МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РФ

РОСТОВСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ ЭКОНОМИЧЕСКАЯ АКАДЕМИЯ

Институт национальной и мировой экономики

Кафедра экономики и природопользования

К У Р С О В А Я Р А Б О Т А

На тему:

" Особенности развития и размещения газовой промышленности России".

Выполнил: студентка 2 курса

Гр.122

Минакова В.В.

Проверил: к.э.н. Житников В.Г.

Ростов-на-Дону, 1998

Содержание.

Введение. 3

1 Российская газовая промышленность - полвека развития. 5

2 Размещение газовой промышленности. 15

3 Проблемы регулирования газовой промышленности России и мировой опыт.
20

4 Проблемы и перспективы развития. 32

Заключение. 39

Приложение. 42

Список использованной литературы. 44

Введение.

Промышленная политика государства гиперсфокусирована на отраслях топливно-энергетического комплекса, поскольку они выдерживают жесткую конкуренцию на мировом рынке и являются одним из основных источников формирования доходов федерального бюджета.

С начала 1997 г. происходит структурная перестройка газовой отрасли.
Цели этой перестройки: создание конкурирующих региональных газовых рынков, увеличение финансовой выручки за отпускаемый газ, сокращение издержек производства, ориентация на собственные источники финансирования, а также улучшение расчетов с бюджетами всех уровней.

Природный газ - ценнейший вид экологически чистого топлива, тепловой коэффициент которого составляет 1,22. Добыча природного газа обходится значительно дешевле добычи нефти и угля. Применение природного газа способствует повышению эффективности общественного производства. Газовая промышленность обеспечивает производство синтетических материалов ценным и экономически выгодным сырьем, свыше 90% азотных удобрений в странах СНГ получают на базе использования природного газа. Газ необходим в электроэнергетике, металлургической, цементной, стекольной, сахарной и других отраслях промышленности. В России с использованием природного газа производится 93% чугуна, 59% мартеновской стали, 49% проката черных металлов, 100% огнеупоров, 89% листового стекла и 45% сборного железобетона. Удельный вес природного газа в потреблении топливно- энергетических ресурсов электростанциями дости гает 61 %.

Широкое применение он нашел в коммунально-бытовом хозяйстве, в последние годы газ стал использоваться в автомобильном транспорте, что снижает выбросы оксидов углерода, азота и других вредных веществ на 65-90% по сравнению с автомобилями, работающими на бензине. Газом обеспечиваются свыше 2 тыс. городов, 3,5 тыс. поселков городского типа, более 190 тыс.сельских населенных пунктов. Доля газа в топливном балансе России составляет 50%. В начале развития газовой промышленности разведанные ресурсы природного газа оказались сконцентрированными на Северном Кавказе,
Украине и в Поволжье. В настоящее время они сосредоточены в Западной
Сибири, государствах Средней Азии и в Казахстане.

На долю стран СНГ приходится около 50% мировых запасов природного газа, которые оцениваются в 200 трлн.м2 Разведанные ресурсы топлива составляют 50 трлн.м2 или 1/4 потенциальных запасов, из них на Сибирь и
Дальний Восток - 75-80%, на страны Средней Азии и Казахстан - 10%, на европейскую часть СНГ 10-15%. Общие запасы газа в России достигают 160 трлн.м2.

Ориентация на развитие нефтегазового комплекса и энергосистемы РФ как на «локомотив» экономики привела к тому, что под чрезмерным прессом оказались доходы (фактически - инвестиционные возможности) предприятий этих комплексов. В настоящее время, разрабатываются программы развития промышленности, в т.ч. и газовой, в условиях кризиса. В этой связи, особый интерес представляет вопрос развития, размещения газовой промышленности
России, проблемы и возможности решения их с учетом мирового опыта.

1 Российская газовая промышленность - полвека развития.

В 1996 г. газовой промышленности России исполнилось 50 лет. Сейчас, в условиях кризиса, отрасль демонстрирует гибкость и умение находить зоны стабильности и ниши роста. Какие же факторы сделали возможным такое положение, какова роль газовой промышленности в экономике страны и шире - в мировом хозяйстве сегодня и в перспективе?

