Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира
Подождите немного. Документ загружается.
431
образовалась гипертрофированно высокая доля газа (почти 50%, а в энергобалансе
Европейской части страны – 84%). В настоящее время внутренняя регулируемая цена на газ
позволяет лишь окупать затраты предприятиям базовой отрасли.
Цены на продукцию нефтегазового комплекса приведены в табл. 6.30.
Таблица 6.30
Динамика цен на нефть и газ
Показатели
Годы
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
Цена нефти, руб/т
производства 70 630 3130 100 292 355 376 339 1000 1546
потребления 392 493 541 511 2103 4152
Цена газа, руб/тыс. м
3
производство 100 200 1700 6800 17,6 38,4 39,4 44,1 58,0 88,2
потребление 327 338 371 468
Продолжение таблицы 6.30
Показатели
Годы
2001 2002 2003 2004 2005
Цена нефти, руб/т
производства 1501 1929 2065 2655
потребления 2168 3086 4130 3580
Цена газа, руб/тыс. м
3
производство 144 95,7 131 279 300
потребление 572 600 689 893 1125
Стоимость газа для населения в 2001 г. – 19,8 долл./тыс. м
3
, для промышленности – 14
долл./тыс. м
3
. В США в 2001 г. – 373 долл./тыс. м
3
(для населения), 206 долл./тыс. м
3
– для
промышленных потребителей; в западноевропейских странах (в частности, Германии – 380
долл./тыс. м
3
, при условии, что на границе Германии российский газ в магистральном
газопроводе стоил 105 долл./тыс. м
3
). Покупая российский газ, европейские страны на своих
заводах производят из него пластмассы и другие химические продукты и продают их в
России. Это делают Польша, Германия, Турция. Средневзвешенная цена газа для
промышленных потребителей в период с 2000 г. выросла с 373 руб./тыс. м
3
до 1064 руб./тыс.
м
3
в 2004 г., а для населения с 231 руб./тыс. м
3
до 771 руб./тыс. м
3
. В 2005 г. цена газа для
промышленных потребителей составила 1297 руб./тыс. м
3
, а для населения – 1000 руб./тыс.
м
3
. Необходимость повышения цен на газ достаточно очевидна. Верхней планкой можно
считать цену, определенную по методу net back prices, т.е.европейскую цену на газ минус
затраты на транспорт, прокачку через транзитные страны и экспортная пошлина;
экономически оправданным уровнем следует считать обеспечение нормальных условий
функционирования газового сектора, т.е. получение минимального уровня прибыли при
реализации газа на внутреннем рынке (метод ценообразования cost +; социально
оправданным – уровень, который способны выдержать наши потребители, которые при этом
сохранят конкурентоспособность своей продукции на российском рынке при вхождении в
ВТО, а также население; энергетически оправданным можно считать уровень, при котором
соотношение между энергоносителями будут близкими к сложившимся в мире, а именно
нефть–газ–уголь = 1,5:1,2:1.
В России в 2002 г. сложились следующие соотношения цен на энергоносители: газ –
25,6 долл./тнэ, уголь 36,3 долл./тнэ и нефть 56,7 долл./тнэ, т.е. соотношение нефть:газ:уголь
= 2,2:1:1,4. Если взять это соотношение для отдельных зарубежных стран, то в 2002 г. для
США оно было 1,1:1:0,3; для Европы – 1,1:1:0,4; для Японии – 1:1:0,3. Существенно
отличались в 2002 г. показатели цен газа для внутреннего потребления (19,8 долл./тыс. м
3
) и
для экспорта (100 долл./ тыс. м
3
).
И в 2005 г. цена на газ внутри страны была в 1,5 раза ниже, чем цена на уголь, в то
время как на внешних рынках цена газа в 1,5–2,0 раза выше цены угля. Для соблюдения
пропорций между ценами на энергоносители необходимо повысить цену на газ относительно
432
уровня 2002 г. в 2,2–2,25 раза к 2007 г., а к 2010 г. добиться соотношения цен на
энергоносители на внутреннем рынке такого же, какое сложится в развитых странах:
соотношение цен газ/уголь примерно 1,4–1,5 : 1, соотношение цен нефть/газ – 1,2–1,25.
Однако добиться этого результата будет сложно из-за слабой конкурентоспособности
российской продукции даже при низких ценах на газ, низкой платежеспособности населения,
бюджетной сферы и части бизнеса, неизбежности роста цен на уголь.
Директором Института энергетических исследований РАН чл.-корр. А.А.Макаровым
представлены расчеты динамики цен на газ на внутреннем рынке на перспективу [336].
При использовании концепции регулируемой цены и метода cost + ожидаемый на
2010 г. уровень цен на газ составляет 50 долл./тыс. м
3
, 2015 г. – 60 долл./тыс. м
3
, 2020 г. –
70 долл./тыс. м
3
. При использовании методологии net back prices зона равновесных цен в
2010 г. оказывается в интервале 60–85 долл./тыс. м
3
, в 2015 г. – 65–90 тыс. м
3
, 2020 г. – 80–
110 долл./тыс. м
3
. Зона цен межтопливной конкуренции еще выше: 2010 г. – 80–95 долл./тыс.
