1. Характеристика нефтеперерабатывающей отрасли.

Несмотря на изобилие нефтяного сырья, Россия по-прежнему серьезно отстает от развитых и развивающихся стран по глубине переработки нефти и качеству нефтепродуктов. На сегодняшний день отечественная нефтепереработка - это 27 НПЗ мощностью 257,8 млн. т в год, 43 мини-завода и 5 перерабатывающих предприятий "Газпрома" суммарной мощностью 16,1 млн. т в год, которые не входят в отраслевую отчетность, и один нефтемаслозавод мощностью 540 тыс. т в год. Большинство НПЗ включено в вертикально интегрированные компании: четыре - у «ЛУКОЙЛа», два - у «Роснефти», пять было - у «ЮКОСа», по два - у ТНК-BP и «Славнефти», по одному - у «СИДАНКО», «Сургутнефтегаза» и «Сибнефти». Девять заводов не относятся к вертикально интегрированным компаниям. Газоконденсатные заводы (расположенные в Астрахани и Сургуте) принадлежат «Газпрому». Характеристика размещения НПЗ в Россиив сравнении с развитыми странами (на 2003 г). Страна,регион Количестводействующих заводов Общая мощностьпо переработке нефти,млн.т/год Средняя мощностьзавода,млн.т/год Россия 27 273,9 11,3 Прочие страны СНГ 18 150,0 8,3 Канада 22 93,0 4,2 8 ведущих стран Западной Европы 85 558,0 6,6 США 163 775,0 4,8 Япония 40 251,0 6,3 По отчетным данным, мощность нефтепереработки в России составила в 2003 г. 273,9 млн. т в год. Предприятия отрасли были загружены на 69,2%, что соответствует объему переработки 189,6 млн. т в год, тогда как суммарная проектная мощность российских НПЗ - 309 млн. т, однако такой максимальной загрузки они не достигали никогда. Пик объемов переработки пришелся на 1985 г. - 305 млн. т, а после 1990 г. они были существенно снижены. Отечественные нефтеперерабатывающие заводы условно можно разделить на четыре группы (поколения). НПЗ первого поколения (их 12) были построены до и во время Второй мировой войны, для них характерна малая мощность устаревших установок, все они нуждаются в коренной реконструкции. В ряде случаев правомерно ставить вопрос о закрытии этих заводов (как принято поступать в мировой практике с безнадежно устаревшими предприятиями). Заводы второго поколения (9) перерабатывают более 60% всей нефти России. Они построены между 1945 и 1965 гг. на основе использования так называемых типовых установок. Некоторые из этих установок были относительно малы, и поэтому НПЗ данного поколения состоят из 40 и более технологических объектов. НПЗ третьего поколения (6) были составлены из установок большой производительности, включая установки первичной переработки мощностью 3-6 млн т, каталитического риформинга (0,6-1 млн. т) и гидроочистки топлив (1,2-2 млн. т). Их сооружение началось во второй половине 60-х годов прошлого века. Самая недавняя конструкция - заводы четвертого поколения (Ачинский - в России и четыре - в странах бывшего СССР) - основана на идее объединения технологических объектов в единую комбинированную систему. Все российские НПЗ отличаются относительно низким уровнем конверсии сырья в более ценные продукты, а также высоким энергопотреблением - в два-три раза больше, чем у аналогичных предприятий за рубежом. Сегодня переработка в нашей стране ведется преимущественно на установках первичной перегонки нефти. В результате чего объемы производимого мазута и дизельного топлива в два раза превышают внутреннюю потребность и являются экспортным ресурсом. Качество автомобильного бензина, реактивного и дизельного топлив в массовых объемах не соответствует евростандартам. Между тем потребность отраслей экономики в основном полностью удовлетворена нефтепродуктами по количеству и по качеству. В настоящее время в России отсутствует действенный механизм, стимулирующий производство нефтепродуктов высокого качества. Таких, как дизельное топливо с содержанием серы 0,01%, современные масла. Причины сложившейся ситуации: Что происходит с нефтеперерабатывающим сектором экономики страны, практически полностью оказавшимся под контролем ВИНК? Каковы причины сложившейся ситуации и как на нее можно повлиять? В целом причины отрицательной динамики ясны. Прежде всего, это высокая степень изношенности основных производственных фондов нефтепереработки, доставшихся в наследство ВИНК от советской экономики. В 1995 году уровень износа ОПФ в нефтепереработке составлял 63,3% против 47,5% в целом по промышленности и был самым высоким среди основных отраслей промышленности. В 2002 году уровень износа основных производственных фондов в нефтеперерабатывающем сегменте составил уже 47%, что является вполне приемлемым показателем. По сути, в 1995-2002 годах суммарная мощность НПЗ России уменьшилась в первую очередь за счет выбытия предельно изношенных мощностей. С одной стороны, это позитивный процесс, некая "очистка" сектора от избыточных физически и морально устаревших мощностей. Тем не менее, замещения выбывающих мощностей новыми не происходит, т.е. выбытие активов (масштабное сворачивание сектора) в нефтеперерабатывающем сегменте налицо. И это закономерно: инвестиции в нефтепереработку существенно отставали от инвестиций в добычу нефти. Однако, с другой стороны, мировой спрос на нефтепродукты (без учета стран бывшего СССР) за этот же период увеличился почти на 490 млн тонн в год, или на 15,5%, в т.ч. на автобензины - на 185 млн тонн (19%). И если бы стратегия развития бизнеса российских ВИНК строилась на наращивании не только экспорта сырой нефти, но и экспорта нефтепродуктов, то мировой рынок вполне предоставлял бы возможности для обеспечения сбыта производимой продукции. Поэтому говорить о том, что развитие нефтепереработки сдерживалось отсутствием дополнительных рынков сбыта, некорректно. Главной же проблемой российской нефтепереработки является не выбытие мощностей, а моральное старение, чрезвычайно низкие глубина переработки нефти и качество производимых нефтепродуктов. Из 27 российских НПЗ 20 работают по 40-50 лет. В среднем по России выход автобензинов не превышает 10-15% при 50% в США, а выход мазута, напротив, в среднем по стране составляет 32% против 5% в США. Утверждения менеджмента ряда крупных ВИНК о "стратегической невыгодности" нефтеперерабатывающего бизнеса представляют собой не более чем миф, оправдывающий бездеятельность: если бы показатели глубины переработки и выхода светлых нефтепродуктов на НПЗ России соответствовали мировым аналогам, то и продавать их было бы выгоднее, чем сырую нефть. Из тонны нефти в России делают втрое меньше светлых нефтепродуктов, чем в США. Качество большей части российской нефти требует дополнительных затрат при переработке. Мазут и солярка остаются основными продуктами российских НПЗ. Если сравнить стоимость 1 тонны экспортируемой нефти и стоимость корзины нефтепродуктов, получаемых из 1 тонны сырой нефти, то выходит, что средняя экспортная цена стандартной корзины российских нефтепродуктов существенно ниже мировых цен на нефть, а значит, экспортировать нефтепродукты невыгодно в принципе. Экономисты крупных российских ВИНК утверждали: "Нефтепереработка не является самостоятельным бизнесом, она - амортизатор для сохранения объемов добычи нефти". При сегодняшней структуре стандартной корзины российских нефтепродуктов, получающейся при переработке нефти на сегодняшних НПЗ, с их уровнем глубины переработки нефти и выхода светлых нефтепродуктов, это действительно так. Однако если принять во внимание доходы, которые могли бы получать экспортеры нефтепродуктов из России, если бы показатели глубины переработки и выхода светлых нефтепродуктов соответствовали мировым аналогам (глубина переработки свыше 90%, выход автобензинов примерно 45%), мы получаем качественно иную картину. В этом случае, если взять за основу для сопоставлений цену 1 тонну сырой нефти сорта Urals (среднегодовую за 2003 год - $26,83 за баррель, за 2007 г. – более 60 долларов) и стоимость корзины из трех основных нефтепродуктов, получаемых из 1 тонны нефти на типичном современном западном НПЗ (только трех! - дизельного топлива, мазута, автобензинов, или примерно 75% от всего выхода нефтепродуктов) по средним ценам на Роттердамской бирже за 2003 год, то рыночная цена продаж получается примерно одинаковая - $196-197 за тонну. Если при этом учесть дополнительную стоимость средних дистиллятов, получаемых при переработке 1 тонны нефти на типичном современном западном НПЗ, то рыночная цена продаж 1 тонны нефтепродуктов получается на 20-25% выше рыночной цены 1 тонны сырой нефти. Нужно при этом учитывать, что далеко не вся нефть в мире продается по рыночным ценам, в частности, российские экспортные поставки нефти в Европу (особенно в Восточную Европу) по действующим контрактам приносят на 10-20% меньше дохода, чем составляет рыночная цена нефти сорта Urals. Однако при сегодняшней структуре российской нефтепереработки стоимость корзины из трех основных нефтепродуктов, получаемых из 1 тонны нефти на типичном российском НПЗ, составляет (исходя из средних цен нефтепродуктов на Роттердамской бирже за 2003 год) всего $161. Другое дело, что у ВИНК нет стимулов расширять производство качественных нефтепродуктов. С одной стороны, спрос на них внутри страны сдерживается, по сути, культивируемой властями отсталостью автомобильного парка. Потребление автобензинов и дизельных топлив на душу населения в России отстает от мирового уровня в три-пять раз. С другой стороны, по целому ряду причин компании лишены перспективы расширения экспорта светлых нефтепродуктов. К тому же в отсутствие правовой стабильности инвестиции в НПЗ остаются рискованным вложением капитала. Что, помимо политики ВИНК, мешает развитию нефтепереработки в России?

Транспортные барьеры. Доступ к основным внешним рынкам сбыта нефтепродуктов экономически эффективен, в основном, при использовании морского транспорта. Вместе с тем, большинство российских НПЗ (за исключением "Киришинефтеоргсинтеза" и Туапсинского НПЗ) расположены в глубине территории страны, вдали от портовой инфраструктуры. Это делает постановку вопроса о развитии экспорта нефтепродуктов через модернизацию действующих НПЗ экономически неэффективной: Россия - практически единственная страна, которая добывает нефть внутри континента и на экспорт ее приходится перекачивать на расстояние 2500-3000 км. У всех остальных основных нефтедобывающих стран транспортное плечо по суше не превышает 200-300 км. На самом деле, транспортное плечо - основной фактор, препятствующий расширению экспорта нефтепродуктов из России, т.к. оно увеличивает затраты на экспорт нефтепродуктов c заводов Европейской части России на $20-30 за тонну, а с Омского, Ачинского, Ангарского заводов - до $80за тонну. У проблемы существует два способа решения - строительство новых "портовых заводов" и строительство инфраструктуры магистрального транспорта нефтепродуктов от заводов внутри территории России к портовым терминалам по перевалке нефтепродуктов. Напомним, что активное развитие экспорта нефтепродуктов происходило в последние десятилетия в первую очередь в добывающих странах, имеющих возможность развивать нефтеперерабатывающие мощности вблизи портовой инфраструктуры (Кувейт, Саудовская Аравия, Венесуэла, Алжир). Такая стратегия в нынешних российских условиях затруднена. Среднее плечо транспортировки нефтепродуктов от существующих НПЗ до перевалочных терминалов в портах составляет более 1500 км. Транспортировка нефтепродуктов железнодорожным транспортом, по оценкам нефтяных компаний, "утяжеляет" затраты на экспорт нефтепродуктов на $6-7 на баррель перерабатываемой нефти. В то же время экспортные направления системы магистральных нефтепродуктопроводов, ведущие к портовым перевалочным терминалам, в России неразвиты. До недавнего времени наибольшая часть экспорта светлых нефтепродуктов России осуществлялась через Вентспилский морской порт (Латвия) - через него на рынки Северо-западной Европы ежегодно направлялось 45-50% общего объема экспорта нефтепродуктов из России (в южном - черноморском - направлении поставлялось примерно 30%, в прочих направлениях, включая континентальное, - 20-25% экспорта нефтепродуктов из России). В последнее время возник ряд проектов, реализация которых может способствовать расширению морского экспорта нефтепродуктов по черноморскому и балтийскому направлению. Речь идет о строительстве магистрального нефтепродуктопровода Сызрань-Саратов-Волгоград-Новороссийск для экспорта нефтепродуктов через Новороссийский морской порт в объеме до 10 млн. тонн в год и магистрального нефтепродуктопровода Кстово-Ярославль-Кириши-Приморск с выходом на побережье Балтийского моря в район морского порта г. Приморск, Ленинградская область (пропускная способность первой очереди нефтепродуктопровода - 9 млн. тонн в год, полная проектная мощность - 24 млн. тонн). Однако, во-первых, строительство даже этих направлений экспорта нефтепродуктов качественно не изменит ситуацию (в основном эти направления заместят существующий экспорт нефтепродуктов через Вентспилс, чем создадут возможности для увеличения суммарного экспорта нефтепродуктов, - в России не производится такое количество качественных нефтепродуктов, которые возможно было бы экспортировать). Во-вторых, плечо транспортировки нефтепродуктов и для черноморского, и для балтийского направлений все равно остается достаточно высоким, разъедая маржу эффективности экспорта нефтепродуктов. В-третьих, экспорт нефтепродуктов в черноморском и балтийском направлениях будет сдерживаться пропускной способностью турецких и датских проливов, растущими экологическими требованиями, а также жесткой конкуренцией на европейском рынке. Поэтому, например, терминал в Высоцке (Ленинградская область), введенный ЛУКОЙЛом в действие в июне 2004 года (первая очередь - мощностью 4,7 млн. тонн нефтепродуктов в год; всего планируемая мощность терминала - 10,6 млн. тонн в год), пока работает в основном на перевалку сырой нефти. Так выгоднее. Нефтепродуктовый терминал в бухте Батарейная (юго-восточное побережье Финского залива), который давно планирует построить "Сургутнефтегаз", так пока и не введен в действие (сейчас окончание его строительства увязывают с началом строительства завода гидрокрекинга в Киришах). Основные мощности российских НПЗ невыгодно расположены с точки зрения экспорта.

