется разработанной ОАО «Газпром Промгаз» Корректировкой Генеральной схемы газоснабжения и газификации Иркутской области (одобрена правительством Иркутской области, письмо № 02-11-693/9 от 21.10.2009 г.) и Программой социально-экономического развития Иркутской области на 2011 - 2015 гг., утвержденной законом Иркутской области от 31 декабря 2010 г. № 140 - 03).

Несмотря на значительные добывные возможности в 48 млрд м3/год, в федеральных программных документах освоение месторождений Иркутской области сведено к минимуму. Так вариант «Восток-50» в Восточной газовой программе предусматривает объем добычи в 2030 г. 5,7 млрд м3. Генеральная схема развития газовой отрасли на период до 2030 г. предусматривает объем добычи в 2030 г. 6,2 млрд м3.

Корректировка Генеральной схемы газоснабжения и газификации Иркутской области предусматривает создание на территории области 4-х центров газодобычи:

- Южного к 2010 г. (Чиканское ГКМ и Ковыктинское ГКМ со сроком ввода последнего после 2020 г.);

- Усть-Кутско-Киренского к 2014 г. (Марковское ГКМ, Ярактинское НГКМ, Аянское ГКМ и Дулисьминское НГКМ);

- Братского к 2009 г. (Братское ГКМ);

- Северного к 2017 г. (Верхнечонское НГКМ).

В Корректировке Генеральной схемы рассмотрены два сценария развития газодобычи: умеренный с объемом добычи газа в 2030 г. 8,2 млрд м3 и интенсивный - с добычей в 2030 г. газа в объеме 11,5 млрд м3. Причем в обоих вариантах весь газ северного центра газодобычи в объеме 2 млрд м3 направляется в магистральный газопровод Чаяндинское ГКМ - Хабаровск.

Корректировка Генеральной схемы газоснабжения и газификации Иркутской области предусматривает строительство 2-х газоперерабатывающих заводов: Усть-Кутского и Саянского. Для умеренного сценария Усть-Кутский завод мощностью 2,4 млрд м3/год со сроком ввода в 2014 г., Саянский - 3,5 млрд м3/год со сроком ввода в 2016 г. Для интенсивного сценария мощность Усть-Кутского завода предусматривается в 3,8 млрд м3/год, Саянского - 5,5 млрд м3/год.

Согласно Корректировке Генеральной схемы газоснабжения и газификации Иркутской области расчетная цена поставок газа потребителям определена:

- для интенсивного сценария от 3255 до 3287 руб./1000 м3;

- для умеренного сценария от 4179 до 4251 руб./1000 м3.

Уже при разработке в 2005 г. ОАО «Газпром Промгаз» Генеральной схемы газоснабжения и газификации Иркутской области было показано, что развитие газоснабжения и газификации области может быть экономически эффективно только при синхронизации развития газоснабжения и газификации региона с сооружением мощных транзитных газопроводов и наличием крупных потребителей газа.

Эффект «масштаба» оказывает свое положительное воздействие на всех стадиях: от добычи и транспорта, до переработки и химии. Это подтверждается и расчетными ценами на газ, приведенными ОАО «Газпром Промгаз» в Корректировке генеральной схемы газоснабжения и газификации Иркутской области: увеличение добычи и переработки газа в 1,4 раза приводит к сокращению цены на газ в 1,3 раза.

Внешними рынками для иркутского трубопроводного газа до 2030 г. могут быть как российские потребители (поставки иркутского газа в ЕСГ), так и Северо-восточные провинции Китая и Монголия. Возможная ниша внешних рынков для иркутского трубопроводного газа к 2030 г. оценивается в 40-50 млрд м3.

Добыча природного газа в Иркутской области

С учетом предпосылок создания газовой отрасли в Иркутской области и перспектив развития экономики рассматриваются два сценария развития газовой промышленности: базовый и оптимистический. Базовый сценарий соответствует интенсивному сценарию, предложенному ОАО «Газпром Промгаз» в «Корректировке Генеральной схемы газоснабжения и газификации Иркутской области».

Оптимистический - полностью обеспечивает внутреннюю потребность Иркутской области в природном газе, позволяет организовать поставки газа за пределы области, как в западном, так и в восточном направлениях, в том числе и на экспорт в Монголию и КНР.

