Анализ состояния и перспектив развития нефтегазовой отрасли РФ

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Газовая промышленность России представляет собой совокупность предприятий, осуществляющих геологоразведочные работы на суше и шельфе, бурение эксплуатационных скважин, добычу и переработку природного газа, газового конденсата и нефти, транспортировку и распределение, подземное хранение газа и т.д.

Текущее состояние сырьевой базы природного газа России характеризуется высокой выработанностью базовых месторождений. Имеется тенденция увеличения доли сложных и трудно извлекаемых запасов. Проблемы их освоения связаны со сложными природно-климатическими условиями, удаленностью будущих крупных центров добычи газа от сложившихся центров развития газовой промышленности. В перспективе данная тенденция сохранится, что приведет к необходимости использования новых технологий для разведки и добычи газа и ограничению возможностей по наращиванию объема добычи газа. В целом, необходимо разработать и внедрить государственную программу воспроизводства и рационального использования минерально-сырьевой базы России.

Господствующее положение в производстве газа занимает ОАО «Газпром». Доля в мировых исследованных запасах газа ОАО «Газпром» составляет 17%, в российских запасах - 60%. На долю ОАО «Газпром» приходится около 20% мировой добычи и 35% мировой торговли газом. В перспективе доля ОАО «Газпром» в добыче газа России медленно, но стабильно будет снижаться за счет увеличения доли независимых производителей газа - ООО «Нортгаз», ООО «Центррусгаз, ОАО «Новатек» и др. Направления развития российской газовой промышленности в значительной степени связаны с условиями и тенденциями развития мирового рынка газа, где за последние годы происходят существенные структурные сдвиги и трансформации. В соответствии с поставленными планами для сохранения и наращивания своего присутствия на мировых рынках газа Россия должна быть готова к новым вызовам и тенденциям.

1. Анализ отрасли

1.1 Определение продуктовых и географических границ товарного рынка

Газ представляется ценнейшим видом чистого топлива, добыча которого обходится в несколько раз дешевле, чем добыча нефти или угля. Главное преимущество данного ресурса - повышение эффективности общественного производства. По объемам природного газа первое место в мире занимает Россия. Тюменская область является одним из ведущих регионов по разработке месторождений и добыче природного газа (табл. 1).

Таблица 1. Доля регионов в производстве газа

Регион	Доля района	Доля субъектов в добыче экономических районов
РФ, всего	100
В том числе по районам:
Северный	0,7	Республика Коми - 0,7
Северо-Кавказский	0,64	Республика Адыгея - 0,03; Республика Дагестан - 0,1; Краснодарский край - 0,4; Ставропольский край - 0,06; Ростовская область - 0,05
Поволжский	2,07	Республика Калмыкия - 0,01; Татарстан - 0,1; Самарская область - 0,05; Волгоградская область - 0,1; Астраханская область - 1,7; Саратовская область - 0,07
Уральский	4,68	Республика Башкортостан - 0,07; Оренбургская область - 4,5, Пермская область - 0,1; Республика Удмуртия - 0,01
Западно-Сибирский	91,2	Тюменская область (Ханты-Мансийский АО - 3,4 и Ямало-Ненецкий АО - 87,9); Томская область - 0,4; Омская область - 0,001
Восточно-Сибирский	0,14	Красноярский край - 0,07; Иркутская область - 0,001

Уровень потребления газа в России постоянно растет, а доля газа составляет около 49% в топливно-энергетическом балансе России. В данной связи можно говорить о высоком потенциале развития газовой промышленности в Тюменской области. Это объясняется несколькими причинами:

высоким уровнем потребления газа в России;

высокой потребностью газа в производстве металлопродукции;

высокой потребностью газа в потреблении электростанциями;

распространенным применением газа в стекольной промышленности;

широким использованием газа в легкой промышленности, в частности в пищевой отрасли;

широким применением газа в жилищно-коммунальном хозяйстве.

Продукция газовой промышленности обеспечивает потребности общего народного потребления, тепловой энергетики, коммунального хозяйства, тяжелой промышленности.

Важнейшие характеристики газовой промышленности:

высокая ценность энергетического ресурса;

калорийность;

удобство;

экологически чистое использование;

экономичность добычи;

эффективность процесса подачи потребителям.

Работы по добыче газа сосредоточены на ограниченном количестве объектов. Положительным фактором в перспективе развития газовой промышленности можно назвать строительство и технологические установки повышенной производительности, а также благоприятные геологические характеристики продуктивных пластов. В настоящее время в области создан крупнейший в мире газодобывающий комплекс. Для роста добычи газа реализована уникальная программа строительства магистральных трубопроводов, которые позволяют подавать топливо не только на внутренний, но и на внешний рынок.

Вместе с природным газом попутно добывают конденсат, представляющий собой жидкость, состоящую из легких фракций углеводородов. Конденсат - отличное сырье, которое используется для химической переработки. Из него получают множество продуктов - полипропилен, шины, удобрения, краски, моющие средства, синтетические волокна и др. Также газовый конденсат применяется для выработки моторного топлива.

1.2 Определение состава хозяйствующих субъектов, действующих на рынке

ОАО Газпром является стратегическим и системообразующим предприятием; обладает высокой рыночной властью: доминирующий производитель и поставщик газа в стране (70,1%); собственник ЕСГ вместе с подземными газохранилищами; осуществляет диспетчеризацию загрузки газопроводов (допуск независимых производителей); обладает монопольным правом по транспортировке газа и экспорту газа по ЕСГ. Имеет вертикально интегрированную структуру и контролирует всю цепочку добавленной стоимости: добыча, хранение/транспортировка, переработка, сбыт. В рейтинге мировых энергетических компаний Platts Top 250 за 2014 г. занимает 4-е место. Участие РФ в акционерном капитале компании: 38,37% (Росимущество), 10,97% (ОАО «Роснефтегаз»: 100% - Росимущество).

Производственные показатели:

добыча нефти - 26,3 млн. т. (84% - УФО, 8% - СФО, 7% - ПФО);

добыча газа - 320,3 млрд куб. м. (92% - УФО);

добыча конденсата - 10,7 млн. (71% - УФО, 25% - ЮФО).

Доказанные запасы ресурсов оцениваются в следующем объеме: 1077,7 млн т нефти, 328 млрд куб. м. - газ, 7,7 млн т конденсата. Таким образом, указанные запасы при текущих условиях обеспечивают 27 лет добычи нефти, 60 лет - газа, 59 лет - конденсата (RPR).

