География газовой промышленности России

География газовой промышленности России

1. Состав газового комплекса и его народно-хозяйственное значение. Место России в мировых запасах природного газа

2. Уровень развития газового комплекса в сравнении с другими странами мира (по объему добычи)

3. Характеристика мирового топливного баланса и место в нем газа (сравнить США с Китаем)

4. Перспективы развития газового комплекса России по программе «Энергетическая стратегия России до 2020 г.»

5. Характеристика основных газовых баз России. Размещение основных газовых промыслов. Удельный вес ФО в добыче природного газа

6. ТПК, отраслью специализации которых является газовая промышленность

7. Проблемы газификации страны и использование попутного газа. Создание новых газовых промыслов. Интеграционные связи с зарубежными странами по разработке новых месторождений Задание Список литературы

1. Состав газового комплекса и его народно-хозяйственное значение. Место России в мировых запасах природного газа Россия занимает 1 место в мире по запасам газа. 2 место по объемам ежегодной добычи. 2 место по потреблению газа и обеспечивает 21% мировой торговли данным видом топлива. Порядка 75% газа используется на внутреннем рынке, газ обеспечивает выработку 50% электроэнергии в стране. Благодаря наличию уникальной газотранспортной системы Россия играет важную роль в обеспечении транзита центральноазиатского газа в Европу и страны СНГ [14, с. 70].

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, транспорт и распределение, подземное хранение и т. д. В газовой отрасли происходит следующая цепочка операций: геологоразведочные работы > добыча > хранение > переработка > транспортировка > распределение. Субъектный состав рынка газа включает производителей газа, газораспределительные организации, газосбытовые компании и потребителей газа. Структура газового комплекса России показана на рисунке 1.

Рис. 1 — Структура газового комплекса России Текущее состояние сырьевой базы природного газа России характеризуется высокой выработанностью базовых месторождений. Имеется тенденция увеличения доли сложных и трудноизвлекаемых запасов. Проблемы их освоения связаны со сложными природно-климатическими условиями, удаленностью будущих крупных центров добычи газа от сложившихся центров развития газовой промышленности. Отсутствие государственной программы воспроизводства и рационального использования минерально-сырьевой базы оказывает негативное влияние на эффективность геологоразведочных работ.

Лидирующее положение в производстве газа занимает ОАО «Газпром». Общество располагает самыми богатыми в мире запасами природного газа. Доля в мировых исследованных запасах газа составляет 17%, в российских запасах — 60%. На долю «Газпрома» приходится около 20% мировой добычи и 35% мировой торговли газом.

На рисунке 2 рассмотрим динамику объема добычи газа в России в целом, объем добычи ОАО «Газпром» и независимых производителей.

Рис. 2 — Объем добычи газа в РФ ОАО «Газпром» и независимых производителей с 2000 по 2010 г.

В настоящее время наблюдается тенденция к увеличению добычи газа независимыми производителями и снижение уровня добычи углеводородов ОАО «Газпром». Соответственно доля независимых производителей в объеме добычи газа постепенно растет (табл. 1).

Таблица 1 — Добыча газа в России В перспективе при существующих темпах роста внутреннего потребления и экспорта газа и ограниченных возможностях по наращиванию добычи может возникнуть дефицит топлива, разрешаемый только с помощью оптимизации газопотребления и наращивания импорта газа из Туркменистана, Казахстана, Узбекистана.

Добыча, внутренняя реализация и экспорт газа в России имеет тенденцию к росту. На сегодняшний день для ОАО «Газпром» увеличение внутреннего потребления газа при существующих ценах невыгодно. Ценовая политика не стимулирует отечественных энергетиков переходить на передовые, высокоэффективные технологии сжигания. В России доля газа в электроэнергетике 62%, в Европе — менее 30%, в Китае — около 3%. Соответственно актуален вопрос об оптимизации газопотребления, в первую очередь в энергогенерирующих компаниях в связи с наибольшим удельным весом в структуре потребления газа в России, что показано на рисунке 3.

Рис. 3 — Структура потребления газа в России Добываемый в России природный газ поступает в магистральные газопроводы, объединенные в Единую систему газоснабжения (ЕСТ) России. В связи с большой удалённостью месторождений от потребителей газа газотранспортная система России характеризуется большой протяжённостью и разветвленной инфраструктурой, включающей, помимо газопроводов, конденсатопродуктопроводы, компрессорные станции, подземные хранилища газа и другие объекты. Собственником Единой систему газоснабжения является компания ОАО «Газпром» .