Газовая промышленность не является чисто монопродуктовой отраслью.
Наряду с поставками по магистральным трубопроводам природного газа (метан с небольшими добавками высших углеводородов) производятся нефть, конденсат, сера, сжиженные газы, машиностроительная и сельскохозяйственная продукция и т.п. Однако основу отрасли, обеспечивающую ее конкурентные преимущества, составляет Единая система газоснабжения (ЕСГ), которая объединяет добычу и транспорт природного газа в единую технологическую, техническую и экономическую систему в рамках России, связанную с газоснабжающими системами центральноазиатских и закавказских республик СНГ и имеющую свое продолжение в системах поставки российского газа в три европейские страны
СНГ и двадцать других государств Европы.[1]

За последние полвека система газоснабжения прошла несколько фаз развития. В бывшем СССР она представляла собой общесоюзный народнохозяйственный комплекс. Поскольку и после распада СССР это накладывает заметный отпечаток на функционирование ЕСГ России, целесообразно рассмотреть основные этапы ее становления.

Первый этап, охватывающий 40-е - начало 60-х годов, связан с освоением отдельных групп саратовских, краснодарских, ставропольских, восточноукраинских (район Шебелинки), западноукраинских (район Дашавы-
Львова) и ряда других газовых месторождений, а также попутного газа нефтяных месторождений (районы Поволжья и Закавказья). Это относительно небольшие по объему и расположенные недалеко от возможных потребителей источники газа. В каждом случае проектировался и сооружался отдельный газопровод (группа газопроводов), связывающий с потребителями газа - газопроводы Саратов-Москва, Дашава-Минск, Дашава-Киев-Брянск-Москва,
Северный Кавказ-Центр (начиная с газопровода Ставрополь- Москва), Шебелинка-
Курск-Смоленск-Брянск, Шебелинка-Полтава-Киев, Шебелинка-Днепропетровск-
Одесса и пр.

Эти газопроводы диаметром до 820 мм (впоследствии - 1020 мм), годовой производительностью до 5-8 млрд. куб. м, протяженностью до 700-1000 км функционировали, как правило, независимо друг от друга. Такому состоянию системы газоснабжения соответствовали планирование, проектирование и управление отдельными газопроводами. Уровень добычи и потребления газа к
1960 г. достиг 45 млрд. куб. м, что составляло около 8% общего объема добычи и потребления топлива в стране.

На втором этапе, в 60-е годы, стали вводиться в разработку крупные газоносные районы - прежде всего резко увеличилось использование ресурсов
Средней Азии, затем Республики Коми. Однако из-за значительной удаленности этих источников от основной части потенциальных потребителей, расположенных на Урале, в центральном и западных районах Европейской части страны, потребовалось сооружение первых сверхдальних газопроводов Бухара-Урал,
Средняя Азия-Центр, Вуктыл-Торжок. В них уже использовались трубы большего диаметра (1020-1220 мм) и соответственно большей производительности (10-15 млрд. куб. м в год, а в газопроводе Средняя Азия-Центр - до 25 млрд. куб. м в год). Для обеспечения надежности функционирования газопроводов потребовалось строительство многониточных систем, а возросшие объемы передачи газа создали для этого объективные предпосылки. Главным последствием усложнения схемы газопроводов стало взаимопересечение систем в районе Москвы и на Украине. Таким образом, появилась возможность для взаимодействия газопроводных систем и перераспределения потоков по ним, то есть для формирования Единой системы газоснабжения страны. Концентрация мощностей как в добыче, так и при транспортировке газа, прогресс строительной индустрии, насущные потребности народного хозяйства способствовали ускорению развития газовой промышленности - среднегодовая добыча газа в 60-е годы возросла с 45 млрд. до 200 млрд. куб. м, а его доля в топливном балансе страны - до 18-19%.[2]

К началу 70-х годов открытия геологов показали, что в Западной Сибири, прежде всего в Надым-Пур-Тазовском районе, сосредоточены уникальные запасы газа. Были также существенно увеличены разведанные запасы газа в Средней
Азии и в районе Оренбурга, что создало надежную базу для резкого увеличения объемов его использования в народном хозяйстве. Наступил этап форсированного развития газовой промышленности и Единой системы газоснабжения, характеризующийся следующими важными чертами: созданием дальних и сверхдальних магистральных газопроводов, поскольку вводимые в разработку месторождения находились, как правило, на значительном (до 2500-
3000 км) расстоянии от основных районов потребления; переходом к индустриальной технологии и организации строительства, использованию наиболее прогрессивных технических решений - применению труб диаметром 1420 мм на рабочее давление 7,5 МПа и единичной производительностью свыше 30 млрд. куб. м в год; резким усложнением структуры ЕСГ; наличием многочисленных связей различных газотранспортных систем; расширением возможностей маневрирования потоками газа. К концу 80-х годов ЕСГ СССР приобрела современный облик, став крупнейшей в мире газоснабжающей системой, обеспечивая свыше 40% потребности СССР в топливе, значительную долю потребления топлива в странах Восточной Европы и многих западноевропейских государствах.[3]

