Исследование газовой промышленности как естественной монополии России

В Настоящее время газовая отрасль является одним из важнейших элементов экономики Российской Федерации, от надежной работы которой зависит ее дальнейшее экономическое развитие страны.

Доля газа в топливном балансе ТЭС России, на сегодняшний день, составляет 62 %, а в европейской части - 86 %. Отрасль обеспечивает порядка 10 % национального ВВП, до 25 % доходов в государственный бюджет страны. Экспорт природного газа приносит России около 15 % валютной выручки.

В ближайшие 10 лет прогнозируется рост спроса на газ, который будет превосходить рост спроса на другие источники энергии. Россия намерена сделать газ своим главным энергетическим экспортным козырем, а также же мощным рычагом в международной политике. По объемам разведанных месторождений Россия занимает первое место в мире. На ее долю приходится 30 % всего природного газа планеты. При нынешнем уровне добычи этого хватит на 81 год. Все государственные функции фактически переданы одному из субъектов хозяйственной деятельности - Газпрому, деятельность государства ограничивается регулированием цен на газ внутри страны. Газпром контролирует 60 % запасов газа в России. На него приходится 84 % общероссийской добычи газа, и практически 100 % транспортировки. Оставшиеся 16 % добычи газа осуществляют нефтедобывающие компании и независимые производители газа.

Доля независимых производителей в общей добыче газа в России составляет на около 7 %.

ПАО «Газпром» видит свою миссию в надежном, эффективном и сбалансированном обеспечении потребителей природным газом, другими видами энергоресурсов и продуктами их переработки.

Крупнейшие в мире запасы и мощный производственный потенциал позволяют Газпрому успешно работать на традиционных месторождениях и создавать новые центры газодобычи, которые в перспективе станут основными для отечественной газовой отрасли.

Активно участвуя в реализации зарубежных проектов в области разведки и добычи, Группа получает уникальный опыт, который в дальнейшем будет применяться при освоении месторождений как в России, так и за ее пределами.

Минерально-сырьевая база Газпрома - фундамент операционной деятельности Группы, один из важнейших показателей, определяющих потенциал производственного и финансового роста и, в конечном итоге, стоимости Компании.

Группа контролирует около 17 % мировых запасов газа. ОАО «Газпром» и его дочерним обществам принадлежит 72 % разведанных запасов газа в России, нефтяным компаниям и независимым производителям газа - 23 %, в нераспределенном фонде находится 5 %. Таким образом, по величине разведанных запасов газа Газпром является лидером среди нефтегазовых компаний мира. Основные запасы углеводородов Группы сосредоточены на ее лицензионных участках на территории России.

По оценке компании DeGolyer and MacNaughton, на 31 декабря 2014 г. доказанные и вероятные запасы углеводородов Группы Газпром составляли 23 487,7 млрд м3 газа, 848,6 млн т газового конденсата и 1 210,2 млн т нефти по международным стандартам PRMS. Текущая приведенная стоимость запасов составила 309,6 млрд долл. Аудит прошли объекты, запасы которых в совокупности составили 94 % газа, 92 % конденсата и 90 % нефти Группы Газпром категорий А+В+С1. Увеличение объемов запасов по стандартам PRMS по сравнению с прошлым годом связано с оценкой запасов на Хандинском участке Ковыктинского месторождения и результатами геолого-разведочных работ (ГРР) на Чаяндинском и Семаковском месторождениях, а также на месторождениях Группы Газпром нефть в Восточной Сибири (Игнялинский, Тымпучиканский, Вакунайский лицензионные участки).

Кроме того, доказанные и вероятные запасы компаний, инвестиции в которые классифицированы как совместные операции, составили 23,1 млрд м3 газа и 164,2 млн т нефти (в доле Группы Газпром) и оценены в 6,7 млрд долл.

По состоянию на 31 декабря 2014 г. на территории России запасы углеводородов Группы Газпром категорий А+В+С1 составили 36 074,8 млрд м3 природного газа, 1 443,9 млн т газового конденсата и 1 850,9 млн т нефти. Доля Группы в запасах углеводородов категорий А+В+С1 зависимых компаний на указанную дату оценивается в 998,4 млрд м3 газа, 100,1 млн т газового конденсата и 777,7 млн т нефти, в том числе доля в запасах компаний, инвестиции в которые классифицированы как совместные операции, - 26,7 млрд м3 газа, 3,1 млн т газового конденсата и 202,3 млн т нефти.

Ресурсно-сырьевая база газодобычи Группы Газпром и в целом России позволяет обеспечить необходимый уровень производства газа за счет открытых месторождений, расположенных вблизи развитой инфраструктуры, до 2018-2020 гг. В перспективе компенсировать падение добычи на базовых месторождениях-гигантах, связанное с естественным истощением, и обеспечить ее рост возможно за счет вовлечения в разработку запасов Ямала (в полном объеме), Гыдана, Восточной Сибири и Дальнего Востока, Обской и Тазовской губ, ближнего шельфа Карского моря, а также поиска и разведки крупных и крупнейших месторождений углеводородов на суше и шельфе.

Расширенное воспроизводство ресурсной базы нефтедобычи связано с подготовкой новых центров. В среднесрочной перспективе основные объемы ГРР будут сосредоточены в Восточной Сибири, на полуострове Гыдан, в Оренбургской области; в долгосрочной - на севере ЯНАО, на юге Ханты-Мансийского автономного округа - Югры (ХМАО-Югры) и Тюменской области, на арктическом шельфе. Принята и реализуется Технологическая стратегия ГРР, в рамках которой прорабатываются подходы к подготовке рентабельных запасов, относящихся к категории трудноизвлекаемых (ачимовская толща, тюменская свита, фундамент) и нетрадиционным (проект «Бажен»). В 2014 г. Газпром вел ГРР во всех нефтегазоносных провинциях России.

На территории России в 2014 г. поисково-разведочным бурением на углеводороды пройдено 165,4 тыс. м горных пород (в том числе 37,5 тыс. м - на Дальнем Востоке и в Восточной Сибири), закончена строительством 41 скважина, дала приток 31 скважина. Отработано 6,6 тыс. пог. км сейсмических профилей 2D и выполнено 12,6 тыс. км2 съемки 3D (в том числе 4,9 тыс. км2 - на Дальнем Востоке и в Восточной Сибири). На производство ГРР направлено 83,7 млрд руб. (с учетом НДС).