Газовый комплекс включает в себя отрасли добычи и транспортировки газа. В своей преобладающей части, представленной ОАО «Газпром», он является краеугольным камнем топливоснабжения современной российской экономики. Доля природного газа в производстве первичных энергоресурсов сегодня составляет 47%, в потреблении — более 52% [6, с. 94].

Вклад газового комплекса в экономику страны — около 8% ВВП, до 25% поступлений в бюджет и более 30% доходов от налогообложения. Отрасль претерпела наименьшее сокращение производства за последние годы, имеет стабильно растущий экспорт, обеспечивает наибольшие поступления валютной выручки (20%) среди всех экспортно-ориентированных отраслей.

По данным ВР прирост доказанных мировых запасов газа на 1.01.2010 г. на 65.1 трлн. куб. м (на 53,2%) по сравнению с 1990 г. был обусловлен ростом показателей Ближнего Востока в 2 раза, а также Южной и Центральной Америки, Африки и Азии — в 1,7 раза, тогда как запасы газа Северной Америки несколько сократились на 3.8%).

Рис. 4 — Динамика и структура объема доказанных запасов газа по регионам мира 1990;2010 гг.

Россия сосредоточивает 1/3 мировых разведанных запасов природного газа (47 600 млрд. куб. м).

Около 30% мировых запасов природного газа добывается на территории республик СНГ (причём, среди них 80% - в России, далеко опережающей все остальные страны мира по этому показателю) и в США (25% мировой добычи). Затем, многократно отставая от первых двух стран, следует Канада, Нидерланды, Норвегия, Индонезия, Алжир. Эти государства являются также крупнейшими экспортёрами природного газа.

Наличие значительных разведанных запасов природного газа, дешевизна его добычи, транспортировки и использования способствуют развитию отрасли. Мировая добыча природного газа постоянно растет. По размерам добычи природного газа резко выделяются Россия (589 млрд. м³, 24,4%), США (531 млрд. м³, 22%), Канада (174 млрд. м³, 7,2%), Великобритания (104 млрд. м³, 4,3%), Алжир (83 млрд. м³, 3,4%). Большое значение имеют также Нидерланды (75 млрд. м³), Индонезия (66 млрд. м³, 2,7%,), Иран (52 млрд. м³, 2,2%), Саудовская Аравия (47 млрд. м³, 2,0%).

Опережающее развитие российского экспорта природного газа связано с быстрорастущим спросом на российский природный газ в Европе, перспективами российских экспортных поставок газа в страны АТР и США, а также увеличением поставок газа в страны ближнего зарубежья (рис. 5)

Рис. 5 — Структура российского газового экспорта

2. Уровень развития газового комплекса в сравнении с другими странами мира (по объему добычи) Мировой рынок газа в 2010 году, несмотря на свою разнородность, имел примерно сходные тенденции с рынком нефти. В 2009 году США вышли на второе место по добыче газа и почти сравнялись с Россией (см. рис. 6). Правда данные IEA по 11 месяцам 2010 года позволяют утверждать, что добыча газа в США по итогам прошлого года составила около 608 млрд. куб. м, а это значит, что Россия снова увеличила отрывы.

Этот факт сильно повлиял на внутренний рынок США. Цены там за несколько месяцев 2009 года снизилось вдвое. В последующие месяцы цена газа в США немного поднялась, но в целом за 2010 год уверенного роста не произошло.

Рис. 6 — Сравнительная добыча природного газа в США и России По данным Росстата, добыча газа в России в 2010 году выросла относительно 2009 года на рекордные 11.4% до 649 млрд. куб. м. По данным Минэнерго, рост добычи составил 11.6% до 650.784 млрд. куб. м.

Такой высокий темп роста был полностью обусловлен фактором низкой базы. Напомним, что в 2009 году из-за резкого снижения потребления газа в Европе (кризис, конкуренция со стороны сжиженного и сланцевого газа) объем добычи в России сократился до минимального за семь лет значения. И хотя в 2010 году удалось существенно увеличить добычу, но на самом деле объем добычи оставался на низком уровне. Если не считать 2009 год, то ниже чем в 2010 году добыча газа в последний раз была только в 2006 году. Как уже говорилось выше, внешний рынок в 2010 году оставался слабым по сравнению с докризисным периодом. На этом фоне гораздо лучше выглядела ситуация на внутреннем рынке [12, с. 43].

