РАСПОРЯЖЕНИЕ
от 28 августа 2003 г. № 1234-р

1. Утвердить Энергетическую стратегию России на период до 2020 года (прилагается).

2. Минэнерго России, Минэкономразвития России, Минатому России и МПР России осуществлять контроль за реализацией мероприятий, предусмотренных Энергетической стратегией России на период до 2020 года, и ежегодно, в I квартале, представлять в Правительство Российской Федерации соответствующий доклад.

3. Минэкономразвития России и Минэнерго России при подготовке плана действий Правительства Российской Федерации по реализации основных направлений социально-экономического развития Российской Федерации на соответствующий период включать в него мероприятия, предусмотренные Энергетической стратегией России на период до 2020 года.

4. Федеральным органам исполнительной власти и органам исполнительной власти субъектов Российской Федерации руководствоваться Энергетической стратегией России на период до 2020 года при разработке и реализации мер государственного регулирования в сфере топливно-энергетического комплекса, а также при разработке региональных энергетических программ.

Председатель Правительства
Российской Федерации М.Касьянов

Энергетическая стратегия России на период до 2020 года (выдержка)

полный текст стратегии в формате .DOC (Word) /1.07 Mb

* * *

VI. Перспективы развития топливно-энергетического комплекса

* * *

3. Газовая промышленность

Стратегическими целями развития газовой промышленности являются:

• стабильное, бесперебойное и экономически эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на газ;
• развитие единой системы газоснабжения и ее расширение на восток России, усиление на этой основе интеграции регионов страны;
• совершенствование организационной структуры газовой отрасли с целью повышения экономических результатов ее деятельности и формирования либерализованного рынка газа;
• обеспечение стабильных поступлений в доходную часть консолидированного бюджета и стимулирование спроса на продукцию смежных отраслей (металлургии, машиностроения и других);
• обеспечение политических интересов России в Европе и сопредельных государствах, а также в Азиатско-Тихоокеанском регионе.

Для достижения этих целей предусматривается решение следующих основных задач:

• рациональное использование разведанных запасов газа, обеспечение расширенного воспроизводства сырьевой базы отрасли;
• ресурсо- и энергосбережение, сокращение потерь и снижение затрат на всех стадиях технологического процесса при подготовке запасов, добыче и транспорте газа;
• комплексное извлечение и использование всех ценных компонентов попутного и природного газа;
• формирование и развитие новых крупных газодобывающих районов и центров в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, на полуострове Ямал и на шельфах арктических и дальневосточных морей;
• развитие газоперерабатывающей и гелиевой промышленности;
• развитие газотранспортной инфраструктуры для использования возможности освоения новых газодобывающих районов и диверсификация экспортных поставок газа.

Перспективные уровни добычи газа в России будут в основном определяться теми же факторами, что и нефти, однако большее значение будут иметь внутренние цены на газ.

Прогнозируемые объемы добычи газа в стране будут существенно различаться в зависимости от того или иного варианта социально-экономического развития России. При оптимистическом и благоприятном вариантах развития добыча газа в России может составить примерно 645 - 665 млрд. куб. м в 2010 году и возрасти до 710 - 730 млрд. куб. м к 2020 году. При умеренном варианте добыча газа прогнозируется в объеме до 635 млрд. куб. м в 2010 году и до 680 млрд. куб. м к 2020 году. При развитии событий по критическому варианту добыча газа в стране начнет сокращаться уже в ближайшее время и стабилизируется до 2010 года на уровне 555 - 560 млрд. куб. м в год. И лишь во втором десятилетии начнется рост добычи газа с достижением к 2020 году уровня первой половины 90-х годов (610 млрд. куб. м).

Конкретные объемы добычи газа будут уточняться в зависимости от экономического спроса на энергоресурсы, уровня регулируемых государством цен на газ, объемов инвестиционных ресурсов, динамики либерализации внутреннего рынка газа и темпов реформирования газовой отрасли.

Необходимо отметить, что в рассматриваемой перспективе ожидается существенный рост объемов добычи газа независимыми производителями с 73 млрд. куб. м (12 процентов) в настоящее время (2002 год) до 105 - 115 млрд. куб. м (17 процентов) в 2010 году и 140 - 150 млрд. куб. м (20 процентов) в 2020 году. При этом добыча газа открытого акционерного общества "Газпром" возрастет с 522 млрд. куб. м в 2002 году до 580 - 590 млрд. куб. м в 2020 году, или на 11 - 13 процентов.