В денежном выражении доказанные запасы оценены в $280 млрд., капитализация компании в долларовом выражении $54,1 млрд. Таким образом, компания является привлекательным объектом для слияний и поглощений.

Финансовые показатели.

Выручка 2014 г. незначительно выросла на 1,6% и составила 2 861,3 млрд руб., в т. ч.: по видам деятельности:

71,36% или 2041,7 млрд руб.(-1,51% ) - реализация природного газа;

15,79% или 451,8 млрд руб. (+6,8%) - предоставление имущества в аренду;

5,8% или 166,1 млрд руб. (+10,7%) - транспортировка газа.

По рынкам сбыта: 22% выручки поступает с территории России, 10% - СНГ, 39% - от европейских потребителей. Существенных изменений динамики (свыше 5%) - не произошло. В структуре российских потребителей (по поставкам газа) 35% - промышленные предприятия, 33% - энергетика, 19% - население, 13% - коммунальные службы. В СНГ: по 40% - Украина и Беларусь. В Европе: 30% - Германия, 23% - Турция, 20% - Италия, - что обеспечивает Газпрому рыночную долю на европейском рынке в 30,1%.

Себестоимость продаж по итогам 2014 г. выросла на 3% по сравнению с аналогичным периодом предыдущего года за счет увеличения себестоимости продаж газа. В структуре себестоимости продаж 48,9% - продажа газа.

Чистая прибыль упала на 92% до 35,8 млрд руб., в результате норма чистой прибыли снизилась с 16,56% до 1,25%. Падение прибыли связано с увеличением прочих расходов (начисление резерва по сомнительным долгам и расходов по курсовым разницам).

Показатели рентабельности резко упали: ROA - c 4,41% в 2013 г. (9 мес.) до 0,33% в 2014 г. (9 мес.); ROE - c 5,69% до 0,43%, что связано с уменьшением чистой прибыли предприятия.

Показатели ликвидности по сравнению с аналогичным периодом предыдущего года снизились: коэффициент текущей ликвидности - с 2,34 до 2,11, коэффициент быстрой ликвидности: с 1,94 до 1,69, тем не менее, показатели выше индикативных уровней (2,0 и 1,0 соответственно).

Включение Газпром в санкционный список обуславливает необходимость оптимизации ценовой политики и географической диверсификации рынков сбыта. Остро стоит вопрос импорта технологий для разработки шельфовых месторождений. На текущий момент компания развивает арктический шельфовый проект - месторождение «Приразломная». Компания стремится увеличить свою долю на мировом рынке СПГ (до 15%). С этой целью реализуется проект «Владивосток СПГ»: 3 линии суммарной мощностью 15 млн т (инвестиционная стадия) с запуском первой линии в 2018 г. Целевые рынки - Азиатско-Тихоокеанский регион. Также Газпром намерен построить производственный комплекс СПГ в Томской области мощностью 20-23 т в год, что позволит при этом повысить газификацию региона на 14%.

Помимо СПГ, Газпром стремится расширить использование газа в качестве моторного топлива на внутреннем рынке путем наращивания инфраструктуры и увеличения количества газомоторной техники. Около 20 регионов РФ в 2015 г. должны войти в число пилотных площадок по переводу техники на газомоторное топливо.

Прогнозируемое снижение среднеконтрактных цен на газ в связи с ухудшением ценовой конъюнктуры на мировых рынках до $278 за 1 тыс. куб. м. (-18,7% по отношению к 2013 г.) в долгосрочной перспективе может привести к значительному снижению выручки компании, сокращению инвестиционной программы и реализации проектов.

Приоритетными направлениями инвестиционной программы на 2015 г. являются: освоение месторождений п-ва Ямал, развитие инфраструктуры Якутского центра газодобычи (в т.ч. «Сила Сибири»), развитие «Южного коридора», развитие системы подземного хранения газа. Объем капитальных вложений - 733,13 млрд руб. (12,3% - внешние заимствования).

НОВАТЭК является крупнейшим независимым производителем газа в России, занимая 8% по объему добычи. Другими словами, компания не является объектом государственного регулирования цен на природный газ, за исключением ФСТ. Компания имеет вертикально интегрированную структуру. Осуществляет строительство завода СПГ (совместный проект с французской Total и китайской CNPC) на полуострове Ямал (ОАО «Ямал СПГ»). В структуре акционерного капитала:

25% - Deutsche Bank Trust Company Americas;

14,9% - TOTAL E&P ARCTIC RUSSIA;

9,99% - ГАЗФИН САЙПРУС ЛИМИТЕД;

7,25 - ООО «Сантата».

Добыча газа по итогам 2014 г. составила 45,86 млрд куб. м. (+1,76% по сравнению с аналогичным периодом 2013 г.), предварительные показатели по итогам года: 62,13 млрд куб. м. (+1,5% по сравнению с 2013 г.)Ли При этом в начале года компания намеревалась увеличить добычу газа на 7-8% по отношению к 2013 г., однако планы были скорректированы в связи с пожаром на Уренгойском месторождении в апреле 2014. Восстановление уровней добычи на месторождении ожидается в конце 2015 г.

Доказанные запасы газа компании на начало 2014 г. составляют 1740 млрд куб. м. (SEC). Таким образом, при текущих уровнях добычи обеспеченность газом составляет 28 лет. Добыча нефти (включая газовый конденсат) по итогам 2014 г. составила 4275 тыс. т (+21,8%), предварительные показатели по итогам 2014 г.: 6035 тыс. т (+27%). Доказанные запасы нефти составляют 134 млн т. Таким образом, при текущих уровнях добычи обеспеченность жидкими углеводородами составляет 22 года.

Выручка компании по итогам 2014 г. составила 231,5 млрд руб. (+32,1%) по сравнению с аналогичным периодом предыдущего года), в т. ч. по видам деятельности:

29,3% или 67,7 млрд руб. (+46,8%) - производство и реализация продуктов переработки жидких углеводородов;

69,3% или 160,3 млрд руб. (+26,3%) - оптовая торговля газом;

доля экспорта в выручке компании невелика: 3,6%.

При этом себестоимость продаж выросла несколько меньшими темпами: на 31,2%. Чистая прибыль выросла на 70,3% до 45,8 млрд руб. Норма прибыли выросла с 15,35% до 19,79%.

Показатели рентабельности выросли: ROA с 7,79% до 9,89%, ROE - с 14,27% до 17,91%, что обусловлено опережающим ростом чистой прибыли.