Спрос и предложение. Реальные изменения возможны были бы в случае модернизации и развития "портовых" заводов, в т.ч. привязанных к новой терминальной инфраструктуре. Например, компания "Роснефть" ведет разговоры о строительстве нового НПЗ в Приморске, вблизи портовой инфраструктуры перевалки нефтепродуктов (хотя, как уже отмечалось, с точки зрения проблем Балтийского моря это не самый перспективный путь). Некачественная продукция российских НПЗ не пользуется спросом, что мешает наращивать производство. В это же время правительство России пока всерьез не хочет осознавать необходимость строительства новой инфраструктурной системы по транспорту нефти с выходом на Баренцево море, хотя ее строительство могло бы подстегнуть развитие современных нефтеперерабатывающих производств вдоль маршрута транспортировки нефти. Многие страны-экспортеры нефти в последние десятилетия сделали ставку на развитие именно экспорта нефтепродуктов и именно через строительство "портовых" заводов. Сегодня соотношение суммарной перерабатывающей мощности НПЗ к объемам экспортируемой нефти (в виде сырья или нефтепродуктов) в Венесуэле и Кувейте уже приближается к 0,5 при мизерном собственном потреблении (т.е. фактически каждые 5 из 10 тонн нефти могут экспортироваться в виде готовых продуктов). Причем, в основном это современные нефтеперерабатывающие производства с высокой глубиной переработки нефти. Следует учесть, что примерно 35% российского экспорта нефтепродуктов (почти 20 млн. тонн в год) составляет топочный мазут, который на самом деле, будучи побочным продуктом нефтеперерабатывающего производства (компании просто вынуждены производить его в связи с низкой глубиной переработки нефти на устаревших НПЗ), продается на внешнем рынке по ценам котельно-печного топлива, т.е. примерно на 30% ниже цен сырой нефти, для целей вторичной переработки и последующего извлечения легких фракций, не извлеченных в России (т.е. такой экспорт приносит еще меньше выгоды, чем экспорт сырой нефти). Доля качественных нефтепродуктов (автобензинов и авиакеросинов) в структуре экспорта нефтепродуктов чрезвычайно низка (в совокупности около 10%). Дизельное топливо, экспортируемое из России - опять же, ввиду низкого качества - продается в основном как газойль, по ценам существенно более низким, чем мировые цены на основные марки дизельного топлива. Итак, для более активного развития отечественной нефтепереработки России явно необходимо искать выходы на экспортные рынки с продукцией принципиально иного качества. Для этого нужно строить современные комплексы глубокой переработки нефти (на основе установок каталитического или гидрокрекинга) вблизи портовой инфраструктуры в тех регионах, где есть доступ к глубоководным океанским акваториям (в первую очередь на Баренцевом море), развивать транспортные и перевалочные мощности для экспорта нефтепродуктов через действующие морские порты. Никто не говорит о том, что этот процесс должен принять массовый характер. Даже реализация 2-3 проектов по строительству новых комплексов глубокой переработки нефти и модернизации действующих НПЗ в период 2005-2007 годов была бы уже позитивным импульсом, которого сегодня мы не видим.

Инвестиционная политика. Для модернизации одного действующего завода с целью создания комплекса глубокой переработки нефти на основе установок каталитического или гидрокрекинга необходимы инвестиции в объеме примерно $500 млн, что примерно равно годовому объему инвестиций в нефтепереработку всех российских ВИНК. Строительство нового завода подобного типа потребует более $1,5 млрд. Средние сроки строительства таких установок составляют 3-5 лет. На 2008 год для современной модернизации НПЗ требуется не менее 30 млрд. долларов, а если время будет упущено, то минимум в два раза больше В таком специфическом капиталоемком бизнесе, как нефтепереработка, где доходность инвестиций не так уж высока, инвесторам необходима уверенность в долгосрочной стабильности условий экономической деятельности. К сожалению, в России об этом пока говорить рано. Ставки налогов для нефтяных компаний под лозунгом "оптимизации налогообложения" меняются практически каждый год, пошлины на нефтепродукты - вообще вещь непредсказуемая. В результате стратегия расширения экспорта нефтепродуктов все-таки реализуется российскими ВИНК, но, к сожалению, преимущественно за пределами российской территории. Рассуждая о невыгодности переработки нефти в России, российские ВИНК активно инвестируют в зарубежные заводы. Всего в 1998-2004 годах российские ВИНК вложили в зарубежные НПЗ с суммарной мощностью более 76 млн. тонн нефти в год более $1 млрд инвестиций, или в среднем $13,5 на тонну установленной перерабатывающей мощности. Для сравнения: аналогичный показатель по российским НПЗ составляет примерно $10,8. Приходится признать, что пока Россия явно проигрывает конкуренцию за инвестиции в нефтепереработку сопредельным странам. В общем, вывод простой: невзирая на сверх-доходы, полученные в 1999-2007 годах от небывало благоприятной инфраструктуры экспортных цен, ВИНК только-только добрались до модернизации НПЗ, которая для большинства заводов означает в основном обновление наиболее морально устаревших технологий переработки нефти. При этом процесс этот движется, мягко говоря, не самыми быстрыми темпами. О масштабном техническом перевооружении отечественных НПЗ вообще говорить рано.

Стимулы и антистимулы. Трудно ожидать бурного развития отечественной нефтепереработки в тех условиях, которые сформировались сегодня под влиянием экономической политики российских властей в отношении рынка нефтепродуктов. Самыми серьезными антистимулами для вложения средств в модернизацию российской нефтепереработки являются, с одной стороны, продолжающееся взимание экспортных пошлин на нефтепродукты, с другой - отсутствие действенных мер для повышения качества национального автопарка и, соответственно, отсутствие стимулов для расширения спроса на качественные нефтепродукты. Что касается экспортных пошлин, то их взимание традиционно в понимании российских властей считалось мерой, направленной на защиту внутреннего рынка нефтепродуктов посредством снижения рентабельности экспорта. Однако при этом не принимался во внимание тот факт, что объем производства основных нефтепродуктов, потребляемых на транспорте (автобензинов и авиакеросинов), в России по-прежнему ничтожно мал: автобензинов производится не более 26-28 млн. тонн в год, а авиакеросинов - менее 10 млн. тонн. Понятно, что рынок всегда будет под угрозой дефицита при таком низком объеме производства нефтепродуктов и практически полном отсутствии их импорта, который прекратился, как только российские ВИНК активно взялись за стратегию выстраивания собственной розничной сбытовой сети. Бюджетная составляющая доходов от экспортных пошлин на светлые нефтепродукты весьма незначительна. Поступления бюджета от пошлин на бензины составляют не более $100-200 млн. в год - ясно, что это не проблема "странового масштаба". Зато контрпродуктивный стимулирующий эффект пошлин огромен. Ясно, что при практическом отсутствии качественного роста внутреннего рынка компаниям невыгодно модернизировать НПЗ и увеличивать выход бензинов - на внутреннем рынке они их продать не смогут, а экспорт приносит либо нулевую прибыль, либо убытки (в зависимости от размера пошлин). Прибавьте к этому тот факт, что сооружение одной современной установки каталитического крекинга на любом НПЗ может создать избыток предложения бензинов на внутреннем рынке на 5-10% и серьезно затоварить рынок, - и станет ясно, что нефтяные компании будут подходить к таким проектам очень осторожно. Таким образом, позиция Минфина к проблеме тормозит развитие целого сектора экономики. Единственное, что имеет смысл с точки зрения экономического стимулирования в системе отечественных экспортных тарифов, - сохранение пошлин на вывоз мазута, экспортируемого для целей вторичной переработки и последующего извлечения легких фракций на зарубежных НПЗ. В условиях сокращения внутреннего потребления мазута (в электро- и теплоэнергетике активно замещаемого газом) и продолжения действия механизма экспортных пошлин на него, да еще и вкупе с отменой экспортных пошлин на светлые нефтепродукты, это может стать сильным стимулом развития российской нефтепереработки. Еще одна серьезная проблема связана с необходимостью создания стимулов для развития внутреннего рынка нефтепродуктов, стимулирования внутреннего спроса. Ясно, что российскому рынку нефтепродуктов нужна в первую очередь диверсификация качественная - низкое качество потребляемых нефтепродуктов не нуждается в комментариях. Ясно и то, что именно экономическая политика государства в состоянии изменить это положение - в случае если будут ужесточены стандарты требований к автомобильным двигателям до уровня стандартов EURO-3 (введен в России с 2006 г.) и EURO-4 (ожидается принятие в 2007 г .). Это подвигло бы ВИНК к ускорению модернизации действующих НПЗ. Очевидно, что недоразвитость российской нефтепереработки - следствие отнюдь не только модели развития нефтяной отрасли в рамках сложившихся ВИНК. Вполне вероятно, что, будь в стране иная картина возможностей, ограничений и рисков для развития нефтеперерабатывающих производств, стратегия распределения капитала была бы иной. Однако на данном этапе не существует доказательств того, что российские ВИНК заинтересованы в расширении и модернизации нефтеперерабатывающих мощностей как ключевом элементе своего бизнеса. Словом, нефтяной комплекс России остается поставщиком нефти, а также производителем и экспортером продуктов ее неглубокой переработки. Изменить такую ситуацию может долговременная государственная политика.

Государственная политика. Первая задача – это постепенное ослабление зависимости страны от экспорта нефтяного сырья. Реформирование российской нефтепереработки должно идти двумя основными направлениями. Это глубокая переработка за счет деструктивных процессов, обеспечивающих максимальную прибыль, и строительство новых заводов средней мощности. При этом необходимо создание долгосрочной программы конкретных мероприятий, нацеленных на коренную перестройку российской нефтепереработки. Государство должно разработать конкретные меры по стимулированию инвестиций в эту отрасль. Причем регулирующая роль государства должна распространяться на все аспекты жизни отрасли, вплоть до смены собственника предприятий. Именно государство станет главным получателем выгоды от эффекта глубокой переработки нефти, поэтому и должно сделать так, чтобы компании, инвестирующие в процесс глубокой переработки нефти, смогли окупать свои затраты в разумные сроки. Сделать это можно, участвуя в проектах, предоставляя налоговые льготы, сумма которых должна рассчитываться из условий нормативного срока окупаемости. Параллельно строительство новых и реконструкция действующих заводов сформируют масштабный заказ для отечественного машиностроения, которое потянет за собой и смежные отрасли промышленности: черную и цветную металлургии, приборостроение и т.д. Вторая задача – это ориентация на внутренний рынок, который помимо экономических выгод несет в себе потенциал стабильности при существенных конъюнктурных колебаниях на мировых рынках нефти и нефтепродуктов. Сегодня внутренний рынок энергоносителей, и в первую очередь рынок нефтепродуктов, развит в России слабо. Глубоко деформированные цены, недобросовестная конкуренция, господство теневого и криминального капитала превращают его, как правило, в чисто спекулятивный механизм, что существенно снижает его роль в производственном процессе и, следовательно, в формировании федерального и региональных бюджетов. Поэтому сегодня на первом плане - чрезвычайно важная и трудная задача: создание цивилизованного и эффективного внутреннего рынка России, где гармонично сочетались бы интересы государства, производителя и потребителя. И главную роль в формировании такого механизма должны играть органы государственной власти.