Прогноз добычи природного газа для базового и оптимистического сценария в целом по области приведен на рисунке 3, а добыча газа по месторождениям - в таблице 1.

Рис. 3. Динамика добычи природного газа

Таблица 1

Динамика добычи природного газа в области, млрд м3

Газопереработка и газохимия

Создание и развитие мощностей по газоразделению и газохимической переработке добываемого природного газа в перспективе до 2030 г. предусматривается в обоих сценариях развития газовой отрасли области.

Новые мощности по переработке природного газа, в том числе с извлечением ценных компонентов, предусматривается создать за счет добычи газа в Южном центре газодобычи (Ковыктинское ГКМ) и Усть-Кутско-Киренском центре (Дулисьминское, Ярактинское и Марковское НГКМ). Соответственно, размещение мощностей по переработке газа в обоих сценариях предусмотрено в г. Усть-Куте и на площадке в районе г. Саянска.

Размещение ГПЗ и ГХК целесообразно осуществить на площадке в районе г. Саянска, поскольку в этом районе имеются свободные промышленные площадки с развитой инфраструктурой, высококвалифицированный персонал и структура по подготовке кадров. Кроме того, имеются возможности создания подземного хранения гелиевого концентрата.

В зависимости от сценариев развития газодобычи в области, меняются и объемы поступления газа для газохимии - за счет объемов переработки газа на Саянском ГПЗ и ГХК (таблица 2).

Таблица 2

Потребление компонентов природного газа на газохимических предприятиях области, млрд м3 (2030 г.)

В Усть-Кутско-Киренском центре при газоразделении 2,2 млрд м3 природного газа будет извлечено 295 тыс. т этана, 208 тыс. т пропана и 129 тыс. т бутанов. Из полученного в результате газоразделения газа в количестве 295 млн м3 ежегодно возможно производить 230 тыс. т полиэтилена и организовать выпуск 337 тыс. т ПБТ, который можно направить на газификацию районов Иркутской области и Республики Бурятия, не охваченных газотранспортной сетью. Метановый газ в количестве 1,5 млрд м3 полностью потребляется Ленской электростанцией.

В базовом сценарии с ежегодной добычей газа в 5,5 млрд м3 на Ковыктинском ГКМ в 2030 г. весь газ поступает на Саянский газоразделительный завод. При газоразделении из этого природного газа может быть извлечено 223 млн м3 этана, 55 млн м3 (93 тыс. т) пропана, 28 млн м3 (71 тыс. т) бутана, 9 млн м3 (28 тыс. т) пентана и 13 млн м3 гелия. В результате газоразделения метановый газ в объеме 2,0 млрд м3 будет поставлен для дальнейшей переработки на ОАО «АНХК», а на газохимическую переработку на Саянском ГХК передается газ в количестве 330 млн м3, из которого возможно получить 400 тыс. т/год поливинилхлорида.

Оптимистический сценарий, с объемом добычи в 30 млрд м3/год на Ковыктинском ГКМ в 2030 г. предусматривает извлечение 1212 млн м3 (1532 тыс. т) этана, 302 млн м3 (544 тыс. т) пропана, 154 млн м3 (385 тыс. т) бутана и 72 млн м3 гелия. Метановый газ, как и в базовом сценарии в количестве 2,0 млрд м3 поставляется на переработку на ОАО «АНХК». Газ в количестве 1,8 млрд м3 передается с Саянского газоразделительного завода на газохимию, где из объема извлекаемого этана возможно получить 1200 тыс. т полиэтилена.

Кроме того, с выходом на ежегодный объем переработки природного газа в 20 и более млрд м3, Саянский газоперерабатывающий завод в состоянии обеспечить более дешевым сырьем пиролизные мощности ОАО «Ангарский завод полимеров», обеспечивая ежегодные поставки в 300 тыс. т этана (мощность существующего этиленопровода).

