Особенности развития и размещения газовой промышленности России
МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РФ
РОСТОВСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ ЭКОНОМИЧЕСКАЯ АКАДЕМИЯ
Институт национальной и мировой экономики
К У Р С О В А Я Р А Б О Т А
На тему:
"Особенности развития и размещения газовой промышленности России".
Выполнил: студентка 2 курса
Гр.122
Минакова В.В.
Проверил: к.э.н. Житников В.Г.
Ростов-на-Дону, 1998
Содержание.
Введение........................ 3
1 Российская газовая промышленность - полвека развития. 5
2 Размещение газовой промышленности.......... 15
3 Проблемы регулирования газовой промышленности России и мировой опыт.......................... 20
4 Проблемы и перспективы развития........... 32
Заключение....................... 39
Приложение....................... 42
Список использованной литературы............ 44
Введение.
Промышленная политика государства гиперсфокусирована на отраслях топливно-энергетического комплекса, поскольку они выдерживают жесткую конкуренцию на мировом рынке и являются одним из основных источников формирования доходов федерального бюджета.
С начала 1997 г. происходит структурная перестройВнка газовой отрасли. Цели этой перестройки: создание
конкурирующих региональных газовых рынков, увелиВнчение финансовой выручки за отпускаемый газ, сокраВнщение издержек производства, ориентация на собственВнные источники финансирования, а также улучшение расчеВнтов с бюджетами всех уровней.
Природный газ
- ценнейший вид экологически чистого топлива, тепВнловой коэффициент которого составляет 1,22. Добыча природного газа обходится значительно дешевле добычи нефти и угля. ПрименеВнние природного газа способствует повышению эффективности обВнщественного производства. Газовая промышленность обеспечивает производство синтетических материалов ценным и экономически выгодным сырьем, свыше 90% азотных удобрений в странах СНГ поВнлучают на базе использования природного газа. Газ необходим в элекВнтроэнергетике, металлургической, цементной, стекольной, сахарной и других отраслях промышленности. В России с использованием приВнродного газа производится 93% чугуна, 59% мартеновской стали, 49% проката черных металлов, 100% огнеупоров, 89% листового стекла и 45% сборного железобетона. Удельный вес природного газа в поВнтреблении топливно-энергетических ресурсов электростанциями дости гает 61 %.
Широкое применение он нашел в коммунально-бытовом хозяйстве, в последние годы газ стал использоваться в автомобильном трансВнпорте, что снижает выбросы оксидов углерода, азота и других вредВнных веществ на 65-90% по сравнению с автомобилями, работающиВнми на бензине. Газом обеспечиваются свыше 2 тыс. городов, 3,5 тыс. поселков городского типа, более 190 тыс.сельских населенных пункВнтов. Доля газа в топливном балансе России составляет 50%. В начаВнле развития газовой промышленности разведанные ресурсы природВнного газа оказались сконцентрированными на Северном Кавказе, УкВнраине и в Поволжье. В настоящее время они сосредоточены в ЗападВнной Сибири, государствах Средней Азии и в Казахстане.
На долю стран СНГ приходится около 50% мировых запасов приВнродного газа, которые оцениваются в 200 трлн.м
2 Разведанные реВнсурсы топлива составляют 50 трлн.м2 или 1/4 потенциальных запаВнсов, из них на Сибирь и Дальний Восток - 75-80%, на страны СредВнней Азии и Казахстан - 10%, на европейскую часть СНГ 10-15%. ОбВнщие запасы газа в России достигают 160 трлн.м2.
Ориентация на развитие нефтегазового комплекса и энергосистемы РФ как на ВллокомотивВ» экономики приВнвела к тому, что под чрезмерным прессом оказались доходы (фактически - инвестиционные возможности) предприятий этих комплексов.
В настоящее время, разрабатываются программы развития промышленности, в т.ч. и газовой, в условиях кризиса. В этой связи, особый интерес представляет вопрос развития, размещения газовой промышленности России, проблемы и возможности решения их с учетом мирового опыта.
1 Российская газовая промышленность - полвека развития.
В 1996 г. газовой промышленности России исполнилось 50 лет.
Сейчас, в условиВнях кризиса, отрасль демонстрирует гибкость и умение находить зоны стабильности и ниши роста. Какие же факторы сделали возможным такое положение, какова роль газовой промышленности в экономике страны и шире - в мировом хозяйстве сегодня и в перспективе?
