6.6. Российская газовая промышленность, роль Газпрома, возможности независимых газовых компаний

6.6.1. Вехи развития газовой промышленности России

Вехи развития газовой отрасли России представлены несколькими датами, но и они дают возможность оценить масштабность этой отрасли.

1946 - пущен первый магистральный газопровод Саратов-Москва; 1953 - забил первый газовый фонтан в Западной Сибири (Березовский район);

1966. - открыто крупнейшее в России Уренгойское газовое месторождение (2-ое в мире по

объему запасов);

1966. - построен первый магистральный газопровод из Западной Сибири;

1967. - подписан первый долгосрочный контракт на поставку природного газа в Европу (в

Австрию);

1973 - открыто крупнейшее в Европе Астраханское газоконденсатное месторождение; 1977 - открыто первое шельфовое газовое месторождение; 1983 - открыто газовое месторождение в Баренцевом море; 1988 - открыто Штокмановское газовое месторождение в Баренцевом море; 1991 - открыты Русановское и Ленинградское газовые месторождения в Карском море;

1993 - образован концерн Газпром; 2000 - открыты Северо-Каменское и Каменномысское газовые месторождения в Карском море.

6.6.2. Запасы газа в России

Россия обладает самыми большими запасами газа в мире. При этом речь идет не только о разведанных и доказанных запасах, но и возможных, и, особенно, гипотетических запасах. По своему положению разведанные и доказанные запасы подразделяются на те, которые находятся в разработке, испытываются для будущей эксплуатации, готовятся к развитию, находятся в стадиях оценки и вошли в стадию истощения.

Некоторые характеристики российской сырьевой базы газовой промышленности приведены в табл. 6.21.

Таблица 6.21 Суммарные газовые запасы России (иа конец 2002 г.). Показатели	Объемы
	3 трлн м	%
Запасы
1. Разведанные и доказанные	46,9	19,9
2. Возможные	16,1	6,8
3. Гипотетические	161,0	68,2
4. Накопленная продукция	12,1	5,1
Итого	236,1	100,0
Статус запасов
1. Находящиеся в разработке	17,7	37,7
2. Изучаемые для начала эксплуатации	4,0	8,5
3. Подготовляемые для развития	17,2	36,7
4. Находящиеся в стадии оценки	7,6	16,2
5. Находящиеся в стадии истощения	0,4	0,9
Итого	46,9	100,0
Региональная структура запасов
Западная Сибирь	36,1	77,0
в т.ч. Надыр-Пур-Тазовский район	23,4	49,9
п-в Ямал	10,4	22,2
п-в Гыдань	1,1	2,3
др. районы Западной Сибири	1,2	2,6
Европейская часть России	4,1	8,7
Восточная Сибирь и Дальний Восток	3,2	6,8
Морской шельф	3,5	7,5
Итого	46,9	100,0
Распределение запасов по глубине залегания
< 1500 км	19,5	41,6
1500-3000 км	20,5	43,7
3000-5000 км	6,9	14,7
Итого	46,9	100,0

Поданным на 1.1.2005 г. суммарные разведанные запасы газа (А+В+С₁) в России составляют 47,8 трлн м³, в т.ч. запасы региона Западной Сибири составляют 72% общероссийских запасов [355].

Из них Газпром контролирует 28,0 трлн м запасов, независимые газовые компании - 11 трлн м³, вертикально интегрированные нефтяные компании - 6,6 трлн м³, независимые недропользователи - 2,2 трлн м . Основная часть разведанных запасов газа находится на суше. Перспективные и прогнозные ресурсы газа (А+В+С₁+С₂+Д)составляют 157,4 трлн м³, в т.ч. на суше 57,7%, на шельфе - 42,3%. Суммарные потенциальные запасы т.н. «традиционного» газа (не считая газовых гидратов, угольного метана и газа сверхкритических параметров) оценены в 236 трлн м³ [355].

Россия, как это было показано раньше, обладает крупнейшими газовыми месторождениями. Список месторождений-гигантов, их состояние и перспективы развития показаны в табл. 6.22.

Таблица 6.22 Крупнейшие газовые месторождения России. Название месторождений	Регион	Состояние месторождения	Запасы, трлн м3
Супергиганты:
Уренгойское	Западная Сибирь	Выработано на 66,2%	2,5
Ямбургское	Западная Сибирь	Выработано на 30,6%	2,0
Оренбургское	Волго-Уральский район	Выработано на 52,1%	1,8
Заполярное	Западная Сибирь	Пущено в эксплуатацию в 2001 г.	3,3
Астраханское	дельта Волги		1,2
Бованенковское	п-в Ямал	Готовится к эксплуатации (пуск 2007-2008 гг.)	4,5

