Россия играет ключевую роль в мировой экономике как поставщик минерального сырья. Практически все известные на Земле полезные ископаемые в том или ином количестве имеются и в России; по запасам и добыче многих из них наша страна входит в число мировых лидеров. Добыча и переработка минерального сырья остается фундаментом российской экономики. Экспорт сырой нефти, нефтепродуктов, природного газа и сжиженного газа обеспечивает более половины валютных поступлений в страну. Процент продукции минерально-сырьевого комплекса (сырая нефть, нефтепродукты, природный газ и сжиженный газ) в российском экспорте в 2011 г. достиг 63% (в 2001 г. он составлял 51%).

Начальные суммарные ресурсы газа Российской Федерации оцениваются в 235,6 трлн. кубометров, из них примерно 160 трлн. -- на суше и около 76 трлн. -- на шельфе. На долю разведанных запасов, оцененных по категории С2, приходится 47,57 трлн. куб. м www.CIA.gov, The World Factbook или 20% от общего объема ресурсов. Следующими странами после России по запасам газа являются Иран с 33,07 трлн. м³, что составляет 17,2% мировых запасов и Катар с 25,2 трлн. м³ (13% мировых запасов).

На территории России открыто более 830 месторождений природного газа, 360 из которых вовлечены в разработку. Rbc.ru Добыто в Российской Федерации природного газа с 1985 по 2011 гг. 14801,5 млрд. м³ Historical data, Workbook (xls), www.bp.com. Перспективные ресурсы оцениваются в 157,5 трлн. м³.

Важнейшей геологической особенностью разведанных запасов газа Российской Федерации является их высокая концентрация в ограниченном количестве месторождений. Основным районом сосредоточения запасов (37 трлн. куб. м или 77% от общего размера запасов) являются северные районы Западной Сибири - территория ЯНАО.

Запасы второго в мире Уренгойского месторождения оцениваются в 10,2 трлн. куб. м, Ямбургского - 5,242 трлн. куб. м, Бованенковского - 4,4 трлн. куб. м (см. Приложение F).

По объемам добычи и запасам газа в России самой крупной компанией является ОАО «Газпром» (см. Приложение D). Предприятия ОАО «Газпром» имеют лицензии на геологическое изучение и разработку месторождений, в которых сосредоточено порядка 35 трлн. куб. метров (75% от общего объема) российского газа.

Следующим по объемам запасов является компания ОАО «НОВАТЭК» с 1,321 трлн. куб. м природного газа ОАО «НОВАТЭК», www.novatek.ru. Данный показатель выводит данную компанию на второе место в российском рейтинге по объему доказанных запасов и на пятое место в рейтинге крупнейших в мире. Месторождения «НОВТЭКА» расположены в Ямало-Ненецком автономном округе Российской Федерации - в крупнейшем регионе по добыче природного газа, на долю которого приходится около 84 % российского объема добычи.

По предварительной оценке, в Российской Федерации добыто природного газа в 2012 г. в объеме 654,4 млрд. куб. м Министерство энергетики РФ, Февраль, 2013 - www.minenergo.gov.ru, что ниже уровня 2011 года на 14,6 миллиарда кубометров, или на 2,1 %. Резко сократили добычу природного газа предприятия Группы «Газпром» - на 5,7 процента. Однако увеличили добычу газа в 2012 году по сравнению с предыдущим годом нефтяные компании - на 6,4 процента, и ОАО «НОВАТЭК» - на 6,6 процента (см. Приложение D).

Экспортные поставки газа трубопроводным транспортом в 2012 году составили 181,4 миллиарда кубометров, по сравнению с прошлым годом сократились на 8,8 миллиарда кубометров, или на 4,6 процента. Сокращение поставок газа на экспорт происходит вследствие снижения поставок газа на Украину и страны Европы.

Российская Федерация совместно с рядом европейских государств реализует проект «Северный поток». Стратегическим преимуществом проекта является возможность диверсифицировать транспортные маршруты российского экспорта, повысить надежность экспортных поставок, оптимизировать транспортные потоки и увеличить объёмы экспортных поставок. Кроме того, российский участок газопровода позволит решить вопросы, связанные с поставками газа потребителям северо - западного региона России.

Российский сухопутный участок для подачи газа в "Северный поток" протяженностью 917 километров проложен от Грязовецкого газотранспортного узла системы газопроводов «СРТО - Торжок» по территориям Вологодской и Ленинградской областей до бухты Портовой (г.Выборг). Газопровод «Северный поток» протяженностью 1224 километра проходит от бухты Портовой через акваторию Финского залива и Балтийского моря непосредственно до побережья Германии (г. Грайфсвальд).

