Основной район добычи газа в россии: Основной район добычи нефти и газа на территории России располагается в пределах Восточно-Европейской или Западно-Сибирской

Газовая промышленность российской Арктики — Арктика

1. Balashova E.S., Gromova E.A. 2017 Arctic shelf development as a driver of the progress of the Russian energy system // MATEC Web of Conferences, 23 May 2017, vol. 106, article 06008.

2. Katysheva E.G. 2018 The role of the Northern Sea Route in Russian LNG Projects Development // Arctic: History and Modernity. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 2018, vol. 180, article 012008.

3. Komkov N. I., Selin V.S., Tsukerman V.A., Goryachevskaya E.S. 2017 Problems and perspectives of innovative development of the industrial system in Russian Arctic regions // Studies on Russian Economic Development, 2017, vol. 28 (1), pp. 31-38

4. Биев А.А. Развитие отраслей и секторов экономики на Севере и в Арктике // Север и рынок: формирование экономического порядка, 2019, № 3 (65), с. 43-51.

5.

Завьялов A. «Газовый айсберг» Тамбея // Oil and Gas Russia, 2018, № 8 (128), с. 22-26.

6. Забелло E. СПГ из Арктики // Oil and Gas Russia, 2018, № 8 (123), с. 28-33.

7. Климентьев А.Ю., Родичкин И.Г., Богданов Е.В. Арктические горизонты российского СПГ // Газовая промышленность, 2019, № 9 (790), с. 118-128.

8. Книжников А., Климентьев А., Григорьев A. Взгляд на Арктику // Oil and Gas Russia, 2017, № 5 (115), с. 72-78

9. Козьменко С.Ю., Селин В.С. Современные проблемы и перспективы развития арктического газопромышленного комплекса. – Апатиты: изд. Кольского научного центра РАН, 2017. – 228 с.

10. Комков Н.И., Селин В.С., Цукерман В.А., Горячевская Е.С. Сценарный прогноз развития Северного морского пути // Проблемы прогнозирования,

2016, № 2 (155), с. 87-98.

11. Корчунов Н. Северный морской путь: путь развития бизнеса и международного согласия // Арктические ведомости, 2019, № 3 (28), с. 20-25.

12. Маммадов С.М. К вопросу о стратегии освоения газового потенциала Западно-Арктического шельфа России // Нефтегазовая геология: теория и практика, 2017, № 2 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.ngtp.ru/rub/6/20_2017.pdf

13. Развитие СМП: не так быстро, как хотелось бы // Нефтегазовая вертикаль, 2020, № 3-4, с. 62-66.

14. Селин В.С., Козьменко С.Ю. Факторный анализ и прогноз грузопотоков Северного морского пути. — Апатиты: КНЦ РАН, 2015.

15. Селин В.С, Скуфьина Т. П., Башмакова Е.П., Ульченко М.В. Особенности и проблемы обеспечения экономической безопасности в российской Арктике.

— Апатиты: изд. КНЦ РАН, 2018. – 103 с.

16. https://neftegaz. ru/news/transport-and-storage/194483-obem-perevozok-po-smp-v-2018-g-uvelichilsya-v-…

Основные районы добычи и переработки нефти и газа

Нефть известна человечеству с незапамятных времен и как горючий и смазочный материал, и как лечебное средство против некоторых болезней. О нефти Апшеронского полуострова знали еще в далеком прошлом. Сохранилось описание бакинского нефтяного промысла, сделанное венецианским путешественником Марко Поло. С древних времен нефть добывалась на севере нашей страны, в районе реки Ухты (Республика Коми).

Первоначально нефть для добычи нефти использовался самый примитивный способ, добыча велась из ям, вырытых в местах ее выходов на поверхность. Позже сооружались колодцы, которые крепили деревянными венцами или камнем. Скапливающаяся нефть вычерпывалась бадьями или бурдюками вручную или с помощью конной тяги.

Несмотря на то, что начало добычи нефти в нашей стране уходит в далекое прошлое, временем рождения отечественной нефтяной промышленности принято считать 1864 г. , когда в долине р. Кудако на Кубани было начато бурение ударным способом первых в России нефтяных скважин, стенки которых крепились металлическими обсадными трубами. В одной из скважин 16 февраля 1866 г. с глубины 55 м забил первый фонтан нефти с суточным дебитом 12 тыс. пудов (около 200 т/сут).

Таким образом, бурение нефтяных скважин стало широко развиваться в России с 70-х годов прошлого столетия. В 1872 г. в районе Баку эксплуатировались две нефтяные скважины, в 1873 г. — 17, в 1874 г. — 50, а в 1877 г. — уже 296 скважины.

Совершенствование ударного способа бурения, внедрением механизированных ударно-штангового и ударно-канатного способов, способствовало увеличению средних глубин нефтяных скважин и включению в эксплуатацию все более продуктивные нефтяные горизонты. Пример: В Бакинском районе в 1873 г. средняя глубина скважин составляла 22 м. в 1883 г. — 59 м, в 1893 г. — 114 м. К 1900 г. в этом районе бурили скважины глубиной до 300 м, а позднее — до 400 — 500 м.

Использование механического способа бурения способствовало возрастанию добычи нефти. Пример: За 50 лет с 1821 по 1872 г. в России было добыто всего 361 тыс. т нефти, в 1879 г. добыча нефти составила 402 тыс. т., в 1882 г. — 827 тыс. т, в 1892 г. — 4670 тыс. т.

В Баку приходят крупные нефтепромышленные фирмы, конкурирующие между собой в погоне за получением более мощных нефтяных фонтанов. Развивающиеся промышленность и транспорт требовали все больше нефти и нефтепродуктов. Поэтому в конце XIX в. наблюдается бурное развитие отечественной нефтяной промышленности, В Бакинском районе, помимо Балаханов, где первоначально была сосредоточена основная часть добычи нефти, разрабатываются новые площади: Сабунчи, Раманы, Биби-Эйбат, Бинагады и др. В 1893 г. пробурена первая скважина в районе г. Грозного, давшая мощный фонтан нефти и определившая дальнейшее развитие грозненского нефтяного района.

К 1898 г. Россия по уровню добычи нефти обогнала США, и в 1901 г. было добыто рекордное для России количество нефти — 11,5 млн. т. В 1910 — 1911 гг. вводятся в промышленную разработку небольшие по объему добычи месторождения Майкопского и Эмбинского районов.

Для извлечения нефти использовалась фонтанная добыча и тартание — способ добычи с помощью желонки. Желонка – удлиненная емкость, спускаемая в скважину на тросе и приспособленная к более узким поперечным размерам скважины по сравнению с размером колодца (добыча бадьей). С ростом глубин скважин ручная и конная тяги при тартании к концу 80-х годов XIX столетия были заменены механической — от паровой машины. В начале XX в. стали появляться первые электродвигатели.

Способ тартания, применяемый для добычи нефти, громоздкий, дорогой и мало эффективный был единственным способом механизированной добычи нефти в царской России. Пример: в 1913 г. 95 % всей нефти в России было добыто способом тартания.

Добытая нефть на промыслах транспортировалась по деревянным лоткам и земляным канавам, хранилась в открытых земляных амбарах и перевозилась потребителю в бочках и бурдюках. Таков был уровень техники нефтепромыс­лового дела на заре развития нефтяной промышленности.

Для нефтепромышленника желонка была наиболее простым и надежным средством добычи нефти. В то же время объемы потребления нефтепродуктов диктовали необходимость интенсификации добычи. Этому способствовало изобретение и внедрение насосного оборудования (инж. Б. А. Иваницкий — 1865 г. и инж. Л. М. Соколовского) и компрессорный способ В. Г. Шухова — 70-х годы XIX.

С именем В. Г. Шухова связаны многие другие изобретения и новшества, сыгравшие большую роль в развитии техники нефтяного дела. По его инициативе и проекту в России были построены первый нефтепровод для перекачки нефти от нефтяных промыслов до бакинских нефтеперегонных заводов и металлические нефтеналивные баржи длиной свыше 150 м и грузоподъемностью до 12 тыс. т. Барж такой конструкции тогда еще не знала зарубежная техника. Известны первые форсунки В. Г. Шухова, в которых в качестве топлива использовался мазут, до того считавшийся бросовым продуктом. С именем В. Г. Шухова связано крупное нововведение в области нефтепереработки — крекинг-процесс, а также много других работ в различных отраслях промышленности.

Много ценных исследований, указаний и советов по развитию нефтяной техники в свое время было сделано великим русским ученым Д.

И. Менделеевым. Внесли свой вклад в развитие нефтяной промышленности русские геологи И. М. Губкин и Д. В. Голубятников.

Для увеличения прибыльности нефтяного дела наиболее инициативные и обладающие большими капиталами нефтепромышленники вводят ряд усовершенствований на промыслах, нефтеперерабатывающих заводах, при транспортировке нефти. На рубеже XIX — XX в. на ряде промыслов при эксплуатации скважин с помощью желонок применялись электродвигатели и фонтанная арматура в целях ликвидации бесконтрольного открытого фонтанирования, сооружались стальные нефтепроводы, связывающие промыслы с нефтеперерабатывающими заводами, строились нефтеналивные баржи и танкеры, металлические резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов. С 1923 г. в России начался процесс технического перевооружения нефтедобывающей промышленности. В бурении техническая реконструкция выразилась в замене старого, ударного способа новым, более прогрессивным, вра­щательным способом. В 1924 г. был испытан в промышленных условиях первый советский турбобур системы М.

А. Капелюшникова, явившийся прообразом современных многоступенчатых турбобуров. Создаются первые конструкции отечественного оборудования для бурения скважин. Зарождается нефтяное машиностроение на базе старых промысловых мастерских и мелких заводов. В добыче нефти с 1923 г. начинается внедрение на промыслах глубинно-насосного способа эксплуатации скважин. В широких масштабах проводится электрификация нефтяных промыслов. Замена пара электроэнергией способствовало процессу вытеснения желонки и замену ее более совершенным оборудованием для добычи нефти. В 1923 г. в Бакинском районе 55 % полученной нефти было добыто тартанием, к 1932 г. этот способ эксплуатации был практически полностью заменен. Вместо желоночного способа добычи нефти внедряются глубинно-насосный и компрессорный методы эксплуатации скважин. В 1923 г. удельный вес компрессорной добычи нефти в бывш. СССР составлял около 15 %, а в 1932 г. этим способом уже добывалось свыше 50 % всей нефти.

С каждым годом улучшается геологическое обслуживание промыслов, расширяются разведочные работы на нефть, внедряются новые методы разведки. Развертывается подготовка специалистов для нефтяной промышленности: организованные Специализированные институты в Москве, Баку и Грозном стали давать нефтяной промышленности новые пополнения молодых специалистов-нефтяников.

В 1928 г. добыча нефти в бывш. СССР превысила максимальный уровень нефтедобычи России в 1901 г. и составила 11,6 млн. т. В предвоенные годы продолжалось дальнейшее развитие нефтедобывающей промышленности. На всех Бакинских месторождениях были вовлечены в разработку нефтеносные горизонты Нижнего отдела продуктивной толщи, открыто много новых месторождений. Было введено в разработку большое число новых нефтяных месторождений на Северном Кавказе, в Средней Азии, Казахстане. В конце 20-х годов была открыта первая нефть в Чусовских Городках Пермской области. В 1932 г. – на Ишимбаевском месторождении в Башкирии. После открытия ишимбаевской нефти и наметившимися большими перспективами нефтеносности Урало-Волжского района в 1934 г. было принято решение об организации нефтяной базы в районах западных и южных склонов Уральского хребта.

Добыча нефти в бывш. СССР в 1941 г. достигла 33 млн. т, в том числе 23,5 млн. т было добыто на бакинских промыслах, 5 млн. т — на Северном Кавказе и около 2 млн. т — в Урало-Поволжье.

В послевоенные годы промыслы на Кавказе вступили в строй действующих новые нефтяные месторождения в районах Краснодара и Грозного, а также морские промыслы в районах Баку и Махачкалы.

В Жигулевских горах на Волге в 1943 г. впервые была получена нефть из девонских пластов. В сентябре 1944 г. в центре Туймазинского месторождения из разведочной был получен мощный фонтан нефти из девонских горизонтов с глубины 1700 м — была доказана промышленная нефтеносность этих древнейших отложений, распространенных на северо-востоке европейской части России.

В Татарии, на Бавлинском месторождении в 1948 г. была открыта девонская нефть а в 1951 г. — восточнее Туймазинского месторождения вступило в строй Серафимовское девонское месторождение, в 1949 г. в Татарии — Ромашкинское. За короткий срок девонские и угленосные залежи нефти были открыты также в Куйбышевской, Волгоградской. Саратовской, Пермской и Оренбургской областях.

В 1949 г. был достигнут довоенный уровень добычи нефти в стране: в этом году было добыто 33,3 млн. т нефти, из которых 8 млн. т — в Урало-Волжских районах.

С 1951 г. нефтедобывающая промышленность развивается ускоряющимися из года в год темпами, что обусловлено открытием и вводом в эксплуатацию новых нефтяных месторождений не только в Урале-Поволжье, но также на Северном Кавказе, в Азербайджане (на суше и на море), республиках Средней Азии на Украине.

