Реферат: Особенности развития и размещения газовой промышленности России

МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РФ

РОСТОВСКАЯГОСУДАРСТВЕННАЯ ЭКОНОМИЧЕСКАЯ АКАДЕМИЯ

Институт национальной имировой экономикиКафедра экономики и природопользованияК У Р С О В А Я   Р А Б О Т А

 

На тему:

 " Особенностиразвития и размещения газовой промышленности России".

                           Выполнил:    студентка 2 курса                                         

                                        Гр.122

                                        Минакова В.В.

 

                           Проверил:    к.э.н. Житников В.Г.

 

                           

 

Ростов-на-Дону, 1998

 

Содержание.

Введение… 3

1   Российскаягазовая промышленность -  полвека развития. 5

2   Размещениегазовой промышленности… 15

3   Проблемырегулирования газовой промышленности России и мировой опыт… 20

4   Проблемыи перспективы развития… 32

Заключение… 39

Приложение… 42

Список использованной литературы… 44

Введение.

Промышленная политика государства гиперсфокусирована на отрасляхтопливно-энергетического комплекса, поскольку они выдерживают жесткуюконкуренцию на мировом рынке и являются одним из основных источниковформирования доходов федерального бюджета.

С начала 1997 г. происходит структурная перестрой­ка газовой отрасли.Цели этой перестройки: создание конкурирующихрегиональных газовых рынков, увели­чение финансовой выручки за отпускаемый газ,сокра­щение издержек производства, ориентация на собствен­ные источникифинансирования, а также улучшение расче­тов с бюджетами всех уровней.

Природный газ — ценнейший вид экологически чистоготоплива, теп­ловой коэффициент которого составляет 1,22. Добыча природного газаобходится значительно дешевле добычи нефти и угля. Примене­ние природного газаспособствует повышению эффективности об­щественного производства. Газоваяпромышленность обеспечивает производство синтетических материалов ценным иэкономически выгодным сырьем, свыше 90% азотных удобрений в странах СНГ по­лучаютна базе использования природного газа. Газ необходим в элек­троэнергетике,металлургической, цементной, стекольной, сахарной и других отрасляхпромышленности. В России с использованием при­родного газа производится 93%чугуна, 59% мартеновской стали, 49% проката черных металлов, 100% огнеупоров,89% листового стекла и 45% сборного железобетона. Удельный вес природного газав по­треблении топливно-энергетических ресурсов электростанциями дости гает 61%.

Широкое применение он нашел в коммунально-бытовом хозяйстве, в последниегоды газ стал использоваться в автомобильном транс­порте, что снижает выбросыоксидов углерода, азота и других вред­ных веществ на 65-90% по сравнению савтомобилями, работающи­ми на бензине. Газом обеспечиваются свыше 2 тыс.городов, 3,5 тыс. поселков городского типа, более 190 тыс.сельских населенныхпунк­тов. Доля газа в топливном балансе России составляет 50%. В нача­леразвития газовой промышленности разведанные ресурсы природ­ного газа оказалисьсконцентрированными на Северном Кавказе, Ук­раине и в Поволжье. В настоящеевремя они сосредоточены в Запад­ной Сибири, государствах Средней Азии и вКазахстане.

На долю стран СНГ приходится около 50% мировых запасов при­родного газа,которые оцениваются в 200 трлн.м2 Разведанныере­сурсы топлива составляют 50 трлн.м2 или 1/4потенциальных запа­сов, из них на Сибирь и Дальний Восток — 75-80%, на страныСред­ней Азии и Казахстан — 10%, на европейскую часть СНГ 10-15%. Об­щие запасыгаза в России достигают 160 трлн.м2.

Ориентация на развитие нефтегазового комплекса и энергосистемы РФ как на«локомотив» экономики при­вела к тому, что под чрезмерным прессом оказалисьдоходы (фактически — инвестиционные возможности) предприятий этих комплексов. В настоящее время,  разрабатываются программыразвития промышленности, в т.ч. и газовой, в условиях кризиса. В этой связи,особый интерес представляет вопрос развития, размещения газовой промышленностиРоссии, проблемы и возможности решения их с учетом мирового опыта.

1  Российская газоваяпромышленность -  полвека развития.

В 1996 г. газовой промышленности России исполнилось 50 лет.  Сейчас, в услови­ях кризиса, отрасль демонстрирует гибкость и умениенаходить зоны стабильности и ниши роста. Какие же факторы сделали возможнымтакое положение, какова роль газовой промышленности в экономике страны и шире — в мировом хозяйстве сегодня и в перспективе?

Газовая промышленность не является чисто монопродуктовой от­раслью.Наряду с поставками по магистральным трубопроводам природ­ного газа (метан снебольшими добавками высших углеводородов) производятся нефть, конденсат, сера,сжиженные газы, машинострои­тельная и сельскохозяйственная продукция и т.п.Однако основу от­расли, обеспечивающую ее конкурентные преимущества, составляетЕдиная система газоснабжения (ЕСГ), которая объединяет добычу и транспортприродного газа в единую технологическую, техническую и экономическую систему врамках России, связанную с газоснабжаю­щими системами центральноазиатских изакавказских республик СНГ и имеющую свое продолжение в системах поставкироссийского газа в три европейские страны СНГ и двадцать других государствЕвропы.[1]

За последние полвека система газоснабжения прошла несколько фаз развития.В бывшем СССР она представляла собой общесоюзный народнохозяйственный комплекс.Поскольку и после распада СССР это накладывает заметный отпечаток нафункционирование ЕСГ России, целесообразно рассмотреть основные этапы еестановления.

Первый этап, охватывающий 40-е — начало 60-х годов, связан с освоениемотдельных групп саратовских, краснодарских, ставрополь­ских, восточноукраинских(район Шебелинки), западноукраинских (район Дашавы-Львова) и ряда другихгазовых месторождений, а также попутного газа нефтяных месторождений (районыПоволжья и Закавказья). Это относительно небольшие по объему и расположен­ныенедалеко от возможных потребителей источники газа. В каждом случае проектировался и сооружался отдельныйгазопровод (группа газопроводов), связывающий с потребителями газа — газопроводы Саратов-Москва, Дашава-Минск, Дашава-Киев-Брянск-Москва, СеверныйКавказ-Центр (начиная с газопровода Ставрополь- Моск­ва),Шебелинка-Курск-Смоленск-Брянск, Шебелинка-Полтава-Киев,Шебелинка-Днепропетровск-Одесса и пр.

Эти газопроводы диаметром до 820 мм (впоследствии — 1020 мм), годовойпроизводительностью до 5-8 млрд. куб. м, протяженностью до 700-1000 кмфункционировали, как правило, независимо друг от друга. Такому состояниюсистемы газоснабжения соответствовали планирова­ние, проектирование иуправление отдельными газопроводами. Уровень добычи и потребления газа к 1960г. достиг 45 млрд. куб. м, что состав­ляло около 8% общего объема добычи и потребления топлива в стране.