К сожалению, такой перспективы у Иркутской области может и не быть. В соответствии с перечисленными выше директивными документами, крупномасштабные поставки природного газа планируются с Чаяндинского НГКМ с доказанными запасами газа в объеме 631,1 млрд м3, отягощенными нефтяной оторочкой, а не с Ковыктинского ГКМ, с доказанными запасами 1406,44 млрд м3. Строительство крупнейшего ГПЗ планируется не в городах Саянске или Ангарске, а на Дальнем Востоке - мощностью 40-50 млрд м3/год. Уже начато проектирование магистрального газопровода Чаяндинское НГКМ - Хабаровск, диаметром 1400 мм, способного транспортировать до 40 млрд м3/год природного газа. Поскольку добывные возможности Чаяндинского НГКМ в ближайшие 10-15 лет, до отработки нефтяной оторочки, не превысят 12-15 млрд м3/год, заполнение газопровода планируется с учетом ресурсов Иркутского центра газодобычи («Генеральная схема развития газовой отрасли на период до 2030 г.»). Это подтверждается и направлениями потоков газа, приведенными ОАО «Газпром» в Информации о ходе реализации проектов Общества на Востоке России (в рамках реализации Программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учётом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР (рисунок 4).

Рис. 4. Прогнозный баланс газа по ДФО до 2030 г.

Поворот поставок газа с месторождений области на север, особенно с Ковыктинского ГКМ нанесет существенный ущерб экономике области.

Перспективы развития российского рынка газа

В последние годы потребление газа на российском рынке росло очень большими темпами. "Газовая пауза", которую мы видели 15 лет тому назад, когда потребление газа в России снизилось и стабильно стояло на одном и том же уровне, давно закончилась. По итогам последних лет, внутреннее потребление газа росло достаточно интенсивно. В 2005 году национальное хозяйство потребило 443 млрд. куб. метров газа, что почти на 5% выше уровня 2001 года. То есть, рост потребления составил по проценту в год и более того. По прогнозным оценкам в 2006 году поставки на российский рынок вырастут до уровня 449,4 млрд. куб. метров или 107,7% к уровню 2001 года. Наибольший рост внутреннего потребления пришелся на 2003-2005 годы. В первую очередь, подобная динамика связана с увеличением потребностей в газе со стороны предприятий электроэнергетики, а также ростом числа новых потребителей в рамках программы газификации. Это два основных сектора потребления газа, где интенсивно шел прирост потребления газа.

Структура потребления газа по федеральным округам показывает, что большая часть потребителей сосредоточена в Центральном и Приволжском федеральных округах, на которые приходится соответственно 35% и 32% совокупного потребления газа. Далее следует Южный федеральный округ, Северо-Западный федеральный округ и прочие. Если мы обратимся к структуре поставок газа на рынок, то мы увидим, что основной потребитель газа - это электроэнергетика - 38%, промышленность - 27%, бюджетные потребители и жилищно-коммунальное хозяйство - 21%, население - 14%.

Структура потребления газа по ценовым категориям в Российской Федерации показывает, что 67% -потребляет промышленность по регулируемым ценам, 14% - потребляет население, и только 19% приходится на промышленность, потребляющую газ по свободным ценам. Низкие регулируемые цены на газ не способствовали созданию стимулов у поставщиков к наращиванию объемов поставок газа. Для разрешения этой ситуации, в 1998 году Правительством РФ было предоставлено право независимым производителям реализовывать газ по свободным ценам. Это, а также либерализация доступа к ЕСГ независимых производителей, создали хороший стимул к их развитию. Количество независимых организаций, имеющих доступ к ЕСГ и реализующих газ потребителям, за период с 1998 по 2006 год возросло соответственно с 6 до 39. Крупнейшими поставщиками газа из ресурсов независимых производителей являются: ОАО "НОВАТЭК", НГК "ИТЕРА", ОАО "Сибур", ОАО "ЛУКОЙЛ", ОАО "ТНК-ВР", ОАО "Роснефть", а также ряд компаний-посредников, которые достаточно серьезно зарекомендовали себя на российском рынке и принимают активное участие в операциях по реализации газа по свободным ценам из ресурсов независимых поставщиков. В основном, независимые поставщики реализуют газ в регионах, близко расположенных к месту производства газа. Свердловская область - это один из самых близких районов к местам добычи газа - полностью отдана в распоряжение независимых производителей газа. Аналогичная ситуация сложилась в Тюменской и Курганской областях. Что касается ситуации с поставками газа по регулируемым ценам, то при тарифе, который применялся в 2004 году, уровень 20% рентабельности реализации газа продажи газа проходил вот по той красной линии. А в 2006 году эта линия сдвинулась, естественно, на запад, но, тем не менее, она не дошла до границы Российской Федерации. Тем самым можно говорить о том, что есть регионы, где реализация газа до сих пор не дает нормативную прибыль для ОАО "Газпром".