Прирост разведанных запасов газа за счет ГРР в 2014 г. достиг 822,5 млрд м3, в том числе по Астраханскому месторождению - 600,6 млрд м3, по Южно-Киринскому на шельфе Охотского моря - 115,2 млрд м3, по Семаковскому в акватории Тазовской губы - 47,9 млрд м3. Прирост запасов жидких углеводородов по результатам ГРР составил 22,3 млн т нефти (в основном по месторождениям Газпром нефти) и 114,2 млн т газового конденсата (главным образом за счет Астраханского и Южно-Киринского месторождений).

Распределение объемов запасов углеводородов Группы Газпром категорий A+B+C1 по территории Российской Федерации на 31.12.2014 г. представлено в таблице 2.2.

Таблица 2.2 Распределение объемов запасов углеводородов Группы Газпром категорий A+B+C1 по территории РФ на 31.12.2014 г.

Географический сегмент	Природный газ, млрд. куб. м.	Газовый конденсат, млн. т.
Уральский ФО	22030,7	675,7
Шельф	7168	127
Южный и Северо-Кавказский ФО	2997,4	447,4
Сибирский ФО	1911,6	89,5
Дальневосточный ФО	1197,2	27,3
Привожский ФО	684,1	56,5
Северо-Западный ФО	85,8	20,5

В 2014 году открыто Восточно-Имбинское газовое месторождение в Красноярском крае и 30 залежей. Наиболее крупная по запасам залежь выявлена в юрских отложениях Песцового месторождения.

Коэффициент воспроизводства запасов газа составил 1,86, конденсата - 11,03, нефти - 0,63. Эффективность ГРР в 2014 г. - 6 919,0 т у. т. на 1 м проходки. Лицензионная деятельность - существенный фактор развития минерально-сырьевой базы. В результате лицензионной деятельности прирост запасов категорий A+B+C1 составил в 2014 г. 182,3 млрд м3 газа. В 2014 году получено 13 лицензий на участки недр, в том числе три - по распоряжениям Правительства Российской Федерации: на Хандинский участок федерального значения, включающий часть Ковыктинского месторождения (Хандинская площадь) в Иркутской области, - с целью разведки и добычи углеводородного сырья; на Хейсовский и Северо-Западный участки недр федерального значения на шельфе Баренцева моря - с целью геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья.

Суммарные затраты на приобретение участков составили 18,4 млрд р. По состоянию на 31 декабря 2014 г. Группой Газпром на территории России разрабатывалось 139 месторождений углеводородов (таблица 2.3).

Основным центром добычи газа Группы Газпром остается Надым-Пур-Тазовский нефтегазоносный район в ЯНАО. Деятельность по освоению нефтяных запасов Группы ведется преимущественно на территории ЯНАО и ХМАО-Югры, а также Томской, Омской, Оренбургской и Иркутской областей.

Таблица 2.3 Мощности Группы Газпром в добыче углеводородов на территории России на 31.12.2014 г.

Показатель	Значение
Кол-во разрабатываемых месторождений	139
Действующие газовые эксплуатационные скважины	7293
Проектная суммарная производительность установок комплексной и предварительной подготовки газа, млрд. куб. м.	1119,8
Действующие нефтяные эксплуатационные скважины	7604

Добыча газа осуществляется Группой Газпром в востребованном потребителями объеме. В 2014 г. добыча газа сократилась на 8,9 % по отношению к 2013 г. и составила 443,9 млрд м3 (в том числе 7,55 млрд м3 - ПНГ). Уменьшение объемов добычи газа связано, в первую очередь, с приостановкой отбора природного газа Украиной во II кв. 2014 г., а также невыборкой газа потребителями как в России, так и за рубежом.

Несмотря на снижение годовых объемов добычи газа, добычной потенциал Группы Газпром в случае пикового потребления мог обеспечить в осенне-зимний период 2014/2015 гг. среднесуточную добычу газа в объеме 1 690 млн м3 в сутки. Добыча нефти в отчетном году составила 35,3 млн т, что на 1,5 млн т выше уровня 2013 г. Прирост добычи получен за счет наращивания нефтедобывающих мощностей Группы Газпром нефть на Приобском месторождении и месторождениях в Оренбургской области (+1,4 млн т).

В 2014 г. газового конденсата добыто 14,5 млн т, что на 0,2 млн т ниже уровня 2013 г. Зависимыми компаниями в доле, приходящейся на Группу Газпром, добыто 19,2 млрд м3 газа (рост на 5,2 млрд м3), 2,3 млн т газового конденсата (рост на 1,0 млн т), 18,2 млн. т. нефти (снижение на 0,6 млн т), в том числе доля Группы в объемах добычи компаний, инвестиции в которые классифицированы как совместные операции, составила 1,0 млрд м3 газа (на уровне 2013 г.) и 8,2 млн т нефти (снижение на 0,4 млн т). Динамика обусловлена увеличением добычи газа и газового конденсата на Самбургском лицензионном участке ОАО «Арктикгаз», подконтрольном ООО «СеверЭнергия», и снижением добычи нефти другими зависимыми компаниями Газпром нефти.

В марте 2014 г. ассоциированной компанией Группы ООО «Ямал Развитие» (доля участия Газпрома 50 %) завершена сделка по приобретению у ОАО «НОВАТЭК» 20 % акций компании Arctic Russia B.V., которой принадлежит 49 % доля участия в ООО «СеверЭнергия». В результате эффективная доля Группы Газпром нефть в ООО «СеверЭнергия», дочерние компании которой ведут разведку и добычу углеводородов в ЯНАО, увеличена с 40,2 % до 45,1 %.

В таблице 2.4представлено распределение объемов добычи углеводородов Группы Газпром по территории Российской Федерации в 2014г.

монополия естественный газовый промышленность

Таблица 2.4 Распределение объемов добычи углеводородов Группы Газпром по территории Российской Федерации в 2014 г.

Регион	Природный и попутный газ, млрд. куб.м.	Газовый конденсат, млн.т.
Уральский ФО	409,9	10,3
Приволжский ФО	16,7	0,2
Южный и Северо-Кавказский ФО	11,2	3,6
Сибирский ФО	3,3	0,3
Северо-Западный ФО	2,3	0,1
Дальневосточный ФО	0,4	0
Шельф	0,1	0
Итог	443,9	14,5

На Новопортовском месторождении в 2014 г. выполнена программа летней отгрузки нефти (четыре танкера суммарным объемом 101 тыс. т), осуществлялось строительство нефтеналивного терминала, начаты строительно-монтажные работы по развитию инфраструктуры.

