Анализ текущего состояния, проблемы и перспективы развития газовой отрасли России
1. Вступление.В Госдуме РФ состоялись (11.02.2002 г) парламентские слушания по теме «Концепция развития рынка газа в Российской Федерации», на которых обсуждались:
· роль, правовые основы, возможности и проблемы государственного регулирования в формировании газового рынка России;
· международный опыт формирования национальных газовых рынков;
· вопросы государственной защиты прав и интересов российских участников международного газового рынка.
В связи с этим, считаем целесообразным отметить следующие принципиальные положения, которые должны приниматься во внимание при обсуждении проблемы формирования газового рынка России. В настоящее время деятельность ОАО «Газпром» осуществляется в соответствии с Федеральным законом «О газоснабжении в РФ«, в котором определено, что ЕСГ представляет собой единый имущественный производственный комплекс, состоящий из технологически, организационно и экономически взаимосвязанных и централизованно управляемых производственных и иных объектов по добыче, транспортировке, хранению, переработке и поставке газа.
Планом действия Правительства РФ в области социальной политики и модернизации экономики на 2000-2001 гг, утвержденным распоряжением Правительства РФ № 1072-р от 26 июня 2000 г, было предусмотрено поручение ФЭК России, Минэнерго России, МАП России, Минэкономразвития Рлоссии и ФСФО России разработать и представить на утверждение Правительства РФ «Концепцию развития рынка газа в РФ».
В рамках этого поручения группой специалистов Института Энергетических Исследований РАН (рук. А.А. Макаров) была подготовлена (ноябрь 2000 г) «Концепция развития рынка газа в РФ» (далее Концепция РРГ), которая представляет собой результаты исследований по теме «Статус подотрасли газораспределения», выполненных ИЭИ РАН с привлечением консультационных компаний CERA USA и «Артур Андерсен» в рамках займа МБРР 3876-RU (часть А).
Эта Концепция РРГ была направлена ФЭК России Правительству РФ при возражении Минэнерго России.
По мнению Руководства ОАО «Газпром» в этих материалах содержатся предложения по реструктуризации ОАО «Газпром», которые создают предпосылки для разделения производственно-технологического комплекса ЕСГ.
При этом указывается, что:
· предусматривается проведение мероприятий по: принудительному (а не естественным путем) изменению организационно-правового статуса добывающих обществ «Газпрома» (создание 6-8 новых АО); возложению на добывающие предприятия сбытовых функций по продаже газа покупателям-перепродавцам;
· отсутствуют обоснования и решения ряда принципиальных вопросов энергетической безопасности России (кто будет нести ответственность за обеспечение надежного газоснабжения внутреннего рынка), выполнения межгосударственных долгосрочных обязательств по экспортным поставкам газа, возврата кредитов, полученных для развития ЕГС.
В связи с этим Рабочая группа ОАО «Газпром» подготовила и направила (15 ноября 2000 г) в ФЭК России и другим организациям альтернативный проект Концепции РРГ, в котором:
· сформулированы принципы реформирования единого рынка газа и его приоритеты;
· определены главные условия формирования и развития полноценного рынка газа в России;
· предусмотрена его структура, включая регулируемый и нерегулируемый сегменты рынка, состав основных субъектов рынка;
· приведены предложения по поэтапному развитию сбалансированного рынка газа.
Согласно этому проекту, для развития рынка газа в РФ необходима последовательно осуществляемая и предсказуемая государственная экономическая политика, включающая:
· ценообразование, налогообложение, кредитование, инвестирование;
· условия свободы предпринимательства и недопущения неоправданного вмешательства в хозяйственную деятельность субъектов бизнеса со стороны ведомств;
· контроль государства за соблюдением своих интересов при осуществлении бизнеса (надежное газоснабжение страны и выполнение международных обязательств по экспортным поставкам газа, пополнение бюджетов всех уровней и др.);
· поддержку реализации крупных долгосрочных проектов.
Рассмотренные варианты Концепции РРГ в РФ концентрируют внимание дискуссии на следующих главных вопросах:
· государственная политика по формированию и регулированию рынка газа в современных экономических условиях России;
· структура газового рынка и состав субъектов бизнеса на этом рынке (в литературе используется термин «институциональная структура»);
· внешняя энергетическая политика России в области ее экспансии на международных рынках УВ.