Лекция 9. Основные этапы развития газовой индустрии России

Важную роль в истории становления и практики развития топливно- энергетического комплекса России имеет добыча природного газа. Природный газ это одновременно голубое топливо и сырье для химической и многих других отраслей промышленности. Он в отличии от нефти и прочих видов энергоносителей наиболее доступен в добыче, использовании и транспортировке, кроме того минимален и экологический ущерб, наносимый природе в случае нештатных ситуаций. Вследствие этого, с точки зрения дальнейших перспектив народнохозяйственного комплекса страны, его добыча будет иметь все боле возрастающее значение. Для России, имеющей 33% (47,6 трлн. кубометров) разведенных запасов и свыше 40% прогнозных ресурсов газа планеты (235,6 трлн кубометров), природный газ является не только эффективным видом топлива, но и средством решения многих социально-экономических проблем. Так газификация жилищного хозяйства в нашей стране с преимущественно холодным климатом (среднегодовая температура - минус 5 градусов, более половины территории в зоне вечной мерзлоты) имеет внеочередное значение для улучшения уровня жизни населения и устойчивого развития экономики при существенном снижении нагрузки на существующие экосистемы. Естественнонаучная история природного газа начинается с его искусственного собрата. Путь к нему прокладывали известные ученые прошлого: Ван-Гельмонт, Лавуазье, Гей-Люссак, Пристли. Исходным сырьем для его получения был уголь, хотя с незапамятных времен на Апшеронском полуострове, в Бухаре, Армении, Персии, Китае, на острове Ява горели естественные фонтаны природного газа, которые почитались за священные и являлись местами культовых обрядов.В Х1Х веке бакинский фабрикант Кокарев построил на месте одного из потухших святилищ известковый завод, работавший на природном газе, который использовался для подогрева нефтяных кубов. Это была одна из первых попыток промышленного использования природного газа. А весь мир продолжал добывать искусственное углеводородное сырье для освещения улиц. Внедрил это открытие английский механик Вильям Мердок, которой произвел сухую перегонку каменного угля и применил полученный газ для освещения собственного дома и машиностроительного завода в Бирменгене, а затем предложил этот метод для освещения Лондона. В России первые газовые фонари появились в 1819 г. на Аптекарском острове в Санкт-Петербурге. В 1835 г. было учреждено Общество освещения газом Санкт-Петербурга и был построен первый газовый завод на Обводном канале, которой работал на каменном угле, доставляемым из Великобритании. Через 30 лет пять заводов вырабатывали около 30 млн. куб. м светильного вещества в год. Весь технологический процесс обеспечивался иностранным сырьем и оборудованием. К концу Х1Х века были газифицированы Киев, Харьков, Ростов на Дону, Одесса, Рига, Вильно, Тверь и Казань. Газ применялся и в золотоплавильных печах монетного двора, для плавки стекла, закалки металла, опалки тканей, выпечки кондитерских изделий. И в тоже время собственно природный газ, как сопутствующий нефти, миллиардами кубов сжигался в факелах нефтепромыслов Кавказа. В Баку использовалось лишь 33 млн. куб м., а сегодня только ежесуточно один Западно-Сибирский комплекс добывает до млрд. куб м. А экономика страны в начале 30-х годов давала всего 10-15 млн. куб м., да и сами месторождения тех лет - Дагестанские огни, Мельниковское, Мелитопольское, Ставропольское располагали запасами лишь в 200 млн. куб. Но уже в 1942 г., когда шла Великая Отечественная война под Куйбышевым были открыты месторождения природного газа, запасы которого исчислялись сотнями млн. кубов. А в 1943 г. вступил в строй первый советский газопровод Бугуруслан - Куйбышев протяженностью в 160 км., которой и положил начало новой отрасли промышленности - газовой. В апреле 1946 г. был завершен 843 километровый магистральный газопровод Саратов - Москва. Природный газ пришел в столицу нашей Родины и уже в первые послевоенные годы заменил более 1 млн. кубометров дров, 650 тысяч тонн угля, 150 тысяч тонн керосина, свыше 100 тысяч тонн мазута, поступавших ежегодно для нужд столицы. Таким образом, добыча природного газа сыграла важную роль в послевоенном восстановлении народного хозяйства. Затем газ стали добывать в Карпатах, на Украине, Узбекистане и Туркмении, в Коми и Оренбуржье. А за Уралом на гигантской территории Западной Сибири шли невиданные ранее поиски нефти и газа, начавшиеся еще весной 1918 года. Следует обратить внимание студентов, что уже в 1928 г. была издана монография начальника управления по использованию природного газа в народном хозяйстве М.Х. Шахназарова «Естественный газ, его добыча и утилизация», которая долгие годы была единственным руководством по газовому делу и сыграла важную роль в развитии отечественной индустрии. В годы первых пятилеток производство в основном ориентировалось на получении искусственного газа, возглавляло которое Управление Главуглегаз при СНК СССР под началом В.А. Матвеева. С его именем связана разработка и осуществление генерального плана газификации крупных промышленных районов страны и обеспечение фронта искусственным жидким топливом в годы Великой Отечественной войны. В 1953 г. на окраине старинного сибирского села Березово ударил мощный фонтан газа, возвестивший об открытии первой Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Начиная с 1956 года роль природного газа в народном хозяйстве СССР стала неуклонно возрастать и при Совете министров СССР было создано Главное управление газовой промышленности (Главгаз СССР). В течение 15 лет новую отрасль топливной энергетики возглавлял А.К. Кортунов. За этот период объем добычи газа вырос с 12 до 221 миллиарда кубометров, протяженность магистральных газопроводов увеличилась с 7 до 72 тысяч километров, а доля газа в топливном балансе страны достигла 19,5%. Были освоены месторождения Газли в Узбекистане, Шебелинское на Украине, Северо-Ставропольское и первые Западно-Сибирские в России. В результате крупных приростов запасов природного газа на севере Тюменской области Советский Союз достигает уровня разведанных запасов США. В развитии отечественной газовой промышленности выделяется два этапа. Первый - до 50-х, когда она развивалась параллельно нефтяной в направлении использования попутного газа при добыче нефти и искусственно получаемых газов. Природный газ в этот период применялся в небольших объемах. Расширение в пятидесятые годы сырьевой базы добычи природного газа и значительный эффект его применения выявили экономическую необходимость автономного развития газовой промышленности. С этого момента началось систематическое нарастание объемов добычи и темпов развития отрасли, а также совершенствование техники и технологии разработки месторождений и транспорта газа. В 60-е годы добыча природного газа приобрела весьма существенное значение. В 1965 г. Главгаз СССР был преобразован в Министерство газовой промышленности. С 1972 г. отрасль возглавил С.А. Оруджев. При активном его участии были освоены крупнейшие нефтегазовые месторождения Западной Сибири (сибирский газ стал поступать в столицу с 1974 г.), Оренбуржья, Айзербайджана, Туркмении и Узбекистана. В мае 1967 г. было открыто месторождение Медвежье площадью около 2100 квадратных километров, ставшее основой объединения Надымгазпром, обеспечивавшего до 40% прироста ежегодной добычи природного газа и к 1976 г. подавшему стомиллиардный кубометр природного газа. На Медвежьем впервые газопромысловые объекты стали строить на вечной мерзлоте, впоследствии эти методы были широко использованы при освоении Уренгойского месторождения. Оно было открыто на год раньше Медвежьего выпускником нашего университета - РГУ нефти и газа начальником геологоразведочной экспедиции В.Т. Подшибякиным и его запасы превышали вместе взятые ресурсы природного газа таких стран как Мексика, Алжир, Канада, Голландия, Великобритания, к тому же оно оказалось многопластовым. В его освоении значительную роль сыграл директор «Надымгазпрома» В.В. Стрижов. Надымская школа и сегодня определяет развитие всего Западно-Сибирского газового региона. Уже в 1980 г. добыча природного газа превысила 435 млрд. кубометров, из которых 156 внесли в топливно-энергетический баланс Советского Союза газодобытчики Западной Сибири. За десятую пятилетку (1976-1980 гг.) из недр Западной Сибири было извлечено 1 миллиард 700 миллионов тонн углеводородов (в пересчете на нефть, которая стоила 120 инвалютных рублей за тонну ). При этом государство вложило 25 миллиардов рублей, а получило - 150 миллиардов. Это была баснословная экономическая эффективность. С 1981 г. министром газовой промышленности стал В.А. Динков. 5 ноября 1982 г. уренгойцы совместно с газовиками Надыма, Пангод, Пунги добыли первый сибирский триллион кубометров газа, а в декабре 1984 газовики Тюменской области впервые вышли на заветный рубеж добычи в 1 млрд. кубометров газа в сутки. К 1986 единая система газоснабжения страны объединяла несколько сотен газовых месторождений, 160 тысяч километров магистральных газопроводов, около 350 компрессорных станций, более 270 промысловых установок комплексной полготовки газа с несколькими тысячами скважин и десятками подземными хранилищами газа. Эта система обеспечивала топливом более 5 тыс. городов и поселков городского типа, свыше 165 тыс. сельских населенных пунктов. Природным газом, (включая сжиженный), пользовалось около 80% населения Советского Союза. А 13 января 1984 во французском городке Обер-Гайльбах, на стыке Эльзаса и Лотарингии недалеко от границы ФРГ вспыхнул газ, добытый в Уренгое. Через СССР,ЧССР, Австрию и ФРГ сибирское топливо пришло во Францию. Так начал работать трансконтинентальный газопровод Западная Сибирь - Западная Европа. Таким образом, за сравнительно короткий срок был пройден беспрецедентный по масштабу путь от разработки небольших месторождений и строительства первых магистральных газопроводов до создания Единой системы газоснабжения станы, не имеющей аналогов с в мире. Сегодня Россия обладает более чем 20% общемировой добычи газа, протяженность ее магистральной системы - 150 тыс. км магистральных газопроводов - достаточно, чтобы три с половиной раза обогнуть земной шар. Она включает 69 месторождений, 23 подземных хранилища, которые обеспечивают надежность поставок природного газа на внутренний и внешний рынок. В создании отечественной газовой индустрии ведущая роль принадлежит Западной Сибири и прежде всего Ямало-Ненецкому автономному округу, ни один газодобывающий район не знал такого стремительного и масштабного роста, как Западная Сибирь. Так если в 1967 г. удельный вес европейских районов СССР в добыче газа составлял 76%, а в 1970 - 72%, то в 1975 г. - до 41%. В 1979 г., то есть за 14 лет с начала поставок сибирского газа, общий уровень добычи был доведен до 121, 4 млрд. куб м. В этом районе ежесуточно добывается свыше 470 млн. куб. м природного газа, главным образом за счет разработки Медвежьего и Уренгойского месторождений. Месторождения Западной Сибири позволили только за период с 1940 по 1990 нарастить объемы добычи в 270 раз - с 3 - до 815 млрд. куб. м, а доля газа в топливно-энергетических ресурсах страны возросла - с 1 до 40 %. В 12 пятилетке перспективы добычи природного газа были связаны с освоением Ямбургского газоконденсатного месторождения и строительством газопровода до западных границ СССР протяженностью более 4 600 км. При освоении газовых месторождений сибирского Севера впервые в отечественной и мировой практике был решен комплекс сложнейших, принципиально новых научно-технических проблем, связанных с организацией добычи и транспортировки газа в условиях заболоченной территории, вечной мерзлоты, суровой продолжительной зимы. В отличии от американцев мы встали на путь строительства газопроводов крупных диаметров с большой пропускной способностью. Если в США средний размер газопроводов 540 мм, то в нашей стране 760-780, а основной диаметр - 1020 мм с пропускной способностью 10 млрд. куб. м в год. Мы уже приступили к сооружению газопроводов 1220 мм с пропускной способностью 15 млрд. куб. м в год. На очереди - 1420 мм с пропускной способностью 25 млрд. куб. м в год. Осуществляется грандиозная программа по строительству промыслов, магистральных газопроводов, компрессорный станций, линий электропередач, автомобильных и железных дорог, причалов, аэродромов, жилых домов, объектов социального и культурно-бытового назначения. В промышленном производстве удельный вес используемого природного газа непрерывно растет, что позволяет развивать безотходные технологии, повышать качество продукции. Так в электроэнергетике доля газа возросла до 80%, что обеспечивает экономию топлива и кроме того применение в 10 раз снижает выбросы в атмосферу вредных веществ. Да и при его добыче практически не нарушается почва. В настоящее время ОАО «Газпром» является ядром отечественной газовой промышленности, обеспечивающим 25% поступлений в федеральный бюджет. Таким образом, в отличии от нефтяной промышленности, газовая остается естественной монополией, в которой контрольный пакет акций принадлежит государству, что и гарантирует определенную стабильность развития отечественной энергетики и устойчивость налогооблагаемой базы. Дальнейшие перспективы отрасли связаны с освоением новых месторождений газа на Ямале. При этом условия освоения являются архисложными: территория полностью расположена за Полярным кругом; она омывается водами морей Ледовитого океана, каждые 15-20 лет затапливающими прибрежные площади на полтора два метра; поэтому все объекты должны находиться над поверхностью земли на сваях, погруженных в лед-грунт; все площадные сооружения требуют песчаных насыпей не менее двух метров, что требует до 50 млн. кубометров привозного грунта при полном отсутствии транспортной инфраструктуры. В 2001 г. впервые за последние 10 лет кризисного состояния экономики, введено в промышленную эксплуатацию крупнейшее месторождение Заполярное, которое посетил Президент России В.В. Путин (годовая добыча - 35 млрд. кубометров, плановая - к 2005 г. до 100) Фактически оно совпало со знаменательной датой - добычей 10 триллионного кубометра природного газа из недр Ямало-ненецкого автономного округа. Если к 2020 году страна выйдет на планируемые 750 млрд кубометров, то 600 из них будут ямальскими. Решающий вклад в развитие газовой индустрии и укрепление экономического могущества страны внесли первопроходцы и руководители поиска и организации газодобычи, вынесшие основную тяжесть преодоления колоссальных трудностей работы в условиях пустынь и болот, вечной мерзлоты, жары и холода, за полярным кругом и на континентальном шельфе морей Севера и Юга. Среди них А.К. Кортунов, С.А. Оруджев, В.А. Динков, В.С. Черномырдин, Р.И. Вяхирев, Ю.И. Боксерман. Это те, кто в тайге и тундре создали индустриальное чудо - построили газопромыслы и проложили магистрали - Ю.И. Топчев, И.С. Никоненко, В.В. Стрижов, В.Г. Чирсков, Г.Д. Маргулов, В.А. Туголуков, В.Г. Завизион, В.В. Ремизов. Это принявшие эстафету развития отрасли и уверенно продолжающие шагать по пути новаторства и прогресса - Б.В. Будзулаяк, В.Г. Подюк, А.А. Захаров, Р.С. Сулейманов, В. Кононов, Г.А. Ланчаков, А.В. Рогачев, Г.Г. Кучеров, Г.В. Крылов и многие другие. Творцами и продолжателями любого великого дела всегда были и остаются люди.