м
3
; 2015 г. – 100–115 долл./тыс. м
3
; 2020 г. – 110-125 долл./тыс. м
3
. Право властей выбрать
наиболее приемлемый для экономики страны вариант.
Система государственного регулирования цен на газ должна основываться на
рыночном механизме. Она должна стимулировать снижение издержек в эксплуатации и
получение максимального соотношения «затраты – отдача» в инвестиционном процессе.
Регулируя цены, государство должно обеспечить производителю гарантии долговременного
присвоения части прибыли, полученной за счет снижения издержек. По всей вероятности,
будет принята предложенная Газпромом концепция поэтапного повышения цен на газ,
достижения оптимального соотношения цен на газ и другие энергоносители, согласования с
динамикой экспортных цен. Цены на газ на регулируемом рынке должны с некоторым лагом
отслеживать цены свободного сектора рынка газа. Необходимо учитывать сезонность
поставок газа и надбавку за надежность поставок.
6.6.7. Баланс газа в России
В 2001 г. в России было произведено 543,4 млрд м
3
природного газа, получено по
импорту и в качестве транзитного газа 34,5 млрд м
3
. Собственное потребление составило
373,7 млрд м
3
, экспорт в Западную Европу – 86,7 млрд м
3
, в Центральную и Восточную
Европу – 40,3 млрд м
3
, в страны СНГ – 77,2 млрд м
3
. Из суммарного газа, потребленного на
внутреннем рынке, 37% ушло на нужды электроэнергетики, 33% – промышленности, 20% –
коммунально-бытового сектора, 10% – на прочие нужды.
В 2004 г. ресурсы газа в объеме 687,6 млрд м
3
, представляющие собой добычу газа
внутри страны (634,7 млрд м
3
), поступления из ПХГ (37,9 млрд м
3
), поступления из
центральноазиатских стран (15,0 млрд м
3
) были распределены следующим образом:
использовано потребителями внутри страны (387,5 млрд м
3
), израсходовано на нужды самой
газовой отрасли (63,0 млрд м
3
), закачано в ПХГ (42,6 млрд м
3
), отправлено на экспорт (194,5
млрд м
3
).
По расчетам экспертов, выполненных с использованием различных подходов,
перспективный баланс природного газа на 2007 г. выглядит следующим образом (табл. 6.31).
Величина разницы – это суммарный максимально возможный объем добычи газа
независимыми газодобывающими компаниями, вертикально интегрированными нефтяными
компаниями, а также транзит газа из центральноазиатских государств.
Таблица 6.31
Баланс природного газа в 2007 г.(варианты) (млрд м
3
)
Варианты Добыча Газпрома Экспорт
Внутреннее потребление
Баланс
Вариант Газпрома 530 175–205 475 (макс) 120–150
Вариант Газпрома 530 175–205 430 (умер) 75–105
Вариант Газпрома 530 175–205 410 (мин) 55–85
Оценка экспертов 480 175–205 450 145–175
Совместными усилиями специалистов Газпрома, ВР и Института энергетической
433
политики был разработан газовый баланс России на 2010 г. (табл. 6.32) [364].
Таблица 6.32
Баланс газа в России в 2010 г. (млрд м
3
)
Показатели 2004 г. 2010 г.
Добыча газа Газпромом (2010 г. – без учета ввода Ямальских
месторождений, оптимистический вариант)
545 550
Поставки на экспорт со стороны Газпрома (Европа/СНГ, без учета
экспорта в Азию)
191 312
Остаток, доступный внутренним потребителям 354 238
Внутренний спрос на газ в России
Вероятный сценарий – Вариант 1 423 545
Пониженный сценарий – Вариант 2 423 477
Разрыв: Вариант 1 69 307
Вариант 2 69 239
Поставки газа из центральноазиатских государств (Туркменистан –
70 млрд м
3
, Казахстан – 15 млрд м
3
, Узбекистан – 20 млрд м
3
)
50 105
Разрыв Сценарий 1 19 202
Сценарий 2 19 134
Итоговые данные табл. 6.32 – интервал необходимых объемов добычи газа
независимыми производителями.
В 1999 г. независимые производители газа (газовые компании и вертикально
интегрированные компании) добыли суммарно 39,7 млрд м
3
газа (6,7%), 2000 г. – 54,1 млрд
м
3
(9,3%), 2001 г. – 61,8 млрд м
3
(10,5%), 2002 г. – 73 млрд м
3
(12,3%), 2003 г. – 80 млрд м
3
(12,8%), 2004 г. – 89,6 млрд м
3
(14,0%). При этом Газпром обеспечивал газом внутренний
российский рынок, страны СНГ и страны дальнего зарубежья. Независимые производители
газа поставляли газ только на внутренний рынок и в страны ближнего зарубежья. Разрыв в
уровне цен между российским рынком и рынками стран ближнего зарубежья составлял 2
раза, а между российским рынком и рынком Европы – 4–6 раз.