В Германии "Северный поток" состыкован с газопродом «ОПАЛ» (от грйфсвальда в направлении Ольбернау), в дальнейшем планируется соединить его со строящимся газопроводом «НЕЛ» (от г. Грайфсвальда в направлении г. Редена).

Ежегодная производительность газопровода - до 55 миллиардов кубометров (две нитки по 27,5 млрд. куб. м в год). Сырьевой базой поставок для газопровода является газ из Единой системы газоснабжения. Основные целевые рынки поставок газа - Германия, Великобритания, Нидерланды, Франция и Дания.

Первая нитка газопровода введена в эксплуатацию 8 ноября 2011 года, тогда же начаты коммерческие поставки газа в ЕС. В 2011 году по газопроводу поставлено 0,82 млрд. куб. м топлива, за январь - сентябрь 2012 года - 8,38 миллиарда кубометров (по данным ЦДУ ТЭК). Ввод второй нитки газопровода состоялся в октябре 2012 года.

Также Россия реализует проект газопровода «Южный поток», направленный на укрепление энергетической безопасности Европы. Это ключевой проект в рамках стратегии по диверсификации маршрутов поставок газа в ЕС. Напрямую соединив поставщиков с потребителями углеводородов, «Южный поток» значительно повысит безопасность энергоснабжения всего европейского континента.

В средне- и долгосрочной перспективе спрос на газ в ЕС будет возрастать. Страны, которые ранее не потребляли газ в больших объемах для промышленных нужд, скорее всего, будут ориентировать свои экономики на его использование, так как уголь, мазут и атомная энергетика существенно уступают газу по экологичности. И несмотря на то, что сегодня собственная добыча все еще обеспечивает значительную долю внутреннего европейского потребления, со временем ее доля будет неуклонно сокращаться. Европе будут необходимы увеличение импорта природного газа и, естественно, новые мощности по его транспортировке.

Таким образом, основными вопросами энергобезопасности европейского континента становятся наращивание объемов поставок газа и исключение транзитных рисков. Именно этим критериям полностью соответствует инициатива по строительству «Южного потока».

В пределах полуострова Ямал открыто 26 месторождений, разведанные запасы газа которых составляют 10,4 трлн. куб. м. В ближайшие 25 лет потребуются суммарные капитальные вложения в освоение месторождений полуострова Ямал (Бованенковское, Харасавейское и другие) в размере от 166 до 198 млрд. долларов США.

В октябре 2012 года началась промышленная добыча газа в новом крупном газоносном регионе - на Ямале. Введена в эксплуатацию первая очередь на крупнейшем нефтегазоконденсатном месторождении полуострова - Бованенковском - с запасами газа (категории С1+С2) порядка 4,9 триллиона кубометров и проектным уровнем добычи 115 миллиардов кубометров. Для обеспечения транспортировки газа от месторождений Ямала в Единую систему газоснабжения России построена первая нитка системы магистральных газопроводов «Бованенково - Ухта».

С 2010 года успешно реализуется проект, разработанный ОАО "НОВАТЭК" и предусматривающий производство до 15 миллионов тонн СПГ в год. В рамках проекта предусматривается освоение Южно - Тамбейского месторождения, которое является одним из крупнейших на полуострове Ямал с запасами порядка 1,3 триллиона кубометров газа. Строительство завода по производству СПГ предполагается в три очереди, по 5 миллионов тонн СПГ каждая. В 2012 году начаты работы по строительству инфраструктуры проекта (порт, дороги, комплекс объектов жизнеобеспечения).

В рамках эффективного использования попутного нефтяного газа реализуется проект на Харампурском месторождении. Суммарные инвестиции в реализацию проекта - 15,4 миллиарда рублей, в 2012 году вложено 3,5 миллиардов рублей. До конца года на Харампурском месторождении планируется ввести в эксплуатацию дожимную компрессорную скважину с установкой подготовки газа производительностью 1,2 миллиарда кубометров в год, предназначенную для закачки ПНГ на временное хранение в пласт. Закачка будет осуществляться до окончания строительства в 2016 году магистрального газопровода в 2016 году магистрального газопровода от Харампурского месторождения для транспортировки газа в ЕСГ ОАО «Газпром».

Кроме того, реализуется проект эффективного использования попутного нефтяного газа на Приобском месторождении, Салымской и Шапшинской группах месторождений.

Проводятся активные работы по газификации регионов России и строительству региональной газотранспортной и газораспределительной инфраструктуры.

Запущен процесс постепенной управляемой либерализации внутреннего рынка газа через создание электронной торговой площадки, работающей по биржевым технологиям, на которой уже было реализовано около 10 млрд. куб. м газа.