Показатели ликвидности несколько ухудшились. Коэффициент текущей ликвидности снизился с 6,14% до 5,35%; коэффициент быстрой ликвидности - с 5,54% до 4,91% в связи с ростом краткосрочных обязательств и ростом долгосрочной дебиторской задолженности

Компания несет высокий валютный риск: 76% долговых обязательств компании номинированы в долларах. При этом долговая нагрузка распределена в течение 2015-2022 гг., основная доля погашения обязательств приходится на период 2015-2016 гг. и после 2019 г. С целью снижения риска компания стремится диверсифицировать долговой портфель за счет займов в других валютах.

16 июля 2014 г. НОВАТЭК была внесена в перечень компаний, подпадающих под санкции в связи с украинским кризисом (OFAC sectoral sanctions). Это привело к осложнениям с финансированием Ямал СПГ. С целью финансовой поддержки проекта Правительством РФ выделяется 150 млрд руб. в долларах США из ФНБ под ставку «ЛИБОР+3%» (до 5%), а в случае превышения 5% - «инфляция в США + 1%».

В результате, работы над проектом продолжены: по итогам 2014 г. строительство завода выполнено на 13%, а подготовительные работы - на 87%, срок планового запуска на 2017 г. не менялся.

Текущая деятельность ООО «Тимано-печорская газовая компания» направлена на выполнение геологоразведочных работ. Портфель активов по сост. на конец 2014 г. включает 8 лицензий на лицензионные участки в Республике Коми преимущественно со сроком действия до 2026 г. и 2033 г. Существующая ресурсная база предприятия относится к категориям С1-Д1 и составляет: по газу 275,7 млрд куб. м. (4,6% - C1), по нефти - 14,6 млн т (С3), по конденсату - 24,9 млн т (3,2% - C1).

В 2014 г. компания выполнила ряд геологоразведочных работ: 100 погонных км двумерной сейсморазведки 2D (0,2% от объема ГРР методом 2D в России к уровням 2013 г.), выполнена переинтерпретация результатов трехмерной сейсморазведки (3D) прошлых лет (395 км2); проводились подготовительные работы. С 2015 г. компания начинает реализацию Программы освоения первоочередных лицензионных участков, что предполагает увеличение объема сейсморазведочных работ до 1400 км2, в т. ч. 250 км2 - в сезоне 2014/2015 гг., а также выполнение в 2015 г. буровых работ (скважины глубиной 5300 м и 4200 м). По результатам работ планируется увеличение запасов углеводородов.

Компания играет важную роль в развитии частной геологоразведки в СЗФО, учитывая, что роль средств федерального бюджета ограничена всего в 6,3% от общего объема финансирования ГРР в России за счет государственных средств (по нефти и газу).

Основным источником доходов предприятия на текущий момент является процентный доход. По итогам 2014 г. (9 мес.) чистая прибыль компании составила 13,8 млн руб.

Стоимость основных средств компании за 2014 г. выросла на 26%. В итоге обеспеченность основными средствами составила 0,095.

Показатель автономии (финансовой устойчивости) компании существенно вырос до 0,13, однако остается ниже индикативного уровня (0,2).

1.3 Объем товарного рынка и долей хозяйствующих субъектов на рынке

Газовая промышленность России наряду с нефтяной отраслью играет существенную роль не только в обеспечении энергетической безопасности страны, но и мировой экономики.

По разведанным запасам на начало 2014 г. Россия занимает 2 место в мире после Ирана: 31 251 млрд куб. м. газа (16,8% мировых запасов). По объему производства и потребления - также 2-е место: 17,9% и 12,3% соответственно. При этом крупнейшим производителем и потребителем газа в мире остается США. Стратегический партнер России - Китай производит 3,5% (117,1 млрд куб. м.), а потребляет 4,8% мирового объема газа (161,6 млрд куб. м.). В структуре производства первичных ресурсов в России газ (природный и попутный) занимает 41%. Средние темпы прироста ресурсов находятся на низком уровне - менее 1%. Таким образом, существующие запасы ресурсов газа обеспечат газовую промышленность сырьем еще на 51,7 лет.

По показателям 2014 г. следует отметить рост доли транспортировки по ЕСГ газа независимых поставщиков с 19,24% в 2013 г. до 21,57% в 2014 г. Ключевым событием 2014 г. является подписание контракта с КНР на поставку газа в течение 30 лет и начало строительства газопровода «Сила Сибири»: газопровод протянется из Восточной Сибири на Дальний Восток, срок ввода - не ранее 2019 года, мощность - до 61 млрд куб. м. в год. Строительство газопровода будет стимулировать развитие регионов Сибири и Дальнего Востока (в т.ч. газификация) и позволит перераспределить поставки российского газа между Западом и Востоком при изменении рыночной конъюнктуры.

Также в 2014 г. Россия объявила о завершении работы над проектом «Южный поток» (South Stream) в Европу по дну Черного моря и начале строительства нового газопровода из России через территорию Турции к греческо-турецкой границе. Согласно заявлениям, Министерства энергетики РФ, принятые решения по маршруту газопровода окончательные. Страны Центральной и Юго-Восточной Европы смогут получать газ из газового хаба в Турции.

Транзитный контракт с Украиной должен остаться неизменным до 2019 г., однако условия его продления после этого срока не обсуждались.

Цены на природный газ, добываемый компаниями группы Газпром, устанавливаются государством. Цены на газ независимых производителей формируются на рыночной и договорной основе.

С 2014 г. разрабатываются новые принципы ценообразования на внутреннем рынке газа, включая: единые тарифы на транспортировку в ЕСГ, дифференцированные цены на газ в зависимости от объема потребления, гарантированный доступ всех производителей газа к ЕСГ на основе долгосрочных контрактов.

С целью расширения рынков сбыта газа активно разрабатывается возможность развития рынка газомоторного топлива:

актуализировано отраслевое и федеральное законодательство,

разработано требование к городам свыше 1 миллиона жителей о переводе к 2020 г. 50% автомобильной техники на газомоторное топливо; города с населением ниже 1 миллиона - 30%;

производится субсидирование приобретения газомоторной техники.

Следующая стадия требует обеспечения необходимых мер на региональном уровне: выделение земельных участков для строительства объектов газозаправочной инфраструктуры, подключение объектов к инженерным сетям. С 2005 г.

Газпром реализует программу газификации регионов России.

На начало 2014 г. газификация регионов выросла с 53,3% до 65,3%. Среди проблем дальнейшей газификации компания выделяет неплатежи.