В 1955 г. было добыто 70,8 млн. т нефти, в 1960 г. — 147.9 млн. т, в 1965 г. — 242.9 млн. т. В 60-х годах вступили в строй действующих новые нефтяные месторождения в Западной Сибири, на п-ове Мангышлак и в Белоруссии. В короткий срок Западно-Сибирский нефтеносный район стал ведущим и по уровню добычи нефти обогнал все другие районы страны. С вводом в действие нефтяных месторождений этого района, а также месторождений полуострова Мангышлак, Белоруссии, Пермской, Тюменской и Оренбургской областей, Удмуртии и Коми темпы роста добычи нефти еще более возросли. Если в 1965 — 1970 гг. среднегодовой прирост добычи нефти составлял 21 млн. т, то в 1971-1975 гг. годовой прирост равнялся уже 27,6 млн. т. В 1970 г. было добыто 352.8 млн. т нефти, в 1977 г.- 545,7 млн. т. включая газовый конденсат.

Как самостоятельная отрасль газовая промышленность оформилась в начале 40-х годов. Газ в качестве топлива использовался еще в далеком прошлом. Из древних рукописей известно, что в районе селения Сураханы, близ Баку, из расщелин земли выбивались струи газа. Он использовался для обжига извести, в очагах на месте выходов газа, в храмах огнепоклонников. Они прокладывали от места его выхода из земли до углов крыши храма глиняные трубы, зажигали выходящий газ, и «вечный огонь» пылал на храмах, привлекая тысячи молящихся. В Сураханах сохранились развалины одного из таких храмов. В России промышленный интерес к газу появился в

1902 г., когда в Сураханах из скв. 1 был получен первый газовый фонтан из газовых шапок нефтяных пластов, и началось бурение скважин на газ с подачей его по газопроводам на нефтеперерабатывающие заводы для использования в качестве топлива. В 1928 г. было добыто 304 млн. м3 газа, в 1937 г. — 2200 млн. м3. Добыча была сосредоточена в основном на бакинских нефтяных промыслах, небольшое количество газа добывалось на грозненских и майкопских промыслах. В Бакинском и Грозненском районах были построены первые заводы по переработке газа и производству газового бензина.

В 1931 г. в районе Нефтегорска (Майкопский нефтепромысловый район) вступил в эксплуатацию первый в бывш. СССР сажевый завод; в качестве сырья для этого завода использовался нефтяной газ. В 30-х годах на бакинских и Северо-Кавказских промыслах были проведены большие работы по герметизации систем сбора нефти и газа. В результате добыча, нефтяного (попутного) газа увеличилась в 1941 г. до 3200 тыс. м3.

Чисто газовые месторождения в предвоенные годы разрабатывались только в Дагестане. Здесь в небольших количествах добывался природный газ на месторождении Дагестанские Огни. Промышленная добыча природного газа в широких масштабах началась в начале 40-х годов. В 1942 г. было введено в разработку Елшано-Курдюмское газовое месторождение близ Саратова, а в 1943 г. — ряд месторождений в Куйбышевской и Оренбургской областях. Газ из газовых скважин по газопроводам подавался под собственным давлением на электростанции и промышленные предприятия Куйбышева и Саратова. В 1946 г. был построен первый дальний газопровод Саратов — Москва. На базе газовых месторождений Северного Кавказа и Западной Украины была сооружена многониточная система газопроводов Северный Кавказ — Центр и газопровод Дашава – Киев – Брянск — Москва. В 1956 г. вступило в строй действующих Шебелинское газовое месторождение на Украине. В начале 60-х годов была открыта и введена в разработку группа среднеазиатских газовых месторождений и среди них крупнейшее Газлинское месторождение. Газом этих месторождений питаются не только города республик Средней Азии, но и индустриальный Урал, и Москва, куда газ поступает по мощным газопроводам Бухара — Урал и Средняя Азия — Центр, Уренгой – Помары – Ужгород и т. д. Протяженность магистральных газопроводов от газовых месторождений Северного Кавказа, Украины. Средней Азии, Туркмении, Коми АССР, Западной Сибири, Оренбургской области до пунктов потребления составила к началу 1977 г. более 100 тыс. км.

Добыча природного газа по бывш. СССР из газовых и газоконденсатных месторождений в 1946 г. была немногим более 2 млрд. м3, то в 1966 г. она возросла до 125 млрд. м3 и в 1977 г. — до 314 млрд. м3.

Развитие газопроводного хозяйства страны вызвало необходимость проведения значительных работ по созданию подземных хранилищ газа вблизи крупных городов, таких как Москва, Ленинград, Киев и др.

Наряду с ростом добычи природного газа, состоящего преимущественно из метана в основном используемого в качестве топлива, из года в год увеличивается добыча нефтяного (попутного) газа, извлекаемого из недр вместе с нефтью. Этот газ состоит из смеси углеводородов (метан, этан, пропан и др.) и является не только хорошим топливом, но и незаменимым сырьем для нефтехимических производств. Такой газ перед подачей его потребителям в качестве топлива должен, как правило, пройти переработку на газоперерабатывающих (газобензиновых) заводах. На ГПЗ из газа отделяют тяжелые фракции (бутан и выше), которые в виде сжиженных газов идут на нефтехимические заводы, а также населению в баллонах (баллонный газ).

Топливная промышленность. Основные районы добычи нефти

1. На рисунке 1 обозначьте и подпишите основные районы добычи нефти. Пунктиром нанесите перспективные районы нефтедобычи, а стрелками основные и предполагаемые направления перевозок нефти.

2. Распределите нефтяные базы (Волго-Уральская, Северо-Европейская, Западно-Сибирская) в порядке убывания их доли в общем объёме добычи нефти в России.

1. Западно-Сибирская

2. Волго-Уральская

3. Северо-Сибирская

3. Основной район добычи нефти в России — Западная Сибирь. Перечислите основные факторы его развития:

4. Дополните текст.

Нефтеперерабатывающие заводы размещаются в основном в районах потребления нефтепродуктов, так как сырую нефть транспортировать гораздо проще, чем продукты ее переработки.

5. Приведите примеры различных схем размещения нефтеперерабатывающих заводов. Какая из них более экономична? Почему?

Потребительская схема размещения, ориентированная на потребителей готового продукта, сырьевая схема размещения, в непосредственной близости от места добычи. Наиболее выгодной будет являться потребительская схема размещения, так как сырую нефть дешевле доставлять по трубопроводу, до места переработки.

6. Дополните текст.

По запасам природного газа Россия занимает в мире 2 место. Её доля в мировых запасах природного газа составляет 27 %.

7. Укажите, какие преимущества как вид топлива имеет природный газ по сравнению с:

А) нефтью: Стоимость добычи природного газа в 2 раза дешевле, выделяется меньше вредных веществ при его сгорании.

Б) углем: дешевле стоимость добычи, удобнее и дешевле вид перевозки, более высокая энергоэффективность сгораемого топлива.

8. На рисунке 2 обозначьте основные и перспективные районы добычи газа. Стрелками покажите действующие и перспективные направления транспортировки газа.

9. Россия занимает второе место по добыче природного газа. Как вы считаете, стоит ли стране стремиться к лидерству по этому показателю?

Природный газ относится к исчерпаемым природным ресурсам, чем больше его добывается в данный момент времени, тем в большей степени сокращаются его запасы на данной территории, поэтому к лидерству в его добыче стремится определенно не стоит.

10. На рисунке 3 подпишите основные угольные бассейны России. Цветом покажите, какие из них являются буроугольными, а какие — каменноугольными. Пунктиром обозначьте перспективные районы добычи угля.

11. Используя данные учебника (§ 4), составьте сравнительную характеристику двух угольных бассейнов России (по выбору).

12. Основной способ добычи угля в России — открытый, его доля составляет 66%. Заполните таблицу, перечислив достоинства и недостатки открытого и подземного способов добычи угля.

Добыча газа на Ямале в 2020 году составила 526,9 млрд м³, нефти – 37 млн тонн / Правительство Ямало-Ненецкого автономного округа

В 2020 году добыча нефти в ЯНАО составила 36,6 млн тонн, газа – 526,9 млрд м³; конденсата – 23,3 млн тонн, сообщили в окружном департаменте природно-ресурсного регулирования, лесных отношений и развития нефтегазового комплекса.

Именно эти минеральные ресурсы, сосредоточенные на территории округа, занимают ведущее место по своей значимости для современной экономики. Сегодня площади лицензионных участков для добычи углеводородного сырья составляют более 334 000 км2 или 43% от общей площади ЯНАО.

Ямал — основной поставщик природного газа в России: открыто 238 газовых, газоконденсатных, нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений, из которых 100 разрабатывается, а на 138 месторождениях ведутся разведочные работы.

На сегодняшний день зарегистрировано 317 действующих лицензий на право пользования недрами для геологического изучения и добычи углеводородного сырья, из них 295 лицензий — в пределах суши и 22 лицензии — в пределах шельфа Карского моря.

В распределенном фонде недр находится 206 месторождений. 234 лицензии выданы с правом пользования недрами для добычи углеводородного сырья и геологического изучения или разведки и 83 лицензии выданы только с правом геологического изучения недр. Лицензионный процесс охватывает всю территорию автономного округа. Наиболее крупные недропользователи региона: ПАО «Газпром», ПАО «Новатэк», ПАО «Газпром нефть», ПАО «НК «Роснефть», ПАО «ЛУКОЙЛ».

Несмотря на сложности, в 2021 году планируется рост добычи и реализация новых проектов. По предварительным планам в этом году компании добудут: нефти – 38,6 млн тонн; газа — 639,9 млрд м³; конденсата — 34,3 млн тонн.

Кроме того, в первом квартале 2021 года ожидается ввод четвертой очереди линии завода СПГ (ОАО «ЯМАЛ СПГ») мощностью 0,94 млн тонн, которая будет построена по технологии ПАО «НОВАТЭК». Общая мощность проекта составит 17,4 млн тонн СПГ в год.

Запасы нефти на традиционных месторождениях и в легкодоступных регионах истощаются, но это не значит что завтра нефтяникам будет нечего добывать

Разговоры о том, когда закончится нефть, не прекращаются уже лет тридцать. За это время нефтяники успели освоить ряд новых территорий и совершить несколько значимых технологических прорывов. «Сибирская нефть» попыталась выяснить, где и как будут добывать жидкие углеводороды в обозримом будущем

Новые территории

Российские ресурсы углеводородов залежи углеводородов, предсказанные теоретически, но еще не доказанные практическим бурением скважин.  — одни из самых значительных в мировом масштабе, но даже беглого взгляда на карту нефтегазоносных провинций страны достаточно, чтобы понять: самые перспективные территории уже плотно изучены и разработаны. Волго-Уральские месторождения и залежи Западной Сибири нельзя назвать полностью истощенными — их запасов хватит еще не на одно десятилетие, но поддерживать уровень добычи только за их счет не удастся ни стране в целом, ни крупным нефтяным компаниям в частности.

Оставшиеся территории можно охарактеризовать как «неудобные» — и с точки зрения климата, и из-за отсутствия необходимой инфраструктуры. Именно поэтому браться за добычу нефти и газа на них до сих пор не спешили.

Одна из таких «неудобных», но богатых нефтью формаций — арктический шельф. По современным представлениям геологов наибольшие запасы нефти сосредоточены в Баренцевом и Карском морях. Но списывать со счетов остальную Арктику не стоит — из-за большей удаленности она просто хуже изучена. Наличие значимых ресурсов предполагается на шельфе всех российских арктических морей.

Наличие значимых ресурсов нефти и газа предполагается на шельфе всех российских арктических морей

К категории с приставкой «супер» Арктический нефтегазоносный бассейн был отнесен еще в середине 80-х годов прошлого века благодаря выдающемуся советскому исследователю геологии Арктики и Северного Ледовитого океана Игорю Грамбергу. Академик Грамберг выдвинул концепцию, согласно которой существует четкая зависимость между молодостью океана и углеводородным богатством его шельфа. Причем зависимость обратная: чем моложе океан, тем масштабнее нефтегазоносные территории на его окраинах. Это связано с тем, что океаны в ранней стадии развития не только «выращивают» собственные осадочные бассейны, но еще и наследуют их от предыдущих этапов тектонического развития. Древние же океаны, наоборот, в силу своего возраста, успевают утратить осадочные бассейны предыдущих этапов формирования, а вновь образованные оказываются слишком молоды, чтобы содержать крупные ресурсы углеводородов. Северный Ледовитый океан считается самым молодым, а начальные углеводородные ресурсы здесь оцениваются как минимум в 90 млрд т.н.э., как максимум — в 250. Для сравнения: вся добыча России в 2014 году составила 534 млн т.н.э.

90 млрд т.н.э. — минимальные начальные углеводородные ресурсы арктического шельфа России

Самый решительный шаг на шельф среди российских компаний сделала «Газпром нефть», начав разработку Приразломного месторождения в Печорском море. Пока это первый проект в мире на арктическом шельфе, реализуемый в условиях замерзающего моря, и первый — на арктическом шельфе России. Тем не менее сегодня нефтяники присматриваются уже не только к более-менее изученным Баренцеву и Карскому морям, но и к нефтегазоносным провинциям, приходящимся на шельф моря Лаптевых и Чукотского моря.

«Конечно, это перспективы даже не завтрашнего дня, но браться за них надо уже сегодня, несмотря на все трудности», — считает директор по геологоразведке и развитию ресурсной базы «Газпром нефти» Алексей Вашкевич. А трудностей много: помимо сложнейших погодных условий и удаленности от цивилизации это еще и технологические проблемы. По словам Алексея Вашкевича, сегодня «Газпром нефть» находится в ситуации, когда планы компании по геологоразведке на арктическом шельфе далеко опережают соответствующие технологические возможности подрядчиков, проводящих такие работы: «Мы вынуждены выступать в роли инициаторов создания нового морского бурового оборудования, подгонять производителей. Полноценное освоение Арктики — это вызов, стоящий не только перед „Газпром нефтью“, это вызов для всей отрасли».