За последние пять лет объемы добычи газа независимыми производителями, благодаря их активной работе на рынке и развитию своих газодобывающих мощностей, возросли с 69,2 до 95 млрд. куб. метров, то есть, почти на 37%, а общий уровень добычи газа по стране при этом вырос на 11%. Это говорит о том, что объекты независимых производителей газа, с нашей точки зрения, развиваются достаточно успешно.

Если провести сравнение с нефтяной отраслью, то мы увидим картину немножко другого плана. Крупные поставщики нефти оказали сильное давление на рынок. В итоге, доля местных производителей на рынке снизилась с 15% (прочие показатели) до 5%. То есть, я хочу подчеркнуть следующую мысль. Многие говорят, что "Газпром" - это монополист, организация, которая как бы держит рынок. Но озвученные мной данные подчеркивают то, что "Газпром" делает много, чтобы независимые производители имели достойное место на рынке, чтобы были созданы условия для их развития, и в итоге они оказали большую поддержку в формировании баланса газа в целом по стране. Таким образом, если сравнивать показатели по увеличению объемов производства электроэнергии, добычи угля, добычи газа и т. д., можно сделать вывод о том, что в 2005 году в результате реализации всего комплекса мер, в том числе за счет активной деятельности независимых организаций, производящих газ, газовая отрасль вышла на рекордный уровень добычи, достигнутый в 1991 году, когда у нас имела место максимальная пиковая добыча газа. По итогам 2006 года предполагается, что добыча превысит тот пик уже на 0,4%.

Это, конечно, хорошо, но, с другой стороны, необходимо помнить о том, что должна быть определенная структура потребления газа - сбалансированное использования всех видов топлива. Если мы обратимся к показателям, предусмотренным Энергетической стратегией России, сравним их с фактическими показателями, то увидим, что ускоренный рост добычи газа в России в 2003-2004 годах привел к тому, что в 2005 году отрасль вышла на показатели, предусмотренные стратегией на 2010 год. При этом потребление газа росло в два раза более высокими темпами и достигло уже контрольных цифр 2020 года. Выход экономики России на объемы потребления газа в объеме 447 млрд. куб. метров означает, что для дальнейшего наращивания объемов ВВП в ближайшие годы необходимо стимулировать газосбережение и обеспечить прирост добычи газа и прочих показателей стратегии.

Одной из главных причин отсутствия прогресса в области газосбережения является незаинтересованность большей части потребителей газа в снижении его расхода. Это относится как к общим объемам, так и к удельным на единицу выпускаемой продукции. Сфера потребления газа в России специфична. Около 73% общего объема потребления газа приходится на наших партнеров, которые находятся в системе государственного регулирования цен. Цена на их продукцию и услуги устанавливается государством по формуле: "декларируемая себестоимость + норматив прибыли".

Экономия газа приводит к снижению тарифа и снижению лимита. Рост цен на газ приводит к росту цен на услуги и к автоматическому росту прибыли. Ситуация осложняется тем, что большая часть потребителей, входящих в группу незаинтересованных, одновременно имеет в той или иной форме право на выделение объемов газа в приоритетном порядке. Незаинтересованность в экономии, в сочетании с правом на получение объемов газа по потребности, нейтрализуют любые попытки поставщиков по сдерживанию роста потребления газа. Необходимо найти решение данной задачи и на регулируемом, и на свободном секторах рынка.

Сегодня схема функционирования рынка газа в России (представлена в презентации) состоит из двух секторов. При этом часть газа, добываемого независимыми производителями, реализуется структурами ОАО "Газпром" потребителям по регулируемым ценам.

Каковы же все-таки главные особенности рынка газа в России? Это наличие значительного количества сегментов, наличие различного типа потребителей, высокий уровень сезонности. Коэффициенты неравномерности добычи газа гораздо ниже, чем коэффициенты неравномерности его потребления по сезонам. 81% газа продается промышленности по регулируемым ценам. Уровень регулируемых цен, с точки зрения "Газпрома", очень низок.

Отсутствует конкуренция между видами топлива - как она может быть при такой разнице в ценах? Монополизация федерального рынка ОАО "Газпром". Монополизация ряда региональных рынков независимыми поставщиками газа. Монополизация в сфере потребления газа в РАО "ЕЭС России".