1.4 Оценка концентрации продавцов на рынке

В организационном плане добыча газа в России ведется 4 основными группами производителей:

компаниями, входящими в Группу «Газпром» - крупнейшего в мире газового концерна, владельца Единой системы газоснабжения (ЕСГ) и экспортера газа;

независимыми производителями газа («НОВАТЭК», «Сибнефтегаз» и др.);

вертикально-интегрированными и независимыми нефтяными компаниями («Роснефть», «ЛУКОЙЛ», «Сургутнефтегаз», «ТНК-ВР» и др.); операторами СРП.

Добыча крупнейшего производителя газа в России и в мире-концерна «Газпром» в 2013 г. составила 489 млрд куб. м. В течение последних 15 лет доля Группы «Газпром» в объеме добычи газа в России постепенно снижалась с 92 до 72 %. В то же время доля независимых производителей газа к 2013 г. возросла до 13 %, нефтяных компаний - до 11 %.

Снижению доли «Газпрома» в структуре газодобычи в России способствует ряд факторов: развитие газодобывающих проектов независимыми производителями газа и нефтяными компаниями; увеличение объемов добычи ПНГ; рост объемов добычи газа в рамках проектов СРП; рост конкуренции на рынке энергоносителей на атлантическом направлении.

Среди важных событий, произошедших в Группе «Газпром» в области добычи и переработки газа в 2013 г., следует отметить 2 основных.

1. В конце 2013 г. в рамках проекта «Сахалин-3» компания «Газпром добыча шельф» официально запустила в освоение Киринское газоконденсатное месторождение. Предполагается, что газ вместе с конденсатом будет поступать на береговой технологический комплекс, расположенный в Ногликском районе, после чего очищенный газ поступит в магистральный газопровод «Сахалин - Хабаровск - Владивосток». Начало промышленной эксплуатации месторождения запланировано на 2014 г.

2. Наращивание добычи газа на Бованенковском месторождении, введенном в эксплуатацию в октябре 2012 г., - за 2013 г. объем добычи газа на месторождении возрос до 30 млрд куб. м., а в 2014 г. планируется добыть более 68 млрд куб. м. Однако темп наращивания добычи и выход на проектную мощность (до 140 млрд куб. м. в год) зависит от доли поставок «Газпрома» на внутренний рынок и ситуации на экспортных рынках.

В 2013 г. продолжилось усиление позиций независимых производителей газа. В прошедшем году их добыча вышла на уровень 90,4 млрд куб. м. в год, а доля в общем объеме добычи в России составила 13 %. При этом за последние 5 лет произошел двукратный рост объемов добычи газа независимыми компаниями.

Крупнейшие независимые производители газа в России - «НОВАТЭК» (контролируется «Газпромом» и физическими лицами), «Сибнефтегаз» (контролируется «НОВАТЭКом» и «ИТЕРой»). Кроме того, в России функционирует ряд менее крупных региональных газодобывающих компаний - «Норильскгазпром», «Таймыргаз» (контролируются «Норильским никелем»), «Якутская топливно-энергетическая компания» (до июля 2010 г. «Якутгазпром», контролируется физическими лицами).

«НОВАТЭК» - второй после «Газпрома» производитель природного газа в России, с 1994 г. занимающийся разведкой, добычей и переработкой газа, конденсата и нефти. В 2013 г. добыча газа «НОВАТЭКом» с учетом доли в компании «Сибнефтегаз» составила 58,4 млрд куб. м. Месторождения, разрабатываемые компанией, расположены в ЯмалоНенецком АО, крупнейшие из них - Юрхаровское, Восточ- но-Таркосалинское и Ханчейское. Компания также приобрела лицензию на освоение Мало-Ямальского месторождения.

Другой крупный независимый производитель газа - «Сибнефтегаз», добыча которого в 2013 г. составила 10,8 млрд куб. м. Компания владеет лицензиями на разведку и разработку Пырейского, Берегового, Хадырьяхинского и Западно-Заполярного месторождений. Прирост добычи газа «Сибнеф- тегазом» связан с началом разработки Пырейского месторождения и сеноманской залежи Берегового месторождения.

Остальные, не интегрированные в структуру Группы «Газпром» и ВИНК, компании добывают незначительные объемы газа, основная часть которого используется для местных нужд, закачивается обратно в пласт и сжигается в факелах.

Операторы СРП. Добыча газа в режиме СРП в России осуществляется в рамках проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2». В 2013 г. операторы СРП увеличили добычу газа с 26,8 до 27,7 млрд куб. м.

1.5 Характеристика и оценка барьеров входа и выхода

Газпром осуществляет монопольное владение Единой системой газоснабжения России. Однако Правительство РФ прорабатывает вопросы либерализации рынка газа: доступ независимых производителей к экспорту газа с новых месторождений в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, а также вопросы участия в строительстве газотранспортной инфраструктуры Восточной Сибири и Дальнего Востока. С этой целью Минэнерго РФ разработано два варианта:

(1) Газпром остается единственным владельцем газотранспортной системы, покупает газ у независимых производителей и продает его на экспорт,

(2) создание консорциума по строительству и эксплуатации необходимой инфраструктуры, но Газпром все равно останется единственным экспортером (по трубе) и будет осуществлять продажу газа независимых производителей по агентскому соглашению.

Вопрос требует решения в силу того, что разработка нефтегазоконденсатных месторождений Восточной Сибири сдерживается отсутствием необходимой инфраструктуры для эффективного использования попутного нефтяного газа.

В геополитическом плане существенным событием, оказывающим негативное воздействие на развитие нефтегазового комплекса России, стало введение секторальных санкций США и стран ЕС против России в связи с украинским кризисом. Санкции устанавливают разрешительный порядок на поставку в Россию товаров и технологий для нефтегазовой отрасли; вводят запрет по финансированию ряда российских компаний, в т. ч. Газпром, Газпром нефть, НОВАТЭК, Роснефть, Транснефть, ЛУКОЙЛ, Сургутнефтегаз. В долгосрочном плане санкции могут заморозить разработку важных шельфовых проектов в Арктике, нетрадиционных проектов на суше (Баженовская свита в Западной Сибири), где зарубежная экспертиза, технологии и оборудование для гидроразрыва являются крайне востребованными. В краткосрочном плане (до 3 лет) санкции не должны оказать существенного влияния ввиду того, что существенная часть необходимого оборудования была законтрактована до введения санкций.

Следует также отметить, что политика санкций против России не нова и применялась в 1985 г. (на тот момент против СССР), когда стремление стран Западной Европы к диверсификации своего энергетического сектора за счет закупок советского газа привело к европейско-американскому конфликту и введению запрета США на экспорт американского и европейского оборудования, созданного по американским технологиям. В результате между США и Европой был достигнут компромисс в виде 30% ограничения на импорт советского газа и ускоренного развития норвежских месторождений.