Рис. 7 — Статистика добычи газа России с 1992 по 2010 гг.

В 2010 году впервые за последние четыре года произошло увеличение прироста геологических запасов природного газа в России. Согласно предварительным данным Федерального агентства по недропользованию, прирост запасов за год составил 810 млрд. куб. м. Причем впервые с 2005 года прирост запасов превзошел добычу (см. рис.).

Рис. 8 — Динамика прироста запасов газа в России с 1999 по 2010 гг.

3. Характеристика мирового топливного баланса и место в нем газа (сравнить США с Китаем) В рамках наметившихся долгосрочных трендов в мировой энергетике происходят постепенное снижение относительной роли твердого и жидкого минерального топлива, переход к преимущественному использованию газообразных энергоносителей, включая пропан, бутан, природный газ и водород, а также возрастание значения децентрализованных природосберегающих низкоинтенсивных энергетических технологий и дифференцированных энергетических рынков.

Для России в рамках перехода к устойчивому инновационному экономическому развитию важно своевременно использовать в своих интересах открывающиеся в этой связи новые возможности повышения энергоэффективности и ускоренной модернизации ТЭК.

Прогнозируемые изменения мирового топливного баланса могут в определенной мере ослабить геополитический интерес США и их союзников к современной внутренней евроазиатской зоне концентрации месторождений минеральных энергетических ресурсов, что в свою очередь будет способствовать снижению региональной напряженности международных отношений и усилению влияния России [9, с. 83].

Как показано на рисунке 9, уже в настоящее время природный газ обеспечивает около 23% энергетического баланса США и его роль постоянно растет, тогда как значение возобновляемых источников пока незначительно. В последние годы дополнительную актуальность газовый фактор приобрел благодаря резкому увеличению отдачи новых сланцевых месторождений, в результате чего общий объем подземного извлечения природного газа в США заметно превысил средний уровень его добычи в России. На данном этапе технологически извлекаемые и коммерчески рентабельные запасы сланцевого газа в Северной Америке оцениваются в 28,3 трлн. куб. м, что достаточно для обеспечения потребностей США на 45 лет вперед и быстрой окупаемости затрат; всего в мире они могут составить до 200 трлн. куб. м.

Рис. 9 — Современный обобщенный энергетический баланс США В последние годы и китайское правительство предпринимает шаги по увеличению использования природного газа. Идет активная разведка и освоение собственных месторождений газа, создается инфраструктура для более широкого использования газа: строительство терминалов по приему сжиженного природного газа (СПГ), сооружение трубопроводов.

До недавнего времени газ использовался в Китае в основном как сырье для химической промышленности (прежде всего, для производства удобрений). Сейчас доля химической промышленности в структуре использования природного газа уменьшается с 42% в 2002 г. до 33% в 2004 г., а к 2010 г. планируется, что она составит порядка 17% (рис.10).

Рис. 10 — Изменение секторальной структуры потребления природного газа, %

Специфика энергобаланса Китая — преобладание угля, доля которого превышает 64% (рис. 11). По объемам добычи и потребления угля Китай занимает первое место в мире. Правительство Китая ставит задачу по снижению зависимости страны от угольных ТЭС с 73% до 60% в 2020 г. Согласно оценкам экспертов, уголь останется основой топливно-энергетического баланса Китая до конца третьего десятилетия века.

Рис. 11 — Структура потребления энергоресурсов в Китае Энергетическая политика Китая претерпела большие изменения за последние годы.

Новые ориентиры энергетической политики Китая и стремительный рост китайской экономики обеспечили повышенный интерес к атомной энергетике и природному газу как энергетическому ресурсу. Доля атомной энергетики в энергобалансе Китая составляет около 2%, и ставится задача ее увеличения до 5% к 2020 г. По различным оценкам, в Китае планируется сооружение от 30 до 50 ГВт новых АЭС. По итогам 2009 г. рост потребления природного газа составил более 20%, в то время как в целом потребление энергоресурсов увеличилось на 9,5%. Доля газа в электроэнергетическом балансе невелика — около 3%, но к 2020 г. ставится задача ее увеличения до 10%. Это, в свою очередь, приводит к значительному росту зависимости Китая от импорта газа. В среднем в мире доля природного газа в структуре энергоносителей составляет 25%, а в Азии — 8,8%.