Отчасти из-за того, что положение «Газпрома» в Европе становится менее стабильным, ему приходится развиваться в новом, восточном, направлении, пытаясь выйти и захватить долю рынка в странах Азиатско-Тихоокеанского региона.

Степень разведанности потенциальных ресурсов газа в России составляет лишь 24,5%. Очень низкими показателями разведанности и выработанности газовых ресурсов характеризуются Восточно-Сибирский и Дальневосточный регионы, а также шельфы морей. Это указывает на большие возможности дальнейшего расширения и освоения сырьевой базы газовой промышленности. В связи с этим приняты различного рода законы и стратегии по развитию Востока России, в частности Восточная газовая программа (ВГП). Кроме того, планируются различного рода шельфовые проекты - Штокмановское месторождения, шельфовые месторождения п-ова Ямал и т.п.

Восток России -- это 60% территории страны; начальные суммарные ресурсы газа суши Востока России -- 52,4 трлн. куб. м, шельфа -- 14,9 трлн. куб. м. Вместе с тем, геологическая изученность газового потенциала региона является крайне низкой и составляет 7,3% для суши и 6% для шельфа.

Реализация Восточной газовой программы позволит сформировать здесь принципиально новые центры газодобычи и развить систему газоснабжения, которая по мере выполнения программы позволит сформировать Единую систему газоснабжения России от Балтики до Тихого океана.

Основная цель газовой отрасли на востоке России это через развитие газоснабжения и газификацию российских регионов переход к восстановлению промышленности, созданию газопереработки, газохимии и гелиевой промышленности.

Поэтому реальное освоение газовых запасов Дальнего Востока началось после того, как в конце 2006 года владелец национальной газотранспортной системы (ГТС) государственный концерн «Газпром» получил контроль в проекте «Сахалин-2», запасы которого составляют 900 млрд. кубометров газа. А летом 2007 года он был назначен координатором правительственной программы «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».

ВГП предполагает создание пяти новых крупных газодобывающих центров на востоке страны -- Камчатского, Сахалинского, Якутского, Иркутского и Красноярского. К 2030 году здесь совокупно должно добываться свыше 150 млрд. кубометров газа в год (это сопоставимо с нынешними годовыми поставками российского газа в дальнее зарубежье). Центры со временем будут связаны единой газотранспортной системой, которая, в свою очередь, станет составной частью как единой системы газоснабжения России, так и создаваемой евроазиатской газопроводной системы. Общий объем инвестиций в ВГП оценивается в двадцатилетней перспективе в 2,4 трлн. рублей. Совокупный макроэкономический эффект от ее реализации -- более 27,8 трлн. рублей.

Кроме того, реализация ВГП в период с 2015-го по 2030 год обеспечит дополнительный рост валового продукта на Востоке России от 3,5 до 13,4% в год. Объем экспорта природного газа по трубопроводам при этом должен составить около 50 млрд. кубометров в год, экспорт сжиженного природного газа -- не менее 28 млрд. кубометров.

Естественно, что реализацию этой программы «Газпром» начал с наиболее подготовленных запасов -- на Сахалине. Уже упоминавшийся завод по сжижению природного газа (СПГ), построенный в рамках проекта «Сахалин-2», ежегодно выдает около 10 млн. тонн СПГ (около 5 % мирового производства СПГ), который практически весь законтрактован Японией. В настоящее время компания разрабатывает предварительное технико-экономическое обоснование возможности строительства третьей очереди завода по производству СПГ на Сахалине.

В прошлом году был введен в эксплуатацию первый пусковой комплекс газопровода Сахалин-Хабаровск-Владивосток, доставивший топливо в столицу Приморья, Южно-Сахалинск и на остров Русский, где пройдет саммит АТЭС. В дальнейшем его мощность будет увеличена с 6 до 30 млрд. м³ газа в год. Сейчас там ведется монтаж подводного добычного комплекса и укладываются морские трубопроводы.

Вместе с японскими компаниями «Газпром» начал готовить технико-экономическое обоснование строительства СПГ-завода во Владивостоке стоимостью около 7 млрд. долларов и мощностью 10 млн. тонн в год. На это предприятие в 2016-2017 годах должен прийти первый газ с Чаяндинского месторождения. При выходе на промышленную эксплуатацию Чаянда будет ежегодно давать по 25 млрд. кубометров газа. Для его вывода с месторождения в 2012 году газовый концерн намерен начать строить газопровод длиной 2,7 тыс. километров.

В октябре прошлого года в дополнение к Кшукскому месторождению (4 трлн. м³) началась добыча газа на Нижне-Квакчикском месторождении (10, 25 млрд. м³ http://kniganefti.ru/)на Камчатке (осенью 2011 года на полуострове заработал газопровод до Петропавловска-Камчатского).