Перспективы долгосрочного развития газовой отрасли сводятся к вопросам совершенствования модели внутреннего рынка газа, ценообразования на газ для промышленных потребителей и населения, вопросам потребления природного газа внутри страны и изменения спроса на российский газ на мировых рынках, а также корректировки мер налоговой и таможенно-тарифной политики в отношении газового сектора.

1.6 Характеристика типологии и структуры отраслевого рынка

Россия занимает первое место в мире по запасам и ресурсам газа, а вместе со странами СНГ обеспечивает более 25 % мировой добычи. За 2013 г. добыча газа в странах СНГ выросла на 24 млрд куб. м. Основной прирост добычи обеспечили Россия (14 млрд куб. м.) и Туркменистан (9 млрд куб. м.), темп прироста мировой добычи газа сохранился на уровне предыдущего года и составил 2,6 %. По предварительной оценке, в 2013 г. в мире было добыто 3,45 трлн куб. м. газа.

До недавнего времени Россия являлась лидером по объему добычи газа в мире и только в последние годы уступила первое место США.

Развитие сырьевой базы и добывающих возможностей, существующих и относительно новых центров газодобычи, разрабатывающих традиционные и нетрадиционные (сланцевый газ, газ угольных пластов) источники газообразных углеводородов, привело к тому, что на протяжении двух последних десятилетий происходило постепенное сокращение доли России в мировой добыче газа. Это указывает на отставание темпов развития российской газодобывающей отрасли относительно общемирового уровня и ослабление позиции России на мировом рынке газа. В период 1990-2014 гг. этот показатель снизился с 32,1 до 19,4 %.

Восстановление объема добычи газа после финансово-экономического кризиса, продолжавшегося до 2011 г., составившего 671 млрд куб. м. (превысив докризисный уровень 2008 г. - 665 млрд куб. м.), сменилось на спад интенсивности добычи в 2012 г., продолжавшийся вплоть до середины 2013 г. Основной причиной снижения добычи в 2012 г. явилось существенное сокращение спроса на российский газ в Европе, что было связано с влиянием ряда факторов: наращивание добычи сланцевого газа в США, что привело к замещению угля в энергообеспечении страны. Избыточный объем угля экспортировался из США на европейский рынок, на котором происходил обратный процесс замещения дорогого газа на более дешевый уголь;

в 2012 г. и в начале 2013 гг. происходило наращивание поставок СПГ из других регионов мира; наращивание добычи газа на шельфе северных морей европейских стран.

В результате до июня 2013 г. уровень добычи газа систематически отставал от соответствующих показателей 2011 г. Однако во второй половине года ситуация коренным образом изменилась, что связанно прежде всего с восстановлением спроса на российский газ на европейском рынке и явилось одной из главных причин увеличения добычи природного газа во второй половине 2013 г.

Восстановлению спроса на российский газ в Европе способствовали ожидания холодной зимы 2013-2014 г., перебои в поставках газа из стран Африки (Ливия) и Ближнего Востока (Катар), начало снижения объемов добычи газа в Норвегии.

Таким образом, начиная со второй половины 2013 г. природно-климатические факторы, сокращение предложения газа на европейском рынке альтернативными поставщиками и снижение внутренней добычи привели к росту спроса на российский газ в странах Западной и Центральной Европы. Кроме того, скидки «Газпрома» для европейских потребителей и рост котировок биржевых цен на газ привели к росту конкурентоспособности трубопроводных поставок российского газа. В результате экспорт газа на атлантическом направлении в 2013 г. вырос на 22 %.

Европа продолжает оставаться для России основным рынком сбыта природного газа, доля Западной и Центральной Европы в структуре экспорта российского газа составляет около 65 %. Одновременно, несмотря на заявление европейских партнеров о необходимости снижения зависимости от российского газа, Российская Федерация по-прежнему остается главным и наиболее надежным поставщиком природного газа в Европу.

Несомненно, наличие естественного монополиста в газовой промышленности имеет свои отрицательные факторы, которые могут оказать воздействие на перспективы развития газовой промышленности. Они в основном связаны:

с возможностью ущемления экономических интересов потребителей;

возможным ущемлением интересов иных добывающих компаний.

Положительные стороны наличия монополиста в перспективе развития промышленности в области заключаются:

в повышенной надежности газоснабжения;

консолидации финансовых ресурсов при реализации крупных инвестиционных проектов;

поддержании устойчивой доходности в газовой промышленности.

1.7 Основные экономические характеристики отрасли

Ежегодно в России добывается 20 % мирового объема добычи газа. Основная часть газа идет на обеспечение внутреннего спроса, на экспорт поставляется около 30 % добычи газа (табл. 2). В структуре извлекаемого газа высокую долю составляет попутный нефтяной газ (ПНГ). По итогам 2013 г. валовая добыча ПНГ составила более 90 млрд куб. м. - 13 % общего объема добычи. При этом, несмотря на прилагаемые усилия к решению вопроса утилизации ПНГ, по-прежнему значительная его часть вместе с ценными компонентами сжигается на факелах, что ведет к экономическим потерям. Таким образом, в 2013 г. было потеряно около 16 млрд куб. м. ПНГ.

Таблица 2. Добыча, потребление и экспорт газа в России в 2013-2014 гг.

Показатели	Значение показателей по годам, млрд куб.м.	2014/2013, %
	2013	2014 (предв. оценка)
Добыча газа	654	668	102,1
Внутреннее потребление	459	456	99,3
Экспортные поставки	186	201	107,8

Таблица 3. Основные показатели работы газодобывающей промышленности России в 2013-2014 гг.