Самые перспективные нефтегазоносные провинции уже плотно изучены и разработаны. Их запасов не хватит для длительного поддержания высокого уровня добычи

На суше новых, интересных для нефтяников территорий осталось немного. В первую очередь это Ямал — самая северная часть богатой ресурсами Западно-Сибирской нефтегазовой провинции (НГП) — и Восточная Сибирь, большую часть которой охватывает Лено-Тунгусская НГП. У «Газпром нефти» на Ямале уже есть два масштабных проекта — разработки Новопортовского месторождения и Мессояхской группы. Но сегодня речь идет о продвижении дальше на север, до сих пор остававшийся вотчиной газовиков. Что касается Восточной Сибири, то пока осваивается только ее южная часть, причем большинство разрабатываемых месторождений еще находятся в стадии геологоразведки или опытно-промышленной эксплуатации. Для «Газпром нефти» центр добычи в Восточной Сибири — это Чонский проект, включающий три месторождения: Игнялинское, Тымпучиканское и Вакунайское. Пока здесь реализуется высокоточная сейсмика 3D и другие геологические мероприятия. К настоящему времени суммарные запасы нефти на месторождениях Чонского проекта оцениваются в 212,5 млн тонн (С1 + С2), газа — в 278,3 млрд кубометров (С1 + С2).

Дальнейшее освоение Восточной Сибири также предполагает движение на север и решение сложных логистических и инфраструктурных задач. Впрочем, это имеет смысл: перспективными на нефть и газ считаются три четверти общей площади Восточной Сибири (3,2 млн кв. км). По официальным данным, общие ресурсы углеводородов Восточной Сибири оцениваются в 8,8 млрд тонн нефти и 31,9 трлн куб. м газа, однако основная часть — это прогнозные ресурсы, степень разведанности которых очень низка (около 3%), так что цифра имеет все шансы еще увеличиться.

Вперед и вниз

Поиск новых источников нефти необязательно подразумевает расширение территорий. Можно двигаться вглубь земли. Именно так поступили американцы, столкнувшиеся с проблемой истощения запасов традиционной нефти. К чему это привело, сегодня уже ни для кого не секрет. Время сланцевых свершений наступает и в России.

Речь идет о так называемых нефтематеринских пластах. Их основные характеристики с точки зрения добычи нефти — низкие пористость и проницаемость коллекторов, неоднородных по своей структуре и оттого сложно определяемых. Совокупность всех этих «плохих» факторов делает извлечение нефти из таких пород занятием технологически трудным и дорогостоящим. Говоря о стоимости добычи нетрадиционной нефти, сразу необходимо обозначить различие между российскими сланцами и американскими. В общем случае нефтематеринские пласты, как бы они ни назывались — баженовская свита или баккен, — это плотные сланцевые породы, содержащие кероген и включения в виде трещин или карбонатов с легкой нефтью. Но в случае с баккеном американцам повезло. Эта пачка пород сложена тремя пластами: верхний и нижний — из сланцев, а средний, который и является основным коллектором, преимущественно из песчаников и доломитов с приемлемой пористостью и хорошей проницаемостью. В бажене же такого «удобного» однородного пласта нет, поэтому его разработка на порядок сложнее.

Тем не менее свита рассматривается как важный потенциальный источник углеводородов. Бажен залегает на всей территории Западно-Сибирской НГП, а это около 1 млн кв. км. Оценка его ресурсов очень приблизительна, но даже по самым скромным подсчетам ученых — это 20–30 млрд т.н.э. Разработка свиты уже началась, но пока в основном ведется разведочное бурение или опытно-промышленная эксплуатация. К плюсам бажена можно отнести наличие в Западной Сибири инфраструктуры, тем более что зачастую крупные залежи нефти в свите находят на уже осваиваемых месторождениях. Так было, например, с Пальяновской площадью Красноленинского месторождения, разрабатываемой «Газпром нефтью». Также компания заинтересована в добыче с бажена и на других своих западносибирских активах. «В отличие от шельфовых проектов, относящихся к отдаленному будущему, поиск и вовлечение в разработку запасов баженовской свиты будут определять развитие „Газпром нефти“ в среднесрочной перспективе, — говорит Алексей Вашкевич. — Сегодня мы работаем над технологиями, которые позволят нам улучшить понимание геологического строения залежей бажена, научиться максимально точно прогнозировать их местоположение, определять нефтегазоносность. Только так мы сможем добиться экономической эффективности при дальнейшем извлечении нетрадиционных запасов. Рентабельность — главный камень преткновения, лежащий на дороге к полномасштабной разработке бажена».

Это же касается и других нефтематеринских отложений. В частности, доманиковой свиты, распространенной в пределах Тимано-Печорской и ВолгоУральской нефтегазоносных провинций. Общая площадь доманика не столь обширна, как у бажена, но достаточно высокое содержание в нем органических веществ (среднее — порядка 5%, максимальное — около 20%) вполне позволяет рассматривать свиту в качестве дополнительного источника ресурсов. Тем более что залегает она в регионах с истощающейся добычей. Еще одна нефтематеринская свита — куонамская — расположена в Восточной Сибири. Но о ее освоении речь пока не идет — в этом регионе нефтяникам предстоит сначала заняться извлечением традиционной нефти. Поэтому куонамские сланцы можно отнести к запасам на далекое будущее.

1 млн
квадратных километров — площадь баженовской свиты на территории Западно-Сибирской НПГ

Технологический прорыв

Поиск новых запасов — логичный путь развития ресурсной базы, но и старые не стоит списывать со счетов, ведь понятие «истощенные» довольно условно. Средний показатель остаточных запасов для мировой практики — 55–75%. Конечно, часть из них неизвлекаема при помощи существующих технологий, но есть и довольно внушительный объем дополнительной добычи, получить который можно за счет применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН).

Баженовская свита рассматривается как важный потенциальный источник углеводородов в среднесрочной перспективе

К сожалению, сегодня говорить о каком-то универсальном решении, которое позволяет выжать из пласта больше нефти, не приходится. Неизвлеченные остатки распределяются в пластах по-разному: они могут быть рассеяны в заводненных или загазованных зонах, содержаться в слабопроницаемых слоях заводненных пластов или в обособленных линзах, не охваченных дренированием при существующей системе добычи. Отсюда и разнообразие применяемых МУНов.

Гидроразрыв пласта — один из способов увеличения дебита скважин при извлечении традиционных запасов

Впрочем, принцип действия у них примерно один — «разжижение» нефти и вытеснение ее на поверхность с помощью внешнего агента. Среди наиболее часто используемых в мировой практике МУНов тепловые (искусственное увеличение температуры в продуктивных пластах), газовые (нагнетание в продуктивные пласты газов — диоксида углерода или углеводородных газов) и химические (вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ, полимеров и композиций химических реагентов). К экзотическим способам можно отнести микробиологическое воздействие на пласт, когда агентом становятся продукты жизнедеятельности закачанных в залежь микроорганизмов.

Российский опыт использования методов повышения нефтеотдачи в основном ограничивается гидродинамическими способами — традиционным заводнением и различными его вариациями. Также к МУНам можно отнести гидроразрыв пласта — в том случае, когда он применяется для увеличения дебита скважин при извлечении традиционных запасов. Внедрение новых методов позволило бы сделать необходимый шаг к возвращению в строй старых месторождений.

«Исторически для увеличения коэффициента извлечения нефти в России применяли заводнение с различными химическими добавками, но есть и другие методы, которые у нас можно и нужно внедрять, — считает Алексей Вашкевич. — Например, большое будущее видится за внутрикаталитическим ретортингом, объединяющим в себе тепловое, физическое и химическое воздействие на пласт. Сейчас мы разрабатываем пилотный проект по его применению на наших сложных активах». Уникальность метода состоит в том, что он направлен не только на вытеснение нефти из пласта и создание искусственной зоны дренирования, но и на процессы созревания нефти. То есть это своеобразная «скороварка» для генерации углеводородов из керогена. Она может улучшить нефтеотдачу и традиционного пласта, и нефтематеринских пород.

75% может достигать показатель остаточных неизвлеченных запасов на месторождении

Слухи о скором прекращении добычи нефти в связи с полным истощением запасов сильно преувеличены. Развитие же технологий позволяет предполагать в будущем не только успешное освоение новых территорий, но и еще не один заход на старые запасы с новыми методами.

3.8. ГАЗОВЫЙ БИЗНЕС

10%

обеспечен органический рост добычи газа в 2015 г. по сравнению с 2014 г.

Завершено создание СП с «Аллтек», которое станет основой для нового высокотехнологичного центра газодобычи в НАО. В рамках СП предполагается монетизация запасов газа путем производства СПГ

Компания разрабатывает значительные запасы газа в Западной и Восточной Сибири и обладает уникальным портфелем лицензий на разработку углеводородных ресурсов российского континентального шельфа. Стратегическая цель ОАО «НК «Роснефть» в области развития газового бизнеса — долгосрочное увеличение акционерной стоимости Компании за счет роста добычи газа, обеспеченного высокоэффективным долгосрочным портфелем продаж.

Добыча газа составляет 20% от общего объема добычи углеводородов Компании. Развитие газового потенциала является одной из стратегических задач Компании, и в течение последнего времени был сделан ряд важных шагов в этом направлении. Компания обладает значительными запасами газа в начальной стадии освоения, что обуславливает высокий потенциал роста газового бизнеса и позволяет уверенно наращивать добычу. Также планируется дальнейший рост уровня полезного использования попутного нефтяного газа.

ОАО «НК «Роснефть» осуществляет добычу газа силами более чем тридцати дочерних обществ и совместных предприятий в Западной и Восточной Сибири, Центральной России, на юге Европейской части России, Дальнем Востоке, а также во Вьетнаме, Венесуэле и Канаде.

Общий объем добычи Компании за 2015 г. составил 62,54 млрд куб. м¹ газа, при этом органический рост добычи газа по сравнению с 2014 г. составил 10%.

Извлекаемые запасы газа на 01.01.2016 по категории АВС1+С2 достигли 7,5 трлн куб. м, что превышает уровень прошлого года на 4%. Наибольший абсолютный и процентный рост запасов газа по российской классификации обеспечило разведочное бурение в одном из крупнейших добывающих обществ ПАО «Сибнефтегаз», а также создание совместного предприятия с компанией группы «Аллтек» на базе Кумжинского и Коровинского месторождений.

В 2016 г. ОАО «НК «Роснефть» продолжит наращивать добычу газа, повышать эффективность каналов сбыта, а также развивать крупнейшие проекты, обеспечивая достижение поставленных стратегических целей.

Добыча газа

62,54 млрд куб. м

общий объем добычи газа ОАО «НК «Роснефть»
за 2015 г.

87,9%

уровень полезного использования ПНГ
в 2015 г.

Общий объем добычи газа Компании за 2015 г. как на территории России, так и за ее пределами составил рекордные 62,541 млрд куб. м, в том числе природного газа — 29,67 млрд куб. м, попутного нефтяного газа —
32,87 млрд куб. м. При этом 0,85 млрд куб. м из общего объема добычи газа (0,64 млрд куб. м — природный газ) приходится на добычу в рамках реализации Компанией зарубежных проектов во Вьетнаме, Венесуэле и Канаде, а 61,69 млрд куб. м — на добычу в России. Помимо этого часть добываемого в России газа направляется на производство жидких углеводородов. Объем добычи газа Компании в России за 2015 г. с учетом газа, направленного на производство жидких углеводородов, составил 62,1 млрд куб. м.

По итогам 2015 г. ОАО «НК «Роснефть» входит в тройку крупнейших производителей газа в России, добыча Компании составляет 9,8% в общем объеме добычи газа в России.

Органический рост добычи газа по сравнению с 2014 г. составил 5,81 млрд куб. м, или 10%. Рост добычи ОАО «НК «Роснефть» был обеспечен, в основном, следующими факторами:

• ростом добычи АО «Ванкорнефть» на 3,39 млрд куб. м в результате увеличения добычи природного и попутного нефтяного газа, а также повышения уровня полезного использования попутного нефтяного газа до 88% в связи с запуском во втором квартале 2014 г. установки подготовки газа, компрессорной станции и газопровода, способного обеспечить транспортировку газа в ГТС ПАО «Газпром» и его последующую реализацию;
• увеличением добычи природного газа ПАО «Сибнефтегаз» на 0,86 млрд куб. м, в основном за счет начала добычи газа на Хадырьяхинском лицензионном участке в декабре 2014 г.;
• увеличением добычи газа ООО «РН-Пурнефтегаз» на 0,76 млрд куб. м в результате ввода в эксплуатацию новых кустовых площадок на Тарасовском месторождении, а также за счет запуска в декабре 2015 г. сепарационной установки газа и газосборных трубопроводов на Барсуковском месторождении;
• увеличением добычи попутного газа на 0,67 млрд куб. м в связи с началом опытно-промышленной разработки Северной оконечности месторождения Чайво на острове Сахалин;
• увеличением добычи природного газа АО «Роспан Интернешнл» на 0,26 млрд куб. м в результате ввода новых скважин и запуска в режиме комплексного опробования 2‑й очереди Ново-Уренгойской установки комплексной подготовки газа и газового конденсата.