Во второй половине 80-х годов Единая система газоснабжения подошла к новому зрелому этапу своего развития. Масштабы газоснабжения и роль ЕСГ оказались настолько важными, что от эффективного и устойчивого ее функционирования стала зависеть нормальная работа многих крупных потребителей, целых отраслей и регионов. Плановая экономика ориентировала газовую промышленность на предельно высокие темпы валового роста по принципу "любыми средствами". Но одновременно с позиций потребителя главными становились качественные показатели газоснабжения - надежность поставок, реакция на изменения условий работы, компенсация "возмущений" в
ТЭК страны и за ее пределами. Это вело к усложнению режимов функционирования и повышению роли регулирования и резервирования газоснабжения.

Зрелость системы проявилась и в том, что в результате перехода ряда месторождений и целых газодобывающих районов в стадию падающей добычи на фоне бурного роста новых районов и строительства новых крупных газотранспортных магистралей возникла потребность в изменении функций и роли существующих мощностей. Реализация этого потенциала с целью минимизации суммарных затрат повышала значение системного моделирования развития и реконструкции ЕСГ, которое, для того чтобы быть эффективным методом принятия решений, должно комплексно учитывать все основные факторы ее работы.

Важным средством обеспечения новых функций ЕСГ стала подсистема регулирования и резервирования газоснабжения, опирающаяся на крупные хранилища природного газа. Развитие этой подсистемы, берущее начало с 60-х годов, длительное время отставало от темпов роста газоснабжения. Так, для нормальной работы в сезонном разрезе при круглогодичном газоснабжении необходимы запасы в объеме 10-11% годового потребления (с учетом экспорта).
Реально были достигнуты уровни 0,5% в 1965 г., 2-в 1970 г., 3,1-в 1975 г.,
4,6 -в 1980 г., 5,3% - в 1985 г. В подобных условиях компенсация неравномерности во многом обеспечивалась за счет больших объемов буферного регулирования на электростанциях. Однако в 80-е годы резкое увеличение доли газа в топливопотреблении электростанций и быстрое сокращение ресурсов мазута снизили возможности буферного регулирования. В те же годы были приняты меры по ускорению развития системы подземных хранилищ газа, что позволило довести объем хранения до 10,6% годового потребления, то есть впервые выйти на уровень сезонных запасов.

В конце 80-х годов кризисные явления в экономике затронули газовую промышленность. Это было связано с нехваткой инвестиций (в то время централизованных), первыми признаками нестабильности спроса, проявившимися в резком снижении его темпов. Тем не менее большая инерционность процессов и накопленный ранее потенциал развития способствовали процветанию отрасли в период 1985-1990 гг.[4]

Суммарные инвестиции в газовую промышленности достигали в середине 80- х годов 10-11 млрд. руб. в год, а основные фонды были оценены на начало
1991 г. лишь в 65 млрд. руб. Правда, прямой пересчет этих величин в современные значения или в долларовый эквивалент весьма затруднителен хотя бы потому, что весомая часть инвестиций осуществлялась за счет импорта прежде всего труб большого диаметра, а их учет внутри страны проводился с применением искусственных переводных коэффициентов, индивидуальных для различных групп товаров и оборудования. Так, для труб диаметром 1420 мм на рабочее давление 7,5 МПа, составлявших основной типоразмер на сооружавшихся во второй половине 70-х и в 80-е годы сверхмощных и сверхдальних магистральных газопроводах, импортные трубы условно приравнивались по своей стоимости к трубам Харцызского трубного завода (Донецкая область, Украина).
Цены последних были определены в 260 руб. за 1 т в 1984 г. и 350 руб. в
1991 г. при том, что цена импортируемых труб на мировом рынке колебалась в диапазоне 500-700 долл. за 1 т. Следовательно, имела место явная недооценка объема инвестиций и тем самым стоимости фондов.

