Проблемы развития газовой отрасли на современном этапе

Введение

Начнем с того, что газовой промышленности России уже более 50 лет. Конечно, среди других крупных отраслей ТЭК – угольной, нефтяной, электроэнергетики, имеющих более чем столетнюю историю, она представляется довольно юным организмом. Но даже сейчас, в условиях кризиса, отрасль демонстрирует гибкость и умение находить зоны стабильности и ниши роста. На природный газ возлагаются большие надежды, как на наиболее дешевое высокоэкологичное топливо в период подготовки к переходу на более широкое использование альтернативных нетрадиционных видов электроэнергии (ветра, солнца, приливной, внутреннего тепла земли). Кроме того, на территории России имеются огромнейшие запасы этого вида топлива. Именно поэтому необходим тщательный анализ газовой промышленности, как одной из самых важных отраслей для экономики России, что обуславливает актуальность нашей темы.
Газ в больших количествах используется в качестве топлива в металлургической, стекольной, цементной, керамической, легкой и пищевой промышленности, полностью или частично заменяя такие виды топлива, как уголь, кокс, мазут, или является сырьем в химической промышленности. Крупнейшим потребителем газа в промышленности является черная металлургия. В доменных печах частичное применение природного газа дает экономию дефицитного кокса до 15% (1 куб. м природного газа заменяет 0,9 – 1,3 кг кокса), повышает производительность печи, улучшает качество чугуна, снижает его стоимость. В вагранках применение газа снижает расход кокса вдвое. В металлургии и машиностроении природный газ используется также для отопления прокатных, кузнечных, термических и плавильных печей и сушил. В металлообработке использование газа повысило коэффициент полезного действия печей почти в 2 раза, а время нагрева деталей сократилось на 40%. Применение газа в металлургии, кроме того, удлиняет сроки службы футеровки. Снижается количество серы в чугуне.
В целом, развитие экономики любой страны непосредственно зависит от степени удовлетворения спроса на энергоносители. Одним из приоритетов экономической политики российского государства является формирование эффективных рыночных механизмов управления предприятиями газовой промышленности как базовой структурой энергетики России, построение на этой основе производства и развития технологического потенциала газовой промышленности, а главным приоритетом в области общественного и корпоративного управления, принимая во внимание влияние глобального финансового и экономического кризиса и перспективы посткризисного развития, является преобразование механизмов управления предприятиями газовой промышленности для создания условий самого полного удовлетворения потребностей в природном и сжиженном газе в России.
Целью работы является рассмотрение аспекта проблем развития газовой отрасли на современном этапе.
Задачи работы:
1. Изучить и систематизировать научно-методическую литературу по рассматриваемой теме;
2. Представить общую характеристику современного состояния газовой отрасли в Российской Федерации;
3. Проанализировать перспективы развития газовой отрасти до 2030-2035 гг.


1. Общая характеристика современного состояния газовой отрасли в Российской Федерации
В области добычи газа в РФ приоритетными задачами на сегодняшний день и на долгосрочную перспективу являются вопросы комплексного развития существующих и перспективных центров газодобычи на полуострове Ямал, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, а также на континентальном шельфе арктических морей. Ямало-Ненецкий АО был и на перспективу останется стратегическим регионом добычи газа в России. На рис. 1 можно увидеть географию добычи газа в России [2].

Рис. 1. География добычи газа в России
Основными стратегическими направлениями развития газовой промышленности региона являются [9]:
- обеспечение проектных уровней добычи месторождений НадымПур-Тазовского региона, а такжеВведение