Комсомольское месторождение

Компания нацелена на развитие газового бизнеса в долгосрочной перспективе. Устойчивый рост добычи нефти и газа Компании в среднесрочной перспективе обеспечивается за счет новых месторождений, объем инвестиций в которые стабильно растет. Прежде всего, это проект полномасштабной разработки месторождений АО «Роспан Интернешнл», предусматривающий при выходе на проектную мощность увеличение добычи газа до уровня почти 20 млрд куб. м, жидких углеводородов до ок. 6 млн т в год. Планируется начало разработки первой очереди по проекту Харампур и Кынско-Часельского лицензионного участка. Также планируется увеличить добычу и на месторождениях ПАО «Сибнефтегаз», где было добыто 11,8 млрд куб. м, а к 2020 г. объемы добычи будут увеличены до 14 млрд куб. м за счет разработки Хадырьяхинского месторождения и нижних горизонтов Берегового месторождения.

Реализация крупных газовых проектов позволит обеспечить выполнение действующих контрактных обязательств Компании по поставкам газа и направлена на достижение целей, сформулированных в долгосрочной программе развития Компании.

Западная Сибирь является крупнейшим регионом добычи газа ОАО «НК «Роснефть». Добыча газа в регионе в 2015 г. выросла на 5% и составила за 2015 г. 44,49 млрд куб. м. Объем добычи природного газа в регионе составил 24,45 млрд куб. м, и был в основном обеспечен на месторождениях ПАО «Сибнефтегаз», АО «Роспан Интернешнл» и ООО «РН-Пурнефтегаз». Добыча попутного нефтяного газа в регионе составила 20,04 млрд куб. м, при этом основной объем был обеспечен на месторождениях АО «Самотлорнефтегаз», ООО «РН-Юганскнефтегаз», ООО «РН-Пурнефтегаз», ПАО «Варьёганнефтегаз», АО «РН-Няганьнефтегаз» и ОАО «Томск нефть».

Производственная площадка
ООО «РН-Пурнефтегаз»

Добыча газа в Восточной Сибири осуществляется на месторождениях АО «Ванкорнефти» — крупнейших в данном регионе, а также в обществах ПАО «Верхнечонскнефтегаз» и «Таас-Юрях Нефтегазодобыча». Добыча попутного нефтяного газа за 2015 г. составила 7,95 млрд куб. м, 0,98 млрд куб. м — природный газ. Общий рост добычи региона, составивший в 2015 г. 3,43 млрд куб. м, существенно превышает показатель предыдущего года, что в большей степени связано с повышением уровня полезного использования попутного нефтяного газа.

Основной объем добычи газа в Центральной России за 2015 г. был обеспечен на месторождениях АО «Оренбургнефть» и АО «Самаранефтегаз».

Производственная площадка
ООО «РН-Краснодарнефтегаз»

ООО «РН-Краснодарнефтегаз» — основной газодобывающий актив Юга России, ведущий добычу как природного, так и попутного нефтяного газа.

Основная добыча региона Дальний Восток — попутный нефтяной газ месторождения Северное Чайво, попутный нефтяной газ проекта «Сахалин-1», а также попутный нефтяной и природный газ ООО «РН-Сахалинморнефтегаз».

Добыча газа за рубежом была обеспечена в рамках реализации зарубежных проектов во Вьетнаме, Венесуэле и Канаде.

1. «Роспан»Основной центр роста добычи природного газа в следующие 5 лет. Добыча 4,24 млрд куб. м в 2015 г., потенциал роста — до почти 20 млрд куб. м в год. 2015 г. — запуск в режиме комплексного опробования 2‑й очереди Ново-Уренгойской установки комплексной подготовки газа и газового конденсата.

2. «Сибнефтегаз»Добыча 11,76 млрд куб. м в 2015 г. 2015 г. — наращивание добычи газа на Хадырьяхинском месторождении.

3. Ванкорский кластерДобыча 8,71 млрд куб. м в 2015 г. Освоение нового региона добычи. 2015 г. — продолжение реализации программы по повышению уровня полезного использования ПНГ. Достижение проектного уровня поставки газа в ГТС.

4. «Пурнефтегаз»Добыча 5,53 млрд куб. м в 2015 г. 2015 г. — ввод в эксплуатацию новых кустовых площадок на Тарасовском месторождении, а также запуск в декабре 2015 г. сепарационной установки газа и газосборных трубопроводов на Барсуковском месторождении.

5. «Краснодарнефтегаз»Добыча 2,75 млрд куб. м в 2015 г. Основной газодобывающий актив Юга России, ведущий добычу как природного, так и попутного нефтяного газа. В 2015 г. добыл суммарно 100 млрд куб. м газа с начала своей производственной деятельности.

6. «Оренбургнефть»Добыча 2,79 млрд куб. м в 2015 г. Переработка газа на Зайкинском ГПП, Покровской УКПГ и Загорской УКПНГ.

7. «РН -Няганьнефтегаз»Добыча 1,54 млрд куб. м в 2015 г. 2015 г. — поддержание уровня полезного использования ПНГ более 96%.

8. «Варьёганнефтегаз»Добыча 3,1 млрд куб. м в 2015 г. Располагает значительной ресурсной базой по запасам свободного газа и газа газовых шапок.

9. «Самотлорнефтегаз»Добыча 5,82 млрд куб. м в 2015 г. 2015 г. — поддержание уровня полезного использования ПНГ более 97%.

10. «Юганскнефтегаз»Добыча 4,58 млрд куб. м в 2015 г. 2015 г. — продолжение реализации программы по повышению уровня полезного использования ПНГ.

11. Отрадненский и Нефтегорский ГПЗ Самарской области и Загорская УКПНГ Оренбургской областиЦентр производства продукции с высокой добавленной стоимостью.

12. «Печора СПГ»Перспективный проект: СП совместно с группой «Аллтек». Цель — создание нового центра газодобычи в НАО, в рамках которого предполагается строительство завода СПГ и сопутствующей инфраструктуры.

13. Дальневосточный СПГ (в рамках проекта «Сахалин-1») Альтернативные варианты размещения проекта монетизации запасов и ресурсов природного газа проекта «Сахалин-1» и газа собственных шельфовых месторождений ОАО «НК «Роснефть». В декабре 2015 г. затраты на проведение проектно-изыскательских работ включены в Программу работ и Смету расходов по проекту «Сахалин-1» на 2016 г. и утверждены Уполномоченным государственным органом проекта «Сахалин-1».

14. Харампур

15. КЧЛУ

16. МинховскоеПерспективные проекты по добыче газа в Западной Сибири.

17. «Братскэкогаз»Поставки газа населению Иркутской области.

18. Юрубчено-Тохомская группа

19. «Верхнечонскнефтегаз»

20. «Таас-Юрях НГД»

21. Северо-ВенинскоеПерспективные проекты по добыче газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

22. «РН -Сахалинморнефтегаз», Северное ЧайвоПоставки газа Сахалинской области и Хабаровскому краю.

Развитие международного газового бизнеса

Выход на международные газовые рынки и становление в качестве глобального игрока рынка СПГ являются одной из приоритетных задач ОАО «НК «Роснефть». Участие в добычных газовых проектах за рубежом позволит Компании эффективно прирастить запасы природного газа и создать сбалансированный по рынкам сбыта портфель активов.

Компанией определены целевые стратегические регионы присутствия — Южная Америка, Ближний Восток, Восточная Африка и АТР, с учетом обеспечения конкуренто способности с другими глобальными игроками и наличия эффективных каналов сбыта газа.

В настоящее время ОАО «НК «Роснефть» выступает оператором добычного газового проекта на шельфе Вьетнама, являясь одним из основных производителей газа в стране.

Достижения в развитии международного газового бизнеса

в 2015 г.

Присуждение «Роснефти» совместно с партнером ExxonMobil 3 ГРР участков на шельфе (A5‑B в районе Ангоче и Z5‑C и Z5‑D в дельте реки Замбези) в рамках 5‑го лицензионного раунда Республики Мозамбик. Подтверждение газового потенциала участков позволит в будущем реализовать крупнотоннажный СПГ-проект.

В июне 2015 г. подписан Меморандум о совместных проектах с компанией PDVSA, в котором закреплен ряд принципиальных условий создания совместного предприятия для реализации газового проекта на шельфе Венесуэлы.

В рамках Меморандума о взаимопонимании и Дорожной карты с государственной компанией Petrobras, подписанных в 2014 г. в присутствии президентов РФ и Бразилии в ходе саммита БРИКС, продолжается работа по согласованию оптимальной схемы и бизнес-модели для совместной монетизации запасов природного газа двух компаний в бассейне Солимойнс.

ЗАО «РОСПАН Интернешнл»

Недра

Основным богатством недр Надымского района является природный газ, нефть; из других полезных ископаемых на его территории ведется добыча песка, глины, торфа. Практически весь объем добычи нефти и газа в округе сосредоточен в Надым — Пур — Тазовском междуречье.

На территории Надымского района расположены старейшие и крупнейшие газовые месторождения страны, которые вот уже 35 лет обеспечивают самым дешевым в мире углеводородным сырьем не только Россию, но и многие страны Европы. Ежегодно здесь добывается более 170 миллиардов кубометров газа высокого качества, не содержащего вредных примесей, в основном — метанового.

В настоящее время на территории Надымского района открыто более 40 нефтегазоконденсатных месторождений, в том числе такие супергиганты по запасам углеводородов как Медвежье, Ямбургское, Уренгойское, Северо-Уренгойское, Песцовое, Северо-Комсомольское, Сугмутское, Юрхаровское. Добыча углеводородов на территории Надымского района ведется на 19 месторождениях.

Помимо «Газпром добыча Надым» добычу углеводородов на территории района ведут предприятия «Газпром добыча Уренгой», «Газпром добыча Ямбург», «Газпром нефть» «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», «Меретояханефтегаз», НК «Роснефть-Пурнефтегаз», «РИТЭК», «Нортгаз», «Юрхаровнефтегаз», «Ланрус-Недра», «Технефинвест», «Надымнефтегаз».

На территории Надымского района работают двадцать предприятий ТЭК, из них девять предприятий занимаются только поиском и оценкой месторождений нефти и газа. В процентном отношении по ЯНАО, в Надымском районе добыча углеводородов составляет: газ — 30,6%; нефть — 10,4%, газовый конденсат — 26,6%.

Сегодня в нераспределенный фонд недр Надымского района входит целый ряд нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Кроме того, он включает в себя около 21 нефтегазоперспективных объекта (СЛЛ), выявленных по данным сейсмических исследований, но недостаточно изученных либо не изученных глубоким бурением. Перспективные ресурсы Надымского района составляют более 5 млрд. тонн условного топлива, это около 150 прогнозных ловушек (СЛЛ).

Большие запасы углеводородного сырья, геолого-геофизическая изученность, наличие хорошо развитой производственной инфраструктуры на территории Надымского района — все это создает благоприятные условия для инвестирования нефтегазового комплекса как на ближайшие годы, так и на отдаленную перспективу. 

Какие крупнейшие месторождения природного газа в России?

Россия обладает крупнейшими в мире запасами природного газа, более половины из которых находится в Сибири. В настоящее время более 70% запасов страны принадлежит государственной компании «Газпром».

Изображение: Заполярное газовое месторождение, установка подготовки газа. Фото любезно предоставлено Правительством Российской Федерации / Википедия.

NS Energy представляет крупнейшие месторождения природного газа в России на основе их запасов в триллионах кубических метров (трлн куб. М)

Уренгойское месторождение — 10.9Тсм

Расположенное на севере Западной Сибири Уренгойское газоконденсатное месторождение находится в разработке с 1978 года.

Уренгойское месторождение, управляемое «Газпромом», расположено в северной части бассейна Западной Сибири в Ямало-Ненецком автономном округе. Российский углеводородный актив, расположенный на территории более 12 000 км², был открыт в 1966 году. Он также считается вторым по величине в мире месторождением природного газа.

«Газпром» в настоящее время ведет работы на труднодоступных ачимовских месторождениях, чтобы получить больше газа и конденсата с Уренгойского месторождения.Запасы по категории С1 (разведанные) ачимовских отложений составляют более триллиона кубометров газа и 400 миллионов тонн конденсата.

Добычу на ачимовских месторождениях планировалось обеспечить за счет разработки пяти пилотных блоков, а именно 1А, 2А, 3А, 4А и 5А. Из них Блок 2А начал добычу газа в 2009 году, за ним последовал Блок 1А в 2011 году.

Остальные три находятся в стадии подготовки к разработке, а «Газпром» надеется получить около 36,8 млрд кубометров (млрд куб. М) газа в год, как только все пять блоков выйдут на полную мощность.

Изображение: Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение. Фото любезно предоставлено Газпромом.

Ямбургское месторождение — 8,2 трлн м3

Ямбург, управляемый «Газпромом» и расположенный в Ямало-Ненецком автономном округе Тюменской области, также является третьим по величине месторождением природного газа в мире.

Открытое в 1969 году наземное Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение было введено в эксплуатацию в 1986 году после примерно шести лет разработки. Ямбург, как и Уренгойское месторождение, также находится в Западно-Сибирском бассейне и составляет 148 единиц.В 5 км к северу от Полярного круга в Тазовском и Надымском районах.

В апреле 2019 года «Газпромнефть-Заполярье», дочерняя компания «Газпром нефти», заключила с дочерними обществами Газпрома долгосрочное операторское соглашение, основанное на оценке рисков, что позволило начать разработку ачимовских пластов Ямбургского месторождения. «Газпром нефть» рассчитывает начать промышленную добычу с ачимовских залежей Ямбургского месторождения в 2024 году.