Газовая промышленность не является чисто монопродуктовой отВнраслью. Наряду с поставками по магистральным трубопроводам природВнного газа (метан с небольшими добавками высших углеводородов) производятся нефть, конденсат, сера, сжиженные газы, машиностроиВнтельная и сельскохозяйственная продукция и т.п. Однако основу отВнрасли, обеспечивающую ее конкурентные преимущества, составляет Единая система газоснабжения (ЕСГ), которая объединяет добычу и транспорт природного газа в единую технологическую, техническую и экономическую систему в рамках России, связанную с газоснабжаюВнщими системами центральноазиатских и закавказских республик СНГ и имеющую свое продолжение в системах поставки российского газа в три европейские страны СНГ и двадцать других государств Европы.
[1]
За последние полвека система газоснабжения прошла несколько фаз развития. В бывшем СССР она представляла собой общесоюзный народнохозяйственный комплекс. Поскольку и после распада СССР это накладывает заметный
отпечаток на функционирование ЕСГ России, целесообразно рассмотреть основные этапы ее становления.
Первый этап, охватывающий 40-е - начало 60-х годов, связан с освоением отдельных групп саратовских, краснодарских, ставропольВнских, восточноукраинских (район Шебелинки), западноукраинских (район Дашавы-Львова) и ряда других газовых месторождений, а также попутного газа нефтяных месторождений (районы Поволжья и Закавказья). Это относительно небольшие по объему и расположенВнные недалеко от возможных потребителей источники газа. В каждом
случае проектировался и сооружался отдельный газопровод (группа газопроводов), связывающий с потребителями газа - газопроводы Саратов-Москва, Дашава-Минск, Дашава-Киев-Брянск-Москва, Северный Кавказ-Центр (начиная с газопровода Ставрополь- МоскВнва), Шебелинка-Курск-Смоленск-Брянск, Шебелинка-Полтава-Киев, Шебелинка-Днепропетровск-Одесса и пр.
Эти газопроводы диаметром до 820 мм (впоследствии - 1020 мм), годовой производительностью до 5-8 млрд. куб. м, протяженностью до 700-1000 км функционировали, как правило, независимо друг от друга. Такому состоянию системы газоснабжения соответствовали планироваВнние, проектирование и управление отдельными газопроводами. Уровень добычи и потребления газа к 1960 г. достиг 45 млрд. куб. м, что составВнляло около 8
% общего объема добычи и потребления топлива в стране.
На втором этапе, в 60-е годы, стали вводиться в разработку крупные газоносные районы - прежде всего резко увеличилось исВнпользование ресурсов Средней Азии, затем Республики Коми. Однако из-за значительной удаленности этих источников от основной части потенциальных
потребителей, расположенных на Урале, в центральВнном и западных районах Европейской части страны, потребовалось сооружение первых сверхдальних газопроводов Бухара-Урал, СредВнняя Азия-Центр, Вуктыл-Торжок. В них уже использовались труВнбы большего диаметра (1020-1220 мм) и соответственно большей производительности (10-15 млрд. куб. м в год, а в газопроводе СредВнняя Азия-Центр - до 25 млрд. куб. м в год). Для обеспечения наВндежности функционирования газопроводов потребовалось строительВнство многониточных систем, а возросшие объемы передачи газа соВнздали для этого объективные предпосылки. Главным последствием усложнения схемы газопроводов стало взаимопересечение систем в районе Москвы и на Украине. Таким образом, появилась возможВнность для взаимодействия газопроводных систем и перераспределеВнния потоков по ним, то есть для формирования Единой системы газоснабжения страны. Концентрация мощностей как в добыче, так и при транспортировке газа, прогресс строительной индустрии, наВнсущные потребности народного хозяйства способствовали ускореВннию развития газовой промышленности - среднегодовая добыча газа в 60-е годы возросла с 45 млрд. до 200 млрд. куб. м, а его доля в топливном балансе страны - до 18-19
%.[2]
К началу 70-х годов открытия геологов показали, что в ЗападВнной Сибири, прежде всего в Надым-Пур-Тазовском районе, сосредоВнточены уникальные запасы газа. Были также существенно увеличены разведанные запасы газа в Средней Азии и в районе Оренбурга, что создало надежную базу для
резкого увеличения объемов его испольВнзования в народном хозяйстве. Наступил этап форсированного разВнвития газовой промышленности и Единой системы газоснабжения, характеризующийся следующими важными чертами: созданием дальВнних и сверхдальних магистральных газопроводов, поскольку вводиВнмые в разработку месторождения находились, как правило, на значиВнтельном (до 2500-3000 км) расстоянии от основных районов потребВнления; переходом к индустриальной технологии и организации строительства, использованию наиболее прогрессивных технических реВншений - применению труб диаметром 1420 мм на рабочее давление 7,5 МПа и единичной производительностью свыше 30 млрд. куб. м в год; резким усложнением структуры ЕСГ; наличием многочисленных связей различных газотранспортных систем; расширением возможноВнстей маневрирования потоками газа. К концу 80-х годов ЕСГ СССР приобрела современный облик, став крупнейшей в мире газоснабжаВнющей системой, обеспечивая свыше 40% потребности СССР в топлиВнве, значительную долю потребления топлива в странах Восточной Европы и многих западноевропейских государствах.