Кроме того, осуществляется проект «Сахалин-3» в Охотском море, готовятся к разработке Штокмановское месторождение в Баренцевом море и Приразломное -- в Печорском. Геологоразведочные работы проводятся в акватории Обской и Тазовской губ.

В целом акватории морей - крупнейший резерв сырьевой базы газовой промышленности России, который будет использоваться по мере роста технических возможностей. Объективно необходимо учитывать, что значительная часть акваторий России принадлежит Арктике, отличающейся наибольшей сложностью природных условий (в частности - замерзающие моря, зоны паковых льдов).

Кроме того, газовый комплекс Российской Федерации не изолирован и продолжает сотрудничество с различными государствами. В новейшее время Россия продолжает сотрудничество с Европой (ныне - Европейский союз). История этой кооперации насчитывает более чем 40-летнюю историю.

В 1960-1970-е годы была создана разветвленная система трубопроводов, соединивших месторождения Западной Сибири с электростанциями Западной Европы. У заключенного в 1970 г. «контракта века «газ-трубы» были и сторонники, и противники - в том числе на полном серьезе утверждавшие, что в случае военных действий трубопроводы из СССР на Запад могли бы обеспечить снабжение советской армии горючим. Однако соглашение после серьезной предварительной работы состоялось, и база нашего долгосрочного сотрудничества в энергетической сфере была заложена.

До начала 90-х годов наша страна совместно с партнерами по Совету экономической взаимопомощи соцстран осуществляли развитие инфраструктуры энергоснабжения, ориентированной на европейских потребителей. Тогда были реализованы крупнейшие проекты нефтепроводов («Дружба-1 и 2»), единой электроэнергетической системы «Мир»; осуществлялось строительство атомных станций на территории стран СЭВ по типовым советским проектам.

На следующем этапе (до начала 2000-х годов) наше энергетическое сотрудничество продолжалось на фоне изменения географической карты Европы, распада СССР и становления новых государств. Был подписан Маастрихтский договор о создании Европейского союза, в ЕС появились новые члены. В России были начаты экономические реформы: произошла либерализация рынков нефти и угля. Была начата реализация проектов крупнейших газопроводов «Ямал-Европа» и «Голубой поток». Иностранные (в том числе - европейские) компании получили доступ к разработке российских нефтегазовых месторождений, в том числе на условиях СРП - соглашений о разделе продукции.

Все это создало предпосылки для старта в 2001 году Энергодиалога Россия-ЕС - особой, новой формы наших взаимоотношений. За прошедшие 10 лет число членов Евросоюза выросло до 27, вступил в силу Лиссабонский договор о реформе ЕС. В России в этот же период происходил болезненный процесс изменения наших экономических отношений со странами бывшего СССР, что сказалось в том числе на возникавших проблемах с транзитом энергоресурсов.

Энергодиалог Россия-Китай сформирован в 2008 году в ходе визита в КНР Президента Российской Федерации Д.А. Медведева. Его сопредседателями были назначены вице-премьеры Правительств обеих стран, курирующие сферу топливно-энергетичекого комплекса. Новый механизм позволил вывести обсуждение актуальных вопросов энергетического сотрудничества России и Китая на качественно новый уровень. В частности, на постоянной основе проходят переговоры по вопросу ценообразования на планируемый для поставок в КНР российский газ.

Сегодня тенденция объединения газовых комплексов стран-экспортеров для обеспечение надежности и безопасности спроса и предложения энергоносителей является естественным преобразованием мирового рынка газа. В связи с чем, создается Форум стран-экспортёров газа (англ.GasExportingCountriesForum (GECF)) - объединение стран, лидирующих в мире по экспорту природного газа, который создан для координации действий ведущих производителей природного газа.

Целями форума является развитие взаимопонимания и сотрудничества между производителями, потребителями, правительствами стран экспортеров газа, создание исследовательской базы, обмен опытом, создание устойчивого и прозрачного газового рынка.

2.2 Внешние и внутренние угрозы развитию газового комплекса России

Несмотря на то, что объемы мировой торговли природным газом постоянно увеличиваются доля России в мировом экспорте постепенно сокращается: если в конце прошлого века она составляла 34-37%, то к 2008 г. упала до 21%, а в 2011 гг. достигла 21,6%.