Название месторождений	Регион	Состояние месторождения	Запасы, трлн м3
Штокмановское	Баренцево море	Пуск 2010-2012 гг.	3,2
Ковыктинское	Восточная Сибирь	Пуск 2008 г.	1,9
Новопортовское	п-в Ямал	Пуск 2010 г.	2,0
Харасавэйское	п-в Ямал	Пуск 2012 г.	1,2
Гиганты:
Вуктыльское	Тимано-Печорская провинция	Выработано на 81,2%
Медвежье	Западная Сибирь	Выработано на 77,1%
Вынгапурское	Западная Сибирь	Выработано на 72,3%
Надымское	Западная Сибирь	Выработано
Ямсовейское	Западная Сибирь	Выработано
Комсомольское	Западная Сибирь	Выработано
Русановское	Западная Сибирь	Пуск после 2020 г.
Харампурское	Западная Сибирь
Крузенштернское	п-в Ямал
Среднее	Западная Сибирь

Распределение запасов по месторождениям: уникальные месторождения (22 месторождения) содержат 73% всех разведанных запасов; крупные и средние месторождения (104 месторождения) - 24%, мелкие месторождения (663 месторождения) - 3%.

Часть запасов содержат природный газ, в основном состоящий из метана («сухой» газ) - это запасы т.н. сеноманского горизонта (глубина до 1500 м). Другие часть запасов - это газоконденсатные залежи, где наряду с метаном содержатся кроме метана также этан, пропан, бутаны, углеводороды С₅+ («жирный» газ). Это - запасы т.н. валанжинских (глубина 2000-4000 м) и ачимовских (глубина > 4000 км) горизонтов.

Распределение российских запасов газа по видам газового топлива: «сухой» газ - 46,6%, «жирный» газ - 53,4 %. Добыча газа в 2002 г. распределилась следующим образом: «сухого» газа было добыто 78,3%, «жирного» газа - 21,7%. При этом газодобывающими организациями Газпрома «сухого» газа было добыто 85,4%, «жирного» - 14,6%; независимыми производителями газа, включая независимые газовые компании и вертикально интегрированные нефтяные компании, было добыто «сухого» газа 25,2%, «жирного» - 74,8%. Отметим также, что удельные капитальные затраты на стадиях добычи и подачи в магистраль «сухого» газа составляют в среднем 150 долл./ 1000 м³, а на добычу, сепарацию и поставку в магистраль «жирного» газа - 250 долл./ 1000 м³. В 2005 г. соотношение в объемах добычи «сухого» и «жирного» газа Газпромом и независимыми газопроизводителями еще в большей степени сместилось: почти 90% добытого Газпромом газа - это «сухой» газ, а у независимых производителей газа доля «сухого» газа меньше 80%.

6.6.3. Добыча газаВ газовой отрасли в период 90-х годов сократился объем геологоразведочных работ, и за последние 5 лет прирост запасов газа компенсировал добычу на 30-45%, в 1998 г. - только на 22%. В 2002 г. прирост запасов компенсировал 98% добычи, 2003 г. - 81%, 2004 г. - 72%. Основная добыча приходится на месторождения с падающей добычей (Уренгойское, Медвежье, Вынгапуровское). Из числа крупнейших и крупных месторождений наибольшей выработанностью характеризуется Вуктыльское (81% в 1999 г.), Оренбургское (52%), Уренгойское (60%), Медвежье (77%). Пик добычи на этих месторождениях (порядка 500 млрд м³) был достигнут в 1992 г. На вновь введенном Заполярном месторождении уже достигнута проектная мощность. Сокращаются запасы газа сеноманских горизонтов, разрабатываемых с наименьшими затратами; более половины оставшихся запасов в ныне действующих районах газодобычи относятся к валанжинским и ачимовским залежам, затраты на добычу из которых заметно выше, чем из сеноманских [356]. Однако и в этих условиях газовая промышленность является наиболее устойчиво работающей отраслью в российской экономике - максимальное снижение ее добычи составило в 90-е годы около 10%, в т.ч. по Газпрому - 7%, что говорит скорее о большей трудности для газовиков прекращать поставки неплательщикам (в силу социальной значимости газа), чем о реальном, обусловленным объективными причинами состоянии отрасли. Тем не менее спад имелся и в газовой отрасли, о чем свидетельствуют данные таблицы 6.23.