Можно говорить о величине не менее 100 млрд. долл. Действительно, только 17 магистральных газопроводов из Западной Сибири в центр России и другие страны протяженностью в среднем не менее 2500 км каждый (с учетом сложности их прокладки в северных условиях) стоят 70-80 млрд. долл.
Амортизация этих фондов ненамного снижает общие значения, поскольку инвестиции преимущественно были осуществлены всего 6-12 лет назад.

Таким образом, на интенсивное развитие ЕСГ были направлены огромные по любым оценкам средства. По-видимому, программа создания системы газоснабжения стала наиболее капиталоемкой из всех реализованных в гражданском секторе экономики. Здесь надо отметить, что в принципе газовая промышленность вполне приспособлена к "государственному" режиму, в котором она находилась в период интенсивного роста, вследствие относительной простоты технологических процессов, потребности в масштабных и концентрированных капиталовложениях и необходимости гарантий рисков (в том числе политических), связанных с этими вложениями. Конечно, неизбежны и отрицательные моменты функционирования отрасли под эгидой государства, но они носят более тонкий характер.

Итак, к началу 90-х годов газотранспортная система ЕСГ была в основном завершена. В пределах России она позволяла транспортировать свыше 600 млрд. куб. м природного газа в год, являясь крупнейшей такого рода системой в мире.[5]

Другой главный компонент ЕСГ - ресурсы природного газа, служащие сырьевой базой газоснабжения. Сейчас разведанные запасы превышают 49 трлн. куб. м, а потенциальные ресурсы - 200 трлн. куб. м. При этом свыше 85% запасов приходится на Западную Сибирь. В то же время слабо исследованы перспективные районы Восточной Сибири и Дальнего Востока, шельфы морей.
Открываются также значительные и пока трудно поддающиеся количественной оценке перспективы, связанные с нетрадиционными источниками газа, в том числе плотными коллекторами и газогидратными залежами.

В начале 90-х годов наиболее важным было то, что добыча газа базировалась на разработке уникальных Уренгойского, Ямбургского и
Медвежьего месторождений, из которых только последнее приблизилось к стадии падающей добычи. Это обеспечивало необходимый запас прочности для системы в целом.[6]

В 1990-1991 гг., в период резкой политико-экономической нестабильности, был практически приостановлен процесс развития ЕСГ и начался серьезный кризис в газовой промышленности, выразившийся в:

- неопределенности организационных форм существования отрасли,
"суверенизации" частей ЕСГ, находившихся на территории отдельных союзных республик;

- прекращении централизованного инвестирования, составлявшего основу финансирования отрасли, а затем вследствие высокой инфляции-в обесценивании имевшихся в отрасли внутренних средств;

- разрыве связей с поставщиками оборудования из стран СНГ, неплатежах за поставляемый внутри и вне России газ, неурегулированности вопросов транзита и т.д.

В создавшейся ситуации несомненным достижением является консолидация основного ядра газовой промышленности России в составе РАО "Газпром".
Важной предпосылкой этого стало наличие целостной структуры ЕСГ России, что, с одной стороны, было обусловлено системным подходом к планированию ее развития, а с другой - объективно присущим данной системе фактором единства.

Основное отличие газоснабжения от нефтеснабжения заключается в том, что транспортируемый природный газ - продукт, вполне готовый для использования и как сырье, и как топливо, причем доводимое без каких-либо изменений до самых мелких, исчисляемых миллионами потребителей.
Транспортируемая же нефть требует переработки, то есть предназначена для ограниченного числа крупных специализированных предприятий. Природный газ разных месторождений - значительно более однородный по своим характеристикам продукт, чем нефть: при условии доведения до стандартов транспортировки он легко смешивается в газоснабжающей системе и далее поступает в "обезличенной" форме.

Стоимость транспортировки нефти и газа также неодинакова. При расстоянии 1600 км в расчете на 1 млн. БТЕ в среднем она составляет 2 долл. для сухопутных и 1 долл. для морских газопроводов по сравнению с примерно
0,3 долл. для нефтепроводов и 0,1 долл. для танкеров (Британская тепловая единица - неметрическая единица, равная 1055,06 Дж. и применяемая в США и
Великобритании). Учитывая, что средняя дальность транспортировки газа в ЕСГ
России превышает 2500 км, это с экономической точки зрения затрудняет его доставку потребителям вне существующей ЕСГ.