По данным «Газпром нефти», запасы ачимовских отложений Ямбурга оцениваются в 1 балл.2 миллиарда тонн.

Бованенковское месторождение — 4,9 трлн м3

Расположенное в Ямало-Ненецком автономном округе наземное Бованенковское месторождение, эксплуатируемое «Газпромом», эксплуатируется с 2012 года.

По данным «Газпрома», Бованенково является крупнейшим месторождением на полуострове Ямал по разведанным запасам газа и входит в разрабатываемый компанией мегапроект «Ямал».

Бованенково было открыто еще в 1972 году. Проектная мощность месторождения по добыче газа составляет 115 млрд кубометров в год, что, вероятно, достигнет 140 млрд кубометров в год после разработки неокомско-юрских отложений.

Основной объект разработки Бованенково — сеноман-аптские отложения, которые разрабатывались тремя газодобывающими объектами, введенными в эксплуатацию в период с 2012 по 2018 год.

Газ, добываемый на Бованенковском месторождении, поступает в Единую систему газоснабжения по трубопроводам Бованенково – Ухта и Бованенково – Ухта 2, протяженностью около 1200 км каждый.

Изображение: Бованенково — самое крупное месторождение на Ямале. Фото любезно предоставлено Газпромом.

Штокмнское месторождение — 3.9Тсм

Открытое в 1988 году Штокмановское газоконденсатное месторождение расположено в центральной части российского сектора Баренцева моря, примерно в 600 км к северо-востоку от Мурманска, на глубине от 320 до 340 метров.

Разведанные запасы Штокмнского месторождения по категории С1 составляют 3,9 трлн куб. М газа и 56 млн тонн газового конденсата.

В феврале 2008 года российский государственный энергетический гигант «Газпром», Total и StatoilHydro подписали соглашение о создании Штокмановской компании для разработки месторождения в три этапа.Компания «Штокман Девелопмент» была создана для организации проектирования, разработки, строительства, финансирования и эксплуатации объектов первой фазы, связанных с освоением Штокмановского месторождения.

«Газпром» владел 51% акций «Штокман Девелопмент», а Total и StatoilHydro — 25% и 24% соответственно. Однако впоследствии «Газпром» приобрел 100% контрольный пакет акций компании.

В настоящее время «Газпром» управляет лицензией на поиск, разведку и добычу газа и конденсата на Штокмановском месторождении, мощность которого, как ожидается, выйдет на проектную мощность в 71 объект.1 млрд куб. М газа в год на третьей фазе освоения.

Заполярное месторождение — 3,5 трлн м3

Заполярное месторождение расположено в южной части Тазовского района, в 220 км от г. Новый Уренгой, Ямало-Ненецкий автономный округ.

Открытое в 1965 году, месторождение входит в состав Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и способно производить 130 миллиардов кубометров газа в год. Он принадлежит и управляется Газпромом.

Распространение на площади 8 745 га, месторождение включает два месторождения, а именно сеноманское и валанжинское.Добыча на месторождении началась в 2001 году с разработки сеноманских отложений. «Газпром» начал добычу газа и конденсата из более глубоких валанжинских (неокомских) залежей в 2011 году. Добыча на месторождении достигла отметки в триллион кубометров в декабре 2012 года.

Всего пять установок комплексной подготовки газа (УКПГ) используются для добычи углеводородного сырья на Заполярном месторождении, в том числе три УГПГ для очистки газа сеноманских отложений и две УГПГ для очистки газа валанжинских отложений.

Система магистральных газопроводов (ГТС) Заполярное-Уренгой протяженностью 190 км транспортирует добытый с месторождения газ на рынок.

• Добыча газа в России по регионам 2019

• Добыча газа в России по регионам 2019 | Statista

Пожалуйста, создайте учетную запись сотрудника, чтобы иметь возможность отмечать статистику как избранную. Затем вы можете получить доступ к своей любимой статистике через звездочку в заголовке.

Зарегистрироваться

Пожалуйста, авторизуйтесь, перейдя в «Моя учетная запись» → «Администрирование».После этого вы сможете отмечать статистику как избранную и использовать персональные статистические оповещения.

Аутентифицировать

Сохранить статистику в формате .XLS

Вы можете загрузить эту статистику только как премиум-пользователь.

Сохранить статистику в формате .PNG

Вы можете загрузить эту статистику только как премиум-пользователь.

Сохранить статистику в формате .PDF

Вы можете загрузить эту статистику только как премиум-пользователь.

Показать ссылки на источники

Как премиум-пользователь вы получаете доступ к подробным ссылкам на источники и справочной информации об этой статистике.

Показать подробные сведения об этой статистике

Как премиум-пользователь вы получаете доступ к справочной информации и сведениям о выпуске этой статистики.

Статистика закладок

Как только эта статистика будет обновлена, вы сразу же получите уведомление по электронной почте.

Да, сохранить в избранном!

…и облегчить мою исследовательскую жизнь.

Изменить параметры статистики

Для использования этой функции вам понадобится как минимум Единственная учетная запись .

Базовая учетная запись

Познакомьтесь с платформой

У вас есть доступ только к базовой статистике.
Эта статистика не учтена в вашем аккаунте.

Единая учетная запись

Идеальная учетная запись начального уровня для индивидуальных пользователей

• Мгновенный доступ к статистике 1 м
• Скачать в формате XLS, PDF и PNG
• Подробные справочных материалов

$ 59 39 $ / месяц *

в первые 12 месяцев

Корпоративный аккаунт

Полный доступ

Корпоративное решение, включающее все функции.

* Цены не включают налог с продаж.

Самая важная статистика

Самая важная статистика

Самая важная статистика

Самая важная статистика

Самая важная статистика

самая важная статистика Самая важная статистика

Дополнительная статистика

Узнайте больше о том, как Statista может поддержать ваш бизнес.

Аналитический центр при Правительстве РФ. (15 июля 2020 г.). Объем добычи природного газа в России с 2018 по 2019 год по основным газодобывающим регионам (в млрд кубометров) [График]. В Statista. Получено 26 мая 2021 г. с сайта https://www.statista.com/statistics/305391/russian-natural-gas-production-by-region/

Аналитический центр

при Правительстве Российской Федерации. «Объем добычи природного газа в России с 2018 по 2019 год по основным газодобывающим регионам (в миллиардах кубометров).»График. 15 июля 2020 года. Statista. По состоянию на 26 мая 2021 года. Https://www.statista.com/statistics/305391/russian-natural-gas-production-by-region/

Аналитический центр при Правительстве Российской Федерации. Российская Федерация. (2020 г.). Объем добычи природного газа в России с 2018 по 2019 гг. по основным газодобывающим регионам (в миллиардах кубических метров). Statista. Statista Inc. Дата обращения: 26 мая 2021 г. https: //www.statista .com / statistics / 305391 / russian-natural-gas-production-by-region /

Аналитический центр при Правительстве Российской Федерации.«Объем добычи природного газа в России с 2018 по 2019 год по основным газодобывающим регионам (в миллиардах кубических метров)». Statista, Statista Inc., 15 июля 2020 г., https://www.statista.com/statistics/305391/russian-natural-gas-production-by-region/

Аналитический центр при Правительстве Российской Федерации, Россия. объем добычи газа с 2018 по 2019 год по основным газодобывающим регионам (в миллиардах кубических метров) Statista, https://www.statista.com/statistics/305391/russian-natural-gas-production-by-region/ (последнее посещение 26 мая 2021 г.)

Россия

• Его Превосходительство Николай Шульгинов, министр энергетики,
• Г-н Александр Толпаров Член ЕБ
• Денис Леонов Член ТЭК
• Г-жа Ирина Ананич Член SEDAS

Российская Федерация занимает более одной восьмой общей площади Земли и простирается от Балтийского и Черного морей на западе до Тихого океана на востоке.

Население России составляет 144 478 050 человек. По оценкам, 79,8 процента населения составляют русские, 3,8 процента татары, 2 процента украинцы, 1,2 процента башкиры, 1,1 процента чуваши и представители других национальностей, что составляет 12,1 процента от общей численности населения. Официальным языком является русский, в то время как существует много языков меньшинств. Валюта — российский рубль.

Отрасли промышленности страны включают полный спектр горнодобывающих и добывающих отраслей, производящих уголь, нефть, газ, химикаты и металлы; все формы машиностроения от прокатных станов до высокопроизводительных самолетов и космических аппаратов; оборонная промышленность, включая производство радаров и ракет, передовых электронных компонентов, судостроение; оборудование для автомобильных и железнодорожных перевозок; коммуникационное оборудование; сельскохозяйственная техника, такая как тракторы и строительное оборудование; оборудование для производства и передачи электроэнергии; медицинские и научные инструменты; потребительские товары длительного пользования; текстиль; продовольственные товары; и ремесла.

Страна обладает крупнейшими в мире запасами природного газа, 8 ^тыс. крупнейших запасов нефти и 2 ^тыс. крупнейших запасов угля. Россия — один из ведущих мировых экспортеров и производителей природного газа, а также 2 ^и крупнейших экспортеров нефти и крупнейших производителей нефти, хотя время от времени она меняет последний статус с Саудовской Аравией.

Президент России — Его Превосходительство Владимир Путин после президентских выборов 2012 года.Премьер-министром является Его Превосходительство Михаил Мишустин, а министром энергетики — Николай Шульгинов.

Россия останется доминирующим поставщиком газа в Европу до 2040 года: Platts Analytics

Особенности

Доля рынка вырастет почти до 40% к 2040 году: отчет

Поскольку внутреннее производство, норвежское предложение сокращается на

Китай, экспорт СПГ становится все более приоритетным для Москвы

Нью-Йорк — Согласно последнему долгосрочному прогнозу по газу в Европе от S&P Global Platts Analytics, Россия останется доминирующим поставщиком газа в Европу до 2040 года.

Не зарегистрированы?

Получайте ежедневные оповещения по электронной почте, заметки для подписчиков и персонализируйте свой опыт.

Зарегистрироваться

Ожидается, что доля России на европейском рынке останется выше 30% и вырастет почти до 40% к 2040 году, поскольку внутренняя европейская добыча газа и поставки из Норвегии будут сокращаться.

Ожидается, что к 2040 году доля мировых поставок СПГ в энергобалансе Европы вырастет, чтобы частично компенсировать снижение внутреннего производства, но по-прежнему отстает от поставок из России в течение всего прогнозного периода.

В отчете Platts Analytics говорится, что поставки российского трубопроводного газа в Северо-Западную, Центральную и Восточную Европу и Италию вырастут с примерно 130 млрд кубометров в год в 2020 году до примерно 150 миллиардов кубометров в год к 2040 году.

«К 2035 году мы ожидаем рекордной доли рынка России в 38%», — говорится в сообщении.

ЕС взял на себя политическое обязательство снизить зависимость от российского газа за счет поддержки новых источников поставок — например, из Азербайджана — и за счет новой инфраструктуры импорта СПГ.

Однако российский газ остается конкурентоспособным для европейских покупателей, учитывая его низкую производственную базу и долгосрочную надежность.

Между тем, поставки норвежского трубопроводного газа в Европу, согласно отчету, постепенно сократятся до 100 млрд кубометров к 2025 году с нынешних 110 млрд кубометров в год, а затем, согласно отчету, снизятся еще быстрее до 60 млрд кубометров к 2040 году. падение поля.

Ожидается, что поставки

СПГ в Европу вырастут к 2025 году примерно до 90 миллиардов кубометров и достигнут пика в 2030 году на уровне примерно 130 миллиардов кубометров, а затем снизятся до 100 миллиардов кубометров в 2040 году.

Китай поворотный

Тем временем ожидается, что добыча российского газа значительно вырастет, поскольку Москва также все больше ориентируется на экспорт в Китай и уделяет особое внимание наращиванию экспортных мощностей СПГ.

По прогнозам Platts Analytics, общая добыча газа в России увеличится с 650 млрд кубометров в год в 2020 году до 750 млрд кубометров в год к 2025 году и далее до 810 млрд кубометров в год к 2040 году.

«В целом экспорт российского газа значительно вырастет — с 240 млрд кубометров в год в 2020 году до примерно 390 млрд кубометров в год в 2040 году», — говорится в сообщении.

Из увеличения добычи до 2040 года 65 млрд кубометров в год будут поставляться для проектов СПГ, при этом такой же объем поставок будет экспортироваться в Китай.

«Газпром» начал экспорт газа в Китай по трубопроводу «Сила Сибири» в декабре 2019 г. и в ближайшие годы планирует довести его до 38 млрд куб. М в год.

Китай считается растущим рынком для российского трубопроводного газа, особенно на фоне ускоряющегося энергетического перехода в Европе.

«Нежелание Европы увеличивать зависимость от российского газа и риск спроса в связи с переходом на энергоносители являются сильным стимулом для России к диверсификации своего экспортного портфеля», — заявила Platts Analytics.

Трубопровод «Сила Сибири-2» через Монголию с запланированной мощностью 50 млрд кубометров в год свяжет Ямальский регион, который в настоящее время обеспечивает прямые поставки в Европу, с растущим китайским спросом и может быть введен в эксплуатацию во второй половине десятилетия, говорится в сообщении.

«Трубопровод« Сила Сибири — 2 »позволит Европе напрямую конкурировать с Китаем за газ, одновременно обеспечивая« Газпром »страховку от риска спроса на энергоносители в Европе», — говорится в сообщении.

По данным Platts Analytics, значительная часть роста добычи в России будет приходиться на полуостров Ямал, где ожидается, что рост добычи на Бованенковском месторождении и других более мелких месторождениях значительно превысит спад на месторождениях, подходящих к концу срока службы, таких как Ямбург.