6.6.8. Независимые производители газа
Приведенные данные баланса газа на перспективу свидетельствуют об увеличении
внутреннего спроса на газ и экспортных поставок, ограниченности возможностей Газпрома.
В тоже время независимые производители газа имеют в наличии существенную сырьевую
базу и при наличии соответствующих условий могли бы с лихвой покрыть возможный
дефицит баланса газа при соблюдении следующих условий: обеспечение реального доступа
к Единой газоснабжающей системе (ЕГС) на равных условиях с остальными участниками
рынка при соблюдении равной ответственности за развитие ЕГС; оптимизация механизма
ценообразования на транспортировку газа в ЕГС, т.е. обеспечение равных условий
формирования тарифов; обеспечение равных возможностей по выбору покупателей газа.
Среди независимых производителей газа можно, в частности, назвать компанию
Нортгаз, уже обеспечившую добычу 1 млрд м° в год на Северо-Уренгойском
месторождении. По проекту, разработанному институтом ТюменНИИгипрогаз, компания
Нортгаз должна в 25-летний период добыть 63 млрд м
3
газа, 6,2 млн т. газового конденсата и
2 млн т. ШФЛУ. За привлечение инвестиций в компании Нортгаз отвечает ее британский
акционер Fasco Group, за технические разработки – Уренгойгазпром. Правда, в 2005 г.
Нортгаз был поглощен Газпромом и вышел из состава независимых производителей.
Еще один независимый производитель газа – холдинг, образованный компаниями
ИТЕРА и Новафининвест. Предполагается, что в холдинге сосредоточится разработка
газовых запасов объемом порядка 1,5 трлн м
3
. Все они находятся на территории ЯНАО.
Наиболее интересные месторождения, контролируемые холдингом, – Южно-Русское с
извлекаемыми запасами газа 810 млрд м
3
. и Восточно-Таркосалинское (407 млрд м
3
. газа,
13,3 млн т. конденсата и 39,1 млн т. нефти). Вскоре Таркосалнефтегаз выйдет на проектную
мощность 12 млрд м
3
/год.
По оценкам экспертов можно предположить, что независимые производители газа
434
через 8–10 лет смогут обеспечить 20–30% российской газодобычи. Газпром выражает
готовность обеспечить доступ к трубе на 50–60 млрд м
3
газа, но в то же время ведет работу
по увеличению своего влияния над независимыми компаниями через увеличение своей доли
в пакете их акций.
Действительно, возможности независимых производителей газа не маленькие. Во-
первых, они контролируют запасы, оцениваемые более чем в 10,5 трлн м
3
газа. Потенциал
независимых газопроизводителей оценивается также весьма внушительно (табл. 6.33).
Таблица 6.33
Потенциал добычи газа независимыми производителями (млрд м
3
/год)
Показатели 2004 г. 2010 г. (прогноз)
Всего добыча независимыми производителями 89,6 225
в т.ч. вертикально интегрированные нефтяные компании 42,6 128
из них: Роснефть 9,4 30
ЛУКОЙЛ 5,0 23
Сургутнефтегаз 14,3 22
ЮКОС (заявлено в 2004 г.) 3,4 40
ТНК-ВР (без учета Роспан'а и Ковыктинского
месторождения)
6,8 10
Прочие 3,7 3
Независимые газовые компании 47,0 97
из них: НОВАТЭК 27,0 48
Нортгаз 5,1 10
Роспан 2,9 15
Итера 12,0 12
Прочие 12
Наиболее крупной из независимых газодобывающих компаний является НОВАТЭК.
Кроме того, что эта компания добывает свыше 25 млрд м
3
газа в год, она имеет завод по
переработке газового конденсата и реализует сжиженные углеводородные газы, а также
нефтехимическое предприятие в г. Новокуйбышевске. Компания хотела продать часть акций
французскому Total AS, но эта сделка не получила разрешения со стороны правительства.
Отметим также, что на предприятиях независимых газодобывающих компаний
производительность труда выше, чем на предприятиях Газпрома. В частности, годовая
добыча на одного работающего в Нортгазе превышает 16 млн м
3
, НОВАТЭК – 10 млн м
3
,
Газпроме – всего 1,7 млн м
3
. По показателю доходности совокупных активов нкезависимые
газодобывающие компании превосходят не только Газпром, но и многие ведущие
нефтегазовые компании мира [365].