*****

Особую важность для сохранения российской государственности в сложный период распада СССР и кризисной по своей сути приватизации народнохозяйственного комплекса страны так называемых «естественных монополий» - РАО ЕЭС, МПС, ОАО "Газпром", имели, начиная с 1991 г., преобразования в связи с переходом к рынку газовой отрасли. «Газпром» - уникальное явление в отечественной и мировой практике. Компания контролирует 95% производства российского газа, обеспечивает 50% потребности России в энергоносителях и является крупнейшей газовой компанией не только России, но и мира, осуществляя 25% мировой добычи природного газа, дает 8% ВВП (валового внутреннего продукта). На месторождения, которые разрабатывает Газпром приходится около 75% всех разведанных запасов российского газа (26 трлн куб м) и 23% мировых. "Газпром" имеет устойчивые связи с 64 регионами России. В компании работает свыше 300 тыс человек. На российском рынке добычу природного и нефтяного попутного газа вместе с «Газпромом» производят несколько конкурирующих между собой компаний. Однако транспортировку всего российского газа осуществляет ОАО «Газпром». Его газотранспортная сеть представляет собой Единую систему газоснабжения России (ЕГС). Благодаря этому компания занимает особое монопольное положение на рынке. Фактически "Газпром" был создан в 1946 г. для эксплуатации одного из первых газопроводов Саратов-Москва. Он развивался и рос вместе с газотранспортной сетью. Первый этап развития ЕГС охватывает 40-е-начало 60-х годов и связан с освоением небольших месторождений природного и попутного газа вблизи возможных потребителей. Газопроводы были небольшого диаметра, малой мощности и протяженностью до 1000 км. Природный газ в этот период составлял лишь 8% общего объема добычи и потребления топлива в стране. На втором этапе, в 60-е годы стали разрабатываться крупные газоносные районы в Средней Азии и Республике Коми. Из-за значительной удаленности этих источников от основной части потенциальных потребителей потребовалось сооружение сверхдальних газопроводов с трубами большого диаметра и большей производительности. Доля газа в этот период повысилась уже до 19%. К началу 70-х годов были открыты уникальные запасы природного газа на севере Западной Сибири - Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, доля которых в российской газодобыче превышает 70%. Были также разведаны новые существенные запасы в Средней Азии и Оренбуржье, что создавало базу для резкого увеличения объемов использования газа в экономике. Предприятие "Газпром" за эти годы выросло в гигантскую многоуровневую структуру - Министерство газовой промышленности. Наступил этап форсированного развития газовой промышленности и ЕСГ, характеризующийся созданием дальних и сверхдальних магистральных газопроводов (2500-3000 км), применением труб большого диаметра и производительности свыше 30 млрд. кубометров в год, усложнением структуры ЕСГ, расширением возможностей маневрирования потоками газа. Во второй половине 80-х годов от эффективного и устойчивого функционирования ЕСГ стала зависеть нормальная работа крупных потребителей газа, целых отраслей и регионов. В 1988 г. Министерство газовой промышленности преобразовалось в государственное акционерное общество - "Газпром". На интенсивное развитие ЕСГ было направлено около 100 млрд. долларов. Программа создания такой системы стала одной из самых капиталоемких из всех реализованных в гражданском секторе экономики. ЕСГ стала крупнейшей газотранспортной системой в мире. В 1990-1991 гг. в период резкой политико-экономической нестабильности, ЕСГ столкнулась с серьезными проблемами: неопределенность организационных форм существования отрасли из-за «суверенизации» частей ЕСГ, находившихся на территории отдельных союзных республик; прекращение централизованных капитальных вложений, составляющих основу финансирования отрасли, обесценивание вследствие высокой инфляции внутренних средств отрасли; разрыв связей с поставщиками оборудования из стран СНГ, неплатежи за поставляемый газ, неурегулированность вопросов транзита и пр. В этот период основное ядро газовой промышленности России консолидировалось в составе "Газпрома". В отрасли сложилась так называемая « естественная« монополия. Важной предпосылкой этого было наличие целостной структуры ЕСГ России. Естественными факторами сложившейся монополии в российской газовой промышленности стали: 1. удаленность месторождений от центров газопотребления (более 2000 км), что стимулировало развитие высокопроизводительных систем магистрального трубопроводного транспорта; 2. значительная единичная мощность газопроводов (по одной нитке перекачивается свыше 30 млрд. кубометров в год); 3. чрезвычайно высокая стоимость их прокладки; 4. приоритет крупных промышленных предприятий в потреблении газа. В 1992 г. государственное акционерное общество - "Газпром» было приватизировано, образовалось Российское акционерное общество "Газпром". До ноября 1998 г. государству принадлежало в нем 40% акций. Тогда состоялась крупнейшая приватизационная сделка, по условиям которой 2,5% принадлежащих государству акций были проданы германской компании «Рургаз». Теперь у государства 38,37% акций "Газпрома». При этом 35% акций находилось в доверительном управлении ОАО "Газпром". 16,06% акций принадлежит работникам предприятия. 34,07% - российским юридическим лицам, 11,5% - иностранным. В 2001 году впервые 15% прибыли было направлено на выплату дивидендов. После перерегистрации устава в 1998 г. РАО переименовано в Открытое акционерное общество (ОАО) "Газпром". Оно на базе ЕСГ объединяет в целостную технологическую и организационную структуру 42 дочерних предприятия, расположенных в различных регионах России и обеспечивающих полный производственный цикл от бурения скважин до поставки газа потребителям. Этот гигант поставляет Российской промышленности самую дешевую энергию в мире, продавая ее по 17 долларов (1999 г.) за 1 тыс. кубометров. В Европе 1 тыс. куб метр стоит 120-150 долларов, в США - 60-70, в Японии - 200. При этом российский потребители в 1994-96 гг. оплатили лишь около 50% поставок, а в 1997 - 26,6%. И к середине 1998 г. размер неплатежей составлял более 82 трлн рублей что серьезно тормозило перспективы газодобычи. В то же время в 1998 г. компанию в экстренном порядке заставили расплачиваться по долгам с бюджетом в размере 10 млрд. рублей. Таким образом, она, так же как и вся Россия перенесла все трудности адаптации к новым рыночным условиям В 1998 г. "Газпром" продал за рубеж около 120,6 млрд. куб м газа. Экспортная выручка составила 8,1 млрд. долларов ( в 2002 - уже 13 млрд. ) В 2001 г. экспорт составил уже 166,7 млрд куб м., а общий уровень добычи - 512 млрд куб м. При этом ЕСГ охватывает 26 стран Европы. Крупнейшим инвестиционным проектом "Газпрома» стала прокладка газопровода Ямал-Европа, через Россию, Белоруссию, Польшу и Германию. Полностью построенный в 2001 году газопровод обеспечил надежность поставок, уменьшил зависимость "Газпрома» от европейской системы газопроводов и высокой платы за транзит. Строится газопровод в Турцию по дну Черного моря - («Голубой поток»), после чего российский газ получит доступ не только в Турцию, но и на Балканы. "Газпром" также участвует в разработке крупного газового месторождения в Иране, который находится на втором месте в мире по разведенным запасам природного газа. В 1997 г. он заключил договор на поставку в течение 15 лет газа для электростанций Люксембурга. Осуществляя подобным образом крупные международные проекты в 22 странах мира, "Газпром" является транснациональной компанией (ТНК). Однако в процессе реформирования газодобычи была сохранена практика установления цен на природный газ на правительственном уровне, что защищает экономику России от всплесков инфляции из-за монопольной цены на голубое топливо. В 1999 г. Государственная Дума приняла Закон о газоснабжении в Российской Федерации», который запретил какое бы то ни было разделение ЕСГ, как гарантию будущей целостности "Газпрома". В 1992 г. государственное акционерное общество - «Газпром» было приватизировано, образовалось Российское акционерное общество «Газпром». До ноября 1998 г. государству принадлежало в нем 40% акций. Тогда состоялось крупнейшая приватизационная сделка, по условиям которой 2,5%, принадлежащих государству акций были проданы германской компании «Рургаз». В результате у государства стало 38,37% акций «Газпрома», но из них 35% акций было передано в доверительное трастовое управление самому ОАО «Газпром». 16,06% акций принадлежит работникам предприятия. 34,07% - российским юридическим лицам, 11,5% -иностранным. За последние 10 лет количество акционеров «Газпрома» сократилось более чем вдвое. После перерегистрации устава в 1998 г. РАО переименовано в Открытое акционерное общество (ОАО) «Газпром». Оно на базе ЕСГ объединяет в целостную технологическую и организационную структуру 42 дочерних предприятия, расположенных в различных регионах России и обеспечивающих полный производственный цикл от бурения скважин («Бургаз») до поставки газа потребителям («Межрегионгаз»). В 1998 г. «Газпром» продал за рубеж около 120,6 млрд. кубометров газа. Экспортная выручка составила 8,1 млрд. долларов. В 2001 г. экспорт составил 166,7 млрд. кубометров, а общий уровень добычи - 512 млрд. куб.м. К 2005 г. экспортная выручка фактически удвоилась и составляет более 16 млрд. долларов. ЕГС охватывает 26 стран Европы. Крупнейшим инвестиционным проектом «Газпрома» стала прокладка газопровода Ямал-Европы, через Россию, Белоруссию, Польшу и Германию. Осуществляя различные глобальные международные проекты в 22 странах мира, «Газпром» является одной из крупнейших транснациональных компаний (ТНК) планеты с постоянно растущей рыночной капитализацией, высокой рентабельностью газодобычи и, соответственно, высокой нормой чистой прибыли как по международным, так и по российским стандартам. В настоящее время происходит процесс консолидации компании, освобождение от непрофильных активов и превращения «Газпрома» в крупнейшего участника не только газового, но и нефтяного рынка России благодаря приобретению около 77% акций «Сибнефти», что исключает наличие у миноритариев блокирующего пакета. «Газпрому» принадлежит помимо 92% газового рынка и 30% нефтяного рынка страны. Одновременно государство, докупив на рыночных условиях за 9 млрд. долларов необходимое количество акций, также увеличило свой пакет акций с 38,37% до контрольного пакета 51%, что гарантирует соблюдение национальных интересов и энергетическую безопасность при предстоящем вступлении РФ во Всемирную торговую организацию (ВТО) и возможной либерализации в этой связи внутреннего газового рынка. Завершая рассказ об истории газодобычи СССР и России, следует обратить внимание на роль газа в создании альтернативных источников топлива для двигателей внутреннего сгорания наземного и воздушного транспорта, перспективы развития отрасли в связи с необходимостью утилизации попутного нефтяного газа, а также повышения отдачи газового конденсата. Важнейшим условием развития газовой отрасли является наличие доступных для освоения и последующей разработки новых месторождений. Именно истощение запасов на эксплуатируемых месторождениях (Медвежье - на 78%, Уренгойское - 67%, Ямбургское - 46%; причем с 2000 г. возник дефицит природного газа в 20 млрд кубометров) и необходимость разработки новых месторождений (разведано 805 месторождений, эксплуатируется 333) составляют особенность развития газовой промышленности в ближайшем будущем. Добыча природного газа в СССР и России (млрд. куб м) 1928 - 0,3; 1932 - 1; 1937 - 2,2; 1940 - 3,2;1950 - 5,8; 1955 - 9; 1960 - 45,3; 1965 - 128; 1970 - 198; 1980 - 435; 1985 - 643; 1990 - 815; Россия в 2000 г. - 587 ( из них "Газпром" - 512); в 2007 г. – 653,1 (549,6) Современное состояние и перспективы газового комплекса. Природный газ в экономической структуре страны. Газовый комплекс отрасли добычи и транспортировки газа. ОАО «Газпром» является краеугольным камнем топливоснабжения современной российской экономики. Доля природного газа в производстве первичных энергоресурсов сегодня составляет 47%, в потреблении - более 52%. Вклад газового комплекса в экономику страны - около 8% ВВП, до 25% поступле­ний в бюджет и более 30% доходов от налогообложения. Отрасль претерпела наименьшее сокращение производства за последние годы, имеет стабильно расту­щий экспорт, обеспечивает наибольшие поступления валютной выручки (20%) среди всех экспортно-ориентированных отраслей. Основные проблемы российской газовой промышленности связаны с низкими ценами внутреннего рынка на газ и неплатежами за его потребление. К 2000 г. средняя цена угля в России оказалась в 1,5 раза выше цены газа, а мазута - более чем в 3 раза. Определенную роль в сохранении сложившейся ситуации сыграл указ Президента РФ от 1998 г., по которому цены на газ для потребителей, обеспечивающих оплату в денежной форме, были снижены на 50%. Это, с одной стороны, создало повышенный спрос на газ, а с другой -ослабило заинтересованность руководства ОАО «Газпром» в поставках газа на внутренний рынок. Вместе с тем газовая промышленность выступает как донор российской экономики: собираемость платежей на протяжении последних лет колебалась в пределах 55-65%. Долги российских предприятий за газ к концу 2001 г. превысили 135 млрд. руб. (более 4,6 млрд. долл. по курсу декабря 2001 г.), из них почти половину составляла задолженность РАО «ЕЭС России». Из дебиторской задолженности около 15% приходилось на бюджетные организации федерального уровня. Это тормозит реорганизацию компании из-за опасения потерять долги, которые неизбежно перейдут к государству. Всего потребители оплатили в 2001 г. 81% стоимости продукции ОАО «Газпром». Остальные платежи приходились на налоговые зачеты (4,8%), ценные бумаги (6,7%), бартер (4,2%). Огромную задолженность за газ имеет и ряд стран СНГ. В частности, по оценкам ОАО «Газпром», только долг Украины за газ достигает 2,8 млрд. долл.