Российский газ идет на экспорт в Европу и в страны бывшего СССР; его доля на рынке ЕС в 2010 и 2011 годах оставалась неизменной в 27%. Весь газ поставляется по транспортным системам, которые обслуживает и активно развивает холдинг Группа «Газпром». Группа «Газпром» стремится наращивать свое присутствие на европейском рынке, однако серьезную конкуренцию российскому трубопроводному газу в последние годы составляет сжиженный природный газ (СПГ), который поставляют в Европу экспортеры из стран Ближнего Востока и Африки. В частности, доля Катара в 2011 году возросла вдвое с 5,2 % в 2010 г. до 11% в 2011-м году и Нигерии (было 3,2% в 2010-м, стало 4,3% в 2011 г.) При этом в численном выражении произошло сокращение экспорта и российского и катарского газа.. При этом в численном выражении произошло сокращение экспорта и российского и катарского газа.

Сокращение доли российского газа на европейском рынке происходит за счет естественного снижения потребления природного газа в странах ЕС в следствии рецессии экономики стран Европы. Кроме того, снижению доли России на газовом рынке Европейского Союза способствует введение на территории стран Евросоюза Третьего либерализационного пакета для обеспечения большей энергобезопасности. По замыслу авторов нововведения призваны объединить довольно разобщенные энергетические рынки стран ЕС в один общий: уничтожить национальное субсидирование в торговле электроэнергией и природным газом, тем самым повысить безопасность поставок и развивать конкуренции на уровне ЕС, что даст потребителю более широкий выбор и повысит качество оказываемых услуг.

В свою очередь, данный свод законов обязывает выделить электроэнергетические и газотранспортные сети, а также расширить права и возможности национальных энергетических регуляторов и свободу выбора потребителей.

Первоначальный жесткий запрет компаниям, занятым в добыче, генерации и импорте энергоресурсов, контролировать или владеть преобладающим пакетом акций распределительных сетей (Ownership unbundling, OU), означавший, по сути, не что иное, как экспроприацию корпоративных сетей, позднее был дополнен двумя более мягкими вариантами.

Вариант «Независимый оператор системы (Independent System Operator, ISO)» позволяет вертикально интегрированным компаниям сохранить сети в собственности, предписывая, однако, передать активы в управление независимому системному оператору.

Третий вид разделения «Независимый оператор газотранспортной или энергетической сети (Independent Transmission Operator, ITO)» оставляет крупным компаниям право сохранить транспортные мощности и в собственности, и в управлении, при этом требуя следовать ряду правил, чтобы отделить управление сетями от прочей деятельности.

Такая политика ЕС привела к резонансу в России. В частности, причинами дискуссий стало то, что при новых условиях газопровод «Ямал - Европа», в сооружение которого вкладывались огромные средства в безденежные 1990-е, мог лишиться необходимых гарантий прокачки российского газа по долгосрочным контрактам. Многолетняя и проверенная логика поставок газа по долгосрочным контрактам разрушалась. По новым правилам ЕС: Россия должна была только обеспечивать закачку газа в трубу, а всё остальное: транспортировку и доставку газа потребителю в этих условиях мог брать кто угодно, что приводило бы отсутствию гарантированного газоснабжения.

Только под давлением Франции и Германии так называемого третьего пути, когда поставщик энергоресурсов может не только сохранить сети на своем балансе, но и отдать управление ими своей дочерней структуре, в немалой степени снизило напряженность в вопросах собственности при разделении.

В связи с этим хотелось бы отметить еще один, крайне чувствительный для России, но не обсуждаемый широко аспект в развитии европейского газового рынка. Предполагается, что именно об этом будет один из 12 разъясняющих Третий Энергопакет документов. Так, поставки газа с прежних точек «входа-выхода» на границе европейских государств все более перемещаются в так называемые виртуальные торговые пункты (VTP). Принципиально важно, что здесь речь идет не о биржевой торговле, а об изменении схемы поставок газа именно по долгосрочным контрактам. То есть, если раньше цепочка поставок строилась по точкам «входа-выхода» на границах, то теперь она трансформируется в систему «хаб-хаб» (англ. hub - газовый центр, узел). Как это скажется на системе поставок российского газа, пока оценить сложно, однако процесс уже запущен, постепенно становясь европейской реальностью.

Следующей внешней угрозой является продвижение проектов газопроводов в рамках «Южного энерготранспортного коридора», направленных на получение новых источников природного газа в обход России. Реализация проектов (Nabucco, Nabucco-West, TAP, SEEP) в рамках данного коридора носит политический характер. Экономической составляющей в данных маршрутах достаточно мало. Однако в любом случае это затрудняет России переговоры и процесс реализации стратегически важного проекта «Южный поток». Кроме того, это дает возможность некоторым прикаспийским странам (Азербайджан, Туркменистан и Казахстан) играть на интересах России и Европейского союза для получения своих собственных политических и экономических выгод.