На втором этапе, в 60-е годы, стали вводиться в разработку крупныегазоносные районы — прежде всего резко увеличилось ис­пользование ресурсовСредней Азии, затем Республики Коми. Однако из-за значительной удаленности этихисточников от основной части потенциальных потребителей,расположенных на Урале, в централь­ном и западных районах Европейской частистраны, потребовалось сооружение первых сверхдальних газопроводов Бухара-Урал,Сред­няя Азия-Центр, Вуктыл-Торжок. В них уже использовались тру­бы большегодиаметра (1020-1220 мм) и соответственно большей производительности (10-15млрд. куб. м в год, а в газопроводе Сред­няя Азия-Центр — до 25 млрд. куб. м вгод). Для обеспечения на­дежности функционирования газопроводов потребовалосьстроитель­ство многониточных систем, а возросшие объемы передачи газа со­здалидля этого объективные предпосылки. Главным последствием усложнения схемыгазопроводов стало взаимопересечение систем в районе Москвы и на Украине. Такимобразом, появилась возмож­ность для взаимодействия газопроводных систем иперераспределе­ния потоков по ним, то есть для формирования Единой системыгазоснабжения страны. Концентрация мощностей как в добыче, так и притранспортировке газа, прогресс строительной индустрии, на­сущные потребностинародного хозяйства способствовали ускоре­нию развития газовой промышленности — среднегодовая добыча газа в 60-е годы возросла с 45 млрд. до 200 млрд. куб. м,а его доля в топливном балансе страны — до 18-19%.[2]

К началу 70-х годов открытия геологов показали, что в Запад­ной Сибири,прежде всего в Надым-Пур-Тазовском районе, сосредо­точены уникальные запасыгаза. Были также существенно увеличены разведанные запасы газа в Средней Азии ив районе Оренбурга, что создало надежную базу для резкого увеличенияобъемов его исполь­зования в народном хозяйстве. Наступил этап форсированногораз­вития газовой промышленности и Единой системы газоснабжения,характеризующийся следующими важными чертами: созданием даль­них и сверхдальнихмагистральных газопроводов, поскольку вводи­мые в разработку месторождениянаходились, как правило, на значи­тельном (до 2500-3000 км) расстоянии отосновных районов потреб­ления; переходом к индустриальной технологии иорганизации строительства, использованию наиболее прогрессивных технических ре­шений- применению труб диаметром 1420 мм на рабочее давление 7,5 МПа и единичнойпроизводительностью свыше 30 млрд. куб. м в год; резким усложнением структуры ЕСГ;наличием многочисленных связей различных газотранспортных систем; расширениемвозможно­стей маневрирования потоками газа. К концу 80-х годов ЕСГ СССРприобрела современный облик, став крупнейшей в мире газоснабжа­ющей системой,обеспечивая свыше 40% потребности СССР в топли­ве, значительную долюпотребления топлива в странах Восточной Европы и многих западноевропейскихгосударствах.[3]

Во второй половине 80-х годов Единая система газоснабжения подошла кновому зрелому этапу своего развития. Масштабы газо­снабжения и роль ЕСГоказались настолько важными, что от эффек­тивного и устойчивого еефункционирования стала зависеть нормаль­ная работа многих крупных потребителей,целых отраслей и регио­нов. Плановая экономика ориентировала газовуюпромышленность на предельно высокие темпы валового роста по принципу«любыми средствами». Но одновременно с позиций потребителяглавными ста­новились качественные показатели газоснабжения — надежность по­ставок,реакция на изменения условий работы, компенсация «возму­щений» в ТЭКстраны и за ее пределами. Это вело к усложнению режимов функционирования иповышению роли регулирования и ре­зервирования газоснабжения.

Зрелость системы проявилась и в том, что в результате перехода рядаместорождений и целых газодобывающих районов в стадию пада­ющей добычи на фонебурного роста новых районов и строительства новых крупных газотранспортныхмагистралей возникла потребность в изменении функций и роли существующихмощностей. Реализация этого потенциала с целью минимизации суммарных затратповышала значение системного моделирования развития и реконструкции ЕСГ,которое, для того чтобы быть эффективным методом принятия реше­ний, должнокомплексно учитывать все основные факторы ее работы.

Важным средством обеспечения новых функций ЕСГ стала под­системарегулирования и резервирования газоснабжения, опирающаяся на крупные хранилищаприродного газа. Развитие этой подсистемы, берущее начало с 60-х годов,длительное время отставало от темпов роста газоснабжения. Так, для нормальнойработы в сезонном разре­зе при круглогодичном газоснабжении необходимы запасы вобъеме 10-11% годового потребления (с учетомэкспорта). Реально были достигнуты уровни 0,5% в 1965 г., 2-в1970 г., 3,1-в 1975 г., 4,6 -в 1980 г., 5,3% - в 1985 г. В подобныхусловиях компенсация нерав­номерности во многом обеспечивалась за счет большихобъемов бу­ферного регулирования на электростанциях. Однако в 80-е годы рез­коеувеличение доли газа в топливопотреблении электростанций и быстроесокращение ресурсов мазута снизили возможности буферно­го регулирования. В теже годы были приняты меры по ускорению развития системы подземных хранилищгаза, что позволило довести объем хранения до 10,6% годового потребления, тоесть впервые вый­ти на уровень сезонных запасов.

В конце 80-х годов кризисные явления в экономике затронули газовуюпромышленность. Это было связано с нехваткой инвестиций (в то времяцентрализованных), первыми признаками нестабильности спроса, проявившимися врезком снижении его темпов. Тем не менее большая инерционность процессов инакопленный ранее потенциал раз­вития способствовали процветанию отрасли впериод 1985-1990 гг.[4]

Суммарные инвестиции в газовую промышленности достигали в середине 80-хгодов 10-11 млрд. руб. в год, а основные фонды были оценены на начало 1991 г. лишьв 65 млрд. руб. Правда, прямой пересчет этих величин в современные значения илив долларовый эквивалент весьма затруднителен хотя бы потому, что весомая частьинвестиций осуществлялась за счет импорта прежде всего труб боль­шого диаметра,а их учет внутри страны проводился с применением искусственных переводныхкоэффициентов, индивидуальных для различных групп товаров и оборудования. Так,для труб диаметром 1420 мм на рабочее давление 7,5 МПа, составлявших основнойтипораз­мер на сооружавшихся во второй половине 70-х и в 80-е годы сверх­мощныхи сверхдальних магистральных газопроводах, импортные трубы условноприравнивались по своей стоимости к трубам Харцызского трубного завода(Донецкая область, Украина). Цены послед­них были определены в 260 руб. за 1 тв 1984 г. и 350 руб. в 1991 г. при том, что цена импортируемых труб на мировомрынке колебалась в диапазоне 500-700 долл. за 1 т. Следовательно, имела местоявная недооценка объема инвестиций и тем самым стоимости фондов.

Можно говорить о величине не менее 100млрд. долл. Действительно, только 17 магистральных газо­проводов из ЗападнойСибири в центр России и другие страны протя­женностью в среднем не менее 2500км каждый (с учетом сложности их прокладки в северных условиях) стоят 70-80млрд. долл. Амортизация этих фондов ненамного снижает общие значения, посколькуинвестиции преимущественно были осуществлены всего 6-12 лет назад.

Таким образом, на интенсивное развитие ЕСГ были направлены огромные полюбым оценкам средства. По-видимому, программа со­здания системы газоснабжениястала наиболее капиталоемкой из всех реализованных в гражданском сектореэкономики. Здесь надо отме­тить, что в принципе газовая промышленность вполнеприспособлена к «государственному» режиму, в котором она находилась впериод интенсивного роста, вследствие относительной простоты технологи­ческихпроцессов, потребности в масштабных и концентрированных капиталовложениях инеобходимости гарантий рисков (в том числе политических), связанных с этимивложениями. Конечно, неизбеж­ны и отрицательные моменты функционированияотрасли под эгидой государства, но они носят более тонкий характер.