2 Размещение газовой промышленности.

Таким образом, обобщая вышесказанное, можно выделить основные районы размещения газовой промышленности.

В Западно-Сибирском районе основными газовыми промыслами являются
Уренгойский и Ямбургский, которые дают ежегодно по 200 млрд.м2 топлива,
Березовский, Вынгапуровский и другие. Добыча природного газа ведется в сложных природно-климатических условиях севера Тюменской области, где слабо развита производственная инфраструктура, в том числе отсутствуют дорожная сеть, строительная база и т.д.[7]

К четырем магистралям Сибирь-Центр, действовавшим к 1980 г, введены в эксплуатацию шесть газопроводов диаметром 1420 мм: Уренгой-Москва, Уренгой-
Грязовец (Вологодская обл.), Уренгой-Елец (Липецкая обл.), Уренгой-Петровск
(Саратовская обл.), Уренгой-Новопсков (Луганская обл.) и Уренгой-Помары-
Ужгород. От Ямбургского месторождения в конце 80-х годов построено шесть новых мощных газопроводов в центральные районы европейской части и до западной границы СНГ: Ямбург-Москва, Ямбург-Елец, Ямбург-западная граница
("Прогресс") и другие.[8]

Западносибирский газ поступает на предприятия промышленных центров
Урала по газопроводам Игрим-Серов-Нижний Тагил, Медвежье-Надым-Пунга-Пермь.

Второй по значению район газовой промышленности в России - Уральский.
На его территории разрабатывается Оренбургское газо-конденсатное месторождение, содержащее помимо метана смесь ароматических углеводородов, сероводород и гелий. Преимуществом этого месторождения по сравнению с западносибирскими и среднеазиатскими является размещение его вблизи важных промышленных центров России и стран СНГ. Однако наличие попутных компонентов в газе требует предварительной его очистки и ихугилизации. На этом месторождении построен крупный Оренбургский газохимический комплекс мощностью 45 млрд.м2 газа в год. Он производит газ, серу, конденсат и другие вещества. А в 1978 г. завершено строительство крупного международного газопровода Оренбург-западная граница СНГ, по которому на экспорт ежегодно поступало 16 млрд.м2 газа. Кроме того, в Уральском районе природный попутный газ добывается на месторождениях Башкортостана и
Пермской области. В 1996 г. регион добыл 33 млрд.м2[9]

Крупным районом развития газодобывающей промышленности России становится Республика Коми и северо-восточная часть Архангельской области, где формируется Тимано-Печорский ТПК. Природный газ добывается на
Вуктыльском, Войвожском, Василковском, Джебольском и других месторождениях.
"Голубое" топливо поступает потребителям по газопроводу "Сияние Севера":
Ухта-Тверь-Торжок-Ивацевичи(Беларусь). Добыча природного газа в Северном экономическом районе уменьшилась с 18 млрд.м2 в 1985 г. до 4 млрд.м2 в 1996 г., то есть в 4,5 раза.

В ближайшие годы акционерным обществом "Росшельф" начнется освоение одного из крупнейших в мире Штокмановского газоконденсатного месторождения, находящегося на шельфе России в Баренцевом море. Геологические запасы месторождения оцениваются в 3 трлн.м2 и оно потребует инвестиций в 10-12 млрд. долларов.

В 1980 г. в Поволжье открыто Астраханское газоконденсатное месторождение. В настоящее время на его основе формируется Астраханский промышленный узел по добыче и переработке газа и конденсата, а также по производству серы. Добыча на месторождении увеличилась до 4 млрд.м2 в 1996 г.[10]

К новым перспективным районам в Российской Федерации относятся месторождения в Восточной Сибири (функционирует газопровод Мессаяха-
Норильск), в Саха-Якутии (Таас-Тумус-Якутск) и на острове Сахалин. К освоению ресурсов природного газа в Саха-Якутии и на Сахалине большую заинтересованность проявляют фирмы Японии, Южной Кореи и других государств.
Предполагается привлечь капиталы фирм Южной Кореи для совместного строительства газопровода Республика Саха-Южная Корея. [11]