Предполагаемые общие запасы газа полуострова Ямал составляют около 26,5 трлн куб. М, и только «Газпром» рассчитывает в конечном итоге добывать в этом регионе 360 млрд куб. М в год.

Эта производственная база находится ближе к коридору Северного потока в Европу. Platts Analytics ожидает, что строительство Северного потока-2 будет завершено в 2022 году, что приведет к увеличению экспортных мощностей в Европу на 55 млрд кубометров в год.

Неопределенность европейского спроса

Ожидается, что Россия продолжит доминировать на европейском рынке, однако перспективы европейского спроса на газ в целом остаются неопределенными.

Platts Analytics прогнозирует, что спрос на газ на более зрелых рынках северо-западной Европы к 2040 году сократится на 50 млрд кубометров в год.

«Движущими силами этого падения являются сохраняющийся потенциал повышения эффективности отопления, электрификация и рост производства возобновляемых источников энергии, заменяющий базовый спрос на газ в обмен на электроэнергию», — говорится в сообщении.

Наибольшее падение наблюдается в жилищном спросе, в то время как потребление промышленного газа, как ожидается, будет меньше из-за проблем с электрификацией.

Водород, в том числе голубой водород, полученный с использованием природного газа, также может открыть новые сектора для спроса на газ, включая производство стали, говорится в сообщении.

Тем не менее, самое резкое падение спроса ожидается в секторе энергетики, поскольку ЕС планирует сократить выбросы углерода на 55% к 2030 году по сравнению с уровнем 1990 года.

Platts Analytics заявила, что также прогнозирует значительный рост производства зеленого водорода и биометана.

«Мы предполагаем, что вместе они будут обеспечивать 10% спроса на газ к 2040 году», — говорится в сообщении.

Голубой водород, водород, полученный из природного газа с улавливанием и хранением углерода, может иметь существенный потенциал роста из-за его более низкой стоимости по сравнению с зеленым водородом.

Однако, по его словам, «политический импульс для этого еще не появился».

Откуда мы импортируем энергию и насколько мы зависимы?

2.3. Откуда мы импортируем энергию и насколько мы зависимы?

Что мы импортируем?

Для собственного потребления ЕС также нуждается в энергии, импортируемой из третьих стран.В 2018 году основным импортируемым энергетическим продуктом были нефтепродукты (включая сырую нефть, которая является основным компонентом), на которые приходилось почти две трети импорта энергии в ЕС, за которыми следовали газ (24%) и твердое ископаемое топливо (8%). .

Россия является основным поставщиком сырой нефти, природного газа и твердого ископаемого топлива в ЕС

Стабильность энергоснабжения ЕС может оказаться под угрозой, если большая часть импорта будет сосредоточена среди относительно небольшого числа внешних партнеров.В 2018 году почти две трети импорта сырой нефти за пределами ЕС приходилось на Россию (30%), Ирак (9%) и Саудовскую Аравию, Норвегию, Казахстан и Нигерию (по 7% каждая). Аналогичный анализ показывает, что почти три четверти импорта природного газа ЕС приходилось на Россию (40%), Норвегию (18%) и Алжир (11%), а почти три четверти импорта твердого топлива (в основном уголь) приходилось на Россию. (42%), США (18%) и Колумбия (13%).

Различные модели среди стран-членов ЕС

Более 80% импорта энергии составляют нефтепродукты на Кипре, Мальте, в Греции, Швеции и Румынии, а более трети — на газ в Венгрии, Австрии и Италии.Около 20% импорта энергии составляет твердое топливо в Словакии и Польше.

Насколько мы зависим от энергии, производимой за пределами ЕС?

Коэффициент зависимости показывает, в какой степени экономика зависит от импорта для удовлетворения своих потребностей в энергии. Он измеряется долей чистого импорта (импорт — экспорт) в валовом внутреннем потреблении энергии (что означает сумму произведенной энергии и чистого импорта). В ЕС в 2018 году уровень зависимости составлял 58%, что означает, что более половины потребностей ЕС в энергии удовлетворялось за счет чистого импорта.Этот показатель колеблется от более 90% на Мальте, Люксембурге и Кипре до менее 25% в Румынии, Дании и Эстонии. Уровень зависимости от импорта энергии увеличился с 2000 года, когда он составлял всего 56%.

Как упоминалось в части, посвященной импорту энергоносителей, ЕС в основном зависит от России в отношении импорта сырой нефти, природного газа и твердого топлива, за ним следует Норвегия в отношении сырой нефти и природного газа.

Посмотрите на интерактивный инструмент визуализации торговли энергетическими продуктами справа, чтобы узнать, кто является основными торговыми партнерами вашей страны, и визуализировать торговые потоки по-разному.

Газовая промышленность в России: реформы в стадии обсуждения

В конце 2010-х годов экспорт природного газа по-прежнему оставался жизненно важным для российской экономики, которая сильно зависит от эксплуатации своих природных ресурсов. Они также жизненно важны для Западной Европы, которая является крупным потребителем газа. Однако организация этих обменов крупной фирмой «Газпром» остается предметом дискуссий. Следует ли его реформировать?

---

Некогда крупнейший производитель природного газа в мире, Россия уступила место США после роста добычи сланцевого газа в США в 2013 году.Тем не менее, газовая промышленность остается одним из важнейших секторов российской экономики. Экспорт природного газа является ключевым параметром экономической политики страны, особенно в том, что касается стабильности государственного бюджета. Хотя сам размер ее запасов защищает Россию от возможных негативных сюрпризов, в 2014 году газовая отрасль столкнется с рядом ограничений и неопределенностей как на внутреннем, так и на внешних рынках. Нормативные, экономические и институциональные факторы — все будут влиять на ожидаемый выбор и, следовательно, на долгосрочное будущее этой отрасли.

1. Добыча природного газа в России

Обширные запасы газа, оцениваемые British Petroleum (BP) в 32,9 триллиона кубометров, или 17,6% от мировых запасов, дает России основание ожидать высоких уровней добычи и экспорта в долгосрочной перспективе. Однако есть ряд факторов, которые могут препятствовать такому развитию.

Таблица 1: Добыча природного газа в России (в млрд куб. М)

Год	1960	1970	1980	1995	2000	2005	2010	2014	2015
Производство	24	83	254	595	584,2	640,6	650	582	573
Источник: Статистический энергетический обзор BP

После сильного старта, когда годовые темпы роста превышали 10% в период с 1960 по 1980 год, уровень добычи газа начал выравниваться в середине 1990-х годов, а затем снизился к 2010 году (Таблица 1 и Изображение 1).Эта тенденция к снижению является следствием снижения добычи на трех сверхгигантских газовых месторождениях Ургеной, Ямбург и Медвезе. Эти месторождения, изначально разрабатываемые «Газпромом», с тех пор достигли зрелости.

Новые зоны для возможной разработки включают газовые месторождения на полуострове Ямал (Бованенково) (Изображение 2), спутники Надым-Пур-Тазовского региона, Восточной Сибири (Чаяндинское и Ковыктинское), а также некоторые приграничные районы (Штокмановское и Сахалинское шельфы). поля).В дальнейшем предусмотрены также проекты по разработке месторождений в Карском море (Ленинградское и Русановское).

Поскольку все эти зоны не могут развиваться одновременно, российская газовая промышленность должна выбрать, каким зонам отдать приоритет.

По данным «Газпрома», добыча на полуострове Ямал и в Восточной Сибири может составлять более 20% от общего объема добычи компании к 2020 г. и более 50% к 2030 г. (Таблица 2).

Таблица 2: Перспективы добычи Газпрома (млрд куб. М)

Год	2010	2020	Базовый сценарий до 2030 года	2030 сценарий верхнего предела
Добыча на действующих месторождениях	510	380	150	150
Новые месторождения Надым-Пур-Таз		45	110	110
Ямальские проекты		100	250	290
Восточная Сибирь и Дальний Восток России		20	70	70
Штокман		0	45	70
Итого	510	545	625	690
Источник: «Энергетические отношения России и Китая накаляются».Gas Matters, апрель 2013 г.

Развитие новых производственных зон подразумевает дополнительное строительство разветвленной системы трубопроводов (Изображение 3) и, следовательно, значительные финансовые вложения. Рост добычи на полуострове Ямал с учетом прогнозируемых уровней потребует строительства системы трубопроводов из шести участков, протянувшихся через коридор Бованенково-Ухта. Однако слабый спрос на природный газ как на внутреннем, так и на экспортном рынках (в частности, в Европейском союзе) ставит под сомнение необходимость начать добычу в этих зонах в краткосрочной перспективе.Таким образом, изменение спроса вынуждает «Газпром» периодически снижать производственные планы и откладывать дальнейшие инвестиции в расширение производственных мощностей.

Альтернативы дорогостоящему развитию этих новых производственных зон существуют. Независимые российские газовые компании, такие как Новатэк, а также крупные российские нефтяные компании, такие как Роснефть и Лукойл, становятся крупными производителями газа. Кроме того, эти компании могут работать с меньшими производственными затратами, чем «Газпром».

Таблица 3: Добыча природного газа в России по производителям (млрд куб. М)

Год	1996	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013
Газпром	565	556	549	550	462	507	510	479	480
Прочие	38	100	104	114	120	142	161	176	188
Итого	603	656	653	664	582	649	671	655	668
Источники: Газпром, Минэнерго России

Хотя имеющиеся оценки указывают на разные уровни производства (таблица 3), в 2013 г. J.По оценке Хендерсона, у независимых производителей и нефтяных компаний было достаточно запасов для добычи 350 млрд кубометров к 2020 году. Более того, расположение этих запасов предполагает, что стоимость их разработки будет меньше, чем стоимость новых производственных зон, предусмотренных «Газпромом». Для нефтяных компаний ситуация еще лучше: поскольку рентабельность их месторождений зависит в первую очередь от добываемой нефти, они могут понести более низкую стоимость своего попутного газа, конкурируя с «Газпромом».

Таким образом, возникает стратегический вопрос. Следует ли России и дальше основывать разработку газа исключительно на строительстве мегапроектов, реализуемых «Газпромом», или ей следует диверсифицировать свои поставки за счет добычи на многочисленных небольших газовых месторождениях, эксплуатируемых независимыми газовыми компаниями? Стоимость поставок из России и, следовательно, ее экспортная конкурентоспособность могут существенно пострадать. Ответ на этот вопрос зависит от многих переменных: доступа к транспортной системе «Газпрома», изменения внутренних цен на газ и, прежде всего, экспортной стратегии.

2. Экспортная стратегия Газпрома

Как получатель 178,3 млрд куб. М газа в 2016 г., Европа (за исключением стран Балтии) остается предпочтительным экспортным рынком для Газпрома и России (Таблица 4). Так было давно, так как это наиболее выгодно. Распад Советского Союза в 1991 году вызвал некоторое нарушение этого торгового сценария из-за появления новых транзитных стран, таких как Украина и Беларусь, которые ранее входили в состав СССР. Тем не менее, стратегия максимизации экспорта «Газпрома» в Европу не подвергалась сомнению.

Таблица 4: Экспорт российского газа в Европу, за исключением стран Балтии (в млрд куб. М)

Год	1973	1980	1985	1990	1995	2000	2005	2006
Экспорт	7	55	69	110	117	130	154	161
Год	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2016
Экспорт	169	168	148	139	150	139	162	178
Источник: Газпром экспорт

Торговля газом между Россией и Западной Европой (Изображение 5) началась в конце 1960-х годов, первые контракты с Советским Союзом были подписаны Австрией в 1968 году, Федеративной Республикой Германия в 1973 году, а затем Италией. и Финляндия в 1974 г.Но только в 1980-х годах и после заключения первых крупных торговых соглашений со странами Европейского союза (ЕС) эти торговые отношения стали значимыми. Они представляют собой двусторонние соглашения, состоящие из долгосрочных контрактов Take or Pay (TOP), подписанных с Германией, Францией и Италией.

Этот период характеризовался стабильностью торговли газом между двумя зонами, по крайней мере, с экономической точки зрения. Контракты TOP позволяют разделить ценовой риск и риск объема между производителем и потребителем по всей газовой цепочке, и, таким образом, они способствуют безопасности.Такие контракты обеспечивают развитие стабильных и зрелых систем газоснабжения (Boussena S., 1999). Они уверяют, что в производство и транспорт вкладываются значительные средства. В частности, долгосрочные контракты позволяют производителям разрабатывать свои газовые месторождения и инфраструктуру, необходимую для экспорта.

В этом контексте вопрос газовой безопасности ЕС возник прежде всего как политический вопрос, особенно в связи с озабоченностью Америки чрезмерной зависимостью Европы от Советского Союза.Именно с этой точки зрения в 1981-82 годах администрация Рейгана ввела торговое эмбарго на экспорт в Советский Союз материалов для строительства трубопроводов в Европу (Stern J., 1987). Под эгидой Международного энергетического агентства (МЭА), хотя и неофициально, европейские страны обязались ограничить импорт газа из СССР. Хотя цифры не были опубликованы, похоже, что Германия, Франция и Италия ограничились удовлетворением не более 30-35% своих потребностей в газе за счет поставок из СССР.