Показатели	2013 г.	2014 (предв. оценка) г.	2014/ 2013, %
	млрд куб.м.	%	млрд куб.м.	%
Добыча газа	654	97	668	98	102
В том числе:
природного газа	582	87	593	87	102
ПНГ	72	11	75	11	104
Сожжено ПНГ на факелах	17	3	16	2	94
Итого, валовая добыча газа	671	100	684	100	102

Таблица 4. Добыча газа в России в 2013-2014 гг. по субъектам РФ (с учетом сжигания ПНГ на факелах)

	Объем добычи по годам
Центр добычи, субъект РФ	2013	2014 (предв. оценка)
	млрд куб. м.	%	млрд куб.м.	%
Европейская часть	40,9	6,1	39,7	5,8
Урал	21,7	3,2	21,0	3,1
Поволжье	2,4	0,4	2,3	0,3
Северный Кавказ и Прикаспийская низменность	14,1	2,1	13,6	2,0
Тимано-Печора	2,7	0,4	2,8	0,4
Западная Сибирь	588,0	87,5	597,6	87,3
Ханты-Манский АО	36,2	5,4	36,2	5,3
Ямало-Ненецкий АО	546,9	81,4	556,2	81,3
Томская область	4,6	0,7	4,9	0,7
Прочие (Омская, Новосибирская, юг Тюменской области)	0,3	0,0	0,3	0,0
Восточная Сибирь и Якутия	15,2	2,2	18,1	2,7
Иркутская область	2,9	0,4	3,7	0,5
Красноярский край	8,9	1,3	10,6	1,6
Республика Саха (Якутия)	3,4	0,5	3,8	0,6
Дальний Восток	27,6	4,1	28,5	4,2
Сахалин (суша)	0,8	0,1	0,8	0,1
Сахалин (шельф), всего	26,8	4,0	27,6	4,1
В том числе:
Сахалин-1	9,2	1,4	10,0	1,4
Сахалин-2	17,6	2,6	17,8	2,6
Всего	671,7	100,0	684,0	100,0

В региональной структуре около 87 % природного газа добывается на территории Западной Сибири (табл. 3 и 4), в первую очередь - в Ямало-Ненецком АО (свыше 80 %). Добыча остального газа распределена на европейской части России, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. При этом если добыча на большинстве месторождений в европейской части находится на падающей стадии, то на восточных территориях происходят интенсивное наращивание объемов добычи и ввод в эксплуатацию новых месторождений. Так, в период 2010-2013 гг. добыча в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке возросла с 33 до 47 млрд куб. м.

Создание газового комплекса на севере Западно-Сибирской НГП пришлось на 1970-1980-е гг. Крупнейший в мире газодобывающий комплекс включает в себя систему добычи, переработки, подземного хранения и сверхдальнего транспорта газа. В 2013 г. добыча природного газа и ПНГ в макрорегионе с учетом технологических нужд и сжигания в факелах составила около 602 млрд куб. м. Основные газодобывающие центры Западной Сибири - Ямало-Ненецкий АО, Ханты-Мансийский АО и Томская область.

Учитывая роль Ямало-Ненецкого АО в структуре добычи газа в России, динамика объемов извлечения газа из недр в целом по стране формируется главным образом за счет этого крупнейшего газодобывающего региона, где после спада добычи в 2012 г. на 3,3 % в 2013 г. извлечение из недр природного газа восстановилось до уровня 2011 г. и составило 556,2 млрд куб. м. В 2013 г. продолжилась тенденция опережающего роста добычи ПНГ, что связано с освоением новых нефтегазоконденсатных месторождений и реализацией «Программы комплексного освоения месторождений Ямало-Ненецкого АО и севера Красноярского края до 2020 года». Запуск «СИБУРом» Вынгапуровского ГПЗ способствовал существенному сокращению объемов сжигания ПНГ в регионе (по предварительным оценкам на 40 %).

Ханты-Мансийский АО - второй по объемам добычи газа регион Западной Сибири и России, в котором добывается преимущественно ПНГ (99 %). С учетом сожженного на факелах газа добыча в округе за 2013 г. составила 36,2 млрд куб. м. При этом в течение последних нескольких лет происходит планомерный рост уровня утилизации ПНГ: в 2011 г. утилизировалось 85,2 %, в 2013 г. - 91 %. В 2014 г. планируется выйти на уровень утилизации ПНГ в 95 %.

В европейской части России основной объем добычи газа приходится на Волго-Уральскую, Прикаспийскую и Тимано-Печорскую нефтегазоносные провинции. В настоящее время происходит стагнация добычи природного газа и ПНГ на старых месторождениях европейской части России. В результате доля региона в общем объеме добычи газа в России снизилась с 6,8 % в 2010 г. до 5,8 % в 2013 г. и составила около 39,7 млрд куб. м.

Неразвитая инфраструктура по транспортировке, переработке и использованию газа, а также отсутствие окончательного решения относительно объемов, сроков и условий поставок - важные факторы, сдерживающие развитие газовой промышленности на востоке России. В настоящее время в этом регионе функционирует несколько локальных систем газодобычи - Норильский и Якутский промышленные центры, которые добываемый природный газ используют для промышленных, энергетических и коммунально-бытовых нужд.

Интенсификация разработки нефтяных месторождений в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) привела к росту добычи ПНГ в восточных регионах России и обострению проблемы его утилизации. В течение последних 2 лет наиболее высокими темпами росла добыча газа на месторождениях в Иркутской области компаниями «Верхнечонскнефтегаз», «Иркутская нефтяная компания «Дульсима». Также значительно выросла добыча ПНГ компанией «Ванкорнефть» на Ванкорском месторождении Красноярского края. В результате добыча газа в регионе в 2013 г. возросла на 20 % и составила 18,1 млрд куб. м., что привело к росту объема сожженного на факелах газа в регионе по предварительным оценкам на 25 %.

В то же время в 2013 г. произошли важные события, позволяющие ожидать некоторого улучшения в вопросе утилизации ПНГ в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия). Так, к концу года уровень утилизации ПНГ на Ванкорском месторождении составил около 17 %, в то время как в октябре 2013 г. утилизировалось менее 1 %. Такие показатели были достигнуты благодаря обратной закачке ПНГ в пласт для повышения давления. Кроме того, продолжаются работы по началу поставок газа Ванкорского месторождения в систему газопроводов «ЛУКОЙЛа». Так, в 2013 г. было завершено строительство газопровода «Ванкор - Халь- мерпаютинское», соединяющего центральный пункт сбора Ванкорского месторождения с системой межпромысловых газопроводов «ЛУКОЙЛа» в Большехетской впадине в Ямало-Ненецком АО. Это позволит ежегодно перекачивать до 5,6 млрд куб. м. ванкорского газа. Планируется, что в результате реализации проекта уровень утилизации ПНГ на Ванкоре превысит 95 %.

На Дальнем Востоке в Охотоморской НГП коммерческая добыча газа ведется на континентальном шельфе в рамках проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2», а также на сухопутных месторождениях о-ва Сахалин дочерним предприятием «Роснефти»-»Роснефть-Сахалинморнефтегаз». В конце 2013 г. компания «Газпром добыча шельф» официально ввела в эксплуатацию Киринское газоконденсатное месторождение в рамках проекта «Сахалин-3», промышленная добыча на котором должна начаться в 2014 г.