[3]
Во второй половине 80-х годов Единая система газоснабжения подошла к новому зрелому этапу своего развития. Масштабы газоВнснабжения и роль ЕСГ оказались настолько важными, что от эффекВнтивного и устойчивого ее функционирования стала зависеть нормальВнная работа многих крупных потребителей, целых отраслей и региоВннов. Плановая экономика ориентировала газовую промышленность на предельно высокие темпы валового роста по принципу "любыми средствами". Но одновременно с позиций
потребителя главными стаВнновились качественные показатели газоснабжения - надежность поВнставок, реакция на изменения условий работы, компенсация "возмуВнщений" в ТЭК страны и за ее пределами. Это вело к усложнению режимов функционирования и повышению роли регулирования и реВнзервирования газоснабжения.
Зрелость системы проявилась и в том, что в результате перехода ряда месторождений и целых газодобывающих районов в стадию падаВнющей добычи на фоне бурного роста новых районов и строительства новых крупных газотранспортных магистралей возникла потребность в изменении функций и роли существующих мощностей. Реализация этого потенциала с целью минимизации суммарных затрат повышала значение системного моделирования развития и реконструкции ЕСГ, которое, для того чтобы быть эффективным методом принятия решеВнний, должно комплексно учитывать все основные факторы ее работы.
Важным средством обеспечения новых функций ЕСГ стала подВнсистема регулирования и резервирования газоснабжения, опирающаяся на крупные хранилища природного газа. Развитие этой подсистемы, берущее начало с 60-х годов, длительное время отставало от темпов роста газоснабжения. Так, для нормальной работы в сезонном разреВнзе при круглогодичном газоснабжении необходимы запасы в объеме 10-11
% годового потребления (с учетом экспорта). Реально были достигнуты уровни 0,5% в 1965 г., 2-в 1970 г., 3,1-в 1975 г., 4,6 -в 1980 г., 5,3% - в 1985 г. В подобных условиях компенсация неравВнномерности во многом обеспечивалась за счет больших объемов буВнферного регулирования на электростанциях. Однако в 80-е годы резВнкое увеличение доли газа в топливопотреблении электростанций и быстрое сокращение ресурсов мазута снизили возможности буферноВнго регулирования. В те же годы были приняты меры по ускорению развития системы подземных хранилищ газа, что позволило довести объем хранения до 10,6% годового потребления, то есть впервые выйВнти на уровень сезонных запасов.
В конце 80-х годов кризисные явления в экономике затронули газовую промышленность. Это было связано с нехваткой инвестиций (в то время централизованных), первыми признаками нестабильности спроса, проявившимися в резком снижении его темпов. Тем не менее большая инерционность процессов и накопленный ранее потенциал разВнвития способствовали процветанию отрасли в период 1985-1990 гг.