Добыча газа будет осуществляться и развиваться как в традиционных газодобывающих районах, основным из которых является Западная Сибирь, так и в новых нефтегазовых провинциях в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, на европейском севере (включая шельф арктических морей) и полуострове Ямал.

К настоящему времени базовые месторождения Западной Сибири, обеспечивающие основную часть текущей добычи, в значительной мере уже выработаны (Медвежье на 75,6 процента, Уренгойское (сеноман) на 65,4 процента, Ямбургское (сеноман) на 54,1 процента). В 2002 году на месторождениях с падающей добычей получено свыше 80 процентов газа в России.

Основным газодобывающим районом страны на рассматриваемую перспективу остается Ямало-Ненецкий автономный округ, где сосредоточено 72 процента всех запасов России. Для поддержания добычи на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, а также принятия дополнительных мер по использованию остающегося на них низконапорного газа потребуются новые технологические решения и значительные дополнительные средства. В период до 2010 года компенсация падения добычи газа будет обеспечиваться в основном за счет освоения новых месторождений этого района и подготовленных к освоению горизонтов и площадей разрабатываемых месторождений.

Стратегическим приоритетным регионом добычи газа на долгосрочную перспективу станут полуостров Ямал, а также акватории северных морей России. Освоение месторождений этого региона требует значительных объемов инвестиций в связи с удаленностью от существующей системы магистральных газопроводов, необходимостью решения ряда сложнейших задач в области сооружения скважин и газопромысловых объектов в зоне многолетне-мерзлых грунтов, прокладки газопроводов, внедрения новых технологических решений и технологий, обеспечивающих сохранение окружающей среды в объективно сложных условиях Заполярья.

При благоприятных внешних и внутренних условиях добыча газа в Западной Сибири может составить 565 млрд. куб. м в 2010 году и 520 - 540 млрд. куб. м в 2020 году. При критическом варианте добыча газа на Ямале откладывается на более поздние годы, а общая добыча в Западной Сибири стабильно снижается в течение всего рассматриваемого периода.

Другим крупным районом газодобычи в 2010 - 2020 годах станет Восточная Сибирь. Здесь, а также в районах Дальнего Востока добыча газа будет развиваться на базе освоения Ковыктинского газоконденсатного месторождения в Иркутской области, Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения в Республике Саха (Якутия), месторождений углеводородов в Красноярском крае, а также шельфовых месторождений на Сахалине. Развитие газовой промышленности в этом регионе будет исходить из приоритетности поставок газа российским потребителям, создания максимально благоприятных условий для социально-экономического развития Восточной Сибири и Дальнего Востока, координации и оптимизации перспективных проектов освоения месторождений и транспортировки газа, повышения надежности газоснабжения страны в целом посредством расширения единой системы газоснабжения на Восток.

При благоприятных условиях ежегодная добыча газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке может увеличиться до 50 млрд. куб. м к 2010 году и до 110 млрд. куб. м к 2020 году. При умеренном и критическом вариантах добыча газа будет составлять примерно 25 - 30 млрд. куб. м в 2010 году и 55 - 95 млрд. куб. м в 2020 году.

В европейской части России добыча газа прогнозируется в объеме 40 млрд. куб. м в 2010 году и 65 - 85 млрд. куб. м в 2020 году.

Наряду с освоением крупных месторождений целесообразно вовлекать в разработку и так называемые "малые" месторождения газа, прежде всего в европейской части страны. По оценкам, только в Уральском, Поволжском и Северо-Западном регионах на этих месторождениях можно ежегодно добывать до 8 - 10 млрд. куб. м газа.

Независимые производители будут развивать и наращивать добычу газа в первую очередь на Яро-Яхинском, Юрхаровском, Таркосалинском (Западная Сибирь), Хвалынском (Северный Каспий), Ковыктинском и Чаяндинском (Восточная Сибирь и Дальний Восток) месторождениях.

Необходимость освоения новых сложных месторождений газа и формирования соответствующей инфраструктуры при ухудшении географических, геологических и природно-климатических условий добычи, а также увеличение дальности транспорта будут негативно сказываться на экономических показателях работы организаций по добыче и транспортировке газа.