В 2012 г. добыча газа на Дальнем Востоке (включая шельф) составила 28,5 млрд куб. м. Свыше 7 млрд куб. м. газа, извлекаемого в рамках проекта «Сахалин-1», закачивается в пласт ввиду нерешенности вопроса относительно его сбыта. Наиболее вероятный вариант утилизации добываемого газа - сжижение на заводе по производству СПГ. В настоящее время компаниями «Роснефть» и Exxon Mobil рассматривается вопрос относительно возможности строительства завода СПГ в районе с.Ильинского на о-ве Сахалин. Начало проектирования завода намечено на 2014 г., а ввод в эксплуатацию ожидается в 2018-2019 гг. Мощность первой очереди составит 5 млн т в год (7 млрд куб. м. в переводе на исходное вещество).

Основной объем коммерчески добываемого на шельфах дальневосточных морей газа приходится на проект «Сахалин-2» - 17,8 млрд куб. м., из которых около 15 млрд куб. м. поставляется на завод СПГ в пос. Пригородное, а 2,8 млрд куб. м. направлено на нужды местных потребителей о-ва Сахалин и Южно-Сахалинскую ТЭЦ-1.

Выход на проектный уровень добычи Киринского месторождения (5,5 млрд куб. м.) в рамках проекта «Сахалин-3» зап-ланирован на 2017 г. Газ месторождения должен стать ресурсной базой для будущего завода СПГ во Владивостоке. Поставки будут осуществляться по газопроводу «Сахалин - Хабаровск - Владивосток». Часть газа будет направляться на газификацию Приморья.

Природный газ, добываемый «Роснефтью» на сухопутных месторождениях о-ва Сахалин (порядка 0,8 млрд куб. м. в год), поступает по газопроводу потребителям в Комсомольск-на- Амуре и Хабаровск.

Компонентная структура добываемого газа. В настоящее время и в ближайшие десятилетия главным центром российской газовой промышленности будут оставаться Западная Сибирь, Ямало-Ненецкий АО (крупнейший в мире центр добычи природного газа). Однако развиваться и далее по модели, сложившейся в 1970-1980 гг., газовая промышленность Западной Сибири и газовая промышленность России в целом далее не может. Наступает принципиально новый этап в развитии газовой промышленности России.

Необходимость перехода на новую модель развития газовой отрасли диктует принципиальное изменение сырьевой базы. С момента пуска в эксплуатацию Медвежьего месторождения на севере Западно-Сибирской НГП основным геологическим объектом добычи газа в регионе были уникальные залежи сеноманского газа. Основными объектами их разработки были и остаются Медвежье, Уренгойское, Заполярное, Ямбургское и другие гигантские месторождения. Эти залежи газа содержат сухой метановый газ. Добытый из этих залежей газ требует только подготовки к транспорту и широко используется в России и странах Европы, в которые он экспортируется главным образом как энергетическое сырье. Однако газ может быть также использован как сырье для газохимической промышленности.

В настоящее время добыча сеноманского газа в связи с существенным исчерпанием запасов падает, и в добычу все больше вовлекаются нижнемеловые залежи жирного конденсатного газа. Этот газ содержит в высоких концентрациях конденсат, а в составе газа помимо метана - этан, пропан и бутан. Такой газ требует переработки с выделением конденсата, этана, пропана и бутана. В настоящее время уже 10 % добываемого газа в Ямало-Ненецком АО представлено жирным конденсатным. А к 2020 г. доля жирного газа в общем объеме извлекаемого из недр газа достигнет 21 %, в 2030 г. - почти 30 %. Это в свою очередь потребует создания значительных мощностей по переработке добытого газа, продуктопроводов для транспорта этана, пропана, бутана, ШФЛУ. Потребность создания газоперерабатывающих мощностей определяет инновационное направление развития газовой промышленности Ямало-Ненецкого АО - необходимость создания в короткие сроки огромных мощностей для переработки жирного конденсатного газа, что потребует крупных инвестиций.

Этан, пропан и бутан, выделяемые при переработке жирного газа, - уникальное сырье для нефтехимии, которое крайне мало и неэффективно используется в российской химической промышленности. Отсюда вытекает вторая проблема и одновременно уникальная возможность инновационного развития газовой промышленности России и Западной Сибири - необходимость создания крупнейшего в мире нефтехимического кластера. Следует отметить, что именно по этому пути активно идут страны Ближнего Востока (Катар, Саудовская Аравия, Иран) и Северной Америки (Канада, США). Западная Сибирь может и должна стать в ближайшие годы не только крупнейшим в мире производителем сырья для нефтехимии, но и крупнейшим в мире производителем нефтехимической продукции. Это в свою очередь может стать реальным и быстро реализуемым вкладом в перевод экономики России с сырьевого на инновационный путь развития.

В отличие от нефтяной отрасли, где подавляющий объем производства (87,4%) обеспечивает несколько вертикально интегрированных компаний (ВИНК), основу газовой промышленности составляет Газпром (71,1% добычи), 7,9% приходится на Новатэк (по последним данным 2013 г.), остальную долю разделяют ВИНК, операторы СРП и независимые производители.1 В 2014 г. по предварительным оценкам объем производства газа составил 641 млрд куб. м. (-4,1%). Экспорт газа в 2014 г. сократился на 6,7% до 183,3 млрд куб. м..111 В структуре экспорта 8% занимает АТР (поставка СПГ), 92% - Европа и страны бывшего СССР.

С декабря 2013 г. была произведена либерализация экспорта СПГ: право на экспорт СПГ помимо Газпром (включая Газпром экспорт) получают предприятия, осуществляющие строительство заводов СПГ или направление добытого газа для сжижения на такие заводы (Роснефть; Ямал СПГ (Новатэк)).

Специалисты отмечают, что в ближайшие десятилетия именно Тюменская область будет являться главным поставщиком топлива для удовлетворения потребностей страны, а также внешних потребителей. Но при этом рассмотрение перспектив развития отрасли позволяет делать выводы о том, что промышленность претерпит некоторые изменения. Так, запасы высоконапорного газа на имеющихся разработанных месторождениях в скором времени будут исчерпаны, что приведет к необходимости разработки месторождений низконапорного газа. Это потребует внедрения куда более сложных технологий, освоения удаленных, мелких месторождений.

При этом есть высокая вероятность того, что новые разрабатываемые залежи будут характеризоваться наличием большого количества «жирного» конденсатного газа, что потребует дополнительного развития газоконденсатоперерабатывающей подотрасли.