[4]
Суммарные инвестиции в газовую промышленности достигали в середине 80-х годов 10-11 млрд. руб. в год, а основные фонды были оценены на начало 1991 г. лишь в 65 млрд. руб. Правда, прямой пересчет этих величин в современные значения или в долларовый эквивалент весьма затруднителен хотя бы потому, что весомая часть инвестиций осуществлялась за счет импорта прежде всего труб больВншого диаметра, а их учет внутри страны проводился с применением искусственных переводных коэффициентов, индивидуальных для различных групп товаров и оборудования. Так, для труб диаметром 1420 мм на рабочее давление 7,5 МПа, составлявших основной типоразВнмер на сооружавшихся во второй половине 70-х и в 80-е годы сверхВнмощных и сверхдальних магистральных газопроводах, импортные трубы условно приравнивались по
своей стоимости к трубам Харцызского трубного завода (Донецкая область, Украина). Цены последВнних были определены в 260 руб. за 1 т в 1984 г. и 350 руб. в 1991 г. при том, что цена импортируемых труб на мировом рынке колебалась в диапазоне 500-700 долл. за 1 т. Следовательно, имела место явная недооценка объема инвестиций и тем самым стоимости фондов.
Можно говорить о величине не менее 100 млрд. долл. Действительно, только 17 магистральных газоВнпроводов из Западной Сибири в центр России и другие страны протяВнженностью в среднем не менее 2500 км каждый (с учетом сложности их прокладки в северных условиях) стоят 70-80 млрд. долл. Амортизация этих фондов ненамного снижает общие значения, поскольку инвестиции преимущественно были осуществлены всего 6-12 лет назад.
Таким образом, на интенсивное развитие ЕСГ были направлены огромные по любым оценкам средства. По-видимому, программа соВнздания системы газоснабжения стала наиболее капиталоемкой из всех реализованных в гражданском секторе экономики. Здесь надо отмеВнтить, что в принципе газовая промышленность вполне приспособлена к "государственному" режиму, в котором она находилась в период интенсивного роста, вследствие относительной простоты технологиВнческих процессов, потребности в масштабных и концентрированных капиталовложениях и необходимости гарантий рисков (в том числе политических), связанных с этими вложениями. Конечно, неизбежВнны и отрицательные моменты функционирования отрасли под эгидой государства, но они носят более тонкий характер.
Итак, к началу 90-х годов газотранспортная система ЕСГ была в основном завершена. В пределах России она позволяла транспортиВнровать свыше 600 млрд. куб. м природного газа в год, являясь крупВннейшей такого рода системой в мире.
[5]
Другой главный компонент ЕСГ
- ресурсы природного газа, слуВнжащие сырьевой базой газоснабжения. Сейчас разведанные запасы превышают 49 трлн. куб. м, а потенциальные ресурсы - 200 трлн. куб. м. При этом свыше 85% запасов приходится на Западную СиВнбирь. В то же время слабо исследованы перспективные районы ВосВнточной Сибири и Дальнего Востока, шельфы морей. Открываются также значительные и пока трудно поддающиеся количественной оценВнке перспективы, связанные с нетрадиционными источниками газа, в том числе плотными коллекторами и газогидратными залежами.
В начале 90-х годов наиболее важным было то, что добыча газа базировалась на разработке уникальных Уренгойского, Ямбургского и Медвежьего месторождений, из которых только последнее приблиВнзилось к стадии падающей добычи. Это обеспечивало необходимый запас прочности для системы в целом.
[6]
В 1990-1991 гг., в период резкой политико-экономической нестаВнбильности, был практически приостановлен процесс развития ЕСГ и начался серьезный кризис в газовой промышленности, выразившийся в:
- неопределенности организационных форм существования отВнрасли, "суверенизации" частей ЕСГ, находившихся на территории отдельных союзных республик;
- прекращении централизованного инвестирования, составлявВншего основу финансирования отрасли, а затем вследствие высокой инфляции-в обесценивании имевшихся в отрасли внутренних средств;
- разрыве связей с поставщиками оборудования из стран СНГ, неплатежах за поставляемый внутри и вне России газ, неурегулироВнванности вопросов транзита и т.д.
В создавшейся ситуации несомненным достижением является консолидация основного ядра газовой промышленности России в соВнставе РАО "Газпром". Важной предпосылкой этого стало наличие целостной структуры ЕСГ России, что, с одной стороны, было обусВнловлено системным подходом к планированию ее развития, а с друВнгой - объективно присущим данной системе фактором единства.
Основное отличие газоснабжения от нефтеснабжения заключаВнется в том, что транспортируемый природный газ - продукт, вполне готовый для использования и как сырье, и как топливо, причем доВнводимое без каких-либо изменений до самых мелких, исчисляемых миллионами потребителей. Транспортируемая же нефть требует пеВнреработки, то есть предназначена для ограниченного числа крупных специализированных предприятий. Природный газ разных месторожВндений - значительно более однородный по своим характеристикам продукт, чем нефть: при условии доведения до стандартов транспорВнтировки он легко смешивается в газоснабжающей системе и далее поступает в "обезличенной" форме.