В 2013 году экспортный потенциал России составил 244 млрд куб. М. С учетом уже реализуемых проектов эта мощность может в конечном итоге достичь 377 млрд кубометров. В настоящее время существует три основных экспортных канала в Европу: один через Украину (исходный маршрут), один через Беларусь (трубопровод Ямал-1) и Северный поток, первый российский трубопровод, не пересекающий ни одну транзитную страну, прибывающий в Германию. через Балтийское море. Кроме того, газопровод «Голубой поток», соединяющий Россию с Турцией по дну Черного моря, имеет пропускную способность 16 миллиардов кубометров.Ожидается, что в будущем рост экспортных мощностей России будет происходить в основном за счет увеличения пропускной способности трубопровода «Северный поток» и возможного создания спорного нового коридора: «Южный поток» (Таблица 5).

Таблица 5: Российский экспортный потенциал в Европу: существующие и будущие проекты (в млрд куб. М)

Существующая мощность		Прогнозируемый рост производственных мощностей
Северный поток 1	27,5	Северный поток 3	27,5
Северный поток 2	27,5	Северный поток 4	27,5
Ямал-Европа	33	Ямал-Европа 2	15
Украина	140	Южный поток	63
Голубой поток	16
Источник: «Российский газ: стратегия и угрозы» Energy Economist, № 382, ​​août 2013

Хотя ЕС остается приоритетным экспортным регионом «Газпрома», либерализация европейского газового рынка, слабый рост спроса на газ и рост добычи сланцевого газа имеют серьезные последствия для торговых контрактов между газовой компанией и ЕС. страны.Эти меняющиеся обстоятельства вынуждают «Газпром» определять стратегии адаптации.

2.1. Возможная модификация стратегии компромисса между ценой и количеством Газпрома

Повышение гибкости долгосрочных контрактов — ключевой вопрос для торговых отношений между ЕС и Россией. Пересмотр формулы индексации цен с целью включения спотовых цен на газ находится в центре дебатов и является предметом переговоров между «Газпромом» и европейскими компаниями. «Газпром» продолжает решительно выступать против изменения самой формулы и отстаивать цены на газ, индексируемые по ценам на нефть и нефтепродукты.Поступая таким образом, газовая компания какое-то время, казалось, отдавала предпочтение стратегии поддержания уровня цен за счет снижения объемов. С 2014 года «Газпром» начал пересматривать контракты со своими основными клиентами на основе снижения цен при сохранении неизменной формулы индексации цен.

2.2. Стратегия интеграции переработки и сбыта продукции Газпрома

Еще одним средством адаптации для «Газпрома» была попытка разработать стратегию интеграции в сфере переработки и сбыта газа на европейских газовых рынках.Для поставщика доля рынка или торговые точки на либерализованном рынке обычно обеспечивается за счет инвестирования в последующие операции, расположенные ближе к потребительским рынкам. Это гарантирует путем приобретения активов в транспортных и распределительных компаниях или компаниях, использующих газ (например, производителей электроэнергии), выход для своих ресурсов без необходимости конкурировать с другими производителями на оптовом рынке. Что касается цены, то на рынке продавца последующая интеграция позволяет восстановить маржу, которую розничные торговцы получают в момент окончательной продажи.Политика приобретения активов, которую «Газпром» проводит во Франции с конца 1980-х годов, соответствует этой логике, поскольку ясно, что доступ к конечным потребителям является его основной целью. Аналогичные цели «Газпром» поставил перед Италией или Чехией.

Использование этой стратегии «Газпромом» продемонстрировало некоторые особенности, которые стоит отметить. Вплоть до начала 2000-х годов он использовался преимущественно в кооперативном режиме совместно с традиционными европейскими клиентами «Газпрома».Фактически, он состоял из создания совместных предприятий в транспортном и торговом секторах, в основном с традиционными операторами; стороны, подписавшие долгосрочные контракты, такие как Österreichische Mineralölverwaltung (OMV), Gaz de France (GDF) la Società Nazionale Metanodotti (SNAM) и l’Ente Nazionale Idrocarburi (ENI). С тех пор стратегия интеграции «Газпрома» в области переработки и сбыта стала более конкурентоспособной, поскольку компания начала продавать газ напрямую на рынках этих стран.

Эта стратегия тем более важна для «Газпрома», поскольку она способствует достижению одной из основных целей российской энергетической политики: наделить страну крупными интернациональными углеводородными компаниями, способными составить конкуренцию крупнейшим транснациональным корпорациям отрасли.Самое большое препятствие на пути реализации этой стратегии заключается в законодательстве, принятом ЕС. Фактически, некоторые аспекты Третьего энергетического пакета явно препятствуют этому. Оговорка о третьей стране (иногда называемая антигазпромовской) и политика разделения собственности действительно осуждают стратегию интеграции «Газпрома» в сфере переработки и сбыта и открывают путь для дискриминационного отношения к иностранным инвестициям. Эти правила исключают иностранного производителя и поставщика, такого как Россия, из возможности владеть контрольной долей в транспортных системах ЕС или быть оператором системы передачи (TSO) в государстве-члене (Willems et al., 2010).

2.3. Диверсификация экспортных рынков: опция сжиженного природного газа (СПГ)

Очевидным стратегическим ответом на ограничения европейского рынка является диверсификация рынка — политика, которую «Газпром» намерен проводить при поддержке российского государства. Таким образом Россия могла бы ослабить свою чрезмерную зависимость от европейского рынка. Эта политика особенно поощрялась в начале 2000-х годов в контексте: восстановления контроля над сектором со стороны правительства России, представлений о нехватке ресурсов в долгосрочной перспективе и конкуренции между основными странами-импортерами за доступ к углеводородным ресурсам.Основное внимание в этой стратегии уделяется развитию азиатских рынков, особенно в Японии, Китае и Южной Корее.

Эта стратегия основана на экспорте сжиженного природного газа (СПГ) (Изображение 6). СПГ — единственный ресурс, для которого рыночные условия позволяют по-настоящему диверсифицировать, поскольку производители газа могут участвовать в ценовом арбитраже.

Реклама этой стратегии позволяет России предполагать наличие конкуренции между европейскими и азиатскими рынками, хотя на самом деле ее нет.В отсутствие по-настоящему глобального рынка природного газа из-за транспортных расходов и текущих цен российские газовые месторождения относительно зависимы и приносят прибыль только в связи с тем или иным пунктом назначения. Однако, если России удастся осваивать свои азиатские рынки, у нее будет больше возможностей влиять на цены на природный газ в международном масштабе (Boussena S., Locatelli C., 2005).

Трубопроводные проекты в направлении Китая включают газовые месторождения, расположенные в Восточной Сибири, вдали от европейского рынка (Изображение 7).Основными газовыми месторождениями являются Ковыктинское (в Иркутской области), Чаяндинское и Талаканское (в Республике Саха). Есть только один проект, предлагаемый трубопровод «Алтай», который будет включать газовые месторождения в Западной Сибири. В настоящее время, похоже, «Газпром» сосредоточен на разработке Чаяндинского месторождения на 2016 год, газ с которого потенциально может транспортироваться по трубопроводу Чаяндинское-Хабаровск-Владивосток. Основная цель проекта — поставлять газ на Дальний Восток России, но его рентабельность будет в значительной степени зависеть от экспорта, особенно в Китай.

У России есть планы по многим проектам СПГ, и не все из них связаны с «Газпромом» (Таблица 6).

Таблица 6: Проекты СПГ в России

пр.	Основные участники	Поля	Производительность (Мт / год)	Начало производства	Целевые рынки
Штокман	Газпром-Тотал	Штокман	7,5-15	Неизвестно	Европа, США
Владивосток	Газпром	Сахалин, Камчатка, Якутия, Иркутск	3 поезда из 5	2018	Азия, Япония
Ямал СПГ	Новатэк-Тотал	Южно-Тамбейское поле	5 (можно утроить)	2018	Европа, Азия
Ямал	Новатэк-Газпром				Азия
Дальний Восток	Роснефть-ExxonMobil	Сахалин I, Охотское море		Неизвестно	Азиатско-Тихоокеанский регион
Печора СПГ	ТНК-ВР	Ненецкий автономный округ	2,6		Китай
Источники: «Россия платит высокую цену за экспортный приз».Petroleum Economist, октябрь 2012 г .; «Poutine réfléchit à une levée du monopole d’export de Gazprom, qui accélère le projet GNL de Vladivostok». Pétrostratégies, № 1295, 4 марта 2013 г .; «Россия пересматривает экспортную политику СПГ». Международный газовый отчет, № 718; 25 февраля 2013

Из шести основных экспортных проектов СПГ с целевыми рынками в Азии три не предполагают участия «Газпрома» (Изображение 8). Эти проекты включают Сахалин-1 (Роснефть-ЭксонМобил), Ямал СПГ (Новатэк-Тотал) и Печора СПГ (ТНК-ВР, приобретенная Роснефтью в 2013 году).

3. «Модель Газпрома»

Российский газовый сектор построен вокруг газовой компании «Газпром» (Изображение 9). Вертикально интегрированный от добычи до распределения, Газпром является квазимонополистом в добыче газа в России. До начала 2000-х годов российское правительство владело контрольным пакетом в 38% акций Газпрома, после чего оно стало мажоритарным акционером с 51%. В то же время важность независимых российских нефтегазовых компаний выросла, и в 2013 году они добыли 28% российского газа, как показано в Таблице 3.Тем не менее «Газпром» сохраняет свою монополию на транспортировку (трубопроводы), в то время как в течение 2000-х годов его монополия на экспорт газа в Европу расширилась, охватив весь экспорт газа и, следовательно, потенциальные азиатские рынки. Однако с 2014 года «Газпром» больше не имеет монополии на экспорт СПГ.

3.1. Постоянные дебаты по реформе холдинга «Газпром»

Чтобы понять дебаты по поводу реорганизации газовой отрасли, которые продолжаются в России с начала 2000-х годов, их необходимо рассматривать в историческом контексте.Финансовый холдинг «Газпром» является прямым потомком Министерства газовой промышленности СССР. Он родился в результате реформы российской газовой промышленности, начатой ​​Михаилом Горбачевым и продолжавшейся в 1991 и 1992 годах после распада Советского Союза и его централизованной плановой экономики. Построенная на базе советского министерства газа, холдинговая компания сохранила за собой 100% акций девяти производственных объединений министерства, которые впоследствии были преобразованы в производственные компании. Также остались 100% акций транспортной компании «Трансгаз» и экспортной компании «ГазЭкспорт».Таким образом, «Газпром» стал вертикально интегрированной компанией с контролем над всеми операциями от добычи до сбыта, включая транспортировку и экспорт (Locatelli C., 2003). В 1993 году на его долю приходилось 93% добычи газа в России и монополия на трубопроводный транспорт и экспорт.

С тех пор реформа российской газовой промышленности погрязла в конфликте между сторонниками централизации и либерализации. С 1993 года деинтегрированная конкурентная модель, основанная на газовых отраслях ЕС, была явно предусмотрена рядом реформаторов, в том числе Германом Грефом, который в 2000 году стал в конечном итоге министром экономического развития и торговли.

Предлагаемая реформа была сосредоточена на обращении вспять вертикальной интеграции Газпрома. В рамках такой реформы право собственности должно было быть разделено путем разделения производственных и транспортных функций компании в попытке изолировать конкурентные сегменты от сегментов с естественной монополией. Шесть независимых производителей должны были быть построены из производственных компаний, полностью принадлежащих «Газпрому». После того, как компания сведена к уникальной роли перевозчика, она будет действовать как регулируемая естественная монополия, одновременно предоставляя доступ третьей стороне к транспортной системе.Единственное отличие от европейской модели — «Газпром» сохранил бы монополию на экспорт российского газа. На последнем этапе (намеченном на 2007-2013 гг.) Деятельность «Газпрома» должна была ограничиться исключительно экспортом. Действительно, позиция реформаторов гораздо более расслаблена в отношении либерализации экспорта газа, особенно в отношении экспорта в Европу, поскольку это не является для них приоритетным вопросом (Locatelli C., 2003).

Осуществимость и надежность реформ, направленных на усиление конкуренции в газовой отрасли, весьма сомнительны, учитывая экономическую и институциональную среду в России.В частности, проблему представляют два института: права собственности и, прежде всего, механизм координации денежных отношений и цен.

«Модель Газпрома» остается устойчивой, поскольку она реагирует на экономическую неопределенность, создаваемую этой средой. Это организационная и институциональная модель, которая лучше всего облегчает управление неденежными операциями, которые получили широкое распространение в 1990-х годах, на долю которых приходилось 97% продаж газа на внутреннем рынке в 1996-97 годах. Даже если эти неденежные отношения исчезнут в течение 2000-х годов, поддержание низких цен на энергоносители сдерживает конкуренцию по двум причинам.Во-первых, структура цен предполагает значительное перекрестное субсидирование между промышленным и жилым секторами, причем последний сектор субсидируется первым. Во-вторых, можно предположить, что эти цены, по крайней мере до начала 2000-х годов, в среднем были ниже предельной себестоимости добычи Газпрома, что ограничивало прибыльность других игроков газовой отрасли. В 2001 году цены варьировались от 10 долларов за 1000 для домашних хозяйств до 15–16 долларов за 1000 для промышленности, по сравнению со 120 долларами за 1000 при экспорте в Западную Европу.

«Модель Газпрома» также является ответом на неопределенность, связанную с правами собственности. Априори управление и структура капитала Газпрома предполагают, что проблемы, обычно связанные с корпоративным управлением, такие как фрагментированная база акционеров, в которой доминируют «инсайдеры», менее распространены в «Газпроме», чем в приватизированных схемах российского нефтяного сектора.