Итак, к началу 90-х годов газотранспортная система ЕСГ была в основномзавершена. В пределах России она позволяла транспорти­ровать свыше 600 млрд.куб. м природного газа в год, являясь круп­нейшей такого рода системой в мире.[5]

Другой главный компонент ЕСГ — ресурсыприродного газа, слу­жащие сырьевой базой газоснабжения. Сейчас разведанныезапасы превышают 49 трлн. куб. м, апотенциальные ресурсы — 200 трлн. куб. м. При этом свыше 85% запасов приходится на Западную Си­бирь. В то же время слабо исследованыперспективные районы Вос­точной Сибири и Дальнего Востока, шельфы морей.Открываются также значительные и пока трудно поддающиеся количественной оцен­кеперспективы, связанные с нетрадиционными источниками газа, в том числе плотнымиколлекторами и газогидратными залежами.

В начале 90-х годов наиболее важным было то, что добыча газа базироваласьна разработке уникальных Уренгойского, Ямбургского и Медвежьего месторождений,из которых только последнее прибли­зилось к стадии падающей добычи. Этообеспечивало необходимый запас прочности для системы в целом.[6]

В 1990-1991 гг., в период резкой политико-экономической неста­бильности,был практически приостановлен процесс развития ЕСГ и начался серьезный кризис вгазовой промышленности, выразившийся в:

— неопределенности организационных форм существования от­расли,«суверенизации» частей ЕСГ, находившихся на территории отдельныхсоюзных республик;

— прекращении централизованного инвестирования, составляв­шего основуфинансирования отрасли, а затем вследствие высокой инфляции-в обесцениванииимевшихся в отрасли внутренних средств;

— разрыве связей с поставщиками оборудования из стран СНГ, неплатежах запоставляемый внутри и вне России газ, неурегулиро­ванности вопросов транзита ит.д.

В создавшейся ситуации несомненным достижением является консолидацияосновного ядра газовой промышленности России в со­ставе РАО«Газпром». Важной предпосылкой этого стало наличие целостнойструктуры ЕСГ России, что, с одной стороны, было обус­ловлено системнымподходом к планированию ее развития, а с дру­гой — объективно присущим даннойсистеме фактором единства.

Основное отличие газоснабжения от нефтеснабжения заключа­ется в том, чтотранспортируемый природный газ — продукт, вполне готовый для использования икак сырье, и как топливо, причем до­водимое без каких-либо изменений до самыхмелких, исчисляемых миллионами потребителей. Транспортируемая же нефть требуетпе­реработки, то есть предназначена для ограниченного числа крупныхспециализированных предприятий. Природный газ разных месторож­дений — значительно более однородный по своим характеристикам продукт, чем нефть: приусловии доведения до стандартов транспор­тировки он легко смешивается вгазоснабжающей системе и далее поступает в «обезличенной» форме.

Стоимость транспортировки нефти и газа также неодинакова. При расстоянии1600 км в расчете на 1 млн. БТЕ в среднем она составляет 2 долл. для сухопутныхи 1 долл. для морских газопроводов по сравнению с примерно 0,3 долл. длянефтепроводов и 0,1 долл. для танкеров (Британская тепловая единица — неметрическая единица, равная 1055,06Дж. и применяемая в США и Великобритании).Учитывая, что средняя дальность транспортировки газа в ЕСГ России превышает2500 км, это с экономической точки зрения затрудняет его доставку потребителямвне существующей ЕСГ.

2  Размещение газовойпромышленности.

Такимобразом, обобщая  вышесказанное, можно выделить основные районы размещениягазовой промышленности.

В Западно-Сибирском районе основными газовыми промыслами являютсяУренгойский и Ямбургский, которые дают ежегодно по 200 млрд.м2 топлива, Березовский, Вынгапуровский и другие. Добыча при­родного газаведется в сложных природно-климатических условиях севера Тюменской области, гдеслабо развита производственная ин­фраструктура, в том числе отсутствуютдорожная сеть, строительная база и т.д.[7]

К четырем магистралям Сибирь-Центр, действовав­шим к 1980 г, введены вэксплуатацию шесть газопроводов диамет­ром 1420 мм: Уренгой-Москва,Уренгой-Грязовец (Вологодская обл.), Уренгой-Елец (Липецкая обл.),Уренгой-Петровск (Саратовская обл.), Уренгой-Новопсков (Луганская обл.) иУренгой-Помары-Ужгород. От Ямбургского месторождения в конце 80-х годовпостроено шесть новых мощных газопроводов в центральные районы европейской ча­стии до западной границы СНГ: Ямбург-Москва, Ямбург-Елец, Ямбург-западная граница(«Прогресс») и другие.[8]

Западносибирский газ поступает на предприятия промышленных центров Уралапо газопроводам Игрим-Серов-Нижний Тагил, Медвежье-Надым-Пунга-Пермь.

Второй по значению район газовой промышленности в России — Уральский. На его территории разрабатываетсяОренбургское газо-конденсатное месторождение, содержащее помимо метана смесьаро­матических углеводородов, сероводород и гелий. Преимуществом этогоместорождения по сравнению с западносибирскими и средне­азиатскими являетсяразмещение его вблизи важных промышленных центров России и стран СНГ. Однаконаличие попутных компонентов в газе требует предварительной его очистки иихугилизации. На этом месторождении построен крупный Оренбургскийгазохимический ком­плекс мощностью 45 млрд.м2 газа в год. Он производит газ, серу, конденсат и другие вещества. А в1978 г. завершено строительство крупного международного газопроводаОренбург-западная граница СНГ, по которому на экспорт ежегодно поступало 16млрд.м2 газа. Кроме того, в Уральском районеприродный попутный газ добывает­ся на месторождениях Башкортостана и Пермскойобласти. В 1996 г. регион добыл 33 млрд.м2[9]

Крупным районом развития газодобывающей промышленности Рос­сии становитсяРеспублика Коми и северо-восточная часть Архангельской области, гдеформируется Тимано-Печорский ТПК. При­родный газ добывается на Вуктыльском,Войвожском, Василковском, Джебольском и других месторождениях.«Голубое» топливо поступа­ет потребителям по газопроводу «СияниеСевера»: Ухта-Тверь-Торжок-Ивацевичи(Беларусь). Добыча природного газа вСеверном эко­номическом районе уменьшилась с 18 млрд.м2 в 1985 г. до 4 млрд.м2 в 1996 г., то есть в 4,5 раза.

В ближайшие годы акционерным обществом «Росшельф» начнетсяосвоение одного из крупнейших в мире Штокмановского газоконденсатногоместорождения, находящегося на шельфе России в Баренцевом море. Геологическиезапасы месторождения оцениваются в 3 трлн.м2 и оно потребует инвестиций в 10-12 млрд. долларов.

В 1980 г. в Поволжье открыто Астраханское газоконденсатное ме­сторождение.В настоящее время на его основе формируется Астра­ханский промышленный узел подобыче и переработке газа и кон­денсата, а также по производству серы. Добычана месторождении увеличилась до 4 млрд.м2 в 1996 г.[10]

К новым перспективным районам в Российской Федерации отно­сятсяместорождения в Восточной Сибири (функционирует газопро­вод Мессаяха-Норильск),в Саха-Якутии (Таас-Тумус-Якутск) и на острове Сахалин. К освоению ресурсовприродного газа в Саха-Яку­тии и на Сахалине большую заинтересованностьпроявляют фирмы Японии, Южной Кореи и других государств. Предполагаетсяпривлечь капиталы фирм Южной Кореи для совместного строительства газо­проводаРеспублика Саха-Южная Корея. [11]

Ресурсы топлива в старых районах газодобывающей промышлен­ности врезультате многолетней эксплуатации в значительной степе­ни истощены и не могутудовлетворять потребности народного хо­зяйства их за счет собственной добычи.Это относится к таким райо­нам, как Северный Кавказ и Поволжье, Украина иАзербайджанская Республика. Удельный вес этих регионов в добыче природного газастран СНГ очень сильно сократился. На Украине сформировалась сложная системагазопроводов: от Шебелинки на Харьков, на Полта­ву-Киев, наДнепропетровск-Одессу-Кишинев, от Дашавы на Киев, наМинск-Вильнюс-Ригу. Природный газ в республику поступает из Западной Сибири,Урала и Средней Азии. На Северном Кавказе сфор­мировалась система из следующихгазопроводов: Ставрополь-Моск­ва, Краснодарскийкрай-Ростов-на-Дону-Серпухов-Санкт-Петербург, Ростов-на-Дону-Таганрог-Донецк,Ставрополь-Владикавказ-Тбилиси и др.