Значительно усилили внимание к своим газовым секторам нефтяные компании. В
настоящее время добычу природного газа ведут Роснефть, ЛУКОЙЛ и ТНК. Что касается
Сургутнефтегаза, то по масштабам добычи газа эта компания является первой, но это в
основном не природный, а попутный нефтяной газ. Планы ЛУКОЙЛа – постепенно
увеличивать добычу газа с тем, чтобы довести ее до 23 млрд м
3
. Компания ЮКОС приобрела
значительную часть акций Саханефтегаз, основную часть акций которой имело
правительство Якутии (45,8%) и АЛРОСА (19,2%). ЮКОС согласился стать партнером
Саханефтегаз, выплатить за него «федеральную» часть бонуса за право разработки якутских
газовых месторождений, прежде всего Талаканского, не препятствовать строительству
Ленского НПЗ, если Правительство Саха-Якутии найдет для этого средства. Безусловно,
ЮКОС хотел бы поставлять в Якутию нефтепродукты с Ангарского НПЗ, в случае если
строительства завода не будет. Соглашение ЮКОСа и Саханефтегаз предусматривало
передачу нефтяной компании 25% акций Саханефтегаз. Пока в распоряжении ЮКОСа
находятся по 28,5% акций Якутскгазпрома и Ленанефтегаза. По прогнозам добыча газа
компанией ЮКОС, сделанным компанией в 2004 г., может возрасти следующим образом
(млрд м
3
): 2005 г. – 2,4; 2010 г. – 11,6; 2015 г. – 36,5; 2020 г. – 40,0. Эти данные сейчас
подвергаются серьезным сомнениям.
435
В 1987 г. в Иркутской области было открыто Ковыктинское газоконденсатное
месторождение. Для его освоения была создана компания Русиа Петролеум.
Разведанные запасы газа (А+В+С
1
) на начало 2002 г. составили 1,28 трлн м
3
(А+В+С
1
),
а предварительно оцененные (С
2
) – 0,6 трлн Возможность добычи – 30 млрд м
3
/год. Спрос на
газ для обеспечения предприятий Иркутской области (Иркутскэнерго, Саянскхимпром,
Усольехимпром, и Ангарский НХК), а также для газификации в 2000 г. составил 2,5 млрд м
3
,
а на 2005 г. оценивался в 6–7 млрд м
3
. Ввиду возможного избытка газа возникла идея
экспорта газа в Китай. Было подписано соглашение Русия Петролеум и Китайской
национальной нефтяной компанией о строительстве газопровода, поддержанное
правительствами обеих стран. Назначен экспортный оператор от России – Газпром. Состав
акционеров Русия Петролеум на 2002 г. был такой: ВР – 32,95%, ТНК – 29,02%, Интеррос –
25,71%, администрация Иркутской области – 11,66%, прочие – 0,66%. Как видно из анализа
состава акционеров, ведущую роль в проекте играет транснациональная компания British
Petroleum, которая использовала участие в этом проекте как элемент своей деятельности в
России и аргумент при объединении с ТНК.
Однако согласно договору между администрацией Иркутской области и Газпромом по
газификации Приангарья компания ТНК-ВР практически отстранена от участия в реализации
Ковыктинского проекта. Одновременно Газпром выступил с инициативой заморозить проект
до 2010 г. с тем, чтобы более тщательно обосновать схему комплексного использования
ценных компонентов природного газа Ковыктинского и ряда других месторождений [366].
Однако перспективы развития для независимых производителей газа имеют на своем
пути серьезные препятствия: низкие цены на газ, повышенные тарифы на прокачку,
определенные барьеры в недропользовании, проблемы доступа к мощностям
газотранспортной системы (ГТС), поглощение независимых компаний.
Фундаментальной причиной, по которой Газпром несколько сократил поставки газа на
внутренний рынок, является проблема падения газодобычи на крупнейших месторождениях
северных районов Тюменской области. Вклад независимых газодобывающих компаний
должен возрастать, однако существующая система функционирования газового рынка
содержит в себе ряд серьезных институциональных препятствий для развития компаний –
независимых производителей газа. В основном, эти препятствия связаны с доминирующей
(или исключительной) ролью Газпрома на газовом рынке [364].
В силу объективных причин независимые производители газа находятся в более
худших условиях, чем Газпром. Во-первых, Газпром как вертикально интегрированная
компания, имеет возможности возникающие убытки в одном звене покрывать за счет
другого звена. Во-вторых, Газпром эксплуатирует наиболее рентабельные месторождения, а
независимые газопроизводители разрабатывают месторождения с трудноизвлекаемыми
запасами газа. В-третьих, Газпром устанавливает для своих организаций более низкие
транспортные тарифы на прокачку, а иногда вообще лишает независимых
газопроизводителей возможности выхода на свои транспортные мощности.
Действительно, имеются определенные барьеры в недропользовании. Это связано с
тем, что при принятии решений в процессе одобрения государством проектов разработки
месторождений, заметной является роль Газпрома. Столь же велика роль Газпрома (что
вполне резонно, т.к. газовый концерн поставляет основную массу газа) при формировании
ежегодных газовых балансов. Не отрегулирован вопрос участия независимых газовых
компаний в финансировании мероприятий по расширению пропускной способности ГТС и
соответствующего наделения участвующих в инвестициях независимых газовых компаний
правами на пользование улучшениями в ГТС, произведенными за счет инвестиций
независимых газопроизводителей. Доступ к «трубе» независимым газовым компаниям
юридически не ограничен, но фактически бывает затруднен из-за отсутствия публичной
информации о степени загрузки отдельных участков ГТС.