Наличие перекрестного субсидирования в регулируемых ценах и тарифах. Экспорт и внутренний рынок, север и юг, промышленность и население - вот такие направления перекрестного субсидирования. Высокий уровень удельных расходов газа на единицу продукции потребителей. Большой потенциал экономии газа.

Отсюда видно, что есть огромное поле для работы, чтобы нормализовать эту ситуацию, но нормализовать ее, с нашей точки зрения, одними только лозунгами невозможно. Это можно сделать только путем приведения в соответствие ценовых параметров на газ и на другие виды топлива, и тогда по этим направлениям начнется определенная работа. Рассматривая вопрос о развитии рынка газа, необходимо обратить внимание на то, что пока существует двухсекторная модель. Скажу вам откровенно, что в последние месяцы обсуждалось несколько вариантов дальнейшего развития рынка газа. И этот процесс не закончился, этот процесс идет, рассматриваются различные варианты формирования ценовых параметров на природный газ, и я думаю, что в ближайшее время определенные решения будут приняты.

Сегодня построение модели газового рынка осуществляется на базе действующей схемы двухсекторного рынка - регулируемого и свободного. При этом на регулируемом секторе будут представлены два сегмента: это население, предприятия ЖКХ и комбыта, а также часть мощностей электроэнергетики, связанная с социально-значимыми категориями потребителей, и промышленные потребители. То есть, эти потребители должны быть защищены с точки зрения ценовых параметров.

Свободный сектор рынка газа также представляет собой два сегмента, состоящих из промышленных предприятий и предприятий электроэнергетики и теплоэнергетики, реализующих электроэнергию по свободным ценам.

Цены на газ на регулируемом секторе устанавливаются ФСТ России. Для социально-значимых потребителей отпускная цена формируется как цена ФСТ, скорректированная на индекс дефляции. Для промышленных предприятий отпускная цена, кроме двух вышеуказанных составляющих, может также учитывать индекс ускорения. На свободном секторе газа для промышленных предприятий цены определяются по итогам торговли. Экономисты так предполагают, что базисом будут результаты торговли на газовой бирже, электронной торговой площадке, на которой первые торги состоятся уже на этой неделе, я думаю, что вы об этом знаете. А отпускная цена для энергетических мощностей, реализующих электроэнергию по свободным ценам, в долгосрочных контрактах будет устанавливаться по формуле цены.

Действующие месторождения газа уже имеют выработанные ресурсы, новые месторождения газа находятся на севере, где себестоимость производства будет кратно выше, а условия добычи и транспортировки существенным образом будут отличаться от тех, которые мы имеем сейчас. Поэтому все эти факторы говорят о том, что мы должны думать о нашей отрасли, создавать условия для ее функционирования в условиях справедливого соответствия ценовых параметров на газ и другие виды топлива, но при этом сохранять социально-значимые секторы рынка на условиях регулирования государства.

Прогноз востребованности полезных ископаемых Иркутской области на российском и мировом рынках

Прогнозы долгосрочного спроса на природный газ снижаются. Это связано с увеличением использования других видов газа (гидраты, сланцевый газ, угольный метан, газ горных пород). Запасов нетрадиционных энергоисточников хватит на сотни, а то и на тысячи лет. Российские проекты, реализуемые в газовой отрасли России, не учитывают научно-технический прогресс. Освоение все более удаленных месторождений автоматически увеличивает себестоимость российского газа, как в плане добычи, так и транспортировки. Сжиженный природный газ (СПГ) в условиях Европы и Америки приближается по своим экономическим показателям к российскому трубному газу. Помимо диверсификации источников газа, развитые страны активно снижают потребление углеводородов в целом. США провозгласили программу снижения углеводородной зависимости, в 10 раз увеличив расходы на разработку альтернативной энергетики. Только в 2009 г. финансирование подобных разработок увеличилось в 10 раз. Европа также взяла курс на увеличение темпов использования альтернативной энергетики и запустила программу «20-20-20», цель которой - к 2020 г. на 20% снизить энергопотребление и на 20% обеспечить энергобаланс альтернативными источниками. Япония также провозгласила «революцию» в снижении потребления углеводородов. План - до 2030 г. резко сократить импорт за счет полной утилизации отходов и применения альтернативной энергетики. Таким образом, в долгосрочной перспективе рост цены на газ маловероятен.

Размещено на Allbest.ru