В Азербайджанской Республике газ добывается на Карадагском ме­сторождении(ежегодная добыча 10 млрд.мЗ; он транспортируется по газопроводу Карадаг-Тбилиси-Ереван.

Вторым крупным районом газовой промышленности являются государстваСредней Азии и Казахстан. Вначале здесь добычей природного газа выделяласьРеспублика Узбекистан (Бухаро-Газлинская провинция), а затем лидерство перешлок Республике Туркме­нистан. В Туркменистане разрабатываются такие крупныеместорож­дения, как Шатлыкское, Майское, Ачакское, Наипское, Шахпахтынское, вУзбекистане — Джаркакское, Мубарекское, Газлинское и др. В Казахстане (его доляв добыче газа в СНГ составляет 0,9%) ускорен­ными темпами разрабатываетсяКарачаганакское газоконденсатное месторождение. Добыча природного газа встранах Средней Азии и Казахстане ведется в пустынных и полупустынных районах,где на­блюдается дефицит водных ресурсов и невысокий уровень вспомо­гательныхпроизводств. Среднеазиатский газ поступает потребите­лям по мощныммногониточным газопроводам Средняя Азия-Центр и Средняя Азия-Урал, а такжегазопроводу Бухара-Ташкент-Чимкент-Бишкек-Алма-Ата.

В настоящее время правительство Республики Туркменистан для развитиянефтегазового комплекса стремится привлечь капиталы фирм государствБлижнего и Среднего Востока. Предполагается по­строить газопровод черезтерриторию Ирана и Турции в страны За­падной Европы.

Кроме природного газа страны СНГ богаты попутным нефтяным га­зом, которыйтерриториально связан с месторождениями нефти. По­путный газ отличается отприродного наличием в нем наряду с мета­ном этана, пропана и бутана, являющихсяценным сырьем для про­мышленности органического синтеза. Попутный газперерабатывают на газобензиновых (ГБЗ) и газоперерабатывающих заводах на от­дельныефракции, которые затем поступают потребителям. Основ­ная часть ГБЗсосредоточена на территории европейской части в районах добычи нефти(Альметьевск, Отрадное, Туймазы, Шкапово Грозный), на Украине и в Закавказье.Новые газобензиновые заводы построены в главной нефтегазовой базе России — Западной Сибири (Нижневартовск, Правдинск).Начато строительство завода в Новом Уренгое, планируется построить вАрхангельске. Добыча попутного газа составляет около 50 млрд.м2 в год. Однако большое количество этого ценного и дешевогоуглеводородного сы­рья не используется в народном хозяйстве, так каквыбрасывается в атмосферу и сжигается в факелах.

Газовый конденсат перерабатывается на Оренбургском, Мубарекском,Чарджевском и Астраханском газохимических комплексах.

Одним из резервов получения газообразного топлива для некото­рых районовслужит газификация угля и сланцев. Подземная газифи­кация угля осуществляется вДонбассе (Лисичанск), Кузбассе (Киселевск), Подмосковье (Тула) и на Ангренскомместорождении в Узбе­кистане. Ежегодное производство искусственного газадостигает 20 млрд. м2.

3  Проблемы регулированиягазовой промышленности России и мировой опыт.

Процесс приобретения газовойпромышленно­стью своего нового статуса в меняющейся экономике России еще незавершен. Отрасли удалось избежать разрушения сво­егоядра, более того, фактически только в новых условиях ее под­линная роль в народномхозяйстве, долгое время затенявшаяся пер­венством нефтяной промышленности,оказалась в центре обществен­ного внимания. Тем не менее до сих пор остроощущается неурегули­рованность многих вопросов функционирования отрасли и РАО«Газ­пром». В основном все концентрируется вокруг проблемы перехода кцивилизованному регулированию работы отрасли и возможных ме­рах по еелиберализации.

Следует отметить, что газовая промышленность как объект рыноч­нойэкономики — весьма специфическая отрасль, для которой стандарт­ные подходымалоприемлемы. В развитых странах Запада, в томчисле в тех, где газовая промышленность прошла длительный путь развития,современное понимание ее статуса или сложилось в последние 10-15 лет, или и внастоящее время является предметом острой дискуссии.[12]

Проблемы либерализации газовой отрасли объективно связаны снеобходимостью привлечения крупных финансовых средств для со­здания новыхгазотранспортных систем, гарантией возврата которых обычно выступает наличиезначительных подтвержденных запасов газа, предназначенных для его подачи поэтим системам, и предвари­тельных договоренностей с потребителями на поставкигаза по ним. Однако для достижения таких договоренностей нужноподтвержде­ние реальности сооружения системы в требуемые сроки и возможно­стиобеспечения надежных поставок газа. Все это легче сделать круп­ныминтегрированным компаниям, зачастую опирающимся на госу­дарственную поддержку,чем потенциальному консорциуму мелких коммерческих образований.

Регулирование отрасли будет происходить па­раллельно с развитием иунификацией методов регулирования газо­вой промышленности в странах Европы.[13] Именно европейский вари­ант станет решающим. Североамериканский опыт, накоторый обыч­но ссылаются, играет гораздо меньшую роль, поскольку отсутствует практическоевзаимодействие с инфраструктурой этого рынка: российский газ экспортируется восновном на европейский рынок, кон­куренция и деловое сотрудничествоосуществляются с его представи­телями и по принятым на нем правилам.

Надо отметить, что в настоящее время в Европе нет унифици­рованной моделиорганизации и функционирования газовой промыш­ленности. Газовые рынкиевропейских стран за редким исключением не либерализованы. В большинствеслучаев государство в той или иной степени контролирует отечественнуюгазодобывающую отрасль (если таковая имеется), а также магистральный транспортгаза.

В Нидерландах и Норвегии, являющихся крупнейшими экспортерами газа,государство осуществляет строгий контроль за добычей и коммерческим использова­ниемнациональных ресурсов природного газа.[14]

В Норвегии производители газа должны заключать соглашения о совместнойдеятельности, в соответствии с которыми переговоры об условиях продаж добывае­могогаза ведутся специальным органом — Комитетом по переговорам по газу (КПГ), гдепредставлены три основные норвежские газовые компании. В случае, если Коми­тетне может придти к общему мнению, он обращается в правительство за оконча­тельнымрешением. При создании КПГ предполагалось, что он будет выступать как единыйэкспортер норвежского газа и тем самым даст возможность снизить степеньдавления консорциума крупных европейских покупателей газа.

В Нидерландах централизованные закупки и перепродажа всего газа, подпада­ющегопод юрисдикцию страны, осуществляется компанией «Газюни», наполовинупринадлежащей государству. Добыча газа также подлежит законодательному регу­лированиюи утверждению правительством.