Все эти принципиальные проблемы формирования, развития и регулирования «рынка газа в РФ» должны обсуждаться и решаться с учетом целого ряда обстоятельств (реалий), присущих только России, как обладателю огромных сырьевых УВ ресурсов в мире, расположенному в очень удобном геополитическом месте среди стран- потребителей УВ, и как потребителю значительного количества УВ, характеризующегося огромными территориями размещения потребителей ресурсов в суровых природно-климатических условиях.
В этом смысле таких субъектов ТЭК в мире нет, даже учитывая США и Канаду.
Поэтому нельзя механически переносить опыт организации и либерализации газового рынка других стран (например, Европы, на которые часто ссылаются оппоненты).
Это первый аспект проблемы, который специалисты «ВНИИГАЗ»а рекомендуют учитывать при ее обсуждении.
В рамках его необходимо помнить, что Россия обладает достаточными различными УВ ресурсами (нефть, газ, уголь) и другими первичными энергоресурсами, которые в различных количествах расположены практически по всей территории страны. Это обуславливает необходимость государственного регулирования топливно-энергетическим балансом на федеральном и региональном уровнях. Положиться в этом случае только на рыночные регуляторы — значит, допустить стратегическую ошибку в обеспечении энергетической безопасности России (по крайней мере в нынешних условиях). Об этом говорят периодически возникающие в России (да и не только в ней) энергетические кризисы.
Это означает также, что формирование федерального и региональных рынков газа должно происходить с учетом оптимальной структуры всех сегментов энергетического рынка.
Второй аспект проблемы связан с необходимостью учета и уважительного отношения к историческим реалиям формирования в бывшем СССР (и теперешней РФ) газовой промышленности и «ее позвоночника» — Единой Системы Газоснабжения (ЕСГ), которая технически и технологически и сегодня охватывает бывшие республики СССР (Узбекистан, Азербайджан, Армению, Молдавию, Литву, Латвию, Эстонию) и страны Восточной Европы.
Политика формирования ЕСГ строилась на принципах обеспечения больших объемов поставок газа крупным потребителям: в первую очередь — в Европейской части СССР — по системам магистральных газопроводов (Сев. Кавказ — Центр, Бухара — Урал, Средняя Азия — Центр, Западная Сибирь — Центр).
В результате в России сложилась уникальная система газоснабжения, когда общая длина магистральных газопроводов относится к суммарной длине распределительных газопроводов низкого давления, как (1 : 2,4) (в США это соотношение составляет 1 : 11,7 ; в Великобритании 1 : 13). Протяженность магистральных газопроводов в РФ составляет около 150 тыс. км, газораспределительных сетей низкого давления — около 360 т.км, в т.ч. в городах — 174 т.км, сельской местности — 186 т.км.
В связи с этим в настоящее время главными задачами обеспечения надежных поставок газа на внутренний и зарубежный рынок являются:
· обеспечение загрузки ЕСГ (в основном потоков Зап. Сибирь — Центр и далее Европа) товарным газом из разрабатываемых и новых месторождений Зап. Сибири и шельфа арктических морей;
· реконструкция и поддержание в надежном состоянии всех элементов ЕСГ, включая линейную часть, компрессорные станции, подземные хранилища газа;
· расширение ЕСГ за счет строительства новых магистральных газопроводов в Европейской части России (из районов Ямала и др.), включая импортные («Голубой поток», «Ямал-Европа» и др.).
Решение этих задач требует огромных инвестиций. Очевидно, что их должен находить хозяйствующий субъект (в данном случае ОАО «Газпром»).
Третий аспект проблемы связан с необходимостью и целесообразностью учета всего комплекса вопросов расширения и формирования новых «локальных» газоснабжающих систем. Напомним, что к действующим «локальным» (региональным) системам газоснабжения (РСГ) сейчас относятся Норильская и Якутская РСГ.
Энергетической стратегией России (ЭСР-2020) предполагается формирование новых РСГ в Восточной Сибири (на базе месторождений Иркутской области и Зап. Якутии), на Сахалине и Приморье, которые будут также обеспечивать выход газа на газовые рынки АТР(Китай, Япония, Корея и др.). Сейчас строятся локальные газовые сети на Камчатке и Чукотке.