Стоимость транспортировки нефти и газа также неодинакова. При расстоянии 1600 км в расчете на 1 млн. БТЕ в среднем она составляет 2 долл. для сухопутных и 1 долл. для морских газопроводов по сравнению с примерно 0,3 долл. для нефтепроводов и 0,1 долл.
для танкеров (Британская тепловая единица - неметрическая единица, равная 1055,06 Дж. и применяемая в США и Великобритании). Учитывая, что средняя дальность транспортировки газа в ЕСГ России превышает 2500 км, это с экономической точки зрения затрудняет его доставку потребителям вне существующей ЕСГ.
2 Размещение газовой промышленности.
Таким образом, обобщая вышесказанное, можно выделить основные районы размещения газовой промышленности.
В Западно-Сибирском районе основными газовыми промыслами являются Уренгойский и Ямбургский, которые дают ежегодно по 200 млрд.м
2 топлива, Березовский, Вынгапуровский и другие. Добыча приВнродного газа ведется в сложных природно-климатических условиях севера Тюменской области, где слабо развита производственная инВнфраструктура, в том числе отсутствуют дорожная сеть, строительная база и т.д.[7]
К четырем магистралям Сибирь-Центр, действовавВншим к 1980 г, введены в эксплуатацию шесть газопроводов диаметВнром 1420 мм: Уренгой-Москва, Уренгой-Грязовец (Вологодская обл.), Уренгой-Елец (Липецкая обл.), Уренгой-Петровск (Саратовская обл.), Уренгой-Новопсков (Луганская обл.) и Уренгой-Помары-Ужгород. От Ямбургского месторождения в конце 80-х годов построено шесть новых мощных газопроводов в центральные районы европейской чаВнсти и до западной границы СНГ: Ямбург-Москва, Ямбург-Елец, Ямбург-западная граница ("Прогресс") и другие.
[8]
Западносибирский газ поступает на предприятия промышленных центров Урала по газопроводам Игрим-Серов-Нижний Тагил, Медвежье-Надым-Пунга-Пермь.
Второй по значению район газовой промышленности в России -
Уральский. На его территории разрабатывается Оренбургское газо-конденсатное месторождение, содержащее помимо метана смесь ароВнматических углеводородов, сероводород и гелий. Преимуществом этого месторождения по сравнению с западносибирскими и среднеВназиатскими является размещение его вблизи важных промышленных центров России и стран СНГ. Однако наличие попутных компонентов в газе требует предварительной его очистки и ихугилизации. На этом месторождении построен крупный Оренбургский газохимический комВнплекс мощностью 45 млрд.м
2 газа в год. Он производит газ, серу, конденсат и другие вещества. А в 1978 г. завершено строительство крупного международного газопровода Оренбург-западная граница СНГ, по которому на экспорт ежегодно поступало 16 млрд.м2 газа. Кроме того, в Уральском районе природный попутный газ добываетВнся на месторождениях Башкортостана и Пермской области. В 1996 г. регион добыл 33 млрд.м2[9]
Крупным районом развития газодобывающей промышленности РосВнсии становитсяРеспублика Коми и северо-восточная часть Архангельской области, где формируется Тимано-Печорский ТПК. ПриВнродный газ добывается на Вуктыльском, Войвожском, Василковском, Джебольском и других месторождениях. "Голубое" топливо поступаВнет потребителям по газопроводу "Сияние Севера": Ухта-Тверь-Торжок-Ивацевичи(Беларусь). Добыча природного газа в Северном экоВнномическом районе уменьшилась с 18 млрд.м
2 в 1985 г. до 4 млрд.м2 в 1996 г., то есть в 4,5 раза.
В ближайшие годы акционерным обществом "Росшельф" начнется освоение одного из крупнейших в мире Штокмановского газоконденсатного месторождения, находящегося на шельфе России в Баренцевом море.
Геологические запасы месторождения оцениваются в 3 трлн.м
2 и оно потребует инвестиций в 10-12 млрд. долларов.