Практически везде, кроме Великобритании, отсутствует или крайне затруднендоступ третьих сторон в газотранспортную систему. При этом в ряде стран, напри­мер,в Германии, предоставляются достаточно широкие возможности для сооруже­ниянезависимых газопроводов. Но вместе с тем в той же Германии применяетсяспецифическая система регионализации рынков газа, препятствующая непосредствен­нойконкуренции поставщиков за конечного потребителя.[15]

Европейская комиссия неоднократно пыталась продвинуться в решении вопросаоб определении единых правил организации рынка газа в странах-членах ЕС и переходе отнациональных моделей к функционированию единого газового рынка. Так, в 1994 г.введена в действие директива об углеводородном сырье, устанавливающая, чтосистемы лицензирования должны основываться на открытых торгах, быть гласными иносить недискриминационный характер. В 1990-1991 гг. была принята директива осоздании внутреннего энергети­ческого рынка, не затрагивавшая суверенных правстран-членов ЕС. Однако проект директивы о либерализации рынка газа, опублико­ванныйв 1992 г. и предполагавший разделение функций добычи и транспортировки, а такжеразрешение доступа третьих сторон, выз­вал серьезные споры и не был в полноймере реализован. В конце 1996 г. Генеральный секретариат Совета ЕС подготовилтак называе­мое президентское компромиссное предложение о принципах работыгазовой промышленности, которое стало объектом жесткой дискус­сии и покаокончательно не принято. Разногласия возникают в основ­ном из-за опасения, чтонововведения не приведут к равноправию поставщиков и потребителей в различныхстранах ЕС. Это понятно, поскольку позиции привилегированных национальныхучастников газового рынка в европейских странах хорошо защищены, и главнуюугрозу влиятельные газовые компании видят в международной кон­куренции иоткрытии рынка.[16]

Интенсивные реформы в газовой промышленности США в 80-е го­ды были вомногом вызваны падением спроса на газ. Последнее прои­зошло по ряду причин.Главная из них — господство традиционного, очень жесткого по форме, но малоориентированногона экономичес­кие стимулы и развитие конкуренции регулирования, включающегоконтроль цен как в добыче газа, так и у потребителей. Параллельно была созданасистема долгосрочных контрактов по принципу «бери или плати».Подобная система могла существовать только в условиях достаточно стабильных илирастущих цен на альтернативные топливно-энергетические ресурсы. Когда же вначале 80-х годов цены на нефть стали снижаться, отсутствие гибкости в методахрегулирования и це­нообразования в газовой промышленности США сделало еенеконку­рентоспособной, предопределило сокращение спроса на газ и трудно­сти свыполнением долгосрочных контрактов. Вскоре аналогичная ситуация возникла и вгазовой промышленности Канады.

Сейчас сложились два подхода к решению указанных проблем. Согласно одномуиз них, вполне достаточна внешняя конкуренция газовой промышленности с поставщикамидругих топливно-энергети­ческих ресурсов. Для выражения такой конкуренции вомногих слу­чаях, в том числе в импортно-экспортных контрактах, стали приме­нятьформулы для цены газа как производной от «корзины цен» иных ресурсов(мазута, угля, возможно, электроэнергии и т.п.). Эти изме­нения условийконтрактов получили широкое распространение после нефтяных кризисов. Причемвведение компонент цены угля и ядер­ной энергии, учитывая высокую долюпостоянной составляющей рас­ходов, рассматривается в качестве необходимого вгазовых контрак­тах стабилизирующего фактора. Другой подход наряду с гибкой ре­акциейна внешнюю конкуренцию предусматривает также внутрен­ниепреобразования в газовой промышленности для создания в ней стимулов повышенияэффективности.[17]

В целом в Северной Америке кризисные явления конца 70-х го­довспособствовали реализации второго подхода. В 1984 г. в США были одновременноотменены условия оплаты минимальных объемов поставок в долгосрочных контрактах(что облегчило положение тру­бопроводных компаний, бывших в то время ипродавцами газа) и введены требования открытого доступа поставщиков к сетямтрубо­проводного транспорта (при этом транспортные компании, приняв­шие принципоткрытого доступа, должны были обменять часть своих контрактов по поставкамгаза на контракты на его транспортировку). Затем логика преобразованийпостепенно привела к необходимости разделения видов деятельности ипредоставляемых услуг, к сформи­рованию уже в начале 90-х годов полностьюконкурентного рынка. Таким образом, развитие рыночных отношений в газовойпромыш­ленности США и их глубина в значительной мере определялись ост­ротойвозникших проблем и наличием соответствующих предпосы­лок — большого количествасубъектов рынка (производителей газа и газотранспортных компаний), длительным периодом предшествую­щегоразвития, приведшего к созданию широкой и даже чрезмерно разветвленнойгазотранспортной сети и других мощностей (хране­ния, переработки газа и т.п.).

В Канаде в тех же условиях начала 80-х годов были приняты меры полиберализации ценообразования и разрешению доступа тре­тьих сторон кмагистральным трубопроводам при сохранении факти­чески монопольного положения натрансконтинентальные перевозки компании «Трансканада».

В Европе к периоду ценовых кризисов газовая промышленность не успелапройти столь длительный путь развития и находилась на этапе становления.Решения принимались преимущественно на межго­сударственном уровне, посколькузачастую определяющим фактором был импорт газа, в том числе из Советского Союзас его плановой экономикой. Это облегчало решение проблемы покрытия рисков, ноодновременно усиливало государственное влияние. Неудивительно, что вполнеестественным стало появление так называемых «уполно­моченных»компаний, то есть по сути государственных или ориенти­рованных на государствофирм, занимавшихся импортом газа, фор­мированием газового рынка и имевшихмонопольные или близкие к этому статусу права в соответствующих странах. Крометого, функ­ционирование ограниченных национальными рамками рынков газа и другихэнергоносителей со своим специфическим законодательством препятствовалорасширению конкуренции.

В России к настоящему времени создание основной инфраструк­турымагистрального транспорта газа для снабжения внутренних по­требителей в целомзавершено. Конечно, в результате начавшегося с 1990 г. снижения объемовгазопотребления, неясности с темпами и сроками восстановления его уровня,особенно учитывая растущее стремление к сохранению только платежеспособногоспроса, возник­ла определенная пауза в развитии отрасли. Однако это отнюдь неисключает необходимости сооружения специализированных газопро­водов длягазоснабжения новых регионов (на Северо-Западе, юге За­падной Сибири и ряде других), атакже газификации мелких и рас­средоточенных потребителей, в том числесельских. Тем не менее на внутреннем рынке в ближайшей перспективе вряд лиснова возник­нет потребность в предельно высоких темпах роста объемов поставокгаза (не говоря уже о его дефицитности), что создает благоприятный фон дляповышения качества газоснабжения. Причем возможная не­устойчивость внутреннегорынка не окажет решающего воздействия на инвестиционные решения. В то же времякрупные инвестиции тре­буются для завоевания новых позиций для российского газана устой­чиво растущем европейском рынке.