Шельф арктических морей. Приразломное месторождение - единственное на сегодняшний день месторождение на арктическом шельфе России, где начата добыча нефти, которая получила название Arctic Oil (ARCO). Впервые произведена отгрузка четырех танкеров суммарным объемом 300 тыс. т в апреле 2014 г. В отчетном году завершено бурение второй скважины (нагнетательной).

Графически структура распределения объемов добычи природного и попутного газа Группы Газпром по территории Российской Федерации в 2014 г. показана на рисунке 2.2.



Рисунок 2.2 Структура распределения объемов добычи природного и попутного газа Группы Газпром по территории Российской Федерации в 2014 г.

Восточная Сибирь и Дальний Восток. В октябре 2014 г. начата промышленная эксплуатация Киринского ГКМ с подачей первого газа в магистральный газопровод Сахалин - Хабаровск - Владивосток для обеспечения поставок газа российским потребителям и стабильного газового конденсата в нефтеконденсатопровод зависимой компании Sakhalin Energy. В 2014 г. добыча газа составила 97,95 млн м3 при плане 80,0 млн м3, газового конденсата - 15,3 тыс. т при плане 13,5 тыс. т. В мае 2014 г. получена первая нефть на Чаяндинском месторождении в Якутии - осуществлен ввод нефтяной оторочки ботуобинской залежи, добыто 350 т нефти. Ковыктинское месторождение находится в стадии опытно-промышленной разработки, добыча газа в 2014 г. составила 40,6 млн м3, газового конденсата - 2,5 тыс. т.

Чаяндинское и Ковыктинское месторождения должны стать ресурсной базой для газопровода «Сила Сибири».

В 2014 году Группа Газпром продолжила работу в области поиска, разведки и разработки месторождений за рубежом, в полном объеме выполняя контрактные обязательства.

Работа по зарубежным проектам ведется на территории СНГ, стран Европы, Юго-Восточной Азии, Африки, Ближнего Востока и Латинской Америки.

По состоянию на 31 декабря 2014 г. портфель проектов Газпрома в области разведки и добычи углеводородов за рубежом состоял из 38 проектов, в том числе в 17 проектах дочерние компании Группы выполняли операторские функции. В рамках реализации зарубежных геолого-разведочных проектов, в которых дочерние компании Группы выполняют операторские функции, разведочное бурение выполнено в Алжире и в Сербии, сейсморазведочные работы 3D - в Сербии.

Рисунок 2.3 Разведочное бурение на территории зарубежных стран в 2012-2014 гг.

В 2014 г. на территории Таджикистана закончена строительством поисково-оценочная скважина Шахринав-1п глубиной 6 450 м, которая на сегодняшний день является самой глубокой скважиной за всю историю бурения на нефть и газ в Центральной Азии. В результате бурения получена уникальная информация о сложном строении площади, что позволит в дальнейшем оптимизировать проектные решения, а также уточнить геологическую модель и направления проведения ГРР. В Алжире по результатам бурения поисковой скважины RSHN-1 глубиной 4 120 м в пределах структуры Северная Рурд-Сая (RSHN) из ордовикских отложений получен приток углеводородов.

На финансирование ГРР за рубежом в 2014 г. Группой Газпром направлено 5,4 млрд р. В связи с нецелесообразностью проведения работ по решению недропользователя сдана лицензия на блок Урумако-1 (Венесуэла).

Группа также является участником ряда нефтегазовых проектов, вошедших в стадию добычи:

- на месторождениях блоков 05-2 и 05-3 во вьетнамской акватории Южно-Китайского моря всего добыто 1 786,2 млн м3 газа и 366,4 тыс. т конденсата (в 5,8 и 6,2 раза соответственно больше уровня 2013 г.);

- в рамках реализации проекта «Вингейт» на шельфе Северного моря общая добыча составила 622,4 млн м3 газа и 4,4 тыс. т конденсата (от уровня 2013 г. - 158 % и 210 % соответственно);

- на месторождении Шахпахты в Республике Узбекистан всего добыто 334 млн м3 газа (105 % от уровня 2013 г.).

В Ливии в рамках нефтяных концессий С96 и С97 компанией Wintershall AG добыто 0,4 млн т нефти (в 2013 г. добыто 2,4 млн т нефти и 254,0 млн м3 газа). Снижение добычи связано с объявлением компанией Wintershall AG в августе 2013 г. форс-мажора. Дочерней компанией Газпром нефти NIS (Сербия) добыто в отчетном году 1,2 млн. т. нефти и газового конденсата и 0,6 млрд м3 газа.

На месторождении Бадра в Ираке получена первая нефть. В 2014 г. общая добыча составила 309,5 тыс. т. Началась коммерческая отгрузка нефти. Сырье поступает в трубопроводную систему Ирака для отправки на экспортный терминал в г. Басре (Персидский залив). В рамках проекта «Хунин-6» (Венесуэла) в 2014 г. общая добыча нефти составила около 262 тыс. т. Продолжены работы по базовому инжинирингу апгрейдера (комплекса по улучшению качества нефти). В российской части проекта, которым управляет ООО «Национальный нефтяной консорциум», до 80 % увеличена доля участия ОАО «НК «Роснефть», доля ОАО «Газпром нефть» осталась прежней - 20 %.

Газпром субсидирует всю российскую экономику, на 54 % ориентированную на потребление газа, продавая газ по фиксированным ценам, которые не обеспечивают даже самоокупаемости такой деятельности. Около 60 % газа, производимого Газпромом, идет на внутренний рынок, однако это формирует лишь 25 % от суммарной выручки газового концерна.

«Газпром» является одним из основных поставщиков природного газа европейским потребителям и обеспечивает примерно две трети суммарного импорта газа в Европу. Первые поставки газа из России на экспорт начались в середине 1940-х годов в Польшу. В 1967-м российский газ начал поступать в Чехословакию. В 1968 году по контракту с австрийской компанией OMV начались первые поставки газа в Западную Европу. В 2014 году российский газ реализовывался в более чем 30 странах.

Рисунок 2.4 Структура реализации газа ПАО «Газпром» в 2014 г.

Поставки газа в страны дальнего зарубежья в 2014 году приведены в таблице 2.5.

В 2014 году совокупные объемы продаж «Газпрома» в дальнее зарубежье составили 159,4 млрд куб. м природного газа. Крупнейшими покупателями российского голубого топлива в дальнем зарубежье на сегодняшний день являются Германия, Турция и Италия.