Из общего количества запасов разрабатываемых месторождений более 2,6 трлн. куб. м (в том числе 1,2 трлн. куб. м по ачимовским отложениям) относятся к глубокозалегающим горизонтам. Кроме того, только по базовым месторождениям Надым-Пур-Тузовского региона на завершающей стадии разработки в продуктивных пластах останется до 15 процентов от суммарных запасов низконапорного газа, который должен стать основным сырьем и энергоносителем этого региона (для газопереработки, газохимии, местной и региональной энергетики). Из 10,3 трлн. куб. м неразрабатываемых запасов газа 1,7 трлн. куб. м приходится на не введенные в разработку месторождения сеноманских отложений, 5,8 трлн. куб. м сосредоточено на полуострове Ямал, остальные запасы в основном рассредоточены по небольшим месторождениям и глубокозалегающим горизонтам. Для вовлечения их в разработку потребуется перевооружение отрасли с привлечением значительных инвестиций.

Все это потребует резкого роста инвестиционных затрат и увеличения эксплуатационных издержек при добыче и транспортировке газа, что вызовет объективно необходимый рост цен на него.

Исходя из социальных и экономических критериев, приоритетными направлениями использования природного газа являются коммунально-бытовые потребности с соответствующим развитием газификации, государственные нужды (оборона, резервы и другие), обеспечение нетопливных нужд (производство минеральных удобрений, сырья для газохимии) и поставки газа по долгосрочным контрактам на экспорт.

Поддержка переориентации использования газа с топливных на сырьевые цели обеспечит рост производства продукции с более высокой добавленной стоимостью. Необходимы меры специальной поддержки инвестиций как в развитие газоперерабатывающих (комплексное извлечение всех добываемых углеводородных и неуглеводородных компонентов природного и попутного нефтяного газа), так и газохимических производств (включая производство минеральных удобрений). При освоении гелийсодержащих месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока потребуется развитие гелиевой промышленности и строительства ряда крупных газоперерабатывающих заводов и подземных хранилищ гелиевого концентрата в Иркутской области, Красноярском крае и Республике Саха (Якутия).

Техническая модернизация и реконструкция действующих газоперерабатывающих заводов будут направлены на повышение извлечения ценных компонентов из газа, рост экономической эффективности и экологической безопасности предприятий. В целом объем переработки газа увеличится более чем в 2 раза. В результате углубления переработки углеводородных ресурсов намечаются рост производства моторного топлива, сжиженных газов и серы, получение полиэтилена и при благоприятной конъюнктуре внешнего рынка - метанола. Также в 1,5 - 2 раза возрастет использование природного газа - метана на нетопливные нужды.

Реализация указанных направлений использования газа потребует формирования соответствующей нормативно-правовой базы.

Для подачи газа потребителям в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке и обеспечения его транзита потребуются существенное развитие в регионе газотранспортных систем и их соединение с единой системой газоснабжения.

Продолжится газификация регионов России, в том числе крупных промышленных центров южной части Западной и Восточной Сибири, Дальнего Востока. Важное место в структуре топливоснабжения села и рассредоточенных потребителей сохранит сжиженный газ, потребление которого прогнозируется увеличить в 1,2 - 1,3 раза.

В газовой промышленности с целью повышения эффективности ее функционирования предусматривается развитие научно-технического прогресса, и в частности использование прогрессивных технологий бурения, добычи, переработки и потребления газа, совершенствование газотранспортной системы, повышение энергоэффективности транспортировки газа, систем аккумулирования его запасов, а также технологий сжижения газа и его транспортировки.

Приоритетными направлениями научно-технического прогресса являются:

• разработка оборудования и современных технологических установок в блочно-комплектном исполнении для объектов добычи, транспортировки и переработки углеводородного сырья;
• разработка конструкций высоконадежных скважин для освоения, в первую очередь, сложнопостроенных месторождений полуострова Ямал и Прикаспия;
• разработка и внедрение техники и технологий капитального ремонта эксплуатационных скважин без задавки продуктивного пласта;
• создание и внедрение методов надежной ликвидации скважин с целью снижения риска возникновения экологической нагрузки на недра и окружающую среду;
• использование технологии и техники обратной закачки газа или других агентов в пласт при эксплуатации месторождений, а также переход к низкотемпературным процессам;
• создание и освоение техники и технологии для прокладки морских газопроводов на мелководье и больших глубинах, необходимых для освоения месторождений акватории Обско-Тазовской губы и полуострова Ямал;
• реализация технологии повышения эффективности создания и эксплуатации подземных хранилищ газа;
• внедрение техники и технологии сжижения природного газа и его транспортировки, включая "пик шевинг" - установку для снятия пиковых нагрузок;
• разработка в ближайшие годы техники и технологии конверсии природного газа в жидкофазные продукты (синтетическая нефть, бензин, дизельное топливо и другие);
• создание высоконадежных стойких к коррозии труб для магистральных газопроводов на базе новых трубных сталей и полимерных материалов с целью существенного продления межремонтного периода их эксплуатации.