Кроме этого жизнь независимых производителей осложнили поправки к налоговому
кодексу, которые вступили в силу с 1.1.2004 г., согласно которым полностью отменен акциз
436
на природный газ, а взамен увеличена экспортная пошлина с 5% до 20%. Одновременно
предусмотрена ставка налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в размере 25%. При
этом все типы газа сваливаются в одну корзину, будь то дешевый в производстве
сеноманский или дорогой газ из глубоких газоконденсатных и нефтегазоконденсатных
залежей, и облагаются одинаково.
Этот момент очень важен, поскольку структура добываемого газа у Газпрома и
независимых газовых компаний разная. Газпром добывает в основном газ сеноманских
горизонтов, а у независимых компаний высок удельный вес газа, добываемого из
валанжинских и ачимовских горизонтов.
По мнению самих независимых производителей газа, для исправления ситуации в
качестве первоочередных мер необходимо:
• постепенно отказаться от государственного регулирования цен на газ независимых
производителей. Тарифы Федеральной энергетической комиссии и региональных
энергетических комиссий распространять только на продукцию и услуги Газпрома и его
«дочек»;
• обеспечить на практике доступ независимых поставщиков к газотранспортной системе
страны;
• определить порядок взимания дифференцированной ставки налога НДПИ в зависимости
от структуры добываемого газа;
• освободить от налогообложения ту часть прибыли, которая получена от эксплуатации
месторождений, находящихся в стадии затухающей добычи;
• передать функции по экспертизе проектов разработки газовых месторождений
независимому экспертному сообществу;
• трансформировать Центральный производственно-диспетчерский департамент Газпрома,
разрабатывающий и годовые газовые балансы, в ответственную структуру, юридически
независимую от Газпрома.
Чтобы снизить зависимость от Газпрома компании – независимые производители газа –
создают собственные предприятия по переработке газового конденсата. Ввиду того, что
объем добычи газового конденсата в Ямало-Ненецком АО в ближайшие годы возрастет и
Сургутский завод стабилизации конденсата не справится в возросшими объемами, компания
Нортгаз ввела завод по переработке газового конденсата мощностью 0,8 млн т/год и
стоимостью 80–100 млн долл., компания НОВАТЭК построила завод по переработке
нестабильного газового конденсата, продукцией которого являются 1,1 млн т стабильного
конденсата и 0,3 млн т сжиженных газов. Стоимость проекта НОВАТЭК – 150 млн долл.
6.6.9. Импорт газа из Центрально-Азиатских государств
Еще одним заметным игроком на российском газовом рынке могут стать Центрально-
Азиатские страны (Туркменистан, Казахстан, Узбекистан), а также Азербайджан. Ряд
специалистов считают, что если Россия не проведет в ближайшие годы реформу газового
рынка, то на нем возникнет дефицит собственного газа, и придется превращаться в
импортера и транзитера центральноазиатского газа. Опасаться центральноазиатской газовой
экспансии следует по крайней мере по двум причинам: во-первых, потому что Ямал, Тимано-
Печора и тем более арктический шельф и Восточносибирские газоносные провинции по
уровню издержек на добычу по сравнению с аналогичными показателями для
центральноазиатского газа, это примерно то же, что и соотношение затрат на добычу на
Штокмановском месторождении в Баренцовом море и в Катаре на месторождении North
fields; во-вторых, российские власти испытывают искушение преодолеть возможную
нехватку газа в стране за счет импорта дешевого центральноазиатского газа.
Условия для принятия подобного рода решений есть. Иностранные инвесторы охотно
участвуют в относительно некапиталоемких центральноазиатских проектах и планах
модернизации газотранспортной системы САЦ (Средняя Азия – Центр). В Европе не делают
разницы, какой газ поступает к ним из России – непосредственно российский или
437
транзитный казахстанский, азербайджанский или туркменский. В такой ситуации российские
газовые проекты могут быть отодвинуты на более отдаленные сроки, что без сомнения
скажется на энергетической безопасности России в перспективе.
Наибольшими перспективами для поставок газа в Россию обладает Казахстан. В
Казахстане ожидается рост добычи нефти с 40 млн т. в 2001 г. до 60 млн т. в 2005 г. и до 90–
100 млн т. в 2015 г. Соответственно вырастут ресурсы попутного нефтяного газа до 30 млрд
м
3
в 2005 г. и до 44–50 млрд м
3
в 2015 г. Кроме этого надо отметить, что промышленные
запасы природного газа в Казахстане составляют 1,8 трлн м
3
., а разведанные – 3 трлн м
э
.
Ожидается увеличение запасов газа в 1,5–2 раза за счет месторождений шельфа Каспийского
моря. Согласно концепции развития Казахстана, спрос на газ в республике в 2005 г. составил
8 млрд м
3
., а добыча – 20,5 млрд м
3
. (избыток 12,5 млрд м
3
.); в 2010 г. спрос 11 млрд м
3
.,
добыча 35 млрд м
3
. (избыток 24 млрд м
3
.); в 2015 г. спрос 16 млрд м
3
., добыча 45–50 млрд м
3
.