На внутреннем рынке долгосрочные контракты па поставку газа практическиотсутствуют. Это снимает ряд проблем, возникавших при либерализации газовогорынка в других странах, и облегчает введе­ние новых форм регулирования. Сейчасрегулирование в газовой про­мышленности России носит достаточно фрагментарныйхарактер. В течение 1993-1995 гг. действовала формула, ценообразования,предусматривающая ежемесячную коррекцию цен на газ у промышленных потребителейв соответствии с темпом роста цен на промышленную продукцию за предшествующиймесяц. Цена не была дифференцирова­на ни в региональном, ни в сезонномразрезах. Номинальная цена на газ для промышленных потребителей достигла 60долл. за 1 тыс. куб. м, что близко к официально установленной экспортной ценедля Украи­ны (из-за отсутствия региональной дифференциации, которая нача­ласьтолько в прошлом году, такая вполне «европейская» цена дей­ствует и на Урале, и вЗападной Сибири). В Северной Америке опто­вая цена на газ в среднем непревышает этот уровень.[18]

Надо отметить, что оптовые цены на газ, составлявшие с 1982 г. 26 руб. за1 тыс. куб. м, ас 1991 г. -52 руб., поднялись сейчас до 300 тыс. руб. за 1 тыс.куб. м, то есть по сравнению с периодом до 1991 г. темп их роста обгонялинфляцию, а относительно 1991 г. находится на уровне несколько ниже нее. [19]По-видимому, для нынеш­них трудностей с неплатежами критически важнымоказался не столько общий уровень роста цен, сколько то, что цены на газ идругие энер­гоносители в долларовом эквиваленте приблизились к мировым (ев­ропейским)ценам. При калькуляции продукции на экспорт (что за­частую наиболеепривлекательно для предприятий при ограниченно­сти внутреннего рынка), а такжепри конкуренции с импортируемы­ми товарами это становится определяющимфактором.

Газовое законодательство как таковое в России практически отсут­ствует.Основу законодательной базы составляют закон РФ о недрах, закон о естественныхмонополиях и ряд правительственных положений и актов (Временное положение одоступе производителей газа в газо­транспортную систему, Правила поставки газапотребителям и др.). Основываясь на этих документах, нынешнюю ситуацию,рациональные пути развития отрасли можно охарактеризовать следующим образом.

Объективно необходима высокая степень целостности газовой промышленностиРоссии. Это обусловливается как решающей ролью транспортного фактора (атранспорт опирается на уже созданную крупнейшую инфраструктуру сетевого типа),так и высокой, не име­ющей мировых аналогов концентрацией ресурсов (в настоящеевремя подавляющая часть добываемого газа приходится на три крупнейшихместорождения, расположенных вблизи друг от друга и на расстоя­нии 2-5 тыс. кмот потребителей).[20]

Добыча газа, как и других ресурсов, по закону РФ о недрах, осуществляетсяв соответствии с лицензиями на их разработку и до­бычу, выдаваемыми наконкурсной основе. Лицензии на уже находя­щиеся в эксплуатации месторождениябыли переданы «Газпрому». Он же получил лицензии на основныенамечаемые к разработке мес­торождения Западной Сибири. На часть месторожденийсреднего мас­штаба и извлечение газа из более глубоких, чем сеноманские залежигоризонтов, лицензии выданы не входящим в «Газпром» структурам, тоесть первые шаги к демонополизации добычи природного газа уже предприняты.Одновременно в ЕСГ поступает попутный газ нефтя­ных месторождений, такжеявляющийся для системы газоснабжения продуктом сторонних поставщиков. Транспортгаза по ЕСГ признан и считается естественной монополией,что фактически означает неде­лимость существующей газотранспортной системы.

Указ президента РФ о создании РАО «Газпром» содержит поло­жениео доступе производителей газа на территории Российской Фе­дерации ктранспортировке доли газа, пропорциональной уровню их добычи, погазотранспортной системе ЕСГ. Некоторые процедуры такого доступа регламентированыВременным положением. Однако на практике осуществляется нетранспорт стороннего газа, а его по­купка газотранспортными предприятиямиГазпрома для последую­щей перекачки в составе общего потока газа. В принципеоба вариан­та — и покупка газа у производителей, и транзитная транспортировкастороннего газа — могут рассматриваться как допустимые формы вза­имодействиямонопольного собственника сети и других участников рынка, но условиямонополиста и прежде всего ценовые должны стать открытыми и привлекательнымидля пользователей.

Целесообразно создать такую регулирующую систему, при ко­торой«Газпрому» будет выгодно расширение немонопольного сек­тора вгазоснабжении. Последнее может быть связано с разработкой все большей частиновых месторождений не входящими в него струк­турами (хотя, возможно, и сфинансовым и другими видами учас­тия последнего и ассоциированных с ниморганизаций) и поступле­нием этого газа через транспортную сеть ЕСГ на рынокконечного потребления, ценовые и прочие условия которого могут формиро­ватьсяна более конкурентной основе, чем в секторе поставок газа самим«Газпромом».[21]

Важно разработать и ввести в действие экономические механиз­мыстимулирования резервирования газоснабжения, в первую оче­редь подземногохранения газа. Формально надежное газоснабжение потребителей являетсяобязанностью Газпрома. И надо отметить, что при всех трансформациях последнегопериода это требование прак­тически не нарушалось. Увеличения количестваотказов и аварий в системе газоснабжения не наблюдалось.

Вообще качество газоснабжения обеспечивается применяемыми — в системенесколькими способами резервирования: от объектного резер­вирования (резервныеагрегаты на компрессорных станциях, резерв­ные мощности в добыче и натранспорте) до многониточной и заколь­цованной структуры газоснабжающей сети иобъектов хранения газа, прежде всего подземных газохранилищ. Роль последнихмногофунк­циональна: они позволяют сочетать высокую внутригодовую загруз­кубазовых магистральных газопроводов с переменным во времени уровнем потреблениягаза отдельными потребителями, покрывать при необходимости экстремальныепотребности (связанные с резкими по­холоданиями и другими причинами, лежащимикак внутри системы газоснабжения, так и вне ее), обеспечивать резервныепоставки газа при технических отказах и авариях на объектах газоснабжения.[22]

К сожалению, несмотря на такую бесспорно высокую ценность подземныххранилищ газа, очень мало сделано для стимулирования их развития. Их функцииносят описательный характер, не подкреп­лены конкретными диверсифицированнымиконтрактными соглашениями с потребителями, нуждающимися в соответствующемкачестве услуг по газоснабжению.

Важно отметить, что при транспортировке по ЕСГ как собствен­ного газаГазпрома, так и газа сторонних производителей обеспече­ние надежности обоихвидов поставок по крайней мере в течение достаточно длительного периода будетосуществляться оператором сети. Экономические условия выполнения этих функций,а также пра­вила справедливого поведения оператора по отношению к поставкамсвоего и стороннего газа в случае возникновения отказов оборудова­нияили аварийных ситуаций еще предстоит разработать.[23]

4  Проблемы и перспективыразвития.

Единая система газоснабжения создавалась в условиях плановой экономики,когда критерием успешной работы было выполнение ди­ректив по наращиваниюваловых объемов добычи газа, а также на­пряженных плановых заданий по егопоставкам. Все это настраивало на интенсивное развитие системы и высокуюнадежность ее функци­онирования. Причем возможности выбора поставщиковдействитель­но эффективного и надежного оборудования, наилучших подрядчи­ков ит.п. были, как правило, ограничены. Зато капиталовложения выделялисьцентрализованно и на определенных этапах в соответ­ствии с обоснованнымипотребностями. В подобных условиях прихо­дилось прибегать к избыточному с чистоэкономических позиций резервированию, включая установку громоздкого паркарезервных газоперекачивающих агрегатов, к форсированному вводу мощностей нановых объектах и т.д. Сейчас наиболее актуальным для отрасли стал поискрешений, оптимальных с учетом ее финансовой самостоя­тельности и наличияоткрытого рынка оборудования и услуг.[24]

В настоящее время многие прогнозы предполагают значительное увеличениеемкости европейского рынка газа и соответственно возмож­ностей поставкироссийского газа. В этой связи вполне уместной счита­ется увязка перспективразвития ТЭК России и европейского рынка энергоресурсов. При этом описываютсяоптимистический и вероят­ный сценарии. Оптимистический сценарий предусматриваетрост цен на российские энергоносители, объемов потребления российских энер­горесурсови инвестиций в российский ТЭК (поскольку большее чис­ло проектов становитсяэкономически эффективным), что в совокуп­ности позволит использовать его как«мотор» для выхода из кризиса и перехода в стадию поступательногоразвития экономики".