Таблица 2.5 Поставки газа в страны дальнего зарубежья в 2014 году

Страна	Объем поставок, млрд. куб. м.	Страна	Объем поставок, млрд. куб.м.
Германия	40,3	Нидерланды	4,7
Турция	27,3	Румыния	0,5
Италия	21,7	Болгария	2,8
Польша	9,1	Дания	0,4
Великобритания	15,5	Греция	1,7
Чехия	0,8	Сербия	1,5
Франция	7,6	Словения	0,4
Венгрия	5,4	Швейцария	0,3
Словакия	4,4	Босния и Герцеговина	0,2
Австрия	4,2	Македония	0,1
Финляндия	3,1

Поставки газа в страны ближнего зарубежья в 2014 году приведены в таблице 2.6.

Таблица 2.6 Поставки газа в страны ближнего зарубежья в 2014 году

Страна	Объем поставок, млрд. куб.м.
Украина	14,5
Беларусь	19,6
Казахстан	5,1
Молдова	2,8
Литва	2,5
Армения	1,8
Латвия	1
Эстония	0,4
Грузия	0,3
Южная Осетия	0,03

Согласно данным таблицы 2.6, в 2014 году продажи газа в страны СНГ и Балтии составили 48,1 млрд куб. м.

Крупнейшими иностранными партнерами «Газпрома» являются: немецкие компании E.ON, BASF, Wintershall, Verbundnetz Gas VNG, Siemens; французские ENGIE, EDF и Total; итальянская ENI; турецкая Botas; финская Fortum; нидерландские Gasunie и GasTerra; датская DONG Energy; норвежская Statoil; австрийская OMV; китайские CNPC и PetroChina; индийская GAIL; алжирская Sonatrach; вьетнамская PetroVietnam; венесуэльская PDVSA; аргентинская YPF; венгерская MOL; польская PGNiG; словацкая SPP; сербская «Сербиягаз»; «Болгарский энергетический холдинг» ЕАД; корейская Kogas; японские Mitsui, Mitsubishi Corporation и транснациональная Shell.

Поскольку «Газпром» сотрудничает с зарубежными компаниями не только в области поставок, но и в совместных проектах в самых разных сферах, список партнеров компании этим не исчерпывается.

«Газпром» экспортирует газ преимущественно в рамках долгосрочных контрактов сроком до 25 лет, заключенных, как правило, на базе межправительственных соглашений.

Долгосрочные контракты являются основой стабильности и надежности поставок газа. Только такие контракты могут обеспечить производителю и экспортеру гарантию окупаемости многомиллиардных капиталовложений, необходимых для реализации крупных газовых экспортных проектов, а импортеру - гарантию надежного и бесперебойного газоснабжения в течение длительного периода времени.

Долгосрочные контракты с основными покупателями содержат условие «бери или плати». Таким образом, в контрактах определен минимальный объем газа, который потребитель обязан оплатить даже в том случае, если фактически возьмет меньший объем. Для крупных поставщиков газа, каковым является «Газпром», это служит необходимой гарантией ответственности покупателя.

Глобальное газопотребление растет в среднем на 2,6 % в год, причем большая часть этого прироста обеспечивается за счет сжиженного природного газа (СПГ). СПГ стал неотъемлемой частью мировой торговли газом. Поставки газа в сжиженном виде имеют преимущество с точки зрения возможностей охвата рынков независимо от их географического расположения.

«Газпром» реализует поэтапную стратегию наращивания присутствия на рынке СПГ. Поставка «Газпромом» газа в виде СПГ эффективно дополняет трубопроводные поставки и позволяет выйти на новые газовые рынки.

На рисунке 2.5 представлена динамика сделок на СПГ за 2006 - 2014 гг.

Рисунок 2.5 Динамика сделок ПАО «Газпром» с СПГ за 2006 - 2014 гг.

Работы по развитию позиций Группы на рынке СПГ начались с 2005 года в рамках спотовых и разменных операций, осуществляемых компанией Gazprom Marketing and Trading. В 2008 году этот бизнес был выделен в отдельную дочернюю компанию Gazprom Global LNG. Для осуществления торговых операций в АТР учреждена компания Gazprom Marketing and Trading Singapore.

Началом следующего этапа реализации стратегии стал «Сахалин-2» - крупнейший в мире интегрированный нефтегазовый проект, включающий освоение двух нефтегазовых месторождений на северо-восточном шельфе о. Сахалин (Пильтун-Астохское и Лунское), добычу и транспортировку нефти и газа по транссахалинским трубопроводам, производство СПГ, а также экспорт углеводородов. В рамках проекта «Сахалин-2» в феврале 2009 года введен в эксплуатацию первый в России завод по производству СПГ. В апреле 2009 года первый танкер с российским СПГ прибыл в Японию. В 2010 году завод СПГ на Сахалине не только вышел на полную проектную мощность, но и превысил ее, произведя свыше 10 млн т СПГ. В 2014 году завод отгрузил 10,6 млн т СПГ. Большая часть производимой заводом продукции законтрактована на основе долгосрочных договоров.

В 2014 году объем реализации СПГ «Газпромом» значительно увеличился по сравнению с 2013 годом. В течение года реализовано 52 партии СПГ общим объемом 3,4 млн т (4,5 млрд куб. м), против 24 партий объемом 1,5 млн т (2,0 млрд куб. м) годом ранее. В 2014 году поставки осуществлялись на рынки АТР (прежде всего, в Японию и Южную Корею), а также в Аргентину и Кувейт. Общий объем продаж СПГ за период 2005-2014 годов составил 13,1 млн т (17,5 млрд куб. м).

В 2014 году вступил в силу долгосрочный контракт с компанией GAIL на поставку СПГ в Индию в объеме 2,5 млн т в год.

В 2015 году подписан долгосрочный контракт на поставку компанией Yamal Trade компании Gazprom Marketing and Trading Singapore 2,9 млн т СПГ в год с проекта «Ямал СПГ».

С целью увеличения доли на рынке «Газпром» нацелен на ускоренную реализацию новых СПГ-проектов. В феврале 2013 года «Газпром» принял решение о переходе проекта «Владивосток-СПГ» на инвестиционную фазу. Проектная мощность завода СПГ составит 10 млн т в год. Целевой рынок сбыта СПГ - страны Азиатско-Тихоокеанского региона. В настоящий момент проект находится на стадии проектирования.

В июне 2013 года подписан Меморандум о взаимопонимании и сотрудничестве при реализации в регионе проекта строительства завода по производству СПГ в Ленинградской области («Балтийский СПГ») мощностью 10 млн т в год с возможностью расширения. В начале 2015 года «Газпром» принял решение о переходе проекта «Балтийский СПГ» в инвестиционную фазу.