(1 млрд. долл. - долги украинского правительства, 800 млн. долл. - негосударственных трейдеров, и 1 млрд. долл. - штрафы и пени, а также самовольное изъятие газа из экспортных газопроводов, проходящих по территории Украины). Суммарный долг всех стран СНГ компании превысил 4 млрд. долл. Это вынуждает газовую промышленность прибегать к внешним заимствованиям в больших размерах, которые осуществляются преимущественно по связанным кредитам. В результате, реальный сектор России лишается заказов, а кредиты остаются на Западе. В итоге предприятия остаются без денег, казна без налоговых поступлений, а бюджетные организации без финансирования. Трудно поверить в длительное существование производства с таким дефицитом финансовых ресурсов, если не учитывать ряда внутренних и внешних обстоятельств. Они позволяют отрасли производить крупные заимствования из внешних источников, прежде всего, для реализации экспортных проектов. Однако эти источники не безграничны, а накопленные долги самой компании ощутимо сужают возможности отрасли по наращиванию ресурсной базы и развитию производства для удовлетворения нужд внутреннего рынка. Немалую роль играют и факторы удаленности основных газодобывающих районов от центров потребления внутри России и тем более от внешних рынков. Это делает газ, добываемый в России, весьма дорогим по сравнению с другими конкурентами - Норвегией и Алжиром и снижает инвестиционные ресурсы отрасли. Таким образом, российский газовый комплекс, оставаясь наиболее благополучной отраслью национальной экономики, испытывает большие трудности дальнейшего развития, которое еще сравнительно недавно расценивалось как вполне благоприятное. На их фоне важно правильно оценить условия, гарантирующие устойчивое развитие газовой промышленности, и наметить ее перспективы в свете ожидаемых изменений на внутреннем и внешнем рынках. Состояние газовой промышленности. Россия обладает уникальными запасами природного газа (1-е место в мире) - разведанные запасы - 49,2 трлн. м3, прогнозные (вероятные) запасы - около 230-240 трлн. м3. Это позволило начать в 70-е годы массовую ориентацию российских потребителей на природный газ за счет досрочного ввода в эксплуатацию уникальных месторождений в Западной Сибири. В результате были существенно сокращены затраты на добычу и транспортировку топлива, уменьшены расходы потребителей, улучшена экологическая обстановка в городах. После аварии на Чернобыльской АЭС ориентация на потребление газа еще более усилилась. Была сформулирована концепция «газовой паузы», в том числе для компенсации временной приостановки развития атомной энергетики. Вместе с тем переход на газ привел к снижению усилий по энергосбережению, сворачиванию работ по новым технологиям сжигания твердых топлив и очистке продуктов их сгорания. Однако, создание мощной газотранспортной системы, исходящей из одного региона (Западная Сибирь), потенциально уменьшает безопасность страны. В 90-е годы наряду с нефтью укрепилось лидирующее положение природного газа как основного источника налоговых и валютных поступлений. Одновременно возник ряд факторов, которые постепенно привели к ухудшению экономического состояния газовой промышленности. Основным из них стало замораживание цен газа на внутреннем рынке после дефолта 1998 г. Это создало ненормальный диспаритет цен; газ стал стоить дешевле угля и мазута; при сохранении низких цен продолжали расти неплатежи, что ограничивало финансовые ресурсы отрасли и способствовало формированию негативного отношения к поставкам газа на внутренний рынок. Инвестиционные возможности отрасли еще более сократились. Вынужденные внешние заимствования отрасли к 2000 г. достигли более 10 млрд. долл., что стало отвлекать значительные средства из доходов отрасли на оплату долгов. Все это в значительной степени осложнило положение газовой промышленности. Правда, в результате девальвации рубля в 1998 г. и в последующие годы затраты отрасли в долларовом исчислении сократились, а рост цен на мировых рынках нефти и газа после 2000 г. привел к росту доходности. Однако экономическая ситуация отрасли остается достаточно неясной в связи с размытостью активов и непрозрачностью финансовой отчетности Кризисные явления постепенно нарастали в этой ранее наиболее благополучной отрасли. В результате недальновидной политики бывшего руководства ОАО «Газпром» газовая отрасль России вошла в сложный период своего развития, заключающийся, прежде всего, в неподготовленности ресурсной базы. С 1995 по 2000 г. из недр было извлечено почти 3,9 трлн. куб. м газа, в то время как разведанные запасы за этот же период сократились с 49,0 до 47,5 трлн. куб. м газа. Крупнейшие месторождения Западной Сибири, обеспечивающие более 90% годовой добычи, вступили в зрелую фазу эксплуатации, и добыча на них начала снижаться. Для компенсации падающей добычи необходимы интенсификация геолого-разведочных работ, которыми пренебрегали в прошлые годы, и переход к освоению новых, более трудных месторождений, расположенных в сложных по природным и геологическим условиям арктических районах Фонд эксплуатационных скважин c 1990 г. несколько увеличился, хотя средние дебиты в целом по отрасли уменьшились почти на 20%, что привело к снижению добычи и угрожает резким ускорением его темпов в недалеком будущем, если не будут приняты меры, чтобы предотвратить эти негативные явления. Объемы эксплуатационного бурения продолжают снижаться: если в 1990 г. они составили 1141 тыс. м, то в 2000 г. -183 тыс. м. Еще хуже обстоит дело с разведочным бурением, объем которого сократился с почти 500 тыс. м в 1990 г. до 50 тыс. м в 1999 г. Газопроводная система России, в 1999 г., включала 149 тыс. км магистральных газопроводов общей производительностью 750 млрд. куб. м в год, 235 компрессорных станций и 22 подземных хранилища газа с общим отбором активного газа 52,5 млрд. куб. м. На сегодняшний день срок службы четвертой части газопроводов превысил 20 лет, а большая часть газопроводов работает на пониженных давлениях, чтобы уменьшить вероятность аварий, причинами которых являются коррозия, нарушение норм и правил при строительстве и ремонте, механические повреждения и недостаточное качество труб. Более 30% газоперекачивающих агрегатов исчерпали свой проектный ресурс. В связи с нарастающей задолженностью потребителей за газ на внутреннем рынке и трудностями ее востребованности при экономических условиях, данного периода, интересы газовой промышленности постепенно сместились к экспортным поставкам, гарантирующим стабильный спрос, значительно более высокие цены и своевременную оплату. Поэтому инвестиционная политика газовой промышленности сконцентрировалась, прежде всего, на обеспечении экспортных проектов. Сегодня реализуется нескольких крупных проектов, которые должны обеспечить стабильный и возрастающий уровень добычи газа в России в течение нескольких десятилетий. Основные проекты. Стратегические задачи ОАО «Газпром» находят свое решение в последовательной реализации перспективных проектов, разрабатываемых компанией. Освоение ресурсов полуострова Ямал. Месторождения полуострова Ямал являются стратегической сырьевой базой ОАО «Газпром», способной поддержать уровень добычи на длительный период. На Ямале открыто 26 месторождений, разведанные запасы которых составляют: газа – 10,4 трлн. куб. м, конденсата – 228,3 млн. т, нефти – 291,8 млн. т. ОАО «Газпром» принадлежат лицензии на Бованенковское, Харасавэйское и Новопортовское месторождения с запасами природного газа – 5,8 трлн. куб. м, конденсата – 100 млн. т и нефти – 227 млн. т. Потенциальные объемы добычи природного газа на указанных месторождениях оцениваются в 178 млрд. куб. м в год, жидких углеводородов – от 7 до 9 млн. т в год. С целью выбора наиболее эффективных технико-экономических вариантов и принятия решения об осуществлении инвестиций для полномасштабного освоения месторождений полуострова Ямал разработано «Обоснование инвестиций в обустройство Бованенковского месторождения на полуострове Ямал и транспорт газа». В октябре 2006 года Правление ОАО «Газпром» постановило приступить к инвестиционной стадии освоения Бованенковского месторождения и строительства системы магистрального транспорта.Освоение ресурсов российского арктического шельфа. Российский арктический шельф (прежде всего Баренцево море) рассматривается ОАО «Газпром» как перспективный для поиска новых и освоения ранее открытых месторождений углеводородов. Газпром осуществляет проведение работ по подготовке к освоению таких месторождений, как Штокмановское и Приразломное. Проект разработки Штокмановского газоконденсатного месторождения имеет для «Газпрома» стратегическое значение. Это месторождение станет ресурсной базой для экспорта российского газа в Европу через строящийся газопровод Nord Stream. Разведанные запасы Штокмановского месторождения оцениваются в 3,7 трлн. куб. м газа и более чем в 31 млн. тонн газового конденсата. Извлекаемые запасы нефти Приразломного месторождения составляют 46,4 млн. т, что позволяет достичь годового уровня добычи около 6 млн. т. Штокмановский проект. Проект освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения (ШГКМ) имеет для «Газпрома» стратегическое значение. Это месторождение станет ресурсной базой для экспорта российского газа в Европу через строящийся газопровод Nord Stream, а также с использованием СПГ-технологий. При разработке Штокмановского месторождения будут использоваться современные технологии и технические решения. Для этих целей в качестве подрядчиков будут привлечены авторитетные международные компании. Важнейшим условием договоров с ними будет являться соблюдение сроков и стоимости работ. Единым заказчиком по проектированию и строительству морских объектов Штокмановского месторождения: добычного комплекса, системы трубопроводов и комплекса по производству СПГ выступит ЗАО «Севморнефтегаз» (100-процентное дочернее общество ОАО «Газпром»), которое владеет лицензией на поиск, геологическое изучение и добычу газа и газового конденсата на Штокмановском месторождении. Основные характеристики месторождения. Штокмановское газоконденсатное месторождение открыто в 1988 году. Оно расположено в центральной части Баренцева моря, на северо-востоке от г. Мурманска на расстоянии около 600 км. Глубина моря в этом районе колеблется от 320 до 340 м. Разведанные запасы ШГКМ оцениваются не менее чем в 3,7 трлн. куб. м газа и более чем в 31 млн. тонн газового конденсата. Для успешной реализации проекта разработки ШГКМ имеются все необходимые предпосылки: наличие больших запасов газа обеспечивает стабильные долгосрочные поставки; имеется возможность диверсификации поставок - параллельное ведение поставок трубопроводного и сжиженного природного газа в Европу и в США с варьированием направлений в зависимости от рыночных условий; благоприятный состав сырья позволяет минимизировать затраты по очистке и подготовке газа; низкие температуры в регионе позволяют снизить энергозатраты на сжижение газа; отсутствие транзитных стран на пути природного газа Штокмановского месторождения в Германию повышает конкурентоспособность проекта; наличие развитой инфраструктуры на Кольском полуострове создает положительные предпосылки для реализации проекта; сравнительно небольшие расстояния от сырьевой базы до рынков сбыта (восточное побережье США, Канада, Мексика) обеспечат конкурентоспособность российского СПГ; отсутствие льдов и вечной мерзлоты – благоприятный фактор для разработки ШГКМ в сравнении с другими арктическими месторождениями. Действующий проект разработки Штокмановского месторождения предусматривает ежегодный объём добычи около 70 млрд. куб. м природного газа и 0,6 млн. тонн газового конденсата. Это сопоставимо с годовой добычей газа одного из крупнейших поставщиков в Европу – Норвегии. Начальный этап реализации проекта предполагает годовой уровень добычи в 22,5 млрд. куб. м природного газа и 205 тыс. тонн газового конденсата. В сентябре 2006 года «Газпром» успешно завершил бурение разведочной скважины №7 на месторождении. Предварительный анализ результатов позволяет ожидать дальнейшего увеличения добычного потенциала Штокмановского месторождения. В 2004-2005 гг. «Газпромом» были подписаны 9 меморандумов с крупнейшими энергетическими