Ресурсы топлива в старых районах газодобывающей промышленности в результате многолетней эксплуатации в значительной степени истощены и не могут удовлетворять потребности народного хозяйства их за счет собственной добычи. Это относится к таким районам, как Северный Кавказ и Поволжье,
Украина и Азербайджанская Республика. Удельный вес этих регионов в добыче природного газа стран СНГ очень сильно сократился. На Украине сформировалась сложная система газопроводов: от Шебелинки на Харьков, на
Полтаву-Киев, на Днепропетровск-Одессу-Кишинев, от Дашавы на Киев, на Минск-
Вильнюс-Ригу. Природный газ в республику поступает из Западной Сибири,
Урала и Средней Азии. На Северном Кавказе сформировалась система из следующих газопроводов: Ставрополь-Москва, Краснодарский край-Ростов-на-
Дону-Серпухов-Санкт-Петербург, Ростов-на-Дону-Таганрог-Донецк, Ставрополь-
Владикавказ-Тбилиси и др.

В Азербайджанской Республике газ добывается на Карадагском месторождении (ежегодная добыча 10 млрд.мЗ; он транспортируется по газопроводу Карадаг-Тбилиси-Ереван.

Вторым крупным районом газовой промышленности являются государства
Средней Азии и Казахстан. Вначале здесь добычей природного газа выделялась
Республика Узбекистан (Бухаро-Газлинская провинция), а затем лидерство перешло к Республике Туркменистан. В Туркменистане разрабатываются такие крупные месторождения, как Шатлыкское, Майское, Ачакское, Наипское,
Шахпахтынское, в Узбекистане - Джаркакское, Мубарекское, Газлинское и др. В
Казахстане (его доля в добыче газа в СНГ составляет 0,9%) ускоренными темпами разрабатывается Карачаганакское газоконденсатное месторождение.
Добыча природного газа в странах Средней Азии и Казахстане ведется в пустынных и полупустынных районах, где наблюдается дефицит водных ресурсов и невысокий уровень вспомогательных производств. Среднеазиатский газ поступает потребителям по мощным многониточным газопроводам Средняя Азия-
Центр и Средняя Азия-Урал, а также газопроводу Бухара-Ташкент-Чимкент-
Бишкек-Алма-Ата.

В настоящее время правительство Республики Туркменистан для развития нефтегазового комплекса стремится привлечь капиталы фирм государств
Ближнего и Среднего Востока. Предполагается построить газопровод через территорию Ирана и Турции в страны Западной Европы.

Кроме природного газа страны СНГ богаты попутным нефтяным газом, который территориально связан с месторождениями нефти. Попутный газ отличается от природного наличием в нем наряду с метаном этана, пропана и бутана, являющихся ценным сырьем для промышленности органического синтеза.
Попутный газ перерабатывают на газобензиновых (ГБЗ) и газоперерабатывающих заводах на отдельные фракции, которые затем поступают потребителям.
Основная часть ГБЗ сосредоточена на территории европейской части в районах добычи нефти (Альметьевск, Отрадное, Туймазы, Шкапово Грозный), на Украине и в Закавказье. Новые газобензиновые заводы построены в главной нефтегазовой базе России - Западной Сибири (Нижневартовск, Правдинск).
Начато строительство завода в Новом Уренгое, планируется построить в
Архангельске. Добыча попутного газа составляет около 50 млрд.м2 в год.
Однако большое количество этого ценного и дешевого углеводородного сырья не используется в народном хозяйстве, так как выбрасывается в атмосферу и сжигается в факелах.

Газовый конденсат перерабатывается на Оренбургском, Мубарекском,
Чарджевском и Астраханском газохимических комплексах.

Одним из резервов получения газообразного топлива для некоторых районов служит газификация угля и сланцев. Подземная газификация угля осуществляется в Донбассе (Лисичанск), Кузбассе (Киселевск), Подмосковье
(Тула) и на Ангренском месторождении в Узбекистане. Ежегодное производство искусственного газа достигает 20 млрд. м2.

3 Проблемы регулирования газовой промышленности России и мировой опыт.

Процесс приобретения газовой промышленностью своего нового статуса в меняющейся экономике России еще не завершен. Отрасли удалось избежать разрушения своего ядра, более того, фактически только в новых условиях ее подлинная роль в народном хозяйстве, долгое время затенявшаяся первенством нефтяной промышленности, оказалась в центре общественного внимания. Тем не менее до сих пор остро ощущается неурегулированность многих вопросов функционирования отрасли и РАО "Газпром". В основном все концентрируется вокруг проблемы перехода к цивилизованному регулированию работы отрасли и возможных мерах по ее либерализации.