Достижение намечаемых уровней добычи газа в стране и соответствующего развития геолого-разведочных работ и транспортной инфраструктуры (включая строительство новых магистральных трубопроводов на востоке России) требует значительного роста привлекаемых в отрасль инвестиций. При этом основным источником капитальных вложений будут собственные средства компаний, а также кредитные средства, в том числе на условиях проектного финансирования.

Расчеты показывают, что обеспечение необходимого роста инвестиций требует повышения цен на газ до 40 - 41 доллара США за 1000 куб. м к 2006 году и (прогнозно) до 59 - 64 долларов США за 1000 куб. м в 2010 году (без НДС, оплаты транспортировки газа по газораспределительным сетям и снабженческо-сбытовых услуг).

Предусматриваемая сценарными условиями социально-экономического развития страны динамика роста цен на газ в период до 2006 года несколько отстает от указанных ориентиров. При отсутствии компенсации складывающегося дефицита инвестиций в последующий период возрастет риск недостаточного развития отрасли, что может потребовать увеличения импорта газа из центрально-азиатских государств или ограничения его экспорта.

С целью надежного удовлетворения потребностей экономики страны в газе, повышения эффективности функционирования и развития газовой промышленности необходимо осуществление долгосрочной государственной политики, предусматривающей:

• совершенствование недропользования и налогообложения в целях создания условий и стимулов для наращивания добычи и разработки новых газовых месторождений, в том числе малых и средних, эксплуатации месторождений на поздних стадиях разработки и с трудноизвлекаемыми запасами газа;
• обеспечение благоприятного режима развития газовой отрасли за счет создания условий для реализации производственного и инвестиционного потенциала всех субъектов газового рынка, в том числе независимых производителей газа;
• получение максимальной выгоды от экспорта газа и сокращение возможных потерь экспортной выручки от перехода к спотовой торговле газом в Европе путем сохранения единого канала экспорта природного газа и заключения долгосрочных контрактов;
• государственную поддержку взаимовыгодных долгосрочных контрактов на импорт природного газа, позволяющих обеспечить экономию собственных ресурсов и повысить надежность обеспечения углеводородным сырьем российских потребителей, потребителей стран - участников Содружества Независимых Государств и стран дальнего зарубежья;
• совершенствование форм организации и участия государства в управлении газовой отраслью, максимальную регламентацию мер государственного регулирования и повышение их эффективности;
• формирование и развитие рынка газа на основе создания равных условий для всех производителей и потребителей газа.

Реформирование внутреннего рынка газа будет осуществляться в соответствии с законодательством Российской Федерации и носить плавный, поступательный характер. При этом предусматривается:

• поэтапное повышение цен на газ на внутреннем рынке, переход к реализации газа по рыночным ценам для обеспечения самофинансирования субъектов рынка, объективной оценки потребительских свойств газа;
• переход от регулирования оптовой цены на газ к установлению единого для всех производителей газа тарифа за его транспортировку;
• предоставление потребителям газа адаптационного периода для приспособления к меняющимся условиям функционирования рынка газа;
• защита социально чувствительных категорий потребителей от резких колебаний цен на газ;
• развитие инфраструктуры внутреннего рынка для перехода на реализацию газа по рыночным ценам;
• создание условий для развития независимых производителей газа;
• создание условий для формирования недискриминационного доступа к системе магистральных газопроводов всех участников рынка;
• в среднесрочной перспективе сохранение единой системы газоснабжения в качестве единого инфраструктурного технологического комплекса, ее развитие за счет сооружения и подключения к ней новых объектов любых форм собственности (в том числе на основе долевого участия);
• создание условий для формирования конкуренции в тех сегментах газового рынка, где это возможно и экономически целесообразно (сбыт, добыча и хранение газа в подземных хранилищах), что обеспечит в перспективе снижение издержек, повышение эффективности и качества услуг, оказываемых субъектами рынка.