В 1980 г. в Поволжье открыто Астраханское газоконденсатное меВнсторождение. В настоящее время на его основе формируется АстраВнханский промышленный узел по добыче и переработке газа и конВнденсата, а также по производству серы. Добыча на месторождении увеличилась до 4 млрд.м
2 в 1996 г.[10]
К новым перспективным районам в Российской Федерации отноВнсятся месторождения в Восточной Сибири (функционирует газопроВнвод Мессаяха-Норильск), в Саха-Якутии (Таас-Тумус-Якутск) и на острове Сахалин. К освоению ресурсов природного газа в Саха-ЯкуВнтии и на Сахалине большую заинтересованность проявляют фирмы Японии, Южной Кореи и других государств. Предполагается привлечь капиталы фирм Южной Кореи для совместного строительства газоВнпровода Республика Саха-Южная Корея.
[11]
Ресурсы топлива в старых районах газодобывающей промышленВнности в результате многолетней эксплуатации в значительной степеВнни истощены и не могут удовлетворять потребности народного хоВнзяйства их за счет собственной добычи. Это относится к таким райоВннам, как Северный Кавказ и Поволжье, Украина и Азербайджанская Республика. Удельный вес этих регионов в добыче природного газа стран СНГ очень сильно сократился. На Украине сформировалась сложная система газопроводов: от Шебелинки на Харьков, на ПолтаВнву-Киев, на Днепропетровск-Одессу-Кишинев, от Дашавы
на Киев, на Минск-Вильнюс-Ригу. Природный газ в республику поступает из Западной Сибири, Урала и Средней Азии. На Северном Кавказе сфорВнмировалась система из следующих газопроводов: Ставрополь-МоскВнва, Краснодарский край-Ростов-на-Дону-Серпухов-Санкт-Петербург, Ростов-на-Дону-Таганрог-Донецк, Ставрополь-Владикавказ-Тбилиси и др.
В Азербайджанской Республике газ добывается на Карадагском меВнсторождении (ежегодная добыча 10 млрд.мЗ; он транспортируется
по газопроводу Карадаг-Тбилиси-Ереван.
Вторым крупным районом газовой промышленности являются государства Средней Азии и Казахстан. Вначале здесь добычей природного газа выделялась Республика Узбекистан (Бухаро-Газлинская провинция), а затем лидерство перешло к Республике ТуркмеВннистан. В Туркменистане разрабатываются такие крупные месторожВндения, как Шатлыкское, Майское, Ачакское, Наипское, Шахпахтынское, в Узбекистане - Джаркакское, Мубарекское, Газлинское и др. В Казахстане (его доля в добыче газа в СНГ составляет 0,9%) ускоренВнными темпами разрабатывается Карачаганакское газоконденсатное месторождение. Добыча природного газа в странах Средней Азии и Казахстане ведется в пустынных и полупустынных районах, где наВнблюдается дефицит водных ресурсов и невысокий уровень вспомоВнгательных производств. Среднеазиатский газ поступает потребитеВнлям по мощным многониточным газопроводам Средняя Азия-Центр и Средняя Азия-Урал, а также газопроводу Бухара-Ташкент-Чимкент-Бишкек-Алма-Ата.
В настоящее время правительство Республики Туркменистан для развития нефтегазового комплекса
стремится привлечь капиталы фирм государств Ближнего и Среднего Востока. Предполагается поВнстроить газопровод через территорию Ирана и Турции в страны ЗаВнпадной Европы.
Кроме природного газа страны СНГ богаты попутным нефтяным гаВнзом, который территориально связан с месторождениями нефти. ПоВнпутный газ отличается от природного наличием в нем наряду с метаВнном этана, пропана и бутана, являющихся ценным сырьем для проВнмышленности органического синтеза. Попутный газ перерабатывают на газобензиновых (ГБЗ) и газоперерабатывающих заводах на отВндельные фракции, которые затем поступают потребителям. ОсновВнная часть ГБЗ сосредоточена на территории европейской части в районах добычи нефти (Альметьевск, Отрадное, Туймазы, Шкапово Грозный), на Украине и в Закавказье. Новые газобензиновые заводы построены в главной нефтегазовой базе России -
Западной Сибири (Нижневартовск, Правдинск). Начато строительство завода в Новом Уренгое, планируется построить в Архангельске. Добыча попутного газа составляет около 50 млрд.м2 в год. Однако большое количество этого ценного и дешевого углеводородного сыВнрья не используется в народном хозяйстве, так как выбрасывается в атмосферу и сжигается в факелах.