Следует отметить, что газовая промышленность как объект рыночной экономики - весьма специфическая отрасль, для которой стандартные подходы малоприемлемы. В развитых странах Запада, в том числе в тех, где газовая промышленность прошла длительный путь развития, современное понимание ее статуса или сложилось в последние 10-15 лет, или и в настоящее время является предметом острой дискуссии.[12]

Проблемы либерализации газовой отрасли объективно связаны с необходимостью привлечения крупных финансовых средств для создания новых газотранспортных систем, гарантией возврата которых обычно выступает наличие значительных подтвержденных запасов газа, предназначенных для его подачи по этим системам, и предварительных договоренностей с потребителями на поставки газа по ним. Однако для достижения таких договоренностей нужно подтверждение реальности сооружения системы в требуемые сроки и возможности обеспечения надежных поставок газа. Все это легче сделать крупным интегрированным компаниям, зачастую опирающимся на государственную поддержку, чем потенциальному консорциуму мелких коммерческих образований.

Регулирование отрасли будет происходить параллельно с развитием и унификацией методов регулирования газовой промышленности в странах
Европы.[13] Именно европейский вариант станет решающим. Североамериканский опыт, на который обычно ссылаются, играет гораздо меньшую роль, поскольку отсутствует практическое взаимодействие с инфраструктурой этого рынка: российский газ экспортируется в основном на европейский рынок, конкуренция и деловое сотрудничество осуществляются с его представителями и по принятым на нем правилам.

Надо отметить, что в настоящее время в Европе нет унифицированной модели организации и функционирования газовой промышленности. Газовые рынки европейских стран за редким исключением не либерализованы. В большинстве случаев государство в той или иной степени контролирует отечественную газодобывающую отрасль (если таковая имеется), а также магистральный транспорт газа.

В Нидерландах и Норвегии, являющихся крупнейшими экспортерами газа, государство осуществляет строгий контроль за добычей и коммерческим использованием национальных ресурсов природного газа.[14]

В Норвегии производители газа должны заключать соглашения о совместной деятельности, в соответствии с которыми переговоры об условиях продаж добываемого газа ведутся специальным органом - Комитетом по переговорам по газу (КПГ), где представлены три основные норвежские газовые компании. В случае, если Комитет не может придти к общему мнению, он обращается в правительство за окончательным решением. При создании КПГ предполагалось, что он будет выступать как единый экспортер норвежского газа и тем самым даст возможность снизить степень давления консорциума крупных европейских покупателей газа.

В Нидерландах централизованные закупки и перепродажа всего газа, подпадающего под юрисдикцию страны, осуществляется компанией "Газюни", наполовину принадлежащей государству. Добыча газа также подлежит законодательному регулированию и утверждению правительством.

Практически везде, кроме Великобритании, отсутствует или крайне затруднен доступ третьих сторон в газотранспортную систему. При этом в ряде стран, например, в Германии, предоставляются достаточно широкие возможности для сооружения независимых газопроводов. Но вместе с тем в той же Германии применяется специфическая система регионализации рынков газа, препятствующая непосредственной конкуренции поставщиков за конечного потребителя.[15]

Европейская комиссия неоднократно пыталась продвинуться в решении вопроса об определении единых правил организации рынка газа в странах- членах ЕС и переходе от национальных моделей к функционированию единого газового рынка. Так, в 1994 г. введена в действие директива об углеводородном сырье, устанавливающая, что системы лицензирования должны основываться на открытых торгах, быть гласными и носить недискриминационный характер. В 1990-1991 гг. была принята директива о создании внутреннего энергетического рынка, не затрагивавшая суверенных прав стран-членов ЕС.
Однако проект директивы о либерализации рынка газа, опубликованный в 1992 г. и предполагавший разделение функций добычи и транспортировки, а также разрешение доступа третьих сторон, вызвал серьезные споры и не был в полной мере реализован. В конце 1996 г. Генеральный секретариат Совета ЕС подготовил так называемое президентское компромиссное предложение о принципах работы газовой промышленности, которое стало объектом жесткой дискуссии и пока окончательно не принято. Разногласия возникают в основном из-за опасения, что нововведения не приведут к равноправию поставщиков и потребителей в различных странах ЕС. Это понятно, поскольку позиции привилегированных национальных участников газового рынка в европейских странах хорошо защищены, и главную угрозу влиятельные газовые компании видят в международной конкуренции и открытии рынка.[16]