2. Политика государства в газовой отрасли

2.1 Цели и типы государственной политики вмешательства в функционирование отраслевых рынков

На текущий момент в развитии нефтегазового комплекса проявился ряд системных проблем: снижение добычи в районах традиционного промысла, рост затрат на добычу углеводородов, снижение эффективности системы налогообложения, технологическая отсталость, импортозависимость, дефицит инфраструктуры восточных регионов страны, приближенных к рынкам АТР. Требует решения вопрос определения стратегического курса развития нефтегазового сектора и его роли в экономике России. Так, структура и качество нефтегазовых ресурсов постепенно ухудшаются. Более 75% месторождений вовлечены в промышленное освоение, при этом их средняя выработанность приближается к 50%.cii Существует объективная необходимость интенсификации геологоразведки.

В 2014 г. геологоразведочные работы (ГРР) на нефть и газ проводились во всех нефтегазоносных провинциях России и акватории арктических и дальневосточных морей. Работы проводились на 159 объектах, в т. ч. на 69 были завершены. Работы на шельфах подтвердили перспективы нефтегазоностности арктических морей. В Западной Сибири выявлена крупная Новотаймырская зона нефтегазонакопления.с1ш В то же время текущий объем ГРР недостаточен для обеспечения воспроизводства нефтегазовых ресурсов и устойчивого развития отрасли: Минэнерго РФ ожидает существенное падение добычи нефти к 2020 г. в случае отсутствия радикальных изменений в отрасли. Центральное место в данном вопросе занимает налоговая нагрузка предприятий нефтегазового комплекса.

Налоговая нагрузка на нефтяную и газовую отрасль различна. К примеру, по результатам 2013 г. налоговая нагрузка Роснефти составляла 51% от выручки, а Газпрома - 21%. Существенных изменений в данном соотношении не ожидается.

В то же время в рамках пилотных проектов с 2015 г. планируется тестирование нового механизма налогообложения месторождений: переход от существующего налогообложения нефти в момент ее добычи к налогообложению накопленной за время разработки месторождения прибыли (НДД/НФР), рассчитываемой как разница между доходами и расходами за весь срок освоения участка. В качестве пилотных проектов в Минэнерго внесены предложения по месторождениям Газпром нефть, Лукойл, Сургутнефтегаз. Новый механизм позволит снизить налоговую нагрузку на инвестиционной стадии и перенести ее на стадию выработки, что позволит стимулировать разработку новых месторождений. Правительство РФ, поддерживая новый механизм, тем не менее, не планирует его масштабное внедрение. Переход на НДД с 2016 г. включен в Энергостратегию РФ до 2030 г.

Другая стимулирующая мера освоения недр, предложенная Минприроды РФ в мае текущего года, направлена на повышение роли небольших компаний в освоении недр и состоит в предоставлении рассрочки разового платежа за пользование недрами: первый взнос 20% - в течение 30 дней с даты регистрации лицензии, а 80% - в течение трех последующих лет. Это позволит сохранить оборотные средства компаний на бурение и эксплуатацию на начальных стадиях.

Результативной оказалась система территориальных налоговых льгот. Федеральным законом №187-ФЗ от 28.06.2014 г. предполагалось расширение использования нулевой ставки НДПИ на нефтяные, газовые, газоконденсатные месторождения полностью или частично расположенные в Республике Саха, Иркутской области, Красноярском крае, Ненецком автономном округе, однако уже в конце года редакцией от 24.11.2014 г. данные территории были исключены из текста НК РФ, что может быть связано с ожидаемым ухудшением наполнения федерального бюджета из-за падения мировых цен на углеводороды.

В 2014 г. Россия продолжила интеграционные процессы в рамках ЕврАзЭС (с 2015 г. - ЕАЭС), что оказало существенное влияние на нефтегазовый сектор. В рамках ЕАЭС создается единый рынок газа, нефти и нефтепродуктов на территории России, Белоруссии и Казахстана к 2025 г. с нулевыми экспортными пошлинами между странами. До 2025 г. взаимоотношения между странами регулируются двусторонними соглашениями. Соглашение России и Белоруссии предусматривает разделение пошлин от экспорта российской нефти поровну в объеме до 24 млн нефти ежегодно в течение 2015-2024 гг., что сопоставимо в общей сумме с $4 млрд. ежегодно (ранее 100% пошлин - Россия). Двустороннее соглашение с Казахстаном продлевает нулевые пошлины до 2019 г.

Низкие экспортные пошлины стран-участниц Таможенного союза в сравнении с российскими стимулировали экспорт российской нефти не напрямую, а через Белоруссию и Казахстан.

Геополитическим вызовом для нефтегазового комплекса России является санкционное давление против компаний ТЭК России в связи с украинским кризисом. Данные меры осложняют доступ к рынкам капитала и могут замедлить развитие нефтегазового сектора России, ограничивая приток высокотехнологичного оборудования и ноу-хау извне для обеспечения разработки трудноизвлекаемых ресурсов, повышения эффективности и обеспечения современного уровня нефтегазовой отрасли. И если нефтяные проекты на суше могут преодолеть технологические ограничения в рамках санкций: оборудование может быть заменено российским (кроме оборудования для гидроразрыва пластов), то шельфовые проекты пострадают существенно. Для сравнения, доля российских и локализованных технологий по разработке традиционных месторождений - более 8о%, трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) - 40-60%, шельфовой добычи - менее 20%. Ввиду указанных санкций прорабатывается вопрос импортозамещения. Российскому Правительству поручено:

разработать план импортозамещения зарубежного оборудования, технических устройств, компонентов и сервисных услуг;

план развития судостроительных компаний, вовлеченных в шельфовую разведку и добычу (вопросы локализации и модернизации);

обеспечить разработку мер, стимулирующих разведку и добычу углеводородов в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, включая меры, направленные на интенсификацию геологоразведки за счет бюджетного финансирования, а также вопросы экономически обоснованных тарифов на железнодорожные грузоперевозки в восточной части России, стоимость которых увеличилась с 2010 г. на 27%.

2.2 Отраслевая политика в газовой отрасли: цели и механизмы

В долгосрочном плане государственным приоритетом развития нефтегазового сектора России останется расширенное воспроизводство нефтяных ресурсов в результате ускорения ГРР, разработка месторождений шельфовой зоны и восточной части России; внедрение наилучших доступных технологий, которые позволят увеличить объем производства нефти и газа. Ключевыми целями является:

обеспечение стабильности добычи,

расширение мощности транспорта углеводородов в Восточном направлении,

...