Газовый конденсат перерабатывается на Оренбургском, Мубарекском, Чарджевском и Астраханском газохимических комплексах.
Одним из резервов получения газообразного топлива для некотоВнрых районов служит газификация угля и сланцев. Подземная газифиВнкация угля осуществляется в Донбассе (Лисичанск), Кузбассе (Киселевск), Подмосковье (Тула) и
на Ангренском месторождении в УзбеВнкистане. Ежегодное производство искусственного газа достигает 20 млрд. м
2.
3 Проблемы регулирования газовой промышленности России и мировой опыт.
Процесс приобретения газовой промышленноВнстью своего нового статуса в меняющейся экономике России еще не завершен.
Отрасли удалось избежать разрушения своВнего ядра, более того, фактически только в новых условиях ее подВнлинная роль в народном хозяйстве, долгое время затенявшаяся перВнвенством нефтяной промышленности, оказалась в центре общественВнного внимания. Тем не менее до сих пор остро ощущается неурегулиВнрованность многих вопросов функционирования отрасли и РАО "ГазВнпром". В основном все концентрируется вокруг проблемы перехода к цивилизованному регулированию работы отрасли и возможных меВнрах по ее либерализации.
Следует отметить, что газовая промышленность как объект рыночВнной экономики - весьма специфическая отрасль, для которой стандартВнные подходы малоприемлемы
. В развитых странах Запада, в том числе в тех, где газовая промышленность прошла длительный путь развития, современное понимание ее статуса или сложилось в последние 10-15 лет, или и в настоящее время является предметом острой дискуссии.[12]
Проблемы либерализации газовой отрасли объективно связаны с необходимостью привлечения крупных финансовых средств для соВнздания новых газотранспортных систем, гарантией возврата которых обычно выступает наличие значительных подтвержденных запасов газа, предназначенных для его подачи по этим системам, и предвариВнтельных договоренностей с потребителями на поставки газа по ним.
Однако для достижения таких договоренностей нужно подтверждеВнние реальности сооружения системы в требуемые сроки и возможноВнсти обеспечения надежных поставок газа. Все это легче сделать крупВнным интегрированным компаниям, зачастую опирающимся на госуВндарственную поддержку, чем потенциальному консорциуму мелких коммерческих образований.
Регулирование отрасли будет происходить паВнраллельно с развитием и унификацией методов регулирования газоВнвой промышленности в странах Европы.
[13]
Именно европейский вариВнант станет решающим. Североамериканский опыт, на который обычВнно ссылаются, играет гораздо меньшую роль, поскольку отсутствует практическое взаимодействие с инфраструктурой этого рынка: российский газ экспортируется в основном на европейский рынок, конВнкуренция и деловое сотрудничество осуществляются с его представиВнтелями и по принятым на нем правилам.
Надо отметить, что в настоящее время в Европе нет унифициВнрованной модели организации и функционирования газовой промышВнленности. Газовые рынки европейских стран за редким исключением не либерализованы. В большинстве случаев государство в той или иной степени контролирует отечественную газодобывающую отрасль (если таковая имеется), а также магистральный транспорт газа.
В Нидерландах и Норвегии, являющихся крупнейшими экспортерами газа, государство осуществляет строгий контроль за добычей и коммерческим использоваВннием национальных ресурсов природного газа.
[14]
В Норвегии производители газа должны заключать соглашения о совместной деятельности, в соответствии с которыми переговоры об условиях продаж добываеВнмого газа ведутся специальным органом - Комитетом по переговорам по газу (КПГ), где представлены три основные норвежские газовые компании. В случае, если КомиВнтет не может придти к общему мнению, он обращается в правительство за окончаВнтельным решением. При создании КПГ предполагалось, что он будет выступать как единый экспортер норвежского газа и тем самым даст возможность снизить степень давления консорциума крупных европейских покупателей газа.
В Нидерландах централизованные закупки и перепродажа всего газа, подпадаВнющего под юрисдикцию страны, осуществляется компанией "Газюни", наполовину принадлежащей государству. Добыча газа также подлежит законодательному регуВнлированию и утверждению правительством.
Практически везде, кроме Великобритании, отсутствует или крайне затруднен доступ третьих сторон в газотранспортную систему. При этом в ряде стран, наприВнмер, в Германии, предоставляются достаточно широкие возможности для сооружеВнния независимых газопроводов. Но вместе с тем в той же Германии применяется специфическая система регионализации рынков газа, препятствующая непосредственВнной конкуренции поставщиков за конечного потребителя.