компаниями, которые представили технико-коммерческие предложения по реализации совместных проектов разработки Штокмановского ГКМ, строительству завода по сжижению газа и поставкам СПГ на американский рынок. По результатам анализа этих предложений 16 сентября 2005 г. в список вошли: Statoil (Норвегия), Total (Франция), Chevron (США), Hydro (Норвегия), ConocoPhillips (США). В течение года «Газпром» рассматривал возможность предоставления 49% в Штокмановском проекте иностранным компаниям. Однако иностранные компании не смогли предоставить активы, соответствующие по объему и качеству запасам Штокмановского месторождения. В этой связи 9 октября 2006 года Правление ОАО «Газпром» приняло решение о самостоятельной, без привлечения иностранных партнеров, разработке месторождения «Газпромом». «Голубой поток». Газопровод Россия-Турция («Голубой поток») является уникальным газотранспортным сооружением, не имеющим аналогов в мире. В его строительстве принимали участие несколько тысяч специалистов из России, Италии и Турции. При строительстве газопровода применялись материалы и оборудование как отечественных, так и ряда западных производителей. Прежде всего, это итальянское, немецкое и японское оборудование. «Голубой поток» предназначен для поставок российского природного газа в Турцию через акваторию Черного моря, минуя третьи страны. Проект дополняет уже действующий газотранспортный коридор из России в Турцию через территорию Украины, Молдавии, Румынии и Болгарии. Поставки газа по «Голубому потоку» существенно повысят надежность поставок газа в Турцию для развития газового рынка и газовой инфраструктуры этой страны. Основным партнером «Газпрома» при строительстве «Голубого потока» выступала итальянская компания «ЭНИ», которая имеет большой опыт строительства морских газопроводов и располагает крупнейшим в мире трубоукладочным флотом. Сооружение «Голубого потока» открыло новую страницу в истории развития современных газотранспортных технологий. Многие специалисты за рубежом сомневались в самой возможности строительства газопровода на глубинах до 2 150 метров в условиях агрессивной сероводородной среды. История. 15 декабря 1997 года между Россией и Турцией было подписано межправительственное соглашение. В рамках этого соглашения «Газпром» заключил коммерческий контракт с турецкой фирмой «Боташ» на поставку 365 млрд. кубометров газа в Турцию по газопроводу «Голубой поток» в течение 25 лет. В феврале 1999 г. между «Газпромом» и итальянской компанией «ЭНИ» был подписан Меморандум о взаимопонимании по совместному участию в реализации проекта «Голубой поток». 16 ноября 1999 г. ОАО «Газпром» и «ЭНИ» зарегистрировали в Нидерландах на паритетных началах российско-итальянскую компанию специального назначения «Блю стрим пайплаин компани Б.В.». Сейчас эта компания выступает владельцем морского участка газопровода, включая КС «Береговая». Владельцем и оператором сухопутного участка газопровода является ОАО «Газпром». 23 ноября того же года «Блю стрим пайплаин компани Б.В.» подписала с компаниями «Сайпем», «Буиг офшор СА», «Катран К» и японским консорциумом в составе «Мицуи Ко ЛТД», «Сумитомо» и «Иточу» контракт на проектирование, поставку оборудования и строительство «под ключ» морского участка «Голубого потока». 20 декабря 2000 года контракт вступил в силу. 27 ноября 1999 г. был подписан Межправительственный протокол к Соглашению от 15 декабря 1997 г., предусматривавший, в частности, льготный режим налогообложения проекта «Голубой поток». 16 июня 2000 г., после ратификации парламентами России и Турции, он вступил в силу. В апреле 2001 г. были выполнены все предварительные условия для начала полномасштабного финансирования проекта. В мае того же года вступили в силу кредитные соглашения по проекту на общую сумму 1,7 млрд. долл. США и осуществлены первые платежи. В феврале 2000 г. началось строительство сухопутного участка газопровода на российской стороне. В августе 2001 года началось строительство КС «Береговая». Сентябрь 2001 г. – август 2002 г. – строительство тоннеля под хребтом Кобыла. С октября 2001 года по май 2002 года судно «Сайпем-7000» осуществило строительство глубоководной части морского участка. В июне 2002 года строительство морского участка было полностью завершено. 30 декабря 2002 года на терминале «Дурусу» в Турции был подписан протокол о сдаче в эксплуатацию пускового комплекса «Голубой поток». Это ознаменовало готовность «Голубого потока» к началу коммерческих поставок. В ноябре 2005 г. на газоизмерительной станции Дурусу в районе г. Самсун (Турция) состоялись торжественные мероприятия, посвященные реализации проекта «Голубой поток». В мероприятиях приняли участие Президент России Владимир Путин, Премьер-министр Турции Реджеп Эрдоган, Премьер-министр Италии Сильвио Берлускони, а также Председатель Правления ОАО «Газпром» Алексей Миллер, и.о. Генерального директора компании «Боташ» Рыза Чифтчи и полномочный Управляющий концерна «ЭНИ» Паоло Скарони. В ноябре 2005 года в Геленджикском районе Краснодарского края была введена в эксплуатацию первая очередь компрессорной станции «Береговая».. Общая протяженность газопровода «Голубой поток» составляет 1213 км. Газопровод условно делится на три участка: сухопутный участок на российской стороне от г. Изобильное Ставропольского края до п. Архипо-Осиповка Краснодарского края на побережье Черного моря длиной 373 км; морской участок от п. Архипо-Осиповка Краснодарского края (Россия) до терминала «Дурусу», расположенного в 60 км от г. Самсун (Турция) длиной 396 км; сухопутный участок на турецкой стороне от г. Самсун до г. Анкара длиной 444 км. Сухопутный участок на российской стороне включает в себя компрессорные станции (КС) «Ставропольская» на территории Ставропольского края и «Краснодарская» на территории Краснодарского края. Морской участок газопровода включает в себя одну из крупнейших в мире и уникальных по своим характеристикам КС «Береговую». Ее мощность – 150 мегаватт, что позволяет создать давление на выходе 250 атм. Диаметр газопровода «Голубой поток»: равнинная часть сухопутного участка – 1400 мм, горная часть сухопутного участка – 1200 мм, морской участок – 610 мм. Проектная мощность газопровода составляет 16 млрд. куб. м газа в год. В соответствии с контрактом планируемый график поставок природного газа по газопроводу «Голубой поток» составлен следующим образом: 2003 год – около 2 млрд. куб. м газа, 2004 год – 4 млрд. куб. м, 2005 год – 6 млрд. куб. м, 2006 год – 8 млрд. куб. м, 2007 год – 10 млрд. куб. м, 2008 год – 12 млрд. куб. м, 2009 год – 14 млрд. куб. м, и 2010 – 16 млрд. куб. м. Общая стоимость газопровода «Голубой поток» составляет 3,2 млрд. долл., в том числе 1,7 млрд. долл. США на строительство морского участка и КС «Береговая». Общая сумма привлеченных ОАО «Газпром» кредитов составляет 1,7 млрд. долл. США, что обеспечивает долю финансирования ОАО «Газпром» как по морской части проекта, так и частично по сухопутной части проекта. Часть финансирования морской части проекта «Голубой поток» оплачена за счет взносов спонсоров проекта ОАО «Газпром» и СНАМ С.п.А., Привлечение этих средств «Газпром» осуществлял в условиях резкого снижения инвестиционного рейтинга российских компаний. Журнал «Проджект Файненс Мэгэзин» признал в 2000 году финансовую схему по привлечению «Газпромом» средств «сделкой года». Учитывая, что более 60 км газопровода, расположенного на российском сухопутном участке, проходит по горной местности, а глубина залегания трубы на морской части достигает 2 150 м в условиях агрессивной сероводородной среды, для повышения надежности газопровода при его строительстве применялись специальные технические решения. Впервые в практике российской нефтегазовой отрасли на горном участке сухопутной части газопровода были сооружены тоннели под хребтами Кобыла и Безымянный. Общая протяженность тоннелей составила 3 260 м. В настоящее время построен пусковой комплекс газопровода «Голубой поток», введена в эксплуатацию КС «Ставропольская», первая очередь КС «Береговая». С начала эксплуатации «Голубого потока» потребителям Турции по состоянию на 1 января 2006 г. поставлено 9,6 млрд. куб. м газа. В 2004 г. по газопроводу было поставлено 3,2 млрд. куб. м, в 2005 г. – 5 млрд. куб. м газа. Контрактные обязательства по поставкам по газопроводу «Голубой поток» на 2006 год составляю т 8 млрд. куб. м. Газопровод Nord Stream. Газопровод Nord Stream — это принципиально новый маршрут экспорта российского газа в Европу. Целевыми рынками поставок по Nord Stream являются Германия, Великобритания, Нидерланды, Франция, Дания. Новый газопровод имеет большое значение для удовлетворения растущих потребностей в газе европейского рынка. В связи с этим еще в декабре 2000 года решением Европейской Комиссии проекту Nord Stream был присвоен статус «TEN» (Трансевропейские сети). На пути Nord Stream нет транзитных государств, что позволяет снизить стоимость транспортировки российского газа и исключить возможные политические риски. Nord Stream напрямую свяжет ЕСГ России с общеевропейской газовой сетью и обеспечит максимально надежное снабжение газом потребителей Западной Европы. Особое значение Nord Stream будет иметь для обеспечения бездефицитного газоснабжения Калининградской области. Для соединения Nord Stream с Единой системой газоснабжения России будет построен новый газопровод Грязовец-Выборг (917 км), который пройдет по территории Вологодской и Ленинградской областей. Ввод в строй этого газопровода позволит также обеспечить увеличивающиеся потребности в газе Санкт-Петербурга и Ленинградской области. Точкой отсчета морского участка Nord Stream (1198 км) станет береговая компрессорная станция, которая будет построена в бухте Портовая (рядом с г. Выборг Ленинградской области). По дну Балтийского моря трасса будет проложена до пункта Грайфсвальд на побережье Германии с возможным отводом в Швецию. Далее газопровод пройдет через территорию Германии и Нидерландов до пункта Бэктон в Великобритании. Строительство Nord Stream будет осуществляться с соблюдением самых строгих экологических норм и не нарушит экосистему Балтийского моря. Рабочее давление в газопроводе Nord Stream составит 210 атмосфер. Первая нитка Nord Stream будет введена в эксплуатацию в 2010 г. Ее пропускная способность — 27,5 млрд. куб. газа в год. Предусматривается строительство второй нитки газопровода и увеличение пропускной способности Nord Stream в 2 раза — до 55 млрд. куб. в год. Сырьевой базой для поставок по газопроводу Nord Stream должен стать газ из ЕСГ. Партнерами «Газпрома» в проекте Nord Stream выступают немецкие компании «BASF AG» и «E ON AG», с которыми 8 сентября 2005 г. в Берлине было подписано принципиальное соглашение о строительстве газопровода Nord Stream. В соответствии с документом партнеры создали совместное германо-российское предприятие Nord Stream AG, в капитале которого «Газпрому» принадлежит 51%, а компаниям «BASF AG» и «E ON AG» — по 24,5%. В соответствии с договоренностями по согласованию сторон возможно привлечение в проект других компаний. Проект «Алтай». Стратегия «Газпрома» как глобальной энергетической компании не может быть реализована без выхода на новые перспективные рынки. Значительный потенциал спроса на российский газ существует в странах Азиатско-Тихоокеанского региона, прежде всего – в Китае. С подписанием Протокола для газовой отрасли России обозначился целый комплекс стратегических преимуществ. Значимость «китайского вектора» тесно связана с газпромовскими программами формирования новых центров газодобычи – на полуострове Ямал, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Присутствие Китая в числе основных потребителей российского газа даёт предметное представление о перспективных объёмах, сроках и маршрутах поставок. В настоящее время доля природного газа в энергобалансе КНР непрерывно увеличивается. Сейчас она составляет 3%, к 2010 г. – возрастёт до 7%. В 2004 г. добыча собственного природного газа в Китае составила 47,5 млрд. куб. м, потребление – примерно на таком же уровне. При этом потребление стремительно растёт, значительно опережая внутреннюю добычу. По самым скромным оценкам, потребность КНР в газе уже в 2008 г. составит 97 млрд. куб. м, а в 2010 г. – от 103 до 120 млрд. куб. м. Ясно, что без импорта газа Китаю не обойтись. Российский газ – наиболее оптимальный и взаимовыгодный вариант удовлетворения возрастающих энергетических потребностей КНР, поэтому обе стороны заинтересованы в скорейшем осуществлении договоренностей, зафиксированных в Протоколе. С коммерческой точки зрения для «Газпрома» принципиально важным является то, что поставки будут осуществляться по ценам, которые формируются на основе корзины цен на нефтепродукты. Безусловно, привлекательны также и относительная близость потребителя – транспортное плечо гораздо меньше европейского – и отсутствие на пути газа стран-транзитёров. Открывая китайский рынок, «Газпром» диверсифицирует направления экспорта. Возникающие при этом обязательства перед Китаем по поставкам газа никак не отразятся на исполнении уже заключённых контрактов с другими странами-покупателями российского