Результатом государственной политики в области развития газовой отрасли должно стать максимально эффективное, надежное и сбалансированное обеспечение потребностей страны в газе на основе развития предпринимательства, либерализации рынка газа при планомерном снижении государственного регулирования вне естественно-монопольной сферы деятельности.

полный текст стратегии в формате .DOC (Word) /1.07 Mb

---

Энергетическая стратегия России на период до 2020 года

* * *

VI. ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА

* * *

6.3. Газовая промышленность

Стратегическими целями развития газовой промышленности являются:

• Стабильное, бесперебойное и экономически эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на газ;
• Развитие действующей Единой системы газоснабжения страны (ЕСТ) и её расширение на Восток России, усиление на этой основе интеграции регионов страны;
• Совершенствование организационной структуры газовой отрасли с целью повышения экономических результатов ее деятельности и формирования либерализованного рынка газа;
• Обеспечение стабильных поступлений в доходную часть государственного бюджета и стимулирование спроса на продукцию сопряженных отраслей (металлургии, машиностроения и др.);
• Обеспечение политических интересов России в Европе и сопредельных государствах, а также в Азиатско-тихоокеанском регионе.

Для достижения этих целей предусматривается решение следующих основных задач:

• Рациональное использование разведанных запасов газа, обеспечение расширенного воспроизводства сырьевой базы отрасли;
• Ресурсо- и энергосбережение, сокращение потерь и снижение затрат на всех стадиях технологического процесса при подготовке запасов, добыче и транспорте газа;
• Комплексное извлечение и использование всех ценных компонентов попутного и природного газа;
• Формирование и развитие новых крупных газодобывающих районов и центров в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, на полуострове Ямал и на шельфах арктических и Дальневосточных морей;
• Развитие газоперерабатывающей и гелиевой промышленности;
• Развитие транспортной инфраструктуры для использования возможности освоения новых газодобывающих районов и диверсификация экспортных поставок газа.

Перспективные уровни добычи газа в России будут, в основном, определяться теми же факторами, что и нефти, однако большее значение будет иметь уровень внутренних цен на газ.

Прогнозируемые объемы добычи газа в стране будут существенно различаться в зависимости от того или иного варианта социально-экономического развития России. При сочетании благоприятных внутренних и внешних условий и факторов (оптимистический и благоприятный вариант развития) добыча газа в России может составить порядка 645-665 млрд.куб.м в 2010 г. и возрасти до 710-730 млрд.куб.м к 2020 г. В условиях умеренного варианта добыча газа прогнозируется в существенно меньших объемах - до 635 млрд.куб.м в 2010 г. и до 680 млрд.куб.м к 2020 г. При развитии событий по критическому варианту добыча газа в стране начнет сокращаться уже в ближайшее время и стабилизируется до 2010 г. на уровне 555-560 млрд.куб.м в год. И лишь во втором десятилетии начнется рост добычи газа с достижением к 2020 г. уровня первой половины 90-х гг.(610 млрд.куб.м).

Конкретные объемы добычи газа будут уточняться в зависимости от экономического спроса на энергоресурсы, уровня регулируемых государством цен на газ, объемов инвестиционных ресурсов и динамики либерализации внутреннего рынка газа, и темпов реформирования газовой отрасли.

Необходимо отметить, что в рассматриваемой перспективе ожидается существенный рост объемов добычи газа независимыми производителями: с 71,5 млрд. м3 (12%) в настоящее время (2002 г.) до 115-120 млрд. м3 (18%) в 2010 г. и 170-180 млрд. м3 (25%) в 2020 г. Таким образом, прирост добычи газа обеспечат независимые производители, а добыча по ОАО "Газпром" будет оставаться стабильной на протяжении всего рассматриваемого периода.

Добыча газа в рассматриваемой перспективе будет осуществляться и развиваться как в традиционных газодобывающих районах, основным из которых является Западная Сибирь, так и в новых нефтегазовых провинциях: в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, на Европейском Севере (включая шельф арктических морей) и полуострове Ямал.

К настоящему времени базовые месторождения Западной Сибири, обеспечивающие основную часть текущей добычи, в значительной мере уже выработаны: Медвежье - на 75,6%, Уренгойское (сеноман) - на 65,4%, Ямбургское (сеноман) - на 54,1%. В 2002 г. на месторождениях, вступивших в стадию падающей добычи, получено свыше 80% газа в России.