(избыток 29–34 млрд м
3
). Имеются сведения, что показатели добычи газа в Казахстане будут
еще выше: 2010 г. – 53 млрд м
3
, 2015 г. – 80 млрд м
3
, 2020 г. – 84 млрд м
3
[367].
Из предполагаемых газовых экспортных проектов Казахстана (Казахстан-Китай;
Тенгиз-Туркменбаши-Баку-Тбилиси-Эрзерум); Центральная Азия – Пакистан-Индия;
расширение САЦ и экспорт в Россию и транзитом через Россию в Европу, наиболее
вероятным и осуществимым является последний. Уже сейчас газ Карачанакского
газоконденсатного месторождения идет в Оренбург, а Россия совместно с Туркменистаном и
Узбекистаном снабжает южную, наиболее густонаселенную часть Казахстана.
Приоритетным для Казахстана является проект поставки 30 млрд м
3
газа в Китай по
маршруту Атырау – Актобе – Атасу – Алашанькоу (1 оч. – 10 млрд м
3
, 2009 г.; полная
реализация – 30 млрд м
3
, 2012 г.).
При поставке газа в Россию по системе САЦ Казахстану придется конкурировать с
Туркменистаном и Узбекистаном, т.к. Казахстан получает 500 млн долл. в год за транзит газа
из этих стран по трубопроводам системы САЦ, Бухара-Урал, Макат – Северный Кавказ,
Оренбург-Новопсков, СОЮЗ. Поставки казахстанского газа могут быть обеспечены без
нарушения транзитных поставок путем расширения существующих газопроводов и создания
дополнительных участков от месторождений Карачаганак и Кашаган. Возможно
использовать также схемы замещения (свопы), а именно, поставки газа из Западного
Казахстана в Россию, а российского – в южные регионы Казахстана. Между Россией и
Казахстаном заключено соглашение о сотрудничестве в газовой сфере сроком на 10 лет
(Газпром + Казмунай газ). Уже в 2002 г. Казахстан экспортирует в Россию 4 млрд м
3
, а к
2015 г. экспорт может возрасти до 30 млрд м
3
. Для этого предложено модернизировать
систему САЦ, доведя ее производительность до 60 млрд м
3
.
Масштабное соглашение заключено между Россией и Туркменистаном. Оно определяет
рост поставок туркменского газа в Россию с 4 млрд м
3
в 2005 г. до 10 млрд м
3
в 2006 г.,
60 млрд м
3
в 2007 г. и 70–80 млрд м
3
после 2008 г. [355].
Таким образом, поставки среднеазиатского газа создадут конкуренцию как на
внутреннем российском рынке, так и на экспортном европейском.
На российском газовом рынке возникает конкуренция в поставках газа: от Газпрома, от
независимых газовых компаний и вертикально интегрированных нефтяных компаний
(ВИНК), а также транзитом из центральноазиатских республик и из Азербайджана.
Для выхода на рынок независимых газовых компаний и ВИНК необходимо два
условия: повышения цен на газ (иначе для них подобные поставки станут убыточными) и
недискриминационный доступ к газотранспортной системе Газпрома. Предоставление своей
газотранспортной системы для других компаний – это болезненный вопрос для Газпрома.
Концерн волнуют намерения независимых компаний из-за малой эффективности продаж на
внутреннем рынке проникнуть на европейский рынок, составив тем самым конкуренцию
поставкам газа Газпрома в Европу. Однако постепенно руководство Газпрома смягчает свои
позиции в отношении взаимодействия с независимыми компаниями. Для обеспечения
устойчивого функционирования единой газотранспортной системы страны (ЕГС) Газпром
438
считает возможным допуск к «трубе» независимых поставщиков газа в размере 40–50
млрд м
3
. газа. Пропускная способность газотранспортной системы 600 млрд м
3
., концерн
прокачивает не более 530 млрд м
3
. С учетом амортизации ЕГС «резерв» составит именно 40–
50 млрд м
3
ежегодно.
Более того, Газпром, признавая, как трудно для него принять это решение, готов
предоставить независимым производителям газа примерно 190 незадействованных
месторождений с запасами около 900 млрд м
3
. со всей сопутствующей геологической
документацией с той целью, чтобы независимые компании включились в программу
газификации российских регионов.
Согласно энергетической стратегии России, потребность РФ в газе к 2020 г. составит
700 млрд м
3
включая потребности экспорта. Газпром по его же собственным
оптимистическим прогнозам сможет добывать не более 600 млрд м
3
Поэтому первейшим
условием для бесперебойной работы ЕГС является предоставление независимым
поставщикам равных с Газпромом условий выхода на рынки с гарантированным
платежеспособным спросом, внутри страны по действующей системе ценообразования, либо
Газпрому по средневзвешенной цене с учетом как цен российского рынка, так и экспортных
цен, а также на экспортные рынки. Опасность, что российские независимые
газопроизводители будут конкурировать на европейском рынке газа с Газпромом,
преувеличена. Во-первых, потому что основные российские поставки законтрактованы
Газпромом. По-видимому, еще достаточно долгое время долгосрочные контракты будут
играть существенную роль, несмотря на политику либерализации европейского газового
рынка. А, во-вторых, если даже будет получено согласие «пустить в трубу» 40–50 млрд м
3
.