Кроме того, операции между финансовым холдингом «Газпром» и его дочерними обществами осуществляются с использованием трансфертных цен.Это цены, по которым холдинговая компания через «Трансгаз» покупает газ у своих добывающих дочерних обществ. Поскольку они обычно устанавливаются ниже себестоимости, использование трансфертных цен позволяет «Газпрому» держать свои производственные дочерние предприятия в долгах и тем самым значительно ограничивать их автономию (Крюков В. и Мо А., 1996). Таким образом, организационная структура Газпрома сохраняет централизацию финансирования инвестиций и позволяет холдинговой компании определять инвестиционные стратегии своих производственных дочерних обществ (Locatelli C., 2003).

3.2. Управление газового рынка России по количеству

Управление российским газовым сектором осуществляется по количеству, посредством квот потребления. «Газпром» ведет переговоры о поставках газа с основными категориями потребителей по ценам, администрируемым и регулируемым государством (Ahrend R. and Thompson W., 2004). Регулируя рынок с точки зрения количества, независимо от рентабельности, стоимости или цены, российская экономика выигрывает от стабильных и недорогих поставок газа, даже несмотря на неплатежеспособность многих дистрибьюторов, промышленных и бытовых потребителей.

Эти поставки помогают обеспечить непрерывность производственной деятельности, поскольку газ является одним из основных видов топлива для производства электроэнергии. Многие авторы подчеркивают особую роль «Газпрома» в российской экономике, поскольку газовый сектор помогает субсидировать остальную часть экономики (Gaddy C. and Ickes B., 1999; Woodruff D., 1999).

Привилегированный доступ Газпрома к доходам на европейском экспортном рынке позволяет ему финансировать свои инвестиции. В обмен на доступ к доходам в иностранной валюте «Газпром» должен гарантировать выполнение долгосрочных договорных обязательств (ТОП-контракты) с европейскими странами.Без сомнения, иерархическая структура управления Газпрома позволяет ему обеспечивать как непрерывность контрактов с европейскими клиентами, так и надежность поставок российского газа.

3.3. Под вопросом эффективность Газпрома

Тем не менее, эффективность «Газпрома» остается в центре дебатов по поводу организации газового сектора. Исследования Газпрома, хотя и немногочисленные, выявляют характеристики, которые дают основание для критики неэффективности компании.

Следует отметить проблемы агентства.Часто называемое государством в государстве, были проблемы с тем, что Газпром отказался от наилучших интересов своего основного акционера, правительства России (Немстов Б. и Милов В., 2008). Между тем, посредственные экономические показатели компании подчеркиваются более низкой рентабельностью активов, чем у приватизированных российских нефтяных компаний, проблемой избыточной занятости, высокими производственными затратами и ухудшением финансового положения компании в 2000-х годах, сопровождавшимся сокращением. 60% -ный рост его долга в период с 2005 по 2010 год (Виктор Н., 2008; Виктор Н., Сайфер И., 2011).

Однако следует признать, что трудно определить, какая часть этих недостатков объясняется низкой ценой на газ, а что — плохим управлением. В период с 2008 по 2012 год, несмотря на снижение объемов продаж на внутреннем рынке, выручка от продаж на внутреннем рынке значительно увеличилась.

4. На пути к реформированию газовой отрасли России?

С 2014 года «модель Газпрома» претерпевает изменения, которые предполагают возможность серьезных реформ в российской газовой отрасли.

4.1. Возникновение конкуренции в газовой сфере России

Экономическая и институциональная среда в России по-прежнему препятствует реализации модели, предполагающей полное разделение Газпрома. Однако изменения на международной арене, такие как разработка сланцевого газа и повышение конкурентоспособности рынков, вынуждают Россию и «Газпром» принимать более гибкие стратегии, особенно в отношении контрактов.

Существует также тенденция к усилению конкуренции на внутренних рынках России, примером которой является рост влияния независимых газовых компаний и российских нефтяных компаний, стремящихся монетизировать свои запасы газа (Изображение 10).

Таким образом, конкуренция становится важным институтом реформы газового сектора. Он служит двойной цели. Первой и относительно традиционной целью с точки зрения эффективности было бы дисциплинировать поведение «Газпрома». Второй — позволить российскому государству уменьшить информационную асимметрию в его отношениях с «Газпромом», который часто называют государством в государстве (Немстов Б. и Милов В., 2008). Для этого потребуется, чтобы государство получило доступ к определенной фундаментальной информации, в частности, о стоимости добычи, а также об уровнях ценообразования и налогообложения, которые сделают компании «Газпрома» прибыльными.

4.2. Двойной газовый рынок России

Иерархический характер структуры управления «Газпрома» согласуется с появлением конкурентной границы в определенных сегментах российского газового рынка. У холдинговой компании никогда не было монополии на разведку и добычу, о чем свидетельствует постепенное появление новых игроков в газовом секторе, таких как независимые газовые и нефтяные компании. Приход этих игроков привел к созданию двойного рынка; один сегмент работает по ценам, регулируемым государством, а другой — по ценам свободного рынка (Ahrend R.и Tompson W., 2004).

Газоснабжение жилых домов осуществляется на регулируемом государством рынке по ценам, установленным Федеральной службой по тарифам (ФСТ). ФНС устанавливает оптовые цены для различных ценовых зон с учетом различий в географическом положении и категории потребителей. «Газпром» — единственный поставщик на этот рынок.

Регулируемый государством рынок также обеспечивает поставки в промышленный сектор (в частности, в электроэнергетику), но в виде квот, согласованных с «Газпромом». Помимо оговоренных объемов, потребители могут закупать газ на нерегулируемом рынке.На этот рынок в основном поступают независимые газовые и российские нефтяные компании и в небольшой степени «новый газ» Газпрома. «Новый газ» относится к газу, поступающему с недавно разрабатываемых месторождений Газпрома, стоимость добычи которых выше, чем на месторождениях, эксплуатируемых с 1970-х годов, таких как Уренгой или Ямбург.

Следовательно, наблюдается частичное движение к либерализации цен на газ за счет увеличения объемов торговли на нерегулируемом рынке. Это сопровождается значительным повышением регулируемых государством цен.В период с 2006 по 2010 год эти цены выросли на 124% в промышленном секторе и на 121% в жилищном секторе (Таблица 7). Такое повышение кажется достаточным, чтобы обеспечить как прибыльность Газпрома, так и приведение регулируемых цен в соответствие с ценами на нерегулируемом рынке (Henderson J., 2013). Природа двойного рынка и поступательный рост регулируемых цен на газ позволяют независимым газовым и российским нефтяным компаниям постепенно конкурировать с Газпромом в значительных сегментах его рынка, а именно в промышленном и электроэнергетическом секторах.Конкуренция между «Газпромом» и другими газовыми игроками также стала возможной благодаря ужесточению доступа к транспортной системе «Газпрома».

Таблица 7: Средние регулируемые цены на природный газ в России, 2006-2011 гг.

Для 1000 м 3		2006	2007	2008	2009	2010	2011
Промышленность	Рублей	1104	1352	1690	1957	2478	2583 *
Жилая		863	1031	1291	1294	1903
Промышленность	долларов	40.58	52,8	67,9	64,8	82,6	91 **
Жилая		31,72	40,3	51,85	49,47	63,4
* За первые шесть месяцев 2011 года ** ФСТ России Источники: Рост цен и рыночные реформы в России — долгий и извилистый путь. Газовые вопросы, июнь 2011 г .; Финансовый отчет Газпрома 2011, Газпром 2012; Динамика оптовых цен на газ для промышленных потребителей. Федеральная служба по тарифам России.

Важно признать, что «Газпром» мог быть заинтересован в развитии добычи газа независимыми газовыми и российскими нефтяными компаниями, поскольку такая добыча была и, вероятно, будет оставаться важным фактором баланса. и стабильность на российском газовом рынке.

Несомненно, «Газпром» использует двойной рынок в качестве регулирующей переменной в своей стратегии добычи и экспорта. В соответствии с потребностями рынка монополия Газпрома на газотранспортную систему позволяет ему отказываться или соглашаться на поставку газа, добытого независимыми компаниями, и таким образом может регулировать рыночные поставки. По крайней мере, этот механизм позволял «Газпрому» выполнять свои контрактные обязательства перед европейскими странами в периоды, когда он испытывал большие нагрузки на добычу.

Библиография

Аренд Р., Томпсон В. (2004). Газовый сектор России: бесконечное ожидание реформ?. Париж: ОЭСР. Рабочий документ экономического департамента № 402

Буссена С. (1999). Новый европейский газовый рынок: газовые стратегии других существующих и потенциальных поставщиков. Сообщение à: 1999 Международная конференция: Роль России и стран СНГ на дерегулируемых энергетических рынках . Париж: Геополитический центр Премьер-Университета Парижа Дофин, . Париж, 6-7 декабря

Буссена С., Локателли К. (2017). «Газпром и искренность марша газье европы»: против стратегии защиты части марша? Revue d’Economie Industrielle , № 157

Гэдди К. и Икес Б. (1999). Бухгалтерская модель виртуальной экономики в России. Постсоветская география и экономика , т. 40, № 2

Хендерсон Дж. (2013). Эволюция российского газового рынка: конкуренция за потребителей. Оксфордский институт энергетических исследований (рабочий документ NG73)

Хендерсон Дж. (2010). Негазпромские производители газа в России. Оксфордский институт энергетических исследований, 255p

Крюков В., Мо А. (1996). Новый российский корпоративизм? Пример «Газпрома». Постсоветский бизнес-форум. Лондон: Королевский институт международных отношений, 40p

Локателли К. (2008). Экспортные стратегии Газпрома в условиях институциональных ограничений российского газового рынка. Обзор энергии ОПЕК , том 32, № 3, стр. 246-64

Локателли К. (2003). Жизнеспособность дерегулирования в газовой отрасли России. Журнал энергетики и развития , т. 28, № 2, стр. 221-238

Немцов Б., Милов В. (2008). Путин и Газпром: независимый экспертный отчет . Москва.

Митрова Т. (2014). Геополитика российского природного газа . Университет Райса: Институт государственной политики им. Джеймса А. Бейкера III,

Стерн Дж.(2011). Будущая добыча газа в России: оправдана ли озабоченность по поводу отсутствия инвестиций? Оксфордский институт энергетических исследований

Стерн Дж. (2005). Будущее российского газа и Газпром . Оксфордский институт энергетических исследований, 270p

Стерн Дж. (1995). Российский газовый пузырь: последствия для европейских газовых рынков . Лондон: Королевский институт международных отношений

Виктор Н. (2008). Газпром: газовый гигант под напряжением .Стэнфордский университет (Рабочий документ PESD), № 71.

Виктор Н., Сайфер И. (2011). Газпром: борьба за власть, Виктор Д., Халтс Д., Тербер М. (2011) Нефть и управление: государственные предприятия и мировая энергия . Бизнес и экономика

Уильямсон О. (2000). Новая институциональная экономика: подведение итогов, взгляд в будущее. Журнал экономической литературы , Том 38 (сентябрь), стр. 595-613

Вуд Маккензи (2004). Пора жать на газ.Реализует ли Россия свой потенциал? Мультиклиентское исследование

Вудрафф Д. (1999). Это виртуальная ценность: Бартлс, рубли и место «Газпрома» в российской экономике. Постсоветские дела т. 15, № 2, стр. 130–148

---

«Энциклопедия энергии и энергии, опубликованная Ассоциацией энциклопедий окружающей среды и энергетики» (www.a3e.fr), контракт в Университете Гренобля, провинция Альп и провинция Гренобль, провинция Гренобль. l’Académie des Sciences.

Добавьте статью, упоминание имени автора, название статьи и URL на сайте энциклопедии энергии.

Статьи об энциклопедии энергии не содержат ошибок, содержащихся в лицензии. Creative Commons Attribution — Коммерческое использование — Pas de Modification 4.0 International.

США опережают Россию как крупнейшего производителя нефти и газа в мире | Нефть

В пятницу США были на шаг впереди к достижению мирового энергетического доминирования, обогнав Россию и Саудовскую Аравию в качестве крупнейших мировых производителей нефти и природного газа.

Новые оценки, опубликованные в пятницу Управлением энергетической информации, показали, что Америка опередила обе страны по добыче нефти и природного газа в 2013 году.

Подъем к вершине был вызван новыми методами бурения, такими как горизонтальное бурение и гидроразрыв пласта. которые открыли огромные объемы нефти и газа из сланцевых пород, особенно в Северной Дакоте и Техасе.

Америка была на пути к производству чуть менее 25 млн баррелей в день нефти, природного газа и связанных с ним видов топлива, сообщило EIA.Россия производила чуть менее 22 миллионов баррелей в день.

Америка уже обогнала Россию по добыче природного газа в прошлом году, выйдя вперед впервые с 1982 года.

Но это был первый год, когда США опережали Россию по добыче как нефти, так и природного газа.

«Оценки общей добычи углеводородов в США и России в 2011 и 2012 годах были примерно одинаковыми — в пределах 1 квадриллиона БТЕ друг от друга», — говорится в сообщении EIA.«В 2013 году, однако, оценки добычи расширились: ожидается, что Соединенные Штаты превзойдут Россию по добыче на пять квадриллионов британских тепловых единиц», — говорится в сообщении агентства.

Большая часть новой нефти поступала из западных штатов. По данным EIA, добыча нефти в Техасе более чем удвоилась с 2010 года. В Северной Дакоте она увеличилась втрое, а в Оклахоме, Нью-Мексико, Вайоминге, Колорадо и Юте также произошел резкий рост добычи нефти за те же три года, согласно данным EIA.

Но EIA сообщило, что добыча нового природного газа идет со всего востока Соединенных Штатов.