Основным газодобывающим районом страны на рассматриваемую перспективу остается Ямало-Ненецкий автономный округ, где сосредоточено 72% всех запасов России, в частности, - Надым-Пур-Тазовский район. Для поддержания добычи на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, а также принятия дополнительных мер по использованию остающегося на них низконапорного газа потребуются новые технологические решения и значительные дополнительные средства. В период до 2008-2010 гг. компенсация падения добычи газа будет обеспечиваться, в основном, за счет освоения новых месторождений этого района и подготовленных к освоению горизонтов и площадей разрабатываемых месторождений.

Стратегическим приоритетным регионом добычи газа на долгосрочную перспективу станут полуостров Ямал, а также акватории северных морей России. Освоение месторождений этого региона требует значительных объемов инвестиций в связи с удаленностью от существующей системы магистральных газопроводов, необходимостью решения ряда сложнейших задач в области сооружения скважин и газопромысловых объектов в зоне многолетнемерзлых грунтов, прокладки газопроводов, внедрения новых технологических решений и технологий, обеспечивающих сохранение окружающей среды в объективно сложных условиях Заполярья. В этой связи необходимо создать уже в ближайшие годы исследовательский полигон на Ямале для отработки технологий освоения месторождений углеводородов в крайне сложных климатических условиях.

При благоприятных внешних и внутренних условиях добыча газа в Западной Сибири может составить 565 млрд.куб.м в 2010 г. и 520-540 млрд.куб.м в 2020 г. В рамках критического варианта добыча газа на Ямале откладывается на более поздние годы, а общая добыча в Западной Сибири стабильно снижается в течение всего периода.

Другим крупным районом газодобычи в период 2010-2020 гг. станет Восточная Сибирь. Здесь, а также в сопредельных районах Дальнего Востока добыча газа будет развиваться на базе освоения Ковыктинского газоконденсатного месторождения в Иркутской области, Чаядинского нефтегазоконденсатного месторождение в Республике Саха (Якутия), нефтегазокондесатных месторождений в Красноярском крае, а также шельфовых месторождений на Сахалине. Развитие газовой промышленности в этом регионе будет исходить из:

• приоритетности удовлетворения спроса на газ российских потребителей и создания максимально благоприятных условий для социально-экономического развития Восточной Сибири и Дальнего Востока;
• координации и оптимизации развития газовой промышленности на востоке России с целью повышения экономической эффективности перспективных проектов освоения месторождений и транспортировки газа;
• необходимости повышения надёжности газоснабжения страны посредством расширения ЕСГ на восток России.

При благоприятных условиях ежегодная добыча газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке может увеличиться до 50 млрд.куб.м к 2010 г. и до 110 млрд.куб.м к 2020 г. В условиях умеренного и критического вариантов добыча газа на востоке России будет ниже: порядка 25-30 млрд.куб.м в 2010 г. и 55-95 млрд.куб.м в 2020 г.

В Европейской части России добыча газа прогнозируется в следующих объемах: около 40 млрд.куб.м в 2010 г. и 65-85 млрд.куб.м в 2020 г.

Наряду с освоением крупных месторождений целесообразно вовлекать в разработку и, так называемые, "малые" месторождения газа, прежде всего в Европейской части страны. По имеющимся оценкам, только в трех регионах -Уральском, Поволжском и Северо-Западном на этих месторождениях можно ежегодно получать до 8-10 млрд.куб.м газа.

Независимые производители будут развивать и наращивать добычу газа в первую очередь на Яро-Яхинском, Юрхаровском, Таркосалинском (Западная Сибирь), Хвалынском (Северный Каспий), Ковыктинском и Чаяндинском (Восточная Сибирь и Дальний Восток) месторождениях.

Необходимость освоения новых сложных месторождений газа и формирования соответствующей инфраструктуры при ухудшении географических, геологических и природно-климатических условий добычи, а также увеличение дальности транспорта будет негативно сказываться на экономике добычи и транспорта газа.

Из общего количества запасов разрабатываемых месторождений более 2,6 трлн.куб.м (в том числе 1,2 трлн.куб.м по ачимовским отложениям) относятся к глубокозалегающим горизонтам. Кроме того, только по базовым месторождениям Надым-Пур-Тазовского региона на завершающей стадии разработки в продуктивных пластах останется до 15% от суммарных запасов низконапорного газа, который должен стать основным сырьём и энергоносителем этого региона (для газопереработки, газохимии, местной и региональной энергетики). Из 10,3 трлн.куб.м неразрабатываемых запасов газа 1,7 трлн.куб.м приходится на не введенные в разработку залежи и месторождения сеноманских отложений, 5,8 трлн.куб.м сосредоточено на полуострове Ямал, остальные запасы в основном рассредоточены по небольшим месторождениям-спутникам и глубокозалегающим горизонтам. Для вовлечения их в разработку потребуется существенное перевооружение отрасли с привлечением значительных инвестиций.