Здесь необходим более дифференцирован­ныйи взвешенный подход. Что касается нефти, то цены на нее фор­мируются на основедовольно сложного баланса интересов и сил, вклю­чающего и механизмыквотирования добычи. Цены оптовых закупок газа в экспортно-импортныхвзаимоотношениях традиционно строятся на ценовых формулах, учитывающих цену«корзины» энергоре­сурсов, в том числе мазута (как производной отцены нефти) и угля.

Представляется, что цена угля на мировом рынке может быть достаточностабильной ввиду наличия доступных больших запасов качественного угля. Помнению многих экспертов, имеются также значительные резервы поддержаниястабильных цен и на нефть. В этих условиях ожидания всеобщего роста цен нароссийские энерго­носители могут не оправдаться. В отраслях с длительныминвестици­онным циклом, прежде всего в газовой промышленности, опасность такогорода просчетов очень велика.

В то же время ситуация с природным газом гораздо благоприят­нее, чем поТЭК в целом. Причины этого — крупные преимущества природного газа перед другимивидами топлива в экологическом от­ношении, возможность достижения при егоиспользовании более вы­соких технологических показателей (например, кпд наэлектростан­циях) и в целом особая технологичность природного газа, который,как уже отмечалось, при транспортировке представляет собой гото­вый киспользованию продукт.

Сейчас появились предпосылки изменения сложившегося ценово­го балансаразличных видов топлива и энергии. Электростанции, одни из самых крупных, нотрадиционно наименее эффективных ввиду взаимозаменяемости разных видов топливконтрагентов газо­вой промышленности при использовании современных парогазовыхтехнологий, становятся его наиболее эффективными потребителя­ми. Поскольку вдругих сферах применение газа также дает значи­тельный эффект, то явноназревают изменения ценовой формулы в сторону увеличения его цены дляпоставщиков, что, однако, не при­ведет к снижению спроса, но позволитстимулировать реализацию новых проектов и тем самым обеспечит«гладкий» переход к ис­пользованию во все большем объемепотенциальных потребительс­ких преимуществ природного газа. На наш взгляд,адекватная реак­ция на рыночные сигналы со стороны оптовых покупателей газабудет облегчена при расширении их коммерческой ориентации и ли­берализацииевропейской газовой промышленности.

Сложившаяся в России тенденция к снижению спроса на газ дает возможностьза счет использования уже имеющейся транспорт­ной инфраструктуры обеспечитьразвитие первоочередных экспорт­ных проектов путем достройки концевых участковтрасс, ведущих из центра страны к ее границам. Тем не менее по меревосстановления внутреннего рынка и дальнейшего роста экспорта потребуется вводновых, прежде всего экспортоориентированных газопроводов.

Основные объемы добычи газа приходятся ныне на уникальные по своиммасштабам месторождения Западной Сибири, инвестиции в которые были осуществленыранее. Но сейчас уже возникает, а в ближайшие годы значительно увеличитсяпотребность во вводе но­вых мощностей как для компенсации падениядобычи газа на этих месторождениях, так и для обеспечения прироста добычи подновые контракты. Здесь возможны варианты: либо ускоренный ввод в раз­работкуновых месторождений (Ямал и Штокман), либо более интенсивное использованиеимеющихся и перспективных ресурсов в Надым-Пур-Тазовском и прилегающих к немурайонах. По-видимому, конкретные решения будут зависеть от многих факторов, втом числе от темпа нарастания потребности в освоении новых ресурсов, от воз­можностейпривлечения инвестиций для такого освоения, от масшта­бов и результатовгеологоразведочных работ в традиционных и но­вых районах, от местных иэкологических факторов и т.п.

Наиболее существенно то, что в среднесрочной перспективе предельные затратына реализацию экспортных проектов станут включать издержки по всей цепигазоснабжения. При этом практи­чески при любом из вариантов конкретных решенийв добыче по­высится уровень затрат, которые можно условно оценить в 15-25 долл.за 1 тыс. куб. м.

Для окупаемости строительства магистральных транспортных системпротяженностью 4-4,5 тысяч и более километров (в том числе частично в северныхусловиях, а частично в европейских странах -и то, и другое является факторомудорожания) до основных экс­портных потребителей транспортная компонентасоставит не менее 60 долл. за 1 тыс.куб.м. Конкретные оценки в немалой меребудут зависеть от уровней налогов, условий финансирования и сопряжен­ных затрат(например, на обеспечение надежности и резервирова­ния поставок).[25]

Таким образом, проекты поставки газа на наиболее обещающие рынки принынешних экспортных ценах будут на пределе окупаемо­сти и даже могут статьубыточными. В данном случае при расширяю­щемся европейском рынке и растущейпотребности в российском газе, но без изменения ценового паритета газоваяпромышленность может превратиться из высокодоходной отрасли, вносящей большойвклад в бюджет страны, в систему, в основном работающую саму на себя.[26]

Явно недостаточно с экономических и правовых позиций про­работаны вопросытранзита газа. Между тем, например, в 1992 г. 54% международных поставок газапо трубопроводам осуществля­лось с использованием транзита через третьи страны.Несмотря на то что транзит получил столь широкое распространение, практичес­киотсутствуют его международные юридически обязательные пра­вила. Можно лишьотметить соглашение ВТО о транзите, но оно не затрагивает страны, неприсоединившиеся к этой организации. До­говор о Европейской энергетическойхартии включает только обя­зательство не препятствовать транзиту в случаевнутригосударствен­ных конфликтов.

В России также ощущается необходимость развития специфиче­ского,ориентированного на газовую промышленность законодатель­ства. Проект закона онефти и газе до сих пор не принят. Правда, он был достаточно противоречив,поскольку в него пытались вклю­чить не только общие для этих отраслей вопросы(типа лицензиро­вания), но и частные, по которым имеются значительные различия(прежде всего это относится к транспорту и поставкам продукциипотребителю). В настоящее время с учетом происшедших измене­ний (введениезакона РФ о естественных монополиях, создание Федеральной энергетическойкомиссии, а также ставшей все более по­нятной обществу роли ЕСГ в народномхозяйстве страны) представ­ляется своевременными разработка и принятиеспециального закона о газоснабжении или о ЕСГ.