Следующим важным вызовом для Российской Федерации является постоянный рост мирового рынка СПГ. Россия отчасти из-за своего географического положения лишена удобных площадок обеспечивающих постоянный выходов в мировой океан, что затрудняет участие в торговле СПГ. На сегодня российское присутствие на рынке СПГ ограничивается одним проектом «Сахалин-2», который покрывает менее 10% объема мировой торговли СПГ. С учетом огромных перспектив данной отрасли на территории России реализуются проекты («Ямал СПГ» и «Владивосток СПГ») способные увеличить или хотя бы сохранить долю участия РФ на мировом рынке СПГ

Большая часть разведанных запасов российского природного газа - почти 60% - состоит практически из одного метана и может транспортироваться и использоваться для получения энергии без предварительной переработки; такой газ называют «сухим», или энергетическим. Остальные 40% запасов - это так называемый «жирный», или технологический газ, содержащий разнообразные примеси, прежде всего, этан, пропан, бутаны и другие углеводороды, которые являются важным нефтехимическим сырьем. Особую ценность представляет этан - сырье для производства полимеров.

Экспорт природного газа обеспечивает значительную часть валютных доходов России. В период с 2000 по 2011 г. объёмы поставок российского газа за рубеж составляли 186 - 221 млрд. куб. м; при этом стоимость экспортированного сырья постоянно росла: с 16,6 млрд. долл. в 2000 г. до 64,29 млрд. долл. в 2011 г. Центральный Банк России - Статистика - www.cbr.ru Провальным для российской газовой промышленности оказался 2009 и 2010 года, когда объемы экспорта снизились на столько, что не достигли показателей 2000 года. Особенно заметно это снижение проявилось (более 40% по сравнению с 2008 г.) в стоимостном выражении. В 2011 г. спрос вырос и снова был зафиксирован рост (экспорт газа составил 189,7 млрд. куб. м на сумму 64,29 млрд. долл.), однако в 2012 г. зафиксирован спад экспорта на 3,6% до 186 млрд. куб м.

В России добывается в основном энергетический газ, который направляется потребителям без дополнительной переработки. В 2010 г. в стране было переработано только 61 млрд. куб. м свободного и попутного газа, из которого извлечено порядка 5% добытого из недр этана. Весь остальной этан был либо выпущен в атмосферу, либо сожжен в факелах, либо вошел в состав энергетического газа.

В свою очередь, за рубежом российский газ, перерабатывается с извлечением этана и других углеводородов. Этан в основном идет на производство этилена - одного из самых массовых полупродуктов современной газохимии.

Этилен, в свою очередь, импортируется в Россию по ценам, на порядок превосходящим цену экспортируемого газа. Импорт продуктов дальнейшей переработки этана обходится еще дороже. Так, стоимость этана составляет примерно 80 - 90 долл. за тонну, этилена - уже 600 долл./т, а стоимость готовых изделий из полиэтилена достигает 2500 - 3700 долл./т. Переработка «сухого», метанового газа - так называемая «метановая газохимия», позволяющая получать метанол, аммиак, а также синтетические жидкие топлива, - в России практически не ведется.

Помимо отсутствия газовой промышленности для производства продукции с большой добавочной стоимостью, основой современного ТЭК России являются разработки и технологии бывшего СССР, который был крупнейшим в мире производителем и потребителем энергоресурсов. Подавляющее большинство крупнейших и крупных месторождений открыто 10-20 лет назад.

Несмотря на то, что российские запасы природного газа составляют четверть мировых доля российских запасов постоянно снижается: если в 1991 г. она достигала почти 39% мировых, то в 2001 г. составила около 30%, в 2010 г. - около 25%.

В сложившихся условиях, необходимо дальнейшее развитие сырьевой базы газовой промышленности. Исходить при этом необходимо из наиболее вероятных соотношений добычи и прироста запасов газа и на основе долгосрочных прогнозов спроса на газ в России, других странах СНГ и в дальнем зарубежье, определяющих необходимый уровень добычи газа. Это может быть обеспечено за счет запасов уже открытых крупных месторождений при условии их адекватного воспроизводства при соответствующем развитии геологоразведочных работ.

В связи с открытием больших и уникальных месторождений, особенно в Западной Сибири и Урало-Поволжье, разведанные запасы газа до 1991г. возрастали исключительно высокими темпами и к 1994г. по сравнению с 1951г. увеличились в 540 раз.

Основой долгосрочной экономической политики при использовании любого минерального сырья является воспроизводство запасов (минерально-сырьевой базы). Очевидно, что по мере добычи полезных ископаемых из ранее разведанных запасов объём этих запасов уменьшается и для обеспечения добычи не только в данный момент, но и в будущем, необходимо постоянно вести поиск новых месторождений и восстанавливать (либо увеличивать) размеры разведанных запасов.