Таблица 6.23 Показатели развития газовой промышленности в 90-е годы и в 2000-2005 гг. [333, 338] Показатели	1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998	1999	2000
Объем добычи газа, млрд м3	640,5	617,6	606,8	595,7	601,5	571,1	591,1	591,6	593,8
В т.ч. ГАЗПРОМ	596,3	577,6	564,3	559,5	364,7	533,8	553,7	545,6	523,2
Доля ГАЗПРОМА в общероссийской добыче газа, %	93,1	93,5	93,0	93,9	93,9	93,5	93,7	92,2	89,6
Эксплуатационный фонд газовых скважин, тыс.шт.	6,6	6,4	6,3	6,6	6,4	6,2	6,3	6,4	6,4
Протяженность магистральных газопроводов, тыс.км	139,3	140,0	145,2	146,7	148,2	148,7	153,0	152,0	152,0
Добыча газа другими компаниями, млрд м3
Норильскгазпром	5,0	4,8	4,8	4,5	4,6	4,3	4,0	3,8	3,7
Якутскгазпром	1,5	1,6	1,0	1,7	1,6	1,6	1,6	1,6	1,6
Роснефть	37,3	21,4	11,0	4,9	5,2	5,2	4,1	4,9	5,6
ЛУКОЙЛ	-	2,2	1,8	2,8	2,6	2,7	2,9	3,0	3,6
ЮКОС	-	1,4	1,2	1,4	1,3	1,3	1,2	1,2	1,6
Сургутнефтегаз	-	8,5	8,1	8,4	9,7	10,1	10,4	11,1	11,1
Экспорт газа, млрд м3, всего,	217,9	203,9	194,7	192,6	194,5	188,9	203,3	216,0	193,8
В т.ч.
СНГ	118,8	103,0	88,8	70,3	66,5	68,0	78,3	74,3	60,0
Балтия и дальнее зарубежье	99,1	100,9	105,9	122,3	128,0	120,9	125,0	131,7	133,8
Валютная выручка, млрд долл.	н.д.	н.д.	н.д.	8,54	9,65	10,7	9,0	10,9	11,6
Продолжение таблицы 6.23
Показатели					2001	2002	2003	2004	2005
Объем добычи газа, млрд м3					581,5	595,3	620,3	634,7	641,0
в т.ч. ГАЗПРОМ					512,0	523,8	540,2	545,1	547,0
Доля ГАЗПРОМА в общероссийской добыче газа, %					88,0	88,0	87,1	85,9	85,3
Эксплуатационный фонд газовых скважин, тыс.шт.					6,4	6,4	6,5	6,6	6,7
Протяженность магистральных газопроводов, тыс.км					153,0	153,0	154,0	155,0	156,0
Добыча газа другими компаниями,
млрд м3
Норильскгазпром					3,6	3,6	3,6	3,6	3,6
Якутскгазпром					1,6	1,6	1,6	1,6	1,6
Роснефть					6,1	6,5	}40,5*	}44,9*	}49,0*
ЛУКОЙЛ					5,2	4,3
ЮКОС					1,7	2,4
Сургутнефтегаз					11,1	13,3
Экспорт газа, всего, млрд м3					204,2	202,0	189,0	200,0	232,7
в т.ч.
в т.ч. СНГ					77,2	73,8	47,0	55,0	71,6
дальнее зарубежье и Балтия					127,0	128,2	142,0	145,0	161,1
Валютная выручка, млрд долл.					14,5	15,1	20,6	21,9	26,9

* все ВИНК

Примерно 70% всего добытого в России газа используется внутри страны. Доля газа в топливно-энергетическом балансе возросла с 42% в 1990 г. до 50% в 2004 г. и 52,5% в 2005 г. Средневзвешенная оптовая цена газа на внутреннем рынке составляла 28,6 долл./тыс м³ в 2004 г. и примерно 40 долл./тыс м³ в 2005 г.. В 2004 г. внутри страны было использовано 390 млрд м³ газа, в 2005 г. объем внутреннего потребления превысил 400 млрд м³. В структуре потребления газа основное место занимают промышленные потребители (41,5%), электроэнергетика (38,5%); население потребляет 11,5%, коммунально-бытовые потребители - 8,5%. Отметим, что более 60 млрд м³ газа расходуется ежегодно на перекачку газа по

421

магистральным газопроводам. На территории страны имеется 24 подземных хранилища газа (ПХГ) с объемом хранения 62 млрд м³ газа. Более 80% внутренних поставок газа осуществляет Газпром, 20% - независимые газопроизводители [355].

Изменения баланса добычи и потребления газа за последние 10 лет представлены в табл. 6.24.

Таблица 6.24 Динамика баланса газа внутри России в 1994 г. и 2004 г. [355] (млрд м3) Показатели	1994 г.	2004 г.
Ресурсы, всего	639,8	687,6
Добыча	607,3	634,7
Поступления из подземных хранилищ	28,5	37,9
Поступления из центральноазиатских государств	4,0	15,0
Распределение, всего	639,8	687,0
Внутреннее потребление	454,9	493,1
Технологические нужды газопроводов, потери	64,0	63,0
Потребители	351,0	387,5
Закачка в ПХГ	39,9	42,6
Экспорт	184,9	194,5

Перспективы развития газовой отрасли связаны во-многом с вовлечением в разработку северных месторождений. Прежде всего, речь идет о месторождениях Надым-Пур- Тазовского региона, расположенных вблизи базовых месторождений (Ямбургское, Уренгойское, Медвежье), эксплуатируемых в режиме падающей добычи. Далее речь идет о введении в эксплуатацию месторождений Обской и Тазовской губ, освоение которых начнется в 2010 г.; месторождений Ямала (Бованенковское, Харасавэйское), разработка которых начнется в 2007-2008 гг.; Штокмановского месторождения (начало эксплуатации 2010-2012 гг.); месторождений Иркутской области, южной части Республики Саха-Якутии, шельфа о. Сахалин.