[15]
Европейская комиссия неоднократно пыталась продвинуться в решении вопроса об определении единых правил организации рынка газа в странах-членах ЕС и
переходе от национальных моделей к функционированию единого газового рынка. Так, в 1994 г. введена в действие директива об углеводородном сырье, устанавливающая, что системы лицензирования должны основываться на открытых торгах, быть гласными и носить недискриминационный характер. В 1990-1991 гг. была принята директива о создании внутреннего энергетиВнческого рынка, не затрагивавшая суверенных прав стран-членов ЕС. Однако проект директивы о либерализации рынка газа, опубликоВнванный в 1992 г. и предполагавший разделение функций добычи и транспортировки, а также разрешение доступа третьих сторон, вызВнвал серьезные споры и не был в полной мере реализован. В конце 1996 г. Генеральный секретариат Совета ЕС подготовил так называеВнмое президентское компромиссное предложение о принципах работы газовой промышленности, которое стало объектом жесткой дискусВнсии и пока окончательно не принято. Разногласия возникают в основВнном из-за опасения, что нововведения не приведут к равноправию поставщиков и потребителей в различных странах ЕС. Это понятно, поскольку позиции привилегированных национальных участников газового рынка в европейских странах хорошо защищены, и главную угрозу влиятельные газовые компании видят в международной конВнкуренции и открытии рынка.
[16]
Интенсивные реформы в газовой промышленности США в 80-е гоВнды были во многом вызваны падением спроса на газ. Последнее проиВнзошло по ряду причин. Главная из них - господство традиционного, очень жесткого по форме, но
малоориентированного на экономичесВнкие стимулы и развитие конкуренции регулирования, включающего контроль цен как в добыче газа, так и у потребителей. Параллельно была создана система долгосрочных контрактов по принципу "бери или плати". Подобная система могла существовать только в условиях достаточно стабильных или растущих цен на альтернативные топливно-энергетические ресурсы. Когда же в начале 80-х годов цены на нефть стали снижаться, отсутствие гибкости в методах регулирования и цеВннообразования в газовой промышленности США сделало ее неконкуВнрентоспособной, предопределило сокращение спроса на газ и трудноВнсти с выполнением долгосрочных контрактов. Вскоре аналогичная ситуация возникла и в газовой промышленности Канады.
Сейчас сложились два подхода к решению указанных проблем. Согласно одному из них, вполне достаточна внешняя конкуренция газовой промышленности с поставщиками других топливно-энергетиВнческих ресурсов. Для выражения такой конкуренции во многих слуВнчаях, в том числе в импортно-экспортных контрактах, стали примеВннять формулы для цены газа как производной от "корзины цен" иных ресурсов (мазута, угля, возможно, электроэнергии и т.п.). Эти измеВннения условий контрактов получили широкое распространение после нефтяных кризисов. Причем введение компонент цены угля и ядерВнной энергии, учитывая высокую долю постоянной составляющей расВнходов, рассматривается в качестве необходимого в газовых контракВнтах стабилизирующего фактора. Другой подход наряду с гибкой реВнакцией на внешнюю конкуренцию предусматривает также
внутренВнние преобразования в газовой промышленности для создания в ней стимулов повышения эффективности.
[17]
В целом в Северной Америке кризисные явления конца 70-х гоВндов способствовали реализации второго подхода. В 1984 г. в США были одновременно отменены условия оплаты минимальных объемов поставок в долгосрочных контрактах (что облегчило положение труВнбопроводных компаний, бывших в то время и продавцами газа) и введены требования открытого доступа поставщиков к сетям трубоВнпроводного транспорта (при этом транспортные компании, принявВншие принцип открытого доступа, должны были обменять часть своих контрактов по поставкам газа на контракты на его транспортировку). Затем логика преобразований постепенно привела к необходимости разделения видов деятельности и предоставляемых услуг, к сформиВнрованию уже в начале 90-х годов полностью конкурентного рынка. Таким образом, развитие рыночных отнош
Вместе с этим смотрят:
"Нивхи"
32-я Стрелковая дивизия (результаты поисковой работы группы "Память" МИВлГУ)
4 capitals of Great Britain
About Canada
Description of Canada