Интенсивные реформы в газовой промышленности США в 80-е годы были во многом вызваны падением спроса на газ. Последнее произошло по ряду причин.
Главная из них - господство традиционного, очень жесткого по форме, но малоориентированного на экономические стимулы и развитие конкуренции регулирования, включающего контроль цен как в добыче газа, так и у потребителей. Параллельно была создана система долгосрочных контрактов по принципу "бери или плати". Подобная система могла существовать только в условиях достаточно стабильных или растущих цен на альтернативные топливно- энергетические ресурсы. Когда же в начале 80-х годов цены на нефть стали снижаться, отсутствие гибкости в методах регулирования и ценообразования в газовой промышленности США сделало ее неконкурентоспособной, предопределило сокращение спроса на газ и трудности с выполнением долгосрочных контрактов.
Вскоре аналогичная ситуация возникла и в газовой промышленности Канады.

Сейчас сложились два подхода к решению указанных проблем. Согласно одному из них, вполне достаточна внешняя конкуренция газовой промышленности с поставщиками других топливно-энергетических ресурсов. Для выражения такой конкуренции во многих случаях, в том числе в импортно-экспортных контрактах, стали применять формулы для цены газа как производной от
"корзины цен" иных ресурсов (мазута, угля, возможно, электроэнергии и т.п.). Эти изменения условий контрактов получили широкое распространение после нефтяных кризисов. Причем введение компонент цены угля и ядерной энергии, учитывая высокую долю постоянной составляющей расходов, рассматривается в качестве необходимого в газовых контрактах стабилизирующего фактора. Другой подход наряду с гибкой реакцией на внешнюю конкуренцию предусматривает также внутренние преобразования в газовой промышленности для создания в ней стимулов повышения эффективности.[17]

В целом в Северной Америке кризисные явления конца 70-х годов способствовали реализации второго подхода. В 1984 г. в США были одновременно отменены условия оплаты минимальных объемов поставок в долгосрочных контрактах (что облегчило положение трубопроводных компаний, бывших в то время и продавцами газа) и введены требования открытого доступа поставщиков к сетям трубопроводного транспорта (при этом транспортные компании, принявшие принцип открытого доступа, должны были обменять часть своих контрактов по поставкам газа на контракты на его транспортировку).
Затем логика преобразований постепенно привела к необходимости разделения видов деятельности и предоставляемых услуг, к сформированию уже в начале 90- х годов полностью конкурентного рынка. Таким образом, развитие рыночных отношений в газовой промышленности США и их глубина в значительной мере определялись остротой возникших проблем и наличием соответствующих предпосылок - большого количества субъектов рынка (производителей газа и газотранспортных компаний), длительным периодом предшествующего развития, приведшего к созданию широкой и даже чрезмерно разветвленной газотранспортной сети и других мощностей (хранения, переработки газа и т.п.).

В Канаде в тех же условиях начала 80-х годов были приняты меры по либерализации ценообразования и разрешению доступа третьих сторон к магистральным трубопроводам при сохранении фактически монопольного положения на трансконтинентальные перевозки компании "Трансканада".

В Европе к периоду ценовых кризисов газовая промышленность не успела пройти столь длительный путь развития и находилась на этапе становления.
Решения принимались преимущественно на межгосударственном уровне, поскольку зачастую определяющим фактором был импорт газа, в том числе из Советского
Союза с его плановой экономикой. Это облегчало решение проблемы покрытия рисков, но одновременно усиливало государственное влияние. Неудивительно, что вполне естественным стало появление так называемых "уполномоченных" компаний, то есть по сути государственных или ориентированных на государство фирм, занимавшихся импортом газа, формированием газового рынка и имевших монопольные или близкие к этому статусу права в соответствующих странах. Кроме того, функционирование ограниченных национальными рамками рынков газа и других энергоносителей со своим специфическим законодательством препятствовало расширению конкуренции.

В России к настоящему времени создание основной инфраструктуры магистрального транспорта газа для снабжения внутренних потребителей в целом завершено. Конечно, в результате начавшегося с 1990 г. снижения объемов газопотребления, неясности с темпами и сроками восстановления его уровня, особенно учитывая растущее стремле