Все это потребует резкого роста инвестиционных затрат и увеличения эксплуатационных издержек в добыче и транспорте газа, что вызовет объективно необходимый рост цен на него.

Исходя из социальных и экономических критериев, приоритетными направлениями использования природного газа являются коммунально-бытовые потребности (отопление, горячее водоснабжение, пищеприготовление) с соответствующим развитием газификации, госнужды (оборона, резервы и др.), обеспечение нетопливных нужд (производство минеральных удобрений, сырья для газохимии и пр.) и поставок газа по долгосрочным контрактам на экспорт.

Поддержка переориентации использования газа с топливных на сырьевые цели обеспечит рост производства продукции с более высокой добавленной стоимостью. Необходимы меры специальной поддержки инвестиций как в развитие газоперерабатывающих (комплексное извлечение всех добываемых углеводородных и неуглеводородных компонентов природного и попутного нефтяного газа), так и газохимических производств (включая производство минеральных удобрений). Освоение гелийсодержащих месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока потребует развития гелиевой промышленности и строительства ряда крупных ГПЗ и подземных хранилищ гелиевого концентрата в Иркутской области, Красноярском крае и Республике Саха (Якутия).

Техническое перевооружение и реконструкция действующих газоперерабатывающих заводов будут направлены на повышение извлечения ценных компонентов из газа, рост экономической эффективности и экологической безопасности предприятий. В целом объем переработки газа увеличится более чем в 2 раза. В результате проводимой политики углубления переработки углеводородных ресурсов намечается рост производства моторного топлива, сжиженных газов и серы, получение полиэтилена и при благоприятной конъюнктуре внешнего рынка - метанола. Также в 1,5-2 раза возрастет использование природного газа-метана на нетопливные нужды.

Реализация указанных направлений структурного совершенствования использования газа потребует формирования соответствующих государственных нормативно-правовых механизмов.

Для подачи газа потребителям и обеспечения транзита потребуется существенное развитие газотранспортных систем в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, их соединения с ЕСГ России.

Продолжится газификация регионов России, в том числе крупных промышленных центров южной части Западной и Восточной Сибири, Дальнего Востока. Важное место в структуре топливоснабжения села и рассредоточенных потребителей сохранит сжиженный газ, потребление которого прогнозируется увеличить в 1,2-1,3 раза.

В газовой промышленности с целью повышения эффективности ее функционирования предусматривается осуществление крупных мер научно-технического прогресса, связанных с использованием прогрессивных технологий бурения, добычи, переработки и потребления газа, совершенствованием газотранспортной системы, повышением энергоэффективности транспорта газа, размеров, систем аккумулирования его запасов, а также технологий сжижения газа и его транспортировки.

Приоритетными направлениями НТП являются:

• разработка оборудования и современных технологических установок в блочно-комплектном исполнении для конкретных объектов добычи, транспортировки и переработки углеводородного сырья;
• разработка конструкций скважин, предусматривающих демпфирование колоннами осевых нагрузок при различных дебитах добываемой продукции с целью создания высоконадежных скважин для освоения, в первую очередь, сложнопостроенных месторождений полуострова Ямал и Прикаспия;
• разработка и внедрение техники и технологий капитального ремонта эксплуатационных скважин без задавки продуктивного пласта;
• создание и внедрение методов надежной ликвидации скважин с целью снижения риска возникновения экологической нагрузки на недра и окружающую среду;
• использование технологии и техники обратной закачки газа или других агентов в пласт при эксплуатации месторождений, а также переход к низкотемпературным процессам, что позволит повысить компонентоотдачу недр;
• создание и освоение техники и технологии для прокладки морских газопроводов на мелководье и больших глубинах, необходимых для освоения месторождений акватории Обско-Тазовской губы и полуострова Ямал;
• реализация технологии повышения эффективности создания и эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ);
• внедрение техники и технологии сжижения природного газа (СПГ) и его транспортировки, включая "пик шевинг" - установки для снятия пиковых нагрузок;
• разработка в ближайшие годы российских вариантов техники и технологии конверсии природного газа в жидкофазные продукты (синтетическая нефть, бензин, дизельное топливо и др.);
• создание высоконадежных коррозионно-стойких труб для магистральных газопроводов на базе новых трубных сталей и полимерных материалов с целью существенного продления межремонтного периода их эксплуатации.