новых объектов и площадей региона;
- доразведка залежей в глубокозалегающих ачимовских и юрских отложениях, а также в надсеноманском комплексе на разрабатываемых месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона и п-ова Ямал;
- вовлечение в разработку уникальных и крупных месторождений полуострова Ямал, прежде всего таких, как сеноман-аптские залежи Харасавэйского месторождения, неоком-юрские залежи Бованенковского и Харасавэйского месторождений, Крузенштернское месторождение;
- доразведка и вовлечение в разработку месторождений континентального шельфа северных морей, в том числе месторождений Обской и Тазовской губ, прежде всего Северо-Каменномысского и Каменномысское-море и др. Восточные регионы России являются одним из основных приоритетных направлений развития газодобывающей промышленности России и формирования новых центров газодобычи.
В табл. 1 отмечена динамика добычи газа в России, чтобы увидеть показатели.
Таблица 1 – Добыча газа в России, 2015-2018 гг., млрд. куб. м. [10]
Год Показатель
2015 641,9
2016 635,3
2017 640,2
2018 691,1
Как мы видим, с 2015 по 2018 гг. наблюдается волнообразная динамика, однако в 2018 году показатель добычи превысил значение 2015 года – 641,9 млрд. куб. м. против 691,1 млрд. куб. м.
В табл.2 можно увидеть показатели и темп прироста добычи газа в РФ.
Таблица 2 – Прирост и темп прироста добычи газа в РФ, 2015-2018 гг., % [10]
Год Показатель
2015 2,1%
2016 -3,9%
2017 -0,7%
2018 7,9%
Исходя из данных, представленных в табл. 2, в 2018 году был зарегистрирован положительный всплеск темпов прироста добычи газа в РФ, что является хорошим показателем функционирования отрасли.
Подчеркнем, что разработка Чаяндинского НГКМ является основным приоритетом для формирования Якутского центра газодобычи, Ковыктинское ГКМ — Иркутского центра газодобычи. Эти месторождения станут ресурсной базой для магистрального газопровода «Сила Сибири». В развитии добычных мощностей Сахалинского центра газодобычи первостепенными объектами освоения являются месторождения проекта «Сахалин-3»: введенное в промышленную разработку в 2014 г. Киринское ГКМ, а также Южно-Киринское ГКМ, входящее в число приоритетных проектов в области добычи газа на долгосрочную перспективу. Добыча природного газа в России в 2018 г. составила 691 млрд куб. м газа. В структуре добычи около 87,7% приходится на добычу природного газа и 12,3% – на добычу попутного нефтяного газа. В последние годы наблюдалось планомерное сокращение добычи природного газа в России [5].
Так, в период 2012 – 2016 гг. добыча природного газа уменьшилась на 26 млрд куб. м с 582 до 556 млрд куб. м. Это было вызвано прежде всего, сокращением как внешнего, так и внутреннего спроса на газ. Однако в 2018 г. добыча природного газа возросла на 48,8 млрд куб. м по сравнению с уровнем предыдущего года. Темп прироста добычи газа в России составил 8%, что обусловлено рядом факторов, связанных прежде всего с расширением объемов экспорта газа за рубеж и на внутренний рынок. Этому способствовали как природноклиматические условия (холодная зима в Европе), так и повышение конкурентоспособности российского газа относительно других энергоносителей. Перспективные уровни добычи газа будут определяться возможностями развития основных мировых энергетических и газовых рынков в Европе и странах АТР, внутренними потребностями в газовом топливе. В настоящее время Россия не имеет сдерживающих факторов добычи газа со стороны ресурсно-сырьевой базы. Попутный нефтяной газ является значительным элементом нефтегазообеспечения страны и формально является продуктом деятельности нефтяной промышленности. На протяжении последних четырех лет сохраняется тенденция к росту добычи ПНГ.
В 2018 г. из недр было извлечено 98,4 млрд куб. м ПНГ, из которых 13 млрд куб. м сожжено в факелах. Продолжающийся рост добычи ПНГ делает всё более актуальной проблему его эффективного использования как с точки зрения негативного влияния на экологию, так и с точки зрения снижения эффективности утилизации всех добываемых попутных компонентов. Несмотря на прилагаемые усилия к решению вопроса утилизации ПНГ, попрежнему значительная его часть вместе с ценными компонентами сжигается в факелах, что ведёт к экономическим потерям. Относительно уровня 2017 г. общий прирост извлечения ПНГ из недр составил 2,7 млрд куб. м, а объём сожженного попутного газа вырос на 0,65 млрд куб. м. В результате уровень полезного использования ПНГ снизился с 87,1 % в 2017 г. до 86,8 % в 2018 г. С учетом сожжения ПНГ добыча газа в 2017 г. составила 704,1 млрд куб. м. [11]
В 2018 г. в региональной структуре около 86% газа добывалось на территории Уральского федерального округа, в первую очередь – в ЯНАО (свыше 80%). Добыча остального газа распределена в европейской части России, Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Основной прирост добычи газа в России в 2018 г. осуществлялся за счет УФО (+52,5 млрд куб

. м). Снижение добычи газа отмечено только на месторождениях Приволжского федерального округа (1,3 млрд куб. м) и на шельфе (0,7 млрд куб. м). В январе 2018 г. были введены в эксплуатацию новые добавочные мощности на Бованенковском месторождении на п-ове ЯМАЛ, и в настоящий момент «Газпром» выводит месторождение на полную мощность: оно станет площадкой для выхода России на новые арктические территории.Введение