Кроме того, рассматривается возможность расширения производства в рамках проекта «Сахалин-2» за счет строительства третьей технологической линии мощностью до 5,4 млн т СПГ в год.

«Газпром» активно наращивает присутствие в сегменте морской транспортировки СПГ. В настоящий момент Группа (через Gazprom Marketing and Trading) располагает флотом из шести современных высокотехнологичных танкеров-газовозов: «Великий Новгород», «Псков», «Река Амур», «Река Енисей», «Река Лена» и «Река Обь». В 2012 году танкер «Река Обь» стал первым в мире судном, которое осуществило перевозку СПГ по Северному морскому пути.

2.3 Основные проблемы ПАО «Газпром»

Текущий мировой финансовый и экономический кризис поразил все отрасли и сферы экономики, оказал серьезное негативное воздействие на международные финансы и фондовые рынки, промышленное производство и мировую торговлю, сферу услуг и виртуальную экономику. Он повлиял на мировую энергетику, ее отдельные отрасли и инвестиционные процессы в них. Но воздействие это не было таким однозначным и однонаправленным, как в других отраслях мирового хозяйства. Энергетика, особенно ее инфраструктурные, сетевые сегменты оказались более устойчивыми к кризису, чем другие отрасли экономики.

Инвестиции в мировую энергетику начали снижаться во второй половине 2008 г., когда экономический и финансовый кризис набрал скорость и захватил практически все развитые и развивающиеся страны.

При всем многообразии причин кризиса можно выделить по одному главному фактору в разных энергетических отраслях. В нефтяной и газовой промышленности доминирующей причиной трудностей стало сокращение потока поступления наличных средств на счета энергетических компаний из-за падавшей во второй половине 2008-начале 2009 гг. цены на нефть. В электроэнергетике  ? уменьшение спроса вследствие экономического спада. А в угольной промышленности - перепроизводство угля.

Воздействие кризиса по секторам энергетики имеет также свои особенности. В нефтяной и газовой отраслях наблюдается сокращение инвестиций, задержка в темпах осуществления и отмена проектов. По оценке Международного энергетического агентства (МЭА), инвестиционные бюджеты нефтегазовых компаний к маю 2009 г. были сокращены приблизительно на 21 % по сравнению с соответствующим периодом 2008 г.[8] В абсолютных цифрах это составляет почти 100 млрд долл.

По данным МЭА, в мире за период с октября 2008 г. по май 2009 г. более чем 20 запланированных ранее крупномасштабных нефтегазовых проекта по разведке, добыче и транспортировке стоимостью более 170 млрд долл. и объемом добычи приблизительно 2 млн баррелей нефти и 1 млрд м3газа в день были отложены на неопределенный срок[9]. Еще 35 проектов с объемами производства 4,2 млн баррелей нефти и 2,3 млрд м3 газа в день были отложены на срок до 18 месяцев. Наибольшие трудности испытывали компании на месторождениях с относительно высокой себестоимостью извлечения нефти и газа, а также мелкие и средние предприятия отрасли.

Однако появление задержек при выполнении инвестиционных контрактов объясняется не столько кризисом, сколько сложностью природы гражданско-правовых отношений на объектах энергетической инфраструктуры, когда собственником этих объектов выступает один субъект экономических отношений  ? государство, а инвестором другой - частный сектор. Громоздкость таких проектов государственно-частного партнерства (ГЧП), большие инвестиционные затраты, высокие сроки окупаемости вложенных средств, сложные схемы мобилизации финансовых ресурсов с подключением различных институциональных инвесторов, другие объективные факторы предопределяют тот факт, что доля пересматриваемых контрактов и трудности с их выполнением будут значительными и далее.

В то же время крупные, дорогостоящие энергетические проекты трудно не только запустить, но и остановить. До принятия решения об их начале проводятся разнообразные финансово емкие исследования. Технико-экономические обоснования и проектно-сметная документация также стоят больших денег. Много времени, сил и средств занимает разработка бизнес-моделей и финансовых схем, учреждение специальной компании проектного финансирования, привлечение инвесторов. Строительство длится годы, а возврат инвестиций - десятилетия. Но если принято решение о начале проекта, в него вложены деньги, он имеет важное экономическое, политическое, стратегическое значение (а именно такими являются проекты в сфере природного газа), то и остановить его также трудно без существенных экономических, финансовых, социально-политических и иных последствий для государства, бизнеса и общества.

В непростых сложившихся условиях Газпром сохранил финансовую устойчивость, а также способность реализовывать крупные проекты.

На основе анализа деятельности ПАО «Газпром» на мировом и внутреннем рынке, можно выделить следующие ключевые проблемы.

1 Снижение цен на нефть.

Во второй половине 2014 г. произошло резкое и глубокое падение цен на нефть. За отчетный год цена нефти марок Brent и Urals потеряла около 50 %. На рисунке 2.6 приведена динамика цен на нефть марки Urals в 2014 г.

Рисунок 2.6 Динамика цен на нефть марки Urals в 2014 г.

Столь сильному падению предшествовал комплекс причин, основными из которых стали:

- сокращение темпов роста потребления нефти в связи со снижением темпов развития экономики КНР - главного драйвера роста потребления нефти последних лет;

- рост добычи нефти и сокращение импорта нефти и нефтепродуктов в США;

- рост добычи нефти в Ираке и Ливии при сохранении объемов добычи в прочих странах ОПЕК;

- нежелание Саудовской Аравии сокращать объемы добычи для поддержания цен на нефть на высоком уровне;

- замедление мирового экономического роста, наметившееся в середине 2014 г.

2. Снижение потребления газа и развитие гибридной модели ценообразования на европейском рынке.

В 2014 г. на европейском рынке газа, являющемся для Газпрома одним из трех основных рынков, произошло существенное снижение спроса. По предварительным данным, потребление газа в европейских странах дальнего зарубежья составило 486,0 млрд м3, что на 54,3 млрд м3, или 10,1 %, меньше, чем в 2013 г. Причинами снижения объемов потребления газа стали:

- изменение структуры потребления на европейском рынке, повышение значимости погодного фактора;

- вытеснение природного газа углем в сфере электрогенерации;

- энергетическая политика ЕС - развитие энергосберегающих стандартов и технологий, направленное на снижение потребления всех энергоресурсов, поддержка проектов, связанных с использованием возобновляемых источников энергии.