газа от независимых производителей, в Европу попадут 15–20 млрд м
3
., что составит
незначительную часть российского экспорта газа.
6.6.10. Проблема использования ценных компонентов природного газа
В настоящее время удельный вес потребления природного газа в химической
промышленности невысок (не превышает 3% суммарного потребления газа и ограничивается
переработкой газа в аммиак, метанол, синтез-газ и ряд других продуктов). В то же время
потенциальные возможности природного газа для получения химической продукции весьма
велики. Это подтверждается опытом развития отраслей, базирующихся на продуктах
переработки природного газа и газового конденсата, в США и Канаде.
Многолетний опыт США, имеющих аналогичные по масштабам с Россией мощности
газодобывающих предприятий, показал высокую технологичность и экономичность
базирования химической промышленности на легких промысловых углеводородах (этане,
пропане, бутане). В 50–80-е годы в США господствовала «эра этана», когда большинство
этиленовых установок перерабатывали этан и пропан, извлекаемые из природного газа.
Практически все крупные нефтегазовые компании США и Канады осуществили
вертикальную интеграцию, т.е. применили последовательную цепочку технологий
переработки природного газа, извлечения этана и пропана, пиролиза легких углеводородов,
производства химических продуктов и синтетических полимеров на базе газового сырья.
В настоящее время такой путь повторяют некоторые развивающиеся страны регионов
Юго-Восточной Азии, Ближнего и Среднего Востока, Северной Африки, отдельные страны
Латинской Америки. Газохимические сектора уже давно сформировались в структуре
крупнейших нефтегазовых компаний мира, которые кроме развития собственных
газохимических производств, совместно с правительствами и национальными компаниями
развивающихся стран вкладывают средства в сооружение там газохимических комплексов.
В России этим опытом пренебрегли, и ресурсы газового сырья для нужд химической
промышленности используются недостаточно.
На действующих предприятиях Газпром'а (Оренбургский ГПЗ, Астраханский ГХК,
Сосногорский ГПЗ, Сургутский завод по производству моторных топлив) суммарное
производство сырья для химической промышленности составило в 2000 г. 300 тыс.т этана,
439
1860 тыс.т сжиженного пропана и бутана, 162 тыс.т ШФЛУ и 71 тыс.т пентанов, что можно
оценить как более чем скромное. Строительство Ново-Уренгойского газохимического
комплекса, на котором из газа, получаемого при деэтанизации газового конденсата, намечено
получать этан, этилен и полиэтилен, затягивается в немалой степени из-за трудностей
строительства в выбранном пункте размещения предприятия (ни в одной стране мира не
строили заводы по производству полиэтилена в столь северных широтах).
Химические производства на базе легких углеводородов получили развитие в
результате деятельности контролируемой Газпром'ом Сибирско-Уральской
нефтегазохимической компании (СИБУР). Однако следует напомнить, что существенную
часть сырьевой базы этой компании составляют попутные нефтяные газы, ресурсы которых
относительно невелики. Ресурсы попутного нефтяного газа находятся под контролем
нефтяных компаний. Проблему их рационального использования затрудняет
неурегулированность цен на это сырье. Нефтяные компании наметили программы развития
добычи и переработки газа. Этим будут заниматься их собственные «газовые сектора».
Газпром располагает колоссальными ресурсами этансодержащего природного газа.
Валанжинские горизонты месторождений северных районов Тюменской области
обеспечивают добычу порядка 30 млрд м
3
. этансодержащего природного газа. При
интенсификации добычи газа в Надым-Пур-Тазовском регионе и подсоединении
месторождений п-ва Ямал ресурсы этаносодержащего природного газа могут быть
увеличены еще на 30 млрд м
3
.
Создание газохимических комплексов (ГХК) на базе этаносодержащего природного
газа обусловлено рядом благоприятных факторов: экономических (надежность сырьевой
базы, емкость рынков газохимической продукции, конкурентоспособность газохимической
продукции при внутреннем потреблении и экспорте); экологических (мало- и безотходное
производство); энергетических (энергоэкономичность).