газа. Для этого «Газпром» обладает достаточными ресурсами газа и добычными возможностями. Российский природный газ будет поступать в КНР из Единой системы газоснабжения России по двум маршрутам – западному, из районов традиционной российской газодобычи, и восточному – с месторождений острова Сахалин. Планируемый годовой объём поставок – 68 млрд. куб. м. При этом приоритет отдается западному маршруту, рассчитанному на поставки 30 млрд. куб. м. газа в год. Это связано с близостью месторождений Западной Сибири к действующей газовой инфраструктуре, что позволит начать поставки в более короткие сроки. Для реализации поставок на первом этапе из Западной Сибири предусматривается создание новой трубопроводной транспортной системы «Алтай» в уже существующем транспортном коридоре с последующим продолжением через горы. При строительстве газопровода предполагается использовать трубу диаметром 1420 мм, современные и мощные компрессорные станции. Первый газ попадет в Китай по газопроводу «Алтай» через западный участок российско-китайской границы. «Алтай» соединит месторождения Западной Сибири с Синьцзян-Уйгурским автономным районом на западе Китая. Там он вольется в китайский трубопровод «Запад – Восток», по которому газ дойдет до Шанхая. Протяжённость магистрали – 2800 км. Восточная стратегия газовой промышленности России. Сибирь играет важную роль в энергообеспечении и в газообеспечении населения России, реализации экономических и геополитических интересов страны на международных рынках. Прогноз развития российской и международной систем энергообеспечения указывают на увеличение в ближайшие десятилетия мирового потребления углеводородов. В региональном плане наиболее быстро спрос на нефть и газ будет возрастать в странах АТР. Однако, остается лишь несколько крупных сырьевых баз углеводородов, за счет которых возможно удовлетворение потребностей. Это политически нестабильные Ближний Восток и Африка, экономически и технологически труднодоступные и геологически слабо изученные шельфы арктических морей, а также север Западной Сибири (Ямало-Ненецкий и Ханты-Мансийский автономные округа) и территория Сибирской платформы (Иркутская область, объединенный Красноярский край, Республика Саха). Существуют также возможности значительного увеличения добычи нефти и газа на шельфе дальневосточных морей. Состояние и перспективы увеличения разведанных запасов газа при наличии соответствующих инвестиций и благоприятной ситуации на внутреннем и внешнем рынках газа позволяют в 2010 г. довести добычу газа до 681 млрд. куб. м, в 2020 г. - до 890 млрд. куб. м, в 2030 г. - до 910 млрд. куб. м с последующим поддержанием на этом уровне за счет ввода месторождений, прог­нозируемых к открытию. Это позволит удовлетворить внутренние потребности страны, обеспечить увеличение поставок в Европу, сформировать новые крупные экспортные направления — Китай и другие страны АТР, а также США. Главными источниками поставок газа из России в АТР будут месторождения Западной Сибири, Восточной Сибири и Дальнего Востока. Добыча газа в Западной Сибири может быть доведена до 670 млрд. куб. м в год, в Восточной Сибири — до 120 млрд., на Дальнем Востоке — до 30 млрд. куб. м в год. Экспорт сжиженного природного газа (СПГ) с месторождений Сахалина в АТР может начаться уже в 2007 г., а к 2010 г. объем добычи и поставок СПГ в рамках проекта «Сахалин-2» может быть доведен до 9,6 млн. т, или 13,4 млрд. куб. м. Ожидает­ся, что после 2010 г. может быть реализован проект поставок сетевого газа из Ковыктинского месторождения в Китай и Корею, а после 2015 г. - начаться экспорт из других крупнейших месторождений Восточной Сибири и Республики Саха. В это же время возможно начало экспорта сетевого газа в рамках проекта «Сахалин-1». По мере роста спроса на газ, в том числе в качестве моторного топлива, в Китае будет организован экспорт газа в восточном направлении из Западной Сибири. Ежегодный объем поставок газа из Западной Сибири в Китай к 2020 г. может быть доведен до 40 млрд. куб. м, а к 2030 г. — до 60 млрд. куб. м. После удовлетворения внутренних потребностей экспорт газа из Западной и Восточной Сибири, Республики Саха и шельфа острова Сахалин в АТР к 2020 г. может быть доведен до 78 млрд. куб. м в год, к 2030 г. — до 145 млрд. куб. м в год. Важнейший проект по выходу на энергетические рынки АТР - газопровод «Алтай», предполагающий крупномасштабные поставки западносибирского газа в западные районы Китая. Поставки трубопроводного газа в Синыдзян-Уйгурский автономный район могут осуществляться уже с 2012-2015 гг. через территорию Алтайского края и Республики Алтай с подключением к транскитайскому газопроводу Запад - Восток. Значение формирования газового комплекса Восточной Сибири и Республики Саха. Многие десятилетия геологи доказывали, что Восточная Сибирь и Республика Саха (Якутия) очень богаты нефтью и особенно газом. Благодаря значительным объемам геологоразведочных работ во второй половине, но особенно в 70-е и 80-е годы, XX века стало ясно, что этот прогноз был правильным. В настоящее время в этом регионе, который ученые называют Сибирской платформой, открыты десятки нефтяных и газовых месторождений. Среди них такие уникальные и крупные, как Ковыктинское, Чаяндинское, Юрубче-но-Тохомское, Верхнечонское, Среднеботуобинское, Талаканское, Куюмбинское и многие другие. По прогнозам РАН, на этой территории имеются серьезные предпосылки для новых открытий и наращивания минерально-сырьевой базы. Правительство Российской Федерации одобрило формирование на этой базе нового крупного нефтегазодобывающе­го района. Ряд серьезных открытий сделан на северо-западе Сибирского федерального округа, в Туруханском районе Красноярского края и в Таймырском (Долгано-Ненецком) автономном округе. Создание центров газовой промышленности на востоке России позволяет решить ряд крупнейших государственных проблем. Эти комплексы будут способствовать росту валового регионального продукта (ВРП) в регионе и росту ВВП в стране. Кроме того, уникальные свойства восточносибирских газов и нефти позволят развернуть на юге Восточной Сибири крупнотоннажное, высокотехнологичное производство полимерных материалов, по использованию которых Россия значительно отстает от развитых стран мира, создать здесь центр по производству гелия мирового масштаба. Поскольку подавляющее большинство месторождений углеводородов Восточной Сибири нефтегазовые, осваивать ресурсы газа и нефти нужно в рамках единой национальной программы. Начальные геологические ресурсы гелия в регионе (около 70 млрд. куб. м при его концентрации в природном газе 0,2-0,6%) превосходят современные ресурсы и запасы в США — крупнейшем производителе и экспортере гелия в мире. Ежегодная добыча гелия в Восточной Сибири и Республике Саха может полностью обеспечить внутренние потребности страны в этом ценном сырье для ряда высокотехнологичных отраслей гражданской и военной промышленности, позволит России занять доминирующие позиции на мировом рынке гелиевого концентрата. Нередко звучат предложения быстрее начать добычу нефти и газа, а проблему этана, пропана, гелия, проблему утилизации попутного нефтяного газа решать потом. Этого допускать нельзя. Такие продукты сжигать нельзя. Точно так же России экономически невыгодно отправлять на экспорт непереработанный газ. Потенциальные потребители такого газа за рубежом немедленно создадут производства для его переработки, а мы останемся их сырьевым придатком, по-прежнему не будем создавать продукты с высокой добавленной стоимостью, будем нести экономический ущерб. Есть предложение отложить этот процесс на будущее, когда наша экономика будет к этому готова. Внешне эта идея может показаться разумной. Это не так. Наши отечественные наука и промышленность располагают технологиями и оборудованием для переработки такого газа. Откладывать освоение этих месторождений на долгие годы - значит, сдерживать развитие экономики Восточной Сибири и Дальнего Востока, снижать темпы роста ВВП, уровень и качество жизни населения, терять рынки для экспорта нашей продукции. Этого также допустить нельзя. Отдельные регионы и отдельные недропользователи предлагают такие схемы освоения природных богатств Восточной Сибири, в которых на первое место ставятся региональные или корпоративные интересы в ущерб интересам федеральным. Реализация такого подхода будет наносить ущерб не только федеральным интересам, но и самим регионам и корпорациям. Только освоение ресурсов региона как единого целого, только единая согласованная программа действий позволят создать условия для долговременного устойчивого функционирования нефтегазового комплекса Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия). Такая программа должна гармонично учитывать интересы государства, регионов и корпораций. Межведомственной рабочей группой при Минпромэнерго России разрабатывается «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 Азиатско-Тихоокеанского региона», координатором которой по распоряжению Правительства РФ назначен «Газпром». Главная цель Программы — формирование в регионе эффективной газовой промышленности и создание на этой основе условий для динамичного социально-экономического развития Восточной Сибири и Дальнего Востока, повышение жизненного уровня населения. Следует поддержать ключевые положения Программы, предусматривающие приоритетность удовлетворения спроса на газ российских потребителей, оптимизацию топливно-энергетического баланса регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока, развитие в регионе газопереработки, газохимии, гелиевой промышленности, обеспечение единого экспортного канала и выгодных для России ценовых условий при поставках газа за рубеж. Эти же положения были зафиксированы и в программе, разработанной ОАО «Газпром». Вместе с тем имеется ряд принципиальных положений, связанных с необходимостью учета интересов социально-экономического развития Восточной Сибири и Республики Саха. Предусмотренная консервация на долгосрочную перспективу полномасштабного освоения ряда уникальных и крупных месторождений (Чаяндинское, Ковыктинское), затягивание с формированием предприятий глубокой переработки и химии углеводородов, региональная ограниченность проектов газификации — все это означает фактическое «замораживание» социально-экономического развития востока России, что расходится со стратегическими ориентирами, поставленными Президентом РФ В.В. Путиным. Газ Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) оказывается «заперт» на внутреннем рынке. Целесообразно ориентировать экспорт сахалинского газа только в виде СПГ, а сетевой газ поставлять в Китай и Южную Корею из Восточной Сибири. Это стимулирует экономическое развитие обоих регионов. В проекте не предусматривается газификация сетевым газом Забайкалья — Республи­ки Бурятия и Читинской области, что негативно скажется на социально-экономическом развитии этих регионов. В проекте Программы абсолютно правильно провозглашается необходимость переработки газа и выделения из него этана, пропан-бутановой фракции, гелия. Однако начать добычу газа предусматривается в 2008 г., а развивать газохимию — только к 2020 г.. При реализации стратегии развития нефтегазового комплекса на востоке России и обосновании переговорной позиции нашей страны по экспорту углеводородов в АТР следует выполнять следующие принципиальные положения: Недопустим экспорт природного газа без полного извлечения из него на российской территории углеводородов С2-С5 и гелия; цены поставок сетевого природного газа в страны АТР должны соответствовать ценам европейского рынка либо несколько превышать их с учетом более высокой стоимости альтернативных поставок СПГ; при обосновании маршрутов транспорта газа необходим приоритет социально-экономическому развитию российских ресурсных и транзитных территорий; целесообразно прямое участие ОАО «Газпром» в развитии инфраструктуры транспортиров­ки, хранения, распределения и потребления газа на территории стран Северо-Восточной Азии: КНР, Монголии, КНДР, Республики Корея, Японии; Необходимо обеспечение политической и дипломатической поддержки участия российских компаний в создании либо приобретении объектов нефтегазообеспечения в странах — потенциальных потребителях российского сырья, продуктов нефтегазопереработки и нефтегазохимии; это позволит регулировать уровень и структуру спроса, обеспечить востребованность экспортных поставок. Таким образом, необходим единый, системно организованный национальный проект формирования восточносибирского нефтегазового комплекса на основе взаимодействия государства, регионов и бизнеса. Реализация этих суперпроектов (восточносиби­рского, западносибирского, сахалинского) позволяет стимулировать социально-экономическое развитие востока страны, обеспечить восточные регионы газом, нефтью, продуктами их переработки и химии, диверсифицировать экспортные поставки: экспортировать значительные объемы на рынки АТР и тихоокеанского побережья США. Это обеспечит экономические и геополитические интересы России, ее территориальную целостность и национальную безопасность.

Проблемы и перспективы газовой промышленности России.