Основным фактором, определившим столь значительное падение спроса, стала аномально теплая зима 2013/2014 гг. и мягкие погодные условия в 2014 г. В настоящее время на европейском рынке газ используется в первую очередь в коммунально-бытовом секторе. Его доля в потреблении природного газа возросла с 39,0 % в 2009 г. до 41,9 % в 2014 г.

На рисунке 2.7 представлена динамика потребления и собственной добычи газа в европейских странах дальнего зарубежья, 2005-2014 гг.

Рисунок 2.7 Динамика потребления и собственной добычи газа в европейских странах дальнего зарубежья, 2005-2014 гг.

Одновременно со снижением цен на нефтепродукты происходило падение цен на природный газ на торговых площадках (хабах) Европы. Так, среднегодовые котировки на месяц вперед на голландской торговой площадке TTF в 2014 г. снизились по сравнению с 2013 г. на 17,9 % в долларовом выражении, на германской NCG - на 17,6 % и составили в 2014 г. 298,75 долл./1 000 м3 и 301,86 долл./1 000 м3 соответственно.

Рисунок 2.8 Динамика цен на природный газ «на месяц вперед» на торговых площадках TTF и NCG, 2005-2014 гг.

3. Снижение потребления газа, конкуренция со стороны независимых производителей и начало биржевой торговли газом на российском рынке.

Суммарное потребление газа в Российской Федерации за 2014 г. составило 458,4 млрд м3, снизившись на 1 % к уровню прошлого года. Наибольшее влияние на динамику показателя оказали природно-климатические факторы. Так, практически на протяжении всего отчетного периода среднемесячные показатели температуры окружающей среды существенно превышали средние многолетние показатели.

На рисунке 2.8 представлена динамика внутреннего потребления газа в РФ за 2010-2014 гг.

Рисунок 2.8 Динамика внутреннего потребления газа в РФ за 2010-2014гг.

Во второй половине 2014 г. усилилось влияние экономических и политических факторов: очередной виток финансово-экономического кризиса, спровоцированный и ускоренный политическим кризисом на Украине и введением в отношении России экономических санкций, обусловил общее снижение потребления газа в основных отраслях - потребителях газа: в электроэнергетике, цементной промышленности, металлургии и агрохимии.

На отечественном рынке газа регулируемый государством сектор существенно превалирует над нерегулируемым. Доминирующим поставщиком газа по регулируемым ценам является ОАО «Газпром». В регулируемом режиме вне зоны действия ЕСГ также функционирует ряд региональных газовых компаний.

На фоне снижения потребления газа независимые производители газа увеличили его поставки потребителям. В 2014 г. объемы поставки газа независимых производителей российским потребителям увеличились на 12,9 % и составили 115,8 млрд м3. ОАО «НОВАТЭК» и ОАО «НК «Роснефть» в 2014 г. поставили в ГТС около 84 % от суммарно сданного всеми независимыми производителями объема газа.

Независимые производители природного газа, имея существенные преимущества перед ОАО «Газпром» по условиям реализации газа на внутреннем рынке, предлагают крупным и стабильным потребителям в высокодоходных регионах (в том числе Свердловской и Челябинской областях) свой газ по ценам ниже регулируемых. По этой причине всё большее количество потребителей заключает договоры на поставку с независимыми производителями газа. В результате на внутреннем рынке наблюдается рост удельного веса независимых производителей.

К более благоприятным условиям ведения бизнеса независимыми производителями относятся:

- отсутствие ограничений по цене реализации газа, возможность предоставлять потребителям скидки к регулируемой цене;

- более низкие затраты на транспортировку ввиду меньших расстояний транспортировки газа;

- более низкая налоговая нагрузка - уровень ставки налога на добычу полезных ископаемых для независимых организаций в 1,5 раза ниже ставки для ОАО «Газпром»;

- приоритетный доступ к ГТС ОАО «Газпром» поставщиков отбензиненного сухого газа, получаемого в результате переработки ПНГ.

При этом независимые производители практически не осуществляют поставки газа для нужд населения, в то время как Газпром имеет социальные обязательства и выполняет функции гарантирующего поставщика газа населению.

Важным инструментом в области формирования рыночных принципов и повышения прозрачности ценообразования на рынке газа, возможностью получения рыночных индикаторов для системы ценообразования является биржевая торговля газом. В целях развития рыночных принципов ценообразования Газпрому законодательно разрешено реализовывать газ объемом до 17,5 млрд м3 по не регулируемым государством ценам на организованных торгах (товарных биржах и торговых системах) начиная с 2013 г.

4. Конкуренция со стороны производителей углеводородов из нетрадиционных источников, ситуация на рынке СПГ.

Интерес к теме нетрадиционного газа, главным образом сланцевого, в последние годы обусловлен беспрецедентно быстрым ростом его добычи в США. Добыча сланцевого газа в промышленно значимых объемах по-прежнему ведется только в странах Северной Америки - США и Канаде. Поставки газа сланцевых залежей за пределы Североамериканского континента не производятся. В других регионах - Европе, КНР, Австралии, Аргентине и Саудовской Аравии - отрасль сланцевого газа находится на начальном этапе развития. Таким образом, в настоящее время на зарубежных рынках, на которые ОАО «Газпром» поставляет или планирует поставлять российский газ, конкуренция со сланцевым газом отсутствует.



Рисунок 2.9 Объем мировой торговли СПГ, 2005-2014 гг.

Вместе с тем вероятность конкуренции с североамериканским сланцевым газом существует в среднесрочной перспективе: ряд компаний объявил о разработке проектов по экспорту СПГ, произведенному в том числе из газа сланцевых залежей США.

3. Определение перспективных путей развития газовой промышленности как естественной монополии России

3.1 Направления решения проблем добычи газа в России

Газовая отрасль является одной из ведущих отраслей промышленности России, занимая лидирующую позицию в экономической деятельности страны. Инфраструктура газовой промышленности России представляет собой разветвленную систему, состоящую из производителей газа, их специализированных сбытовых организаций и газораспределительных организаций (рисунок), при этом, характерной чертой российской газовой промышленности является высокий уровень государственного регулирования, включая и оптовые цены на газ, добываемый ОАО «Газпром» и его аффилированными лицами. Государственное регулирование цен на природный газ в основном выражается в сдерживании их роста, которое привело к увеличению доли газа в топливно-энергетическом балансе (ТЭБ) России и снижению конкурентоспособности альтернативных энергоресурсов (угля, гидроэнергии и т.д.). Необходимо отметить, что рост промышленного производства в России не сопровождается ростом энергоэффективности: газоемкость российской экономики является одной из самых высоких в мире: Россия - 331 млрд м3/100 млн долл. ВВП, США - 58, Испания - 39. Государственное регулирование проявляется не только в отношении ценообразования. Так, на ОАО «Газпром» законодательно возложена обязанность обеспечить надежное и безопасное газоснабжение российских потребителей при безусловном исполнении контрактных обязательств по поставкам газа на экспорт.