Однако, с начала 1990-х годов из-за недостаточного финансирования геологоразведки, допуска к работе только госкомпаний, низкой развитости инфраструктуры, наличия административных барьеров произошло значительное замедление темпов развития сырьевой базы России и резкий спад активности геологоразведочных работ в нефтегазоносных и перспективных районах. Прекращения централизованного бюджетного финансирования, сокращение инвестиций, ухудшение материально-технического обеспечения, ослабление развития социальной сферы послужили причиной быстрого уменьшения объемов работ всех видов и свертывания большинства программ по воспроизводству запасов и подготовке геологического задела сырьевой базы в новых перспективных районах. В результате впервые за всю историю газодобычи в России прирост запасов не компенсировал уровня добычи. В частности, «более 70% действующих лицензий содержат корректировки, в среднем по три временных изменения». Частные инвесторы изъявляют желание проводить изучение за счет собственных средств, но государство не может обеспечить им эту возможность.

В целом же, из-за общего дефицита инвестиционных ресурсов, прирост разведанных запасов газа и нефти не компенсирует их промышленную добычу. Перспективы развития сырьевой базы газовой промышленности связаны с реализацией прогнозных (неразведанных) ресурсов газа России, которые оцениваются величиной 166,8 трлн. куб. м. По сути, ни один из известных газоносных районов страны не исчерпал полностью своих потенциальных возможностей, но преобладающая часть неразведанных ресурсов (68,3%) приходится на отдаленные районы, не обеспеченные необходимой инфраструктурой.

Отчасти такая ситуация сложилась из-за того, что исторически крупные российские сырьевые компании обеспечены текущими разведанными запасами нефти, газа, твердых полезных ископаемых на десятилетия вперед. При уровне добычи 2012 г. 654,4 млрд. куб. м и доказанным (по данным аудита) запасам в размере 39292 млрд. куб.м (Приложение F) по самым легким подсчетам газа в России хватит 39292/654,4 = 60 лет.

В свою очередь, Россия планирует в 2018 году ввести в эксплуатацию газопровод «Южный поток» мощностью 60 млрд. куб.м и возможно к этому времени станет возможным строительство газопровода в Китай мощностью порядка 60 млрд. куб. м. Таким образом производство газа должно увеличиться примерно на 120 млрд. куб.м. Кроме того, внутри страны «Газпром» в 2011 году поставил 265,3 млрд.куб.м газа, что соответствует по официальным оценкам уровню газификации 63,2%. Согласно планам «Газпрома» компания собирается к 2020 году достичь уровня газификации России в 85%, что составляет 356,8 млрд.куб.м газа. Таким образом к 2020 году добыча газа в России по самым скромным подсчетам (356,8-265,3) + 120 + 654,4 = 865,9 млрд.куб.м.

Согласно стратегии развития Российской Федерации реализуются проекты, направленные на увеличение доли страны в мировой торговле СПГ. К 2017 году дополнительно Россия будет поставлять на рынок до 20 млн. тонн СПГ (30 млрд. куб. м).

В связи с этим, без учета многих других факторов и с расчетом только роста потребления и добычи (появление новых газовых месторождений, выработки существующих месторождений, невозможности выкачать полностью весь газ с каждого месторождения и т.д.) получается следующее при росте добычи ежегодно около 30 млрд. куб. м (895,6 - 654,4)/8 существующих месторождений хватит вплоть до 2045 года.

Получаем, что обеспеченность в том числе группы «Газпром», владеющей почти 70% российских запасов природного газа, - не менее 60 лет. И такая ситуация у огромного большинства крупных российских сырьевых компаний не имеющих острой необходимости наращивать сырьевую базу. А небольшие компании фактически оказались отстранены от участия в геологоразведочном процессе. Закономерным итогом этого является тот факт, что воспроизводство российской минерально-сырьевой базы идет далеко не такими темпами, как хотелось бы. Даже в золотодобывающей отрасли, где геологоразведочные работы в последние годы были наиболее успешными, основная часть прироста запасов получена в результате доразведки или переоценки запасов ранее разведанных месторождений.

Таким образом, сегодня одной из главных задач для газовой отрасли России стоит геологическое изучение и подготовка перспективных площадей, на которых прогнозируется открытие новых объектов («поискового задела»), а не только наращивание запасов в пределах известных разрабатываемых и ранее разведанных месторождений. В соответствии с Основами государственной политики в области использования минерального сырья и недропользования на нее ежегодно направляется значительная часть государственных инвестиций.