В начале 90-х годов инициативной группой ученых и специалистов была выдвинута
идея рационального использования этансодержащего газа и разработана концепция создания
газохимических комплексов на базе переработки этансодержащего природного газа
месторождений северных районов Тюменской области, получившая название проект
«Северный маршрут». При разработке концепции проекта авторы руководствовались
следующими соображениями:
• необходимостью утилизации ценных углеводородов природного газа валанжинских
горизонтов из месторождений северных районов Тюменской области;
• возможностью использования одной из ниток действующей системы газопроводов
Уренгой – Надым – Пунга – Грязовец – Ленинградская область для автономной
транспортировки этансодержащего газа;
• возможностью за счет рационального использования безвозвратно теряемых для
химической переработки ресурсов углеводородов существенно увеличить производство
пластмасс и других химических продуктов для насыщения внутреннего рынка России и
для экспорта;
• необходимостью приближения ресурсов сырья к районам потребления продукции его
переработки;
• возможностью придать динамичный характер развитию экономики северозападных
районов Российской Федерации, используя имеющийся там научный, технический,
строительный потенциал, уже созданную инфраструктуру;
• возможностью создания дополнительных рабочих мест;
• благоприятными показателями экономической эффективности проекта «Северный
маршрут».
Концепция проекта «Северный маршрут» получила в 1993 г. поддержку Минтопэнерго
РФ. В 1994 г. было выполнено ТЭО по проекту «Северный маршрут» и проведена
презентация проекта в Париже (декабрь 1994 г.). Начиная с первых разработок по проекту
«Северный маршрут» все материалы поступали в Газпром. С участием специалистов
440
Газпром'а были уточнены ресурсы этансодержащего газа и разработана схема его
автономной транспортировки по отдельной нитке газотранспортной системы Уренгой –
Надым – Пунга – Ухта – Грязовец – Череповец. В соответствии с концепцией предлагалось
по «ходу трубы» создать несколько компактных газохимических комплексов. Позднее
Газпром совместно с американской нефтяной компанией Conoco и немецким химическим
концерном BASF в 1996 г. разработали свою концепцию переработки этансодержащего газа,
суть которой заключалась в создании крупного комплекса по фракционированию газа с
получением фракции углеводородов С
2+
и транспортировки основной части этой фракции на
экспорт. В 1997 г. по заданию Газпром'а ВНИИГАЗ подготовил отчет на тему «Оценка
эффективности реализации проекта «Северный маршрут» с включением
нефтегазохимического производства и детальной проработкой схем обеспечения сырьем». В
2000 г. ООО «НИИгазэкономика» по заданию Газпрома выполнило работу «Технико-
экономический анализ эффективности участия Газпром'а в проекте «ТрансВалГаз» (так стал
именоваться проект «Северный маршрут»).
Несмотря на достаточно детальную проработку проблемы эффективного использования
ценных углеводородов этансодержащего природного газа, результаты совместно ведущейся
«Газпромом» и Conoco деятельности по модернизации газотранспортной системы, включая
выделение автономной нитки для транспортировки этансодержащего газа, работы по
созданию российских газохимических комплексов практически прекратились.
Нынешняя ценовая ситуация в российской химической промышленности такова, что
многие виды продукции стали неконкурентноспособными (цены на них на внутреннем
рынке превысили мировые); в значительной мере это объясняется ростом цен на
энергоресурсы и нефтяное сырье, низкой степенью использования мощностей. Переход на
газовое сырье может сделать конкурентоспособными как на внутреннем, так и на мировом
рынке значительное число видов продукции химического комплекса.
Эффективность газохимическиъх комплексов может существенно возрасти в случае,
если Газпром будет выступать не только в качестве поставщика этансодержащего газа по
оптовым ценам, но и крупного акционера при организации газохимических комплексов. В
случае гарантированных поставок газа полимеры, нефтехимикаты и сжиженные газы,
получаемые на ГХК, становятся эффективными на рынках СНГ, стран Центральной и
Восточной Европы, могут успешно конкурировать с продукцией крупнейших мировых фирм
в странах Средиземноморья и Северо-Западной Европы.
Учитывая то обстоятельство, что ценность химической продукции в разы превосходит
ценность природного газа и фракции углеводородов С
2+
, организация ГХК в России может
стать одним из эффективных и приоритетных направлений в деятельности ОАО «Газпром».
Мировая практика показала, что наиболее высокую доходность от реализации химической
продукции имеют компании, располагающие собственными сырьевыми ресурсами.
Преимущества развития «газохимического крыла» в деятельности газовой компании
проявляются в том, что существенно повышается товарность выпускаемой ею продукции за
счет углубления вертикальной интеграции компании.
Газпром, благодаря развитию в своем составе газохимических производств, может
войти в качестве одного из главных действующих лиц на возрождающийся российский
рынок химической продукции. Для Газпром'а появляется возможность за счет доходов от
выпуска конкурентоспособной и высокоэффективной продукции газохимии улучшить
финансовые показатели, увеличить степень ее адаптации к изменениям рыночной
конъюнктуры, особенно в случае изменения ситуации на рынке основной продукции
(природного газа).
Наиболее благоприятным пунктом для размещения стартового газохимического
комплекса в составе проекта «Северный маршрут» является г. Череповец Вологодской
области, расположенный на стыке железнодорожных, речных, автомобильных и газовых
магистралей. Здесь имеется свободная площадка Череповецкого АО «Азот». Согласие
местных властей по использованию этой площадки для строительства газохимического