Изучается участие России в глобальных проектах поставок газа в Китай и Индию совместно с Туркменией, Узбекистаном, Казахстаном, в т.ч. за счет ресурсов Зап. Сибири.
Отметим, что этот новый сегмент газового рынка технологически мало связан (по крайней мере, на первом этапе) с ЕСГ и проблемы его формирования могут рассматриваться отдельно.
Четвертый аспект проблемы связан с особенностями современного состояния и перспектив развития сырьевой базы газовой промышленности.
2. Сырьевая база газовой промышленности России.
Здесь следует выделить ряд принципиальных вопросов, о которых очень часто забывают в дискуссиях.
Во-первых, следует сказать, что сырьевая база природного газа в России, как ее разведанная, так и прогнозная часть, вполне достаточна и надежна для обеспечения значительных объемов добычи газа. По состоянию на 1.01.2001 г текущие разведанные запасы природного газа (промышленные категории A+B+Ci) составляют около 47 трлн.м 3 , в том числе в Западной Сибири — около 35 трлн.м 3 (74 %). Ближайшие для освоения ресурсы газа (запасы категории С2 и ресурсы категории С3 + Д1) оцениваются в 100 трлн.м 3 , в том числе по Зап. Сибири — около 51 трлн.м 3 (Северные районы).
Этих запасов и ресурсов хватит, по крайней мере, на 80-100 лет для обеспечения постоянной добычи газа в размере 700 млрд.м 3 / год (проект ЭРС-2020) и на 50-65 лет для обеспечения постоянной добычи газа в 600 млрд.м 3 /год по Зап. Сибири.
Таким образом, проблема состоит не в т ом, что ресурсов газа не хватает по количеству (как об этом говорят), а в структуре и качестве ресурсов.
Структура ресурсов (запасов) природного газа определяется в данном случае наличием в его составе отдельных углеводородных (этан, пропан-бутаны, конденсат) и неуглеводородных (гелий, сера и др.) компонентов. Ресурсы этих компонентов невосполнимы и представляют весьма ценную сырьевую базу для газохимии и химической промышленности. Принципы ресурсосбережения и рационального недропользования требуют максимального использования этих ценных невосполнимых компонентов. Для их извлечения требуются дополнительные инвестиции для строительства ГПЗ и ГХК, что значительно удорожает освоение этих объектов.
Сейчас, например, в структуре разведанных запасов газа (категории A+В+Ci) этаносодержащие запасы газа (содержащие более 3 %) составляют около 30% (14,2 трлн.м 3 ), а этан практически не извлекается; запасы гелиосодержащего газа (содержание более 0,05 %)-около 11% (около 5,2 трлн.м 3 ); метаносодержащие — 61 % (28,6 трлн.м 3 ).
Таким образом, увеличение уровней добычи энергетического (топливного) газа может сдерживаться отсутствием инвестиций на строительство ГПЗ и ГХК.
Качество ресурсов (запасов) природного газа определяется в этом случае удельными затратами на их разведку, освоение и добычу, которые (удельные капвложения и себестоимость добычи — «цена газа на устье скважины») зависят от геологической структуры объектов, глубины их залегания, добывных возможностей скважин и объектов, а также инженерно-геологических условий и территориального размещения месторождений.
В последние годы с этой точки зрения самым «качественным» был газ сеноманских залежей Севера Тюменской области. Но эпоха сеноманского газа заканчивается, уже пройден пик его добывных возможностей.
Качество запасов природного газа в дальнейшем (по энергозатратам и удельным инвестициям) на их разведку, освоение и использование будет ухудшаться, т.е. все виды затрат будут увеличиваться.
Одной из характеристик качества разведанных запасов природного газа (ПГ) является также степень их освоения.
В настоящее время в России выявлено 786 месторождений (запасы 46,9 трлн.м 3 ), в т.ч. :
· находятся в разработке : 351 (44,7 %) с запасами 21 трлн.м 3 (44,8 %);
· подготовлено к разработке: 66 (8,4 %) с запасами 17,8 трлн.м 3 (38 %);
· находятся в разведке : 200 (25,4 %) с запасами 7,9 трлн.м 3 (16,8 %);
· законсервировано : 169 (21,5 %) с запасами 0,19 трлн.м 3 (0,4 %).