дополнительных мощностей на Бованенковском месторождении в 2019 г. позволит достичь проектного уровня добычи в 115 млрд куб. м в год. Одновременно с этим введён в эксплуатацию газопровод «Бованенково – Ухта-2» протяжённостью около 1260 км и проектной производительностью 57,5 млрд куб. м в год. Его запуск расширил северный газотранспортный коридор Единой системы газоснабжения России, а также стал одним из ключевых элементов создания новой газотранспортной инфраструктуры для будущей подачи газа в газопровод «Северный поток – 2». За прошедший 2018 год определены сроки начала поставок газа в Китай по газопроводу «Сила Сибири» с Чаяндинского месторождения в Республике Саха (Якутия). «Газпром» и «Китайская национальная нефтегазовая корпорация» подписали Дополнительное соглашение к Договору купли-продажи природного газа по «восточному» маршруту, согласно которому первый газ по газопроводу «Сила Сибири» поступит в Китай не позднее 20 декабря 2019 г. В конце 2017 г. запуск проекта «ЯМАЛ-СПГ» позволил вовлечь в разработку гигантское Южно-Тамбейское газоконденсатное месторождение [2].
Организационная структура газовой отрасли по состоянию на 31.12.2018 г. представлена 254 добывающими предприятиями, которые осуществляют добычу природного и попутного нефтяного газа на территории страны, в том числе [10]:
- 85 предприятий, входящих в состав вертикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК);
- 15 дочерних компаний в составе «Газпром»;
- 7 структурных подразделений «НОВАТЭК»;
- 144 независимые нефтегазодобывающие компании;
- 3 предприятия, работающих на условиях соглашений о разделе продукции (операторы СРП).
В течение последних десяти лет сохранялась тенденция к сокращению доли добычи компании «Газпром», увеличению добычи нефтяными компаниями и независимыми производителями газа, в то время как уровень добычи газа операторами СРП рос незначительными темпами до 2011 г., а после сохранялся на уровне 4%. В 2018 г. добыча газа «Газпром» приблизилась к докризисному уровню 2013 г. и составила 460 млрд куб. м. Компания «Газпром» остается крупнейшей по добыче газа компанией России – 65 % общероссийского показателя. Темп прироста добычи газа «Газпром» в 2018 г. составил 12,1%, что в абсолютных величинах соответствует рекордному показателю по наращиванию добычи газа – 50 млрд куб. м. Независимые производители до 2015 г. быстро наращивали свою долю в структуре газодобычи в России – с 6% в 2007 г. до 18% – в 2017 г. Последние два года этот показатель устойчиво сокращается. В 2018 г. добыча газа независимыми производителями составила 110 млрд куб. (16% от общероссийского показателя) [7].
Крупнейшим независимым производителем газа в России является «НОВАТЭК». За последний год компания добыла около 53 млрд куб. м газа, сократив объем производства на 7% по сравнению с 2017 г. Это было обусловлено падением добычи газа на Юрхаровском месторождении – основном добывающем активе компании «НОВАТЭК». Для того чтобы стабилизировать добычу газа, в конце 2018 г. компания приобрела несколько активов, в том числе «Севернефть-Уренгой» у «Еврохима», Южно-Хадырьяхинское месторождение и Сысконсыньинский участок – у совместного предприятия ННК и Repsol. Как ожидается, в ближайшее время «НОВАТЭК» будет наращивать производство для завода «Ямал СПГ». Прочие независимые производители обеспечили прирост добычи в размере 0,3 млрд куб. м за прошедший 2018 г. Операторы СРП сохраняют устойчивую тенденцию снижения уровня добычи газа с 28 млрд куб. м в 2014 г. до 25,6 млрд куб. м в 2018 г., хотя доля СРП в общероссийской добыче на протяжении последних лет удерживается на уровне 4%.
В 2018 г. нефтяные компании (включая «Газпром нефть») добыли 108,2 млрд куб. м газа, увеличив уровень добычи на 6,2 млрд куб. м в сравнении с 2016 г. (102 млрд куб. м). Наибольшую долю по добыче газа среди нефтяных компаний занимает компания «НК «Роснефть» (51,3 млрд куб. м, 47,4% соответственно). Компания осуществляет добычу газа силами нескольких десятков дочерних обществ и совместных предприятий в Западной и Восточной Сибири, Центральной России, на юге европейской части России, Дальнем Востоке. В табл. 3 можно увидеть динамику добычи газа компанией ПАО «Газпром» за период с 2008 по 2018 гг.
Таблица 3 – Добыча газа ПАО «Газпром», 2014-2018 гг., млрд. куб. м. [10]
Год Показатель
2014 476
2015 432
2016 404
2017 410
2018 460
Как мы видим по данным, представленным в табл. 3, динамика добычи газа ПАО «Газпром» была тоже волнообразной, и, более того, в 2018 году было добыто меньше газа, чем в 2014 году – 460 млрд. куб. м. против 476 млрд. куб. м.
Компания «ЛУКОЙЛ» добыла рекордное за последние 5 лет количество газа – 21,6 млрд куб. м, что на 12% выше уровня предыдущего года. Рост добычи газа обусловлен запуском газового промысла Пякяхинского месторождения в январе 2017 г. Также значительная доля добычи газа приходится на компанию «Газпром нефть», которая обеспечила наибольший прирост добычи газа в 2018 г. – 2,5 млрд куб. м, начав добычу газа из недействующей нефтяной скважины ЕтыПуровского месторождения в мае 2017 г. и, благодаря внедрению современных технологий, увеличив добычу на традиционных месторождениях Ноябрьского региона. Объем добычи газа остальными компаниями не превышает 17,1 млрд куб. м, из которых 10,9 млрд куб. м добыто компанией «Сургутнефтегаз». В табл. 4 можно увидеть темпы добычи газа компанией ПАО «Лукойл».