Работы по освоению углеводородных ресурсов континентального шельфа весьма важны для России, поскольку состояние экономики, уровень жизни населения, развитие промышленности и науки во многом зависят от объемов добычи и экспорта, прежде всего нефти и газа. По данным российской статистики, на суше уже вовлечены в освоение 75 % открытых нефтегазовых месторождений, причем их выработанность достигает 50 %. Вновь открываемые месторождения по масштабам примерно в 5 раз меньше по сравнению с теми, что были открыты 20-30 лет назад. А вот открытые шельфовые месторождения, напротив, по своим запасам относятся к гигантским и крупным, например Штокмановское в Баренцевом море, Русановское и Ленинградское в Карском, Аркутун-Дагинское и Пильтун-Астохское на северо-востоке о. Сахалин. Шельф Российской Федерации, по сути, является одним из гарантов энергетической безопасности страны. В настоящее время более пятидесяти стран мира ведут добычу газа и нефти на морских месторождениях, годовая доля морской добычи газа составляет 32 % (более 750 млрд. м3) и нефти - 35 % (более 1 млрд. т). В последние годы был получен наибольший прирост запасов углеводородов, а также открыты крупные месторождения на шельфах Норвегии, Великобритании, Бразилии, Нигерии, Вьетнама, Анголы и в Мексиканском заливе. Также наблюдается тенденция к увеличению ассигнований на поиски и освоение глубоководных месторождений. В 2002 г. сумма капитальных вложений на бурение скважин составляла 33,5 млрд. долл. Площадь континентального шельфа России составляет 6,2 млн. км2, из которых более 4 млн. км2 перспективны на нефть и газ. Начальные извлекаемые ресурсы углеводородного сырья оцениваются в 90-100 млрд. т нефтяного эквивалента. По оценкам геологов, на шельфе северных морей сосредоточено 80 % российских запасов нефти и газа. Установлено, что средняя плотность начальных извлекаемых ресурсов составляет 20-25 тыс. т на 1 км2 площади. Ресурсы российского шельфа распределены более чем в 20 крупнейших морских и континентально-морских нефтегазоносных провинциях и бассейнах, где выявлено более 1 100 перспективных ловушек и открыто 35 месторождений нефти и газа, расположенных в акваториях Азовского, Балтийского, Баренцева, Карского, Каспийского, Печорского, Охотского и Японского морей. Рассматривая экономическую эффективность освоения шельфовых месторождений России, следует отметить, что по оценкам Министерства природных ресурсов валютная выручка от добычи нефти может составить от 98 до 128 млрд. долл., газа-107 млрд. долл. Рассматривая состояние изученности углеводородных ресурсов континентального шельфа России, следует отметить, что на данный момент раскрыта общая геологическая структура шельфа, выявлены основные нефтегазоносные бассейны, очерчены их границы. Реализация разработанной в ОАО "Газпром" программы поисково-разведочных работ позволит обеспечить за период 2006-2030 гг. значительный прирост запасов нефти и газа. Основной прирост запасов газа планируется на шельфах Карского и Баренцева морей и соответственно 79,8 и 18,7 % прироста запасов газа на шельфе арктических морей. За этот же период основной прирост запасов нефти ожидается на шельфе Печорского моря - 84 % от планируемого прироста запасов нефти на шельфе арктических морей ОАО "Газпром" участвует также в поисково-разведочных работах на шельфе Северного и Центрального Каспия. Расчетами вариантов освоения открытых месторождений нефти и газа шельфа Российской Федерации установлено, что приоритетными направлениями работ являются :Баренцево море - северо-восточный район (Штокмановское ГКМ и др.); Печорское море - юго-восточный район (Приразломное, Долгинское нефтяные месторождения и др.); Карское море - акватории Обской и Тазовской губ, шельф п-ва Ямал; шельф о. Сахалин. Освоение шельфа Баренцева моря предусматри­вает первоочередное освоение Штокмановского месторождения. Другие газоконденсатные объекты (Ледовое, Лудловское, Ферсмановское и Демидов­ское), расположенные в 130-250 км от Штокмановско­го месторождения, будут осваиваться как спутники этого месторождения ( Освоение нефтяных месторождений шельфа Печорского моря планируется осуществить путем создания трех промыслов, объекты которых концен­трируются вокруг базовых месторождений - Приразломного, Долгинского, Медынского, принимающих на себя основной объем работ по сбору, подготовке и транспорту продукции. Работы по освоению шельфа п-ва Ямал предусма­тривают создание промыслов вокруг крупных месторождений (Ленин­градского и Русановского) и максимальное использование объектов берего­вой инфраструктуры полуострова. Освоение месторождений газа на акваториях Обской и Тазовской губ (Каменномысскоеморе, Северо-Каменномысское, Обское, Чугорьяхинское и др.) предусма­тривает их обустройство совме­стно с сухопутными месторожде­ниями (Парусовое, Семаковское и др.), использование сооружений Ямбургской головной компрессор­ной станции. Таким образом, можно кон­статировать, что имеются все предпосылки для перехода к широкомасштабным работам и освоению, прежде всего самых крупных месторождений россий­ского шельфа. Полномасштабная реализация предлагаемой страте­гии позволит ОАО "Газпром" в течение 15-20 лет обеспечить годовую добычу газа на шельфе в объеме более 200 млрд. м3.

Проблемы освоения морских месторождений Еще в 1968 г. Указом Прези­диума Верховного Совета "О кон­тинентальном шельфе СССР" в Советском Союзе были устано­влены суверенные права на разведку и эксплуатацию природных богатств этих аква­торий. Однако в то время как другие государства, в первую очередь США, Норвегия и Канада, активно включились в разработку своих прибрежных районов, а министр газовой промышленности СССР С.А. Оруджев прикладывал большие усилия по развитию мор­ской нефтегазодобычи, высшее руководство страны не спешило заниматься разработкой шельфовых природных ресурсов. Сейчас, по прошествии почти четырех десятилетий, Россия, с ее уникальным углеводородным потенциалом шельфа, сильно отста­ет от развитых стран, а объемы добычи нефти на море составляют менее полпроцента от общей добычи в стране. Это связано с тем, что проекты на шельфе отли­чаются высокой капиталоемкостью. Уже на начальном этапе затраты исчисляются миллиардами долларов. Реализация таких проектов по силам только крупным компаниям или консорциумам. Например, освоение Штокмановского газоконденсатного месторождения ОАО "Газпром" связывает с привлечением норвеж­ских и американских компаний. Норвежские компании обладают большим опытом и высокими технологиями для работы в условиях шельфа северных морей, а американские компании имеют доступ к рынкам Северной Америки и стран Азиатско-Тихоокеанского региона, что будет способствовать более быстрой оку­паемости проектов. Целесообразность привлечения зарубежных нефтегазовых компаний к отечественным проектам освоения морских месторождений газа и нефти опре­деляется потребностью доступа к наиболее современным технологиям освоения, кото­рые необходимы для эффективной разработки месторождений в экстремальных природно-климатических условиях, характерных практически для всех перспек­тивных районов российского шельфа и возможностью привлечения иностранных кредитов. Эффективное освоение месторождений, расположен­ных на шельфе северных морей, возможно при актив­ном использовании подводных систем обустройства месторож­дений. В нашей стране опыт обустройства морских месторождений ограничен только строи­тельством нескольких стационар­ных платформ. Опыт применения подводных добычных комплексов отсутствует. Поэтому целе­сообразно привлечение на начальном этапе освоения отече­ственных акваторий зарубежных нефтегазовых компаний, имею­щих опыт строительства высоко­технологичных подводных добыч­ных комплексов. Совместная работа с этими компаниями позво­лит также решить целый комплекс сопутствующих вопросов: обучение российского персонала; применение наиболее современных техниче­ских средств и материалов; значительное снижение технологических и эко­номических рисков. Привлечение зарубежных кредитов под гарантии зарубежных нефтегазовых компаний позволит вос­пользоваться значительно более дешевыми кредита­ми, что может послужить финансовым рычагом, повы­шающим эффективность разработки морских месторождений. В целях повышения инвестиционной привлека­тельности шельфовых проектов рассматриваются самые разные подходы. В част­ности, снижение ставок налогов и платежей, введение налоговых "каникул" и предоставление кредитов для операторов шельфовых проектов. Эксперты дополня­ли этот перечень возможных преференций освобождением от налогов при проведении геолого-разве­дочных работ, а также распространение на эту деятельность практики освобождения от импортных пошлин при закупках оборудования. Проекты разработки шельфовых месторождений сталкиваются с мощным юридическим барьером - действующим российским законодательством в сфере недропользования, которое регулирует пре­имущественно пользование недрами на континен­тальной части России. В качестве первоочередных мер, направленных на решение задач освоения шель­фа, предлагается совершенствование законодатель­но-правовой базы. В частности, предоставление права пользования месторождениями компаниям, открывшим их за собственный счет; разработка спе­циальных налоговых норм и создание документов, регулирующих порядок участия иностранного капита­ла в проектах по освоению российского шельфа. В соответствии с законом РФ "О недрах" участки недр, с расположенными на них месторождениями, выделяются в пользование предприятий, открывших месторождения за счет собственных средств, без кон­курса или аукциона. В настоящее время законодательно регламентируются только стартовые (минимальные) значения разовых платежей. Они должны составлять не менее 10 % от регулярного налога на добычу платежа в период стабильной добычи. Окончательные вели­чины разовых платежей определяются в ходе аукциона или конкурса. Исходя из этого, для первооткрывателей правомерно ориентироваться на минимальные - стар­товые условия разовых платежей (бонусов), поскольку аукционов или конкурсов, в ходе которых они могут увеличиваться, не предусматривается. Предоставле­ние компаниям таких условий может существенно сти­мулировать развитие геолого-разведочных работ. Главной задачей совершенствования налоговых норм должно стать создание приемлемых экономиче­ских условий для ввода в освоение удаленных место­рождений в экстремальных природно-климатических условиях. Решение данного вопроса имеет принципи­альное значение. От него в значи­тельной мере зависят возможности поддержания уровней добычи в традиционных районах газодобычи и выхода в новые труднодоступные регионы, к числу которых, в первую очередь, относятся арктический и дальневосточный шельфы. Основой для совершенствования налоговых норм должна служить экономическая оцен­ка месторождений, которая синтезирует весь комплекс географических, геологических и экономических усло­вий освоения объекта. Проведение этой оценки при проектировании разработки месторождения и ее мони­торинг при эксплуатации позволят достаточно объек­тивно судить об экономической эффективности осво­ения месторождения, как с позиции инвестора, так и с позиции государства. Для реализации этого подхода необходимо выработать и законодательно утвердить нормативы эффективности инвестиций в нефтегазодо­бычу, приемлемые для обеих сторон. Опреде­ленный опыт такого компромисса интересов уже нара­ботан при подготовке соглашений о СРП, где для морских месторождений был принят приемлемый уровень внутренней нормы доходности инвестиций - около 17 %. Для стимулирования развития газодобычи уров­ни цен на газ должны не только обеспечивать эффек­тивную разработку газовых месторождений сегодня, но и создавать условия для рентабельного освоения ресурсов в будущем. Переход к разработке месторож­дений, расположенных в экстремальных природно-климатических условиях и вызывающих значитель­ный рост затрат на освоение, должен не только компенсировать затраты, но и обеспечить получение прибыли, достаточной для значительных инвестиций. В связи с этим уровень цен на газ должен предусматривать инвестиционную компоненту, которая позво­лит эффективно осваивать удаленные и труднодо­ступные месторождения. Научно-техническое обеспечение морских нефтегазовых проектов Освоение нефтегазовых ресурсов континенталь­ного шельфа основывается на результатах большого объема научных исследований как фундаментально­го, так и прикладного характера, и на использовании новых, эффективных технико-технологических реше­ний, обеспечивающих рациональное использование природных ресурсов, снижение капитальных вложе­ний, выполнение требований безопасности и охраны окружающей среды. Поэтому программа научно-тех­нических исследований должна быть ориентирована как на решение стратегических задач, связанных с освоением нефтегазовых ресурсов континентального шельфа РФ, так и на создание конкурентоспособных отечественных технических средств и технологий с учетом предполагаемых сроков их внедрения на кон­кретных объектах. Проблемами геологического изучения недр и разработки морских месторождений нефти и газа являются разработка новых и совершенствование существующих методов оценки ресурсов и запасов углеводородного сырья, создание и совершенствова­ние постоянно действующих геологических моделей месторождений и методов их построения, а также создание новых методов разработки и интенсификации добычи продукции. В области обустройства арктических месторож­дений исследования должны быть направлены на раз­работку принципиально новых схем и методов обустройства, включая эффективную систему безо­пасности для объектов, удаленных на значительное расстояние от берега. На предприятиях судостроительной отрасли строились плавучие буровые установки, верхние строения (блок-модули) стационарных платформ для добычи нефти и газа на шельфе, а также разнообраз­ные суда для их обслуживания. Советский Союз зани­мал лидирующие позиции в области проектирования и строительства атомных ледоколов, кораблей и судов на подводных крыльях и воздушной подушке, кораблей-экранопланов. В России впервые в мире нашли применение высококачественные титановые сплавы в качестве основного конструкционного мате­риала подводных лодок и подводных аппаратов, а также ряд других общепризнанных приоритетных раз­работок для кораблей и судов. В настоящее время отечественная промышлен­ность, несмотря на оптимизм судостроителей, пока не в состоянии стать полноценной опорой развития мор­ской добычи нефти и газа. Поэтому в какой-то период нам придется пользоваться импортным оборудовани­ем, танкерами и платформами.