Разведанные запасы ПГ в количестве около 34 трлн.м 3 (72 %) относятся к категориям средне и малоэффективных, включая:
· глубокозалегающие (более 3 км) залежи — 6,7 трлн.м 3 ;
· удаленные от МГ (более 500 км) — 17 трлн.м 3 ;
· содержащие сероводород — 4,1 трлн.м 3 ;
· низконапорный газ — 6,1 трлн.м 3 .
Отмечается также высокая концентрация разведанных запасов ПГ в уникальных и крупнейших месторождениях:
· 21 месторождение (из открытых 786 — 2,7 %, с индивидуальными запасами более 500 млрд.м 3 ) содержит 75 % (35,2 трлн.м 3 ) суммарных запасов;
· 118 месторождений (15 % из открытых с запасами 30 — 500 млрд.м 3 ) содержат 22 % (11 трлн.м 3 ) суммарных запасов.
Упомянутые выше 21 месторождение, содержащие 75 % разведанных запасов ПГ, включают 7 уникальных месторождений (Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Бованенковское, Харасавейское, Штокмановское, Астраханское) с суммарными запасами А+В+С1 — 24,8 трлн.м 3 (53 %) и категории С2 — 3,9 трлн.м 3 , из которых 4 месторождения (Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Астраханское) с запасами категории А+В+С1 — 16,6 трлн.м 3 ( 35 % от общих и 79 % от разрабатываемых) находятся в разработке (категория С2 — 2,3 трлн.м 3 ).
Распределение разведанных запасов ПГ по субъектам недропользования выглядит следующим образом.
? ОАО «Газпром» (на 1.01.01) имеет 115 лицензий (в разработке 70 объектов) с запасами газа категорий А+В+С1 — 23,2 трлн.м 3 , С2 — 3,6 трлн.м 3 ; конденсата (изв.) А+В+С1 — 1,2 млрд.т, С2 — 0,46 млрд.т ; нефти (изв.) А+В+С1 — 476 млн.т , С2 — 360 млн.т . Кроме того, предприятия с долей участия ОАО «Газпром» более 50 % имеют 21 лицензию (в разработке 6 объектов) с запасами газа категории А+В+С1 — 2,5 трлн.м 3 , С2 — 0,55 трлн.м 3 ; конденсата (С2 — изв.) А+В+С1 — 73 млн.т, С2 — 16 млн.т ; нефти (изв.) А+В+С1 — 174 млн.т , С2 — 52 млн.т.
? Предприятия с долей участия ОАО «Газпром» менее 50 % имеют 21 лицензию (в разработке 4 объекта) с запасами газа категории А+В+С1 — 1,1 трлн.м 3 и С2 — 0,92 трлн.м 3 ; конденсата А+В+С1 — 74 млн.т; нефти А+В+С1 — 112 млн.т , С2 — 52 млн.т.
? Независимые газодобывающие предприятия (НГДП) имеют лицензии на участки с запасами газа около 3,5 трлн.м 3 (7,5 % от общих разведанных);
? Нефтедобывающие компании (НК) имеют лицензии на залежи с запасами ПГ в объеме 10,7 (23 %);
? В нераспределенном фонде запасы ПГ оцениваются величиной 5,9 трлн.м 3 .
Неразведанная часть ресурсов ПГ в России (перспективные ресурсы — С3 и прогнозные — Д) оцениваются в 161 трлн.м 3 или 68 % от начальных суммарных ресурсов (НСР) — 236,1 трлн.м 3 .
Структура НСР включает следующие сегменты (трлн.м 3 / %):
· накопленная добыча (на 1.01.01) — 12,4 трлн.м 3 (5 %);
· разведанные запасы ПГ категории А+В+С1 — 46,9 (20 %);
· предварительно оцененные запасы категории С2 — 16,1 (6,8 %);
· ресурсы категории С3 + Д — 161,3 (68,3 %).
Таким образом, разведанность НСР составляет — 26,8 % (А+В+С1 + С2 ), а степень выработанности начальных разведанных запасов — 21,7 %.
НСР и ресурсы газа (С3+Д) распределены по регионам России следующим образом :