При освоении этих месторождений придется решать множество технических задач. В частности, для вывода газа Надым-Пур-Тазовского региона необходимо завершить строительство магистрали СРТО (Северные районы Тюменской области) - Торжок, ввести дополнительные компрессорные станции на магистралях Ямбург - Поволжье и СРТО - Урал, достроить систему газопроводов Заполярное-Уренгой [351,358].

Вывод ямальского газа потребует сооружения мощной газотранспортной системы производительностью порядка 250 млрд м³/год. Тяжелые природно-климатические условия п-ва Ямал и прилегающих территорий, отдаленность районов добычи от районов распределения и потребления предопределяют исключительно высокие затраты на транспорт ямальского газа.

Специалистами ВНИИГАЗ'а предложена на участке Ямал (Бованенковское месторождение) - Ухта протяженностью 1200 км новая технологическая схема, предусматривающая сооружение 4-х газопроводов по 62,5 млрд м³/год диаметром 1420 мм с внутренним гладкостным покрытием на рабочее давление 11,8 мПа, 8-и компрессорных станций общей мощностью (с учетом 25%-го резерва) 4090 МВт. Предполагаемая стоимость газотранспортной системы - около 21 млрд долл. [357]. Экспортная газотранспортная система Ямал - Европа (российский участок) в 2002-2003 гг. уже частично введена в эксплуатацию на участке от Торжка до границы Белоруссии. В 2004-2005 гг. построены участки Заполярное - Уренгой, свыше 400 км трассы СРТО - Торжок, газопровод для подключения месторождения Песцовое. В 2005 г. должны быть построены несколько компрессорных станций и участок СРТО - Торжок длиной почти 700 км [358].

Большие надежны возлагаются на освоение крупнейшего Штокмановского месторождения, о чем уже не раз говорилось в предыдущих разделах. По оценке Севморнефтегаза - компании-оператора по разработке Штокмановского месторождения - полное освоение месторождения обеспечит максимальный уровень добычи 67,5 млрд м³ газа и 0,35 млн т газового конденсата в год. Ввод месторождения намечен на 2010 г. Газ предлагается подать на завод по сжижению в районе Мурманска, а также в район Волхова и, далее, в Карелию, Мурманскую и Архангельскую области. Одним из партнеров российской компании является норвежская компания Statoil, имеющая опыт разработки северных месторождений Сновит и Орменн Ланге [359].

Что касается разработки Ковыктинского месторождения (Иркутская обл.), Чаяндинского месторождения (Республика Саха-Якутия) и ряда других месторождений этого региона, то их особенностью является наличие в газе высокого содержания гелия и углеводородов С₂+. Имеется мнение представителей Газпрома о необходимости воздержаться от спешки при разработке этих месторождений с тем, чтобы технологически подготовиться к комплексной переработке газа этих месторождений [360]. Более подробно этот вопрос будет рассмотрен далее в разделе «Проблемы использования ценных компонентов природного газа».

Важное значение имеет также использование российской территории для транзита газа центральноазиатских государств. В частности, заключено соглашение с Туркменистаном, согласно которому эта газодобывающая страна поставит в Россию свой газ: 2005 г. - 4 млрд м³; 2006 г. - 10 млрд м³; 2007-2008 гг. - 60 млрд м³; с 2009 г. - 70-80 млрд м³ [355].

Ряд экспертов высказывают более осторожные прогнозы относительно возможностей увеличения добычи газа. В частности, специалисты Института систем энергетики СО РАН (г. Иркутск) считают, что:

• добыча газа на Ямале начнется после 2010 г. и только в период 2015-2030 гг. достигнет уровня 180-220 млрд м ;

• добыча на Штокмановском месторождении может начаться в 2011-2012 гг. с выходом на максимум (60-80 млрд м³) в 2020-2025 гг.; освоение шельфовых месторождений Карского моря (Русановское, Ленинградское месторождения), а также на п-ве Гыдан начнется после 2025 г.;

• добыча на остальных новых месторождениях в 2010 г. не превысит 30 млрд м³, 2015­2020 гг. - 40-60 млрд м³, 2030 г. - 50-80 млрд м³. Эксперты ИСЭ СО РАН считают необходимым использовать в электро- и теплоэнергетике уголь, применяя при этом «чистые» технологии [356].