Кроме того, в рамках действующего законодательства о недрах и при сложившихся объемах государственного финансирования геологоразведочных работ воспроизводство минерально-сырьевой базы невозможно без привлечения частных инвестиций. Однако сфера недропользования остается недостаточно привлекательной для инвестиций по нескольким причинам. Во-первых, в связи с тем, что базовый Закон Российской Федерации «О недрах» был принят 20 лет назад, в настоящее время законодательство Российской Федерации о недрах содержит большое количество архаичных и непрозрачных норм, регламентирующих порядок предоставления участков недр в пользование, внесение изменений в лицензии на пользование недрами, а также регламентирующих основания и порядок досрочного прекращения, ограничения и приостановления права пользования недрами.

Почти вся сырьевая базы углеводородного сырья Российской Федерации лицензированы и находятся в пользовании вертикально интегрированных компаний (ВИНК). Компании эксплуатируют, прежде всего, крупные объекты, удобные для разработки, получая наибольшую прибыль. На сегодняшний день уникальные и крупные месторождения дают 98% природного газа. Среди вновь открываемых в России месторождений в последние годы преобладают мелкие по запасам объекты (см. Приложение E). Кроме того, в стране немало районов, где основным или единственным резервом для поддержания как газодобычи являются именно небольшие месторождения. Это характерно для старых, хорошо освоенных нефтегазоносных регионов, таких как Волго Уральский или Кавказский, где разведанность начальных суммарных ресурсов достигает 70% и более. Доля мелких месторождений в структуре запасов этих районов растет, а в структуре запасов участков недр, выставляемых на аукционы, достигает 100%. Такие месторождения, не вызывающие интереса у крупных недропользователей, могли бы с успехом разрабатываться небольшими компаниями и использоваться для удовлетворения местных энергетических нужд. Основных препятствий к этому два. С одной стороны, это система предоставления прав пользования недрами, которая создает трудно устранимые препятствия для мелких инвесторов. С другой стороны, это трудность доступа для мелких независимых компаний к магистральным трубопроводам, собственником которых являются государственные монополисты - ОАО «АК Транснефть» и Группа «Газпром». Естественное стремление компаний ускорить окупаемость затрат способствует разработке в первую очередь наиболее эффективных залежей (это общемировая, в том числе и бывшего СССР, практика).

В отечественной газопромысловой практике добыча газа повсеместно ведется в режиме использования собственной энергии пласта. Такая технология позволяет извлекать лишь 70% разведанных запасов газа.

Кроме того, в России присутствует серьезное технологическое отставание и ее газовой отрасли угрожает не только вышеуказанные проблемы, но и износ основных фондов. Современное состояние инфраструктуры в газовой отрасли внушает серьезные опасения относительно бесперебойности газоснабжения потребителей. Газотранспортная система Российской Федерации эксплуатируется свыше 50 лет. За этот период в результате физического износа оборудования ее производственная мощность снизилась не менее чем на 8%. Износ основных фондов в транспорте газа и подземные хранилища газа в настоящее время составляет более 50 %, согласно данным Росстата на 2010 г. Газотранспортная система России требует осуществления глобальных капиталовложений в техническое совершенствование объектов газодобычи и транспортировки, в том числе, дополнительное бурение, проведение модернизации и реконструкции систем подготовки газа к транспорту, внедрение мероприятий по повышению эффективности работы скважин.

Необходимость модернизации газотранспортной инфраструктуры и масштабного строительства новых мощностей во всех основных ее сегментах связана, прежде всего, с выходом в новые регионы, диверсификацией экспортных потоков, завершением срока службы производственных мощностей, созданных в предшествующие периоды, и другими факторами. Сегодня важно работать над созданием инфраструктуры под будущие поставки природного газа (проекты: «Южный поток», «Голубой поток-2», газотранспортная система Сахалин-Хабаровск-Владивосток). Эти национальные трубопроводные проекты станут наиболее эффективными механизмами на пути предотвращения сокращения экспорта российского газа.

Таким образом, можно констатировать, что система транспорта газа, а также объекты его переработки, нуждаются в существенном увеличении объема капитальных вложений.

Дальнейшее наращивание добычи газа, требующее значительных инвестиций в создание производственных мощностей и развитие инфраструктуры для транспортировки газа, влечет за собой необходимость повышения внутренних цен на газ. Внедрение рыночных принципов ценообразования на газ, поставляемый на внутренний рынок, будет способствовать устранению сложившейся деформации соотношения цен на взаимозаменяемые виды топлива (газ, уголь, мазут), снижению доли газа в потреблении топливно-энергетических ресурсов и диверсификации топливно-энергетического баланса в направлении увеличения доли угля и нетопливных ресурсов, а также приближению структуры топливно-энергетического баланса к структуре геологических запасов сырья в Российской Федерации и, в конечном итоге, повышению уровня энергетической безопасности страны.