В настоящее время в РФ топливно-энергетический комплекс (ТЭК), в частности газовая промышленность, является стратегически важным звеном экономики страны непосредственно связанным с энергетической безопасностью, так как в значительной степени обеспечивает наполнение бюджета. В этой связи важно рассматривать энергетическую безопасность с точки зрения управления рисками и факторами нестабильности, которые могут оказать отрицательное влияние на устойчивое развитие газовой промышленности и ТЭК в целом. При этом под энергетической безопасностью понимается обеспечение обоснованных внутренних потребностей экономически доступных топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) соответствующего качества при одновременном выполнении экспортных обязательств.

Анализ ситуации и тенденций в энергообеспечении РФ позволил определить основные стратегические угрозы энергобезопасности. По мнению специалистов, эти угрозы приводят к сдерживанию экономического роста страны, стагнации, либо ухудшению ее социально-экономического положения.

Государственная инновационная программа в сфере разведки и добычи углеводородов должна учитывать сложившиеся тенденции развития отрасли, отвечать новым вызовам времени.

Воспроизводство минерально-сырьевой базы.

Главная тенденция развития нефтегазодобывающей промышленности России - ухудшение горно-геологических и природно-климатических условий разведки и разработки, рост удаленности от центров переработки и сбыта. В традиционных районах добычи (Западной Сибири, Северном Кавказе, Урало-Поволжье) происходит увеличение глубины продуктивных пластов, снижение объема запасов, уменьшение размеров новых месторождений, ухудшение качества коллекторов, усложнение геологического строения месторождений, уменьшение пластовых давлений и т.п.

В течение двух последних десятилетий происходило сокращение остаточных запасов нефти и газа, что явилось следствием крайне низкой интенсивности проведения геологоразведочных работ на углеводороды. Так, вплоть до 2007 г. для нефти и до 2009 г. для газа происходило «проедание» запасов, при котором превышение объемов добычи над приростом запасов составляло до 140 млн тонн нефти и до 407 млрд м3 газа в год. Несмотря на улучшение ситуации с восполнением запасов в последние годы, объем финансирования ГРР остается на недостаточном уровне. Основная часть прироста запасов достигается за счет доразведки и переоценки ранее открытых месторождений, отдельных залежей, в то время как открытие новых месторождений обеспечивает лишь 30 - 50 % прироста.

В настоящее время деятельность большинства нефтяных компаний по воспроизводству минерально-сырьевой базы можно считать неудовлетворительной. Воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ) отставало и продолжает не соответствовать быстро растущей добыче нефти, сократились абсолютные объемы геологоразведочных работ (ГРР), основные приросты запасов осуществляются на разрабатываемых месторождениях, в том числе за счет переоценки коэффициентов извлечения нефти (КИН) на эксплуатируемых месторождениях.

Исчерпание современной сырьевой базы углеводородов и отставание прироста новых запасов в некоторой степени было вызвано искусственно и связано с недостаточно эффективной работой по развитию отраслевой геологии и геологоразведки, отменой специального налога на воспроизводство минерально-сырьевой базы. Сегодня это общегосударственная проблема и она должна решаться на уровне государства. Для создания соответствующих организационных структур и финансирования геологоразведочных и поисковых работ необходима специальная программа.

Для повышения инновационного развития геологоразведки и нефтедобывающего комплекса в целом необходимо: (1) резкое повышение уровня и объемов работ по научному сопровождению всех этапов геологоразведочных работ, проектирования разведки и разработки месторождений; (2) создание системы мониторинга и научного сопровождения на федеральном и региональном уровнях системы и процесса недропользования; (3) совершенствование системы подготовки инженерно-технического персонала, отраслевого менеджмента, квалифицированных рабочих для геологоразведки, глубокого бурения, геофизических работ.

Устойчивой тенденцией развития нефтегазовой отрасли России является рост доли добычи углеводородов в новых, удаленных, малоизученных и инфраструктурно слабо развитых регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока. За последние восемь лет их доля в добыче нефти выросла почти в 10 раз, в добыче газа - более чем в 5 раз. Этот регион характеризуется низкой степенью разведанности (по нефти - 12 %, по газу - 9 %), высокой долей прогнозных ресурсов в структуре начальных суммарных ресурсов (по нефти - 79 %, по газу - 83 %). Низкая степень разведанности и изученности новых регионов, с одной стороны, определяет высокую перспективность проведения геологоразведочных работ и открытия новых месторождений. С другой стороны, отражает наличие значительных геологических рисков, что требует особого внимания к уровню научного и технологического обеспечения ГРР и обуславливает необходимость крупномасштабных инвестиций, как со стороны государства, так и недропользователей.

Главной проблемой, которая начала тормозить и будет тормозить еще устойчивое развитие добычи нефти в традиционных нефтегазоносных провинциях, прежде всего, в Западной Сибири, является совершенно недостаточный уровень геологоразведочных работ. Приросты запасов нефти за полтора последних десятилетия не обеспечивают устойчивую работу нефтяного комплекса России на перспективу и неизбежно приведут к падению добычи нефти в стране. Деятельность недропользователей по выявлению и подготовке запасов нефти является неудовлетворительной.

В условиях ограниченных перспектив открытия новых крупных нефтяных месторождений, а также четкой ориентации экономической политики страны на ресурсосбережение особо острой является проблема инновационного развития и повышения эффективности поисков и разведки углеводородов в традиционных и новых регионах добычи.

По оценкам ИНГГ СО РАН объем поисково-оценочного и разведочного бурения должен возрасти с современных 1,1 до не менее 3,5 млн м. Этот показатель будет почти в 3 раза меньше того уровня, который был достигнут в РСФСР на конец 1980-х гг. Однако в сложившихся условиях соответствующий уровень глубокого бурения будет способен поддержать тот минимальный уровень прироста сырьевой базы, который необходим для устойчивого прироста добычи УВ.