По-видимому, в среднесрочной перспективе доля газа в энерге­тике Европыбудет ограничиваться прежде всего соображениями бе­зопасности. Экономика иэкология однозначно указывают на газ, но серьезную опасность европейцыусматривают в энергетической зави­симости от недостаточно прогнозируемого ислабо регулируемого ги­ганта на Востоке. Надо сказать, что на этом весьмауспешно спекули­рует ядерное лобби. Снять подобные опасения можно в первую оче­редьза счет установления ясных правил игры и более широких свя­зей и переплетенияинтересов участников рынка на Западе и Востоке.[27]

Отметим, наконец, важную роль системного моделирования функ­ционированияи развития газоснабжения, вытекающую из объектив­ной сложности системы ивыполняемых ею задач. На протяжении последних трех десятилетий, фактически сначала создания ЕСГ, со­вершенствовались методы и средства такогомоделирования. Со вто­рой половины 80-х годов они оформились в целостнуюсистему ана­лиза и принятия решений по развитию ЕСГ. Для нынешней рыноч­нойситуации, несмотря на усиление фактора неопределенности, тем не менеехарактерна большая ясность критериев в отличие от номи­нальных показателейплановой экономики.[28]

Даже в советских условиях применение методов системного мо­делированияпри конкретном анализе направлений развития ЕСГ давало возможность существеннойэкономии инвестиционных ресур­сов и повышения качества принимаемых решений. Тембольшие пер­спективы открываются перед этими методами в нынешней ситуации.

Заключение.

Газовая промышленность является одной из основных отраслей топ­ливнойпромышленности, которая охватывает добычу природного газа, переработкуприродного и попутного газа, подземную газификацию угля. Она принадлежит к молодымотраслям индустрии, быстро и ди­намично развивающимся в последние десятилетия.

Ресурсами природного газа особо выделяется Западная Сибирь, где разведанытакие уникальные месторождения, какУренгойское (запа­сы 6 трлн.м2 открыто в 1966г.), Ямбургское (4.5 трлн.м2 1969г.), Мед­вежье (1,5 трлн.м2 1967г.),Заполярное, Тазовское, Вынгапуровское и другие. Они расположены на севереТюменской области в пределах зоны тундры, где природно-климатические условияособенно суровы, и образуют Пур-Тазовскую и Надым-Пурскую газоносные провин­ции.На Ямале открыты Бованенковское, являющееся вторым в мире по ресурсам иХарасавайское месторождения.

На территории России ресурсы природного газа разведаны вБаренцево-Печорской провинции (Вуктыльское, Войвожское и другие местрождения),на Урале (Оренбургское газоконденсатное), в Повол­жье (Астраханскоегазоконденсатное и другие), на Дальнем Востоке (Саха-Якутия, остров Сахалин) иСеверном Кавказе (Краснодарский и Ставропольский края, Ростовская область).

Велики запасы природного газа в странах Средней Азии (Шатлыкское,Майское, Ачакское в Туркменистане, Газлинское, Мубарекское в Узбекистане), вКазахстане (Карачаганакское). На Украине открытыШебелинское, Дашавское, Рудковское и дру­гие месторождения природного газа, вАзербайджане — Карадагское месторождение.

В настоящее время в странах СНГ разведано большое количество газовых,газоконденсатных, газонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений. Втораяособенность состоит в том, что ресурсы при­родного газа отличаются высокой территориальнойконцентрацией. Только пять месторождений: Уренгойское, Ямбургское, Медвежье, За­полярноеи Оренбургское — сосредотачивают около половины всех промышленных запасов странСНГ.

Эксплуатация чисто газовых месторождений началась в годы Вели­кой Отечественнойвойны, когда были построены газопроводы от ме­стных месторождений до Саратова(от Елшанки) и Самары (из Похвистнево). В 1947г. построен крупный газопроводСаратов — Москва, протяженностью 800 км, а в 1948г. Дашава — Киев — Брянск — Москва. В 1965г. в стране добывалось 128 млрд.м2 против 3,2 млрд.м2 в 1940г., то есть в 40 раз больше, втом числе в России — 1/2 и на Украине 1/3. В середине 50-х годов густая сетьгазопроводов сформировалась на Северном Кавказе, где были построены газопроводыСтаврополь -Москва, Краснодарский край -Серпухов — Ленинград и другие. Вы­рослозначение газовой промышленности Узбекистана, откуда про­шли газовые магистралиСредняя Азия — Центр, Средняя Азия -Урал и другие. В 1970г. добыча природногогаза возросла до 198 млрд. м2.

Газовая промышленность СНГ имеет некоторые отличительные осо­бенностиразвития по сравнению с другими отраслями топливно-энер­гетического комплекса.Во-первых, добыча природного газа отлича­ется высокой концентрацией иориентируется на регионы с наибо­лее крупными месторождениями, имеющимивыгодные условия экс­плуатации. Во-вторых, газовой промышленности характерныбыст­рые темпы развития. Абсолютный прирост добычи природного газаза 1976-1980 гг. составил 146 млрд.м2 1981-1985гг. — 208 млрд.мЗ, 1986-1990 гг. — 172 млрд.мЗ В 80-е годы СССР вышел на первоеме­сто в мире, обогнав США. В-третьих, добыча природного газа отличаетсядинамичностью размещения производства, что обусловлено быстрым расширениемграниц выявленных ресурсов природного газа, а также относительной доступностьюи дешевизной вовлечения их в эксплуатацию. За небольшой период главные районыпо добыче при­родного газа переместились из Поволжья на Украину и СеверныйКавказ. Дальнейшие территориальные сдвиги в 60-е годы были выз­ваны освоениемместорождений Средней Азии, Урала и Севера. В 70-е — 80-е годы развернуласьмассовая разработка ресурсов при­родного газа в Западно-Сибирском регионе. Какпоказывают данные таблицы 1.3., добыча природного газа в Рос­сии с 1970 г. по1990 г. увеличилась в восемь раз, в Туркменистане -почти в девять раз, а наУкраине уменьшилась в 2,2 раза. В 90-е годы добыча газа сократилась во всехстранах Содружества, за исключе­нием Узбекистана, где она возросла на 16%.

В размещении газовой промышленности произошел заметный сдвиг в восточныерайоны. Главной базой России и стран СНГ по добыче природного газа сталаЗападная Сибирь, которая дает в настоящее время свыше 60% всего газа. В 1990 г. в Российской Федерации добывалось78,6%, в Туркмени­стане -10,8%, Узбекистане — 5%, на Украине — 3,5% всегоприродного газа. На морских месторождениях добывается 12-13 млрд.мЗ или око­ло1,5% газа в СНГ.

 

 

Приложение.

Списокиспользованной литературы.

1. Алексеев А.В. Дожить подъема: ситуация в российской промышленности//ЭКО,№5,1998.

2. Гребцова В.Е. Экономическая и социальная география России.Ростов-на-Дону: Феникс,1997.

3. Гурвич Е. Экологические последствиясубсидирования  энергетического сектора// Вопросыэкономики,№6,1998

4. Житников В.Г. Размещение производительных сил и экономика регионов.Ростов-нв-Дону, 1996.

5. Конкурентоспособность российской промышленности// ЭКО, №5,1997.

6. Крупнейшие компаниии: итогигода//Эксперт,№38,1998.

7. Куранов Г., Волков В. Российская экономика(январь-май1998г)//экономист, №8,1998, стр.8,9

8. Курьеров В. Г. Общие тенденции //ЭКО, №10,1997,3-11.

9. Макроэкономические и финансовые предпосылкирешения экономических и социальных проблем // Вопросы экономики, №6,98.

10.  Промышленность в 1 квартале 1997г. (по материалам Госкомстата РФ)// Экономист, №6,1998.

11.  Сенчагов В.К. Финансовые горизонты //ЭКО,№2,1998

12.  Фейгин В. Газовая промышленость России: состояниеи перспективы //Вопросыэкономики, №1,1998.

13.  Хрущев А.Т. Георрафия промышленности. М.: Дело,1992.

14.  Экономика России в 1996 г.// ЭКО, №5,97.

15.  Экономическая география /под ред Данилова А.Д. (доп.,перераб.) — М.: Дело, 1990.