Достижение намечаемых уровней добычи газа в стране и соответствующего развития геологоразведочных работ и транспортной инфраструктуры (включая строительство новых магистральных трубопроводов на Востоке России) требует значительного роста инвестиций в отрасли. При этом основным источником капитальных вложений в течение всего рассматриваемого периода будут собственные средства компаний, а также кредитные средства, в том числе на условиях проектного финансирования.

Расчеты показывают, что обеспечение необходимого роста инвестиций требует повышения цен на газ до 40-41 долл. за куб.м к 2006 г. и до 59-64 долл. за куб.м в 2010 г. (без НДС, оплаты транспортировки газа по газораспределительным сетям и снабженческо-сбытовых услуг).

Предусматриваемая сценарными условиями социально-экономического развития страны динамика роста цен на газ в период до 2006 г. несколько отстает от указанных ориентиров. При отсутствии компенсации складывающегося дефицита инвестиций в последующем периоде возрастут риски недостижения намеченных параметров развития отрасли, что может потребовать увеличения импорта газа из Центральноазиатских государств или ограничения его экспорта.

С целью надежного удовлетворения потребностей экономики страны в газе, повышения эффективности функционирования и развития газовой промышленности, необходимо осуществление долгосрочной государственной политики, предусматривающей:

• совершенствование систем недропользования и налогообложения в целях создания условий и стимулов для наращивания добычи, разработки новых газовых месторождений, в том числе малых и средних, а также с более низкими продуктивными характеристиками, эксплуатации месторождений на поздних стадиях разработки и с трудноизвлекаемыми запасами газа;
• обеспечение благоприятного режима развития газовой отрасли за счет создания условий для реализации производственного и инвестиционного потенциала всех субъектов газового рынка, в том числе независимых производителей газа;
• максимизацию выгод национальной экономики от экспорта газа и сокращение возможных потерь экспортной выручки от перехода к енотовой торговле газом в Европе путем сохранения единого канала экспорта природного газа и долгосрочных контрактов;
• государственную поддержку взаимовыгодных долгосрочных контрактов на импорт природного газа, позволяющих обеспечить экономию собственных ресурсов и повысить надежность обеспечения углеводородным сырьем российских потребителей, потребителей стран СНГ и стран дальнего зарубежья;
• совершенствование форм организации и степени участия государства в управлении газовой отраслью, максимальную регламентацию мер государственного регулирования и повышение их эффективности;
• формирование и развитие рынка газа на основе создания равных условий для всех производителей и потребителей газа.

Формирование внутреннего рынка газа не предполагает одномоментного изменения сегодняшнего состояния: его реформирование будет носить плавный, поступательный характер и осуществляться в несколько этапов в соответствии с законодательством. При этом предусматривается:

• поэтапное повышение цен на газ на внутрироссийском рынке, переход к реализации газа по рыночным ценам для обеспечения самофинансирования основных субъектов рынка, объективной оценки потребительских свойств газа;
• переход от регулирования оптовой цены на газ к установлению единого для всех производителей газа тарифа за его транспортировку;
• предоставление потребителям газа адаптационного периода для приспособления к меняющимся условиям функционирования рынка газа;
• защита социально чувствительных категорий потребителей от резких колебаний цен на газ;
• развитие инфраструктуры внутреннего рынка для перехода на реализацию газа по рыночным ценам;
• поддержка формирования и развития независимых производителей газа;
• создание условий для формирования равного доступа к системе магистральных газопроводов всех участников рынка;
• сохранение ЕСГ в качестве единого технологического комплекса, ее развитие за счет сооружения и подключения к ней новых объектов любых форм собственности (в том числе на основе долевого участия);
• создание условий для формирования конкуренции в тех сегментах газового рынка, где это возможно и экономически целесообразно, что обеспечит в перспективе снижение издержек, повышение эффективности и качества услуг субъектов рынка.

Результатом государственной политики развития газовой отрасли должно стать максимально эффективное, надежное и сбалансированное обеспечение потребностей страны в газе на основе развития предпринимательства, либерализации рынка газа, при планомерном снижении государственного регулирования вне естественно монопольной сферы деятельности.