Таблица 4 – Динамика добычи газа ПАО «Лукойл», 2014-2018 гг., млрд. куб. м. [10]
Год Показатель
2014 19,5
2015 19,8
2016 19,7
2017 19,3
2018 21,6
В компании ПАО «Лукойл» в отношении добычи газа отмечается положительная динамика – в 2014 году показатель добычи составил 19,5 млрд. куб. м., а в 2018 году уже 21,6 млрд. куб. м.
В области переработки газа приоритетные задачи развития отрасли связаны с расширением и строительством газоперерабатывающих и газохимических мощностей с целью эффективной утилизации всех добываемых попутных компонентов и монетизации их использования, в том числе [8]:
1. Формирование на севере Западной Сибири газоперерабатывающего и газохимического комплекса с целью организации эффективной переработки валанжинских и ачимовских залежей газовых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона и п-ова Ямал;
2. Формирование на Востоке России крупного газоперерабатывающего и газохимического комплекса для переработки жирных компонентов месторождений Республики Саха (Якутия) и Иркутской области;
3. Повышение эффективности переработки на традиционных объектах газопереработки с целью повышения монетизации и повышения добавленной стоимости использования попутных компонентов газа. В 2018 г. объем переработки газа в России составил 75,7 млрд куб. м, на 0,2 млрд куб. м превысив уровень 2017 г., что демонстрирует снижение темпов прироста переработки газа с 3,6 % в 2016 г. до 0,3 % – в 2018 г.
В региональной структуре переработки газа за 2018 г. представлены все федеральные округа России, при этом наибольшая часть переработки приходится на крупнейшие по добыче газа ФО: Приволжский федеральный округ (37,6%) и Уральский федеральный округ (36,5%) В 2018 г. в Приволжском ФО было переработано около 28,5 млрд куб. м газа. В данном округе расположено 12 ГПЗ и ГПП. Оренбургский ГПЗ является крупнейшим заводом в Приволжском федеральном округе, однако в последние шесть лет объем переработки газа на данном ГПЗ незначительно сокращался каждый год с 25,8 млрд куб. м в 2012 г. до 23,9 млрд куб. м в 2018 г. В то же время доля ПФО в структуре переработки газа сократилась с 42,7% в 2012 г. до 37,6% – в 2018 г.
Объем переработки газа в Уральском федеральном округе в 2017 г. составил 27,7 млрд куб. м, ненамного уступая ПФО. В УФО представлено 10 газоперерабатывающих заводов, большая часть которых расположена в Ханты-Мансийском автономного округа (Сургутский УПГ, Нижневартовский ГПК, Белозерный ГПК и т.д.). Доля Уральского федерального округа в региональной структуре в период 2012–2018 гг. существенно не менялась, составляя в среднем 36,2 %. Третьим крупнейшим по объему переработки газа округом является Южный федеральный округ (11,2 млрд куб. м и 14,7%). Астраханский ГПЗ обеспечивает около 96% объема переработки газа в ЮФО (10,8 млрд куб. м). С 2012 по 2016 г. доля Южного федерального округа в общероссийском объеме переработки незначительно сокращалась, однако в 2018 г