Преодоление тенденции снижения добычи УВ, прежде всего, нефти в традиционных регионах, в том числе в Западной Сибири

Базовые месторождения углеводородов, расположенные в Ямало-Ненецком (Надым-Пур-Тазовском регионе) и Ханты-Мансийском автономных округах, обеспечивающие 88 % добычи газа и 61 % добычи нефти в России, переходят в падающую стадию добычи.

В нефтяной промышленности в региональной структуре основной тенденцией является сокращение доли Западной Сибири в добыче нефти по стране, при стабилизации этого показателя в европейских регионах России. Так, если в 2004 г. на долю Западной Сибири приходилось 71 % всей добываемой в России нефти, то в 2012 г. доля региона в добыче составила только 61,2 % (рисунок 3.1). В европейской части России добывается порядка 29 - 30 % нефти.



Рисунок 3.1 Структура добычи нефти и конденсата в России по субъектам РФ

Дальнейший рост добычи нефти в округе сдерживает отсутствие открытых и законченных разведкой нефтяных месторождений, которые не введены в разработку. Вместе с тем запасы категорий А+В, частично С1 (proved reserves по западным стандартам) на разбуренных эксплуатационным бурением частях месторождений составляют только около 55 %. Это означает, что на 5 - 7 лет возможности для поддержания и даже наращивания добычи в регионе есть.

Согласно существующим оценкам НПР России, в Западной Сибири - основном нефтегазоносном бассейне - остаются невыявленными значительные ресурсы нефти и газа. Значительные прогнозные ресурсы нефти связаны с баженовской свитой, комплексами нижней и средней юры, палеозоя. Остается неясным, насколько достоверны эти оценки и могут ли они быть основой для перспективного прогнозирования. Минприроды России и Роснедра ведут в настоящее время переоценку ресурсов углеводородов, но методика этой переоценки не разработана и не утверждена.

Единственной формой государственного регулирования подготовки запасов нефти и газа недропользователями являются лицензионные соглашения, как неотъемлемая часть лицензий. Существующая практика формирования лицензионных соглашений и предусмотренная «Законом о недрах» процедура их корректировки не позволяют государству управлять воспроизводством минерально-сырьевой базы и, как следствие, строить долгосрочную энергетическую стратегию. Не случайно, в опубликованных материалах по генеральной схеме развития нефтяной отрасли о воспроизводстве минерально-сырьевой базы и перспективах ввода в разработку неоткрытых на сегодня месторождений нефти и газа ничего не сказано.

Требуют специального внимания инновационные исследования и инжиниринговые работы, направленные на увеличение коэффициента извлечения нефти. В «Энергетической стратегии России до 2030 г.» предусмотрено увеличение коэффициента нефтеотдачи от 0,30 в 2008 г. до 0,35 - 0,37 в 2030 г. Однако, конкретные пути увеличения этого важнейшего показателя эффективности разработки нефтяных месторождений проработаны слабо. В средствах массовой информации нередко высказываются мнения, что применение гидроразрыва пластов, внутриконтурного и законтурного заводнения ведет к хищнической разработке нефтяных месторождений, снижает конечный коэффициент извлечения нефти. Минэнерго и его структуры совместно с нефтяными компаниями должны дать ясные и однозначные ответы на вопрос, по каким направлениям будут развиваться технологии добычи нефти в Западной Сибири в период до 2030 г.

В традиционных районах нефтегазодобычи растет число месторождений с высокой степенью выработанности, прирост запасов осуществляется на более худших по геологическим характеристикам залежах. Средние дебиты скважин по месторождениям, которые открываются и вводятся, значительно ниже тех, которые имелись при освоении Западной Сибири и первого этапа освоения Татарии и Башкирии. Сегодня по лучшим месторождениям они не превышают 20 тонн. А раньше составляли 100 - 150 тонн. Поэтому сегодня, чтобы компенсировать одну выбывающую скважину на старом месторождении приходится бурить до 10 новых скважин.

В Западной Сибири в традиционных регионах Надым-Пур-Тазовского междуречья возрастает проблема добычи низконапорного газа (рисунок 3.2). Здесь необходимы конкретные проработки и пути реализации этого вопроса. Экономическая эффективность развития энергетических мощностей, газохимии и др. требует дополнительных проработок.

Рисунок 3.2 Общая динамика добычи газа в России

В этой связи возрастает острая потребность в использовании новых инновационных, эффективных и экономичных технологических решений разработки месторождений в традиционных регионах нефтедобычи, прежде всего, в области повышения коэффициента добычи нефти, вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти, утилизации низконапорного газа.

По оценкам ИНГГ СО РАН применение инновационных методов интенсификации пласта должно увеличить соответствующий показатель, что позволит сдержать быстрое падение добычи нефти в традиционных районах нефтедобычи. В ресурсно-инновационном варианте КИН может возрасти к 2030 г. с 32 до 33 - 36 % в 2040 г. - 45 - 55 %.

Разработка месторождений тяжелых и высоковязких нефтей.

Особенностью мировой нефтедобычи является увеличение доли трудноизвлекаемых запасов - нефти тяжелой и высоковязкой, а также с низким уровнем проницаемости коллектора (0,05 кв. мкм). К тяжелым и высоковязким нефтям относятся нефти с плотностью более 0,92 г/см3 и вязкостью более 30 мПа*с. Мировые запасы тяжелой и высоковязкой нефти примерно в 5 раз превышают объем запасов нефти малой и средней вязкости. Трудноизвлекаемая нефть рассматривается в качестве основного резерва мировой добычи нефти, существуют значительные перспективы и у России.

Мировой объем добычи тяжелой и высоковязкой нефти незначителен, что связано с недостаточным развитием технологий освоения подобных залежей. Существующие технологии требуют значительных капиталовложений в добычу, переработку и транспортировку. Однако тяжелые и высоковязкие нефти являются ценным сырьем для топливно-энергетической промышленности, а также для нефтехимии и источником дефицитных редких металлов.

Российские запасы тяжелой и высоковязкой нефти составляют около 13 % от общего объема разведанных ресурсов нефти страны. Основные запасы высоковязких и тяжелых нефтей сосредоточены в трех ФО России: 54 % - в Приволжском и Северо-Западном ФО и 36,5 % - в Уральском. Основная добыча тяжелых и высоковязких нефтей ведется в Республике Татарстан и Республике Коми. Наиболее крупные месторождения: Ван-Еганское, Северо-Комсомольское, Усинское, Русское, Гремихинское.

Вовлечение в разработку месторождений в новых регионах нефтегазодобычи, прежде всего, на востоке России, а также на шельфе арктических и южных морей