К 2015 г. потребности Китая в природном газе могут превысить 106 млрд м³, а в 2020 г. — 210 млрд м³. Основной прирост будет обеспечиваться за счет резкого увеличения использования газа для целей электроэнергетики: с 12% в 2004 г. до 32% к 2010 г. Потенциал для роста велик: например, в 2008 г. мощности газовых электростанций составляли лишь 1% от общей мощности электроэнергетики страны. Прирост в потреблении природного газа будет обеспечиваться также городскими потребителями: уровень газификации китайских городов на сегодняшний день не превышает 15%.

Секторальная структура потребления газа в Китае все более приближается к модели его использования в индустриально развитых странах, где обычно природный газ используется для производства электроэнергии, а также в промышленном и коммунальном секторах.

Отметим, что в прогнозах по объемам потребления газа в Китае к 2020 г. есть расхождения. В официальных прогнозах Китая заявляется потребление природного газа к 2020 г. в объеме 236 млрд. м³. Многие эксперты считают эту оценку завышенной. Например, министерство энергетики США дает прогноз потребления на уровне 120−220 млрд. м³. Международное энергетическое агентство делает еще более скромные оценки — 109 млрд. м³. Такой разрыв в прогнозах объясняется разными оценками роста экономики Китая в целом и развития рынка природного газа в частности.

4. Перспективы развития газового комплекса России по программе «Энергетическая стратегия России до 2020 г.»

Перспективные и прогнозные ресурсы природного (свободного) газа в России оцениваются в 176,0 трлн. куб. м (более половины мировых запасов), в том числе на наименее изученные ресурсы категории D₂ приходится 77,2 трлн. куб. м. Основная часть ресурсов сосредоточена в малоизученных районах Восточной Сибири, Дальнего Востока и шельфах Баренцева, Карского и Охотского морей.

Добыча природного газа будет интенсивно развиваться. Ожидается, что она возрастет на 40 — 50%, достигнув 830 — 875 млрд. куб. м. Прирост добычи будет наблюдаться на протяжении всего периода в европейской части и в регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока. Добыча в регионе Урала и Западной Сибири практически стабилизируется после 2020 г. на уровне 600 — 630 млрд. куб. м.

Доля Европейской части РФ в добыче газа увеличится с 12,1 до 18% к 2030 г., а доля Восточной Сибири и Дальнего Востока достигнет 10% при более чем десятикратном росте добычи — с 7,2 до 80 — 85 млрд. куб. м. Урал и Западная Сибирь, оставаясь основным регионом добычи газа, снизят свой вклад примерно с 87% в настоящее время до 72% к концу периода прогнозирования. К 2030 г. добыча природного газа приблизится к уровню стабилизации, который продлится около 10 лет, а затем добыча газа начнет медленно снижаться к середине века. Исходя из принятых объемов извлекаемых ресурсов природного газа, истощение запасов традиционного газа составит не более 20%, т. е. по геологическим условиям запасов газа вполне можно ожидать дальнейшего развития добычи на протяжении двух-трех десятилетий, но с худшими экономическими показателями.

В ходе реализации Энергетической стратегии России на период до 2020 г. было обеспечено проведение большого комплекса работ по приоритетному направлению «Энергетика и энергосбережение» в рамках реализации федеральной целевой научно-технической программы «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития науки и техники» на 2002 — 2006 годы, федеральных целевых программ «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007 — 2012 годы» и «Национальная технологическая база» на 2007 — 2011 годы.

По направлению «Газовая промышленность» :

— разработка и освоение технологических комплексов по бурению и добыче углеводородов на континентальном шельфе арктических морей;

— создание отечественного оборудования, технологий и материалов для повышения надежности скважин, вскрытия пластов, в том числе залежей низконапорного природного газа;

— вовлечение в хозяйственный оборот нетрадиционных запасов природного газа;

— создание отечественного оборудования, технологий и материалов для строительства и эксплуатации магистральных трубопроводных систем повышенных параметров и распределительных сетей из полимерных материалов;

— разработка и создание оборудования, в том числе для объектов добычи с целью переработки «сырых» продуктов, извлечения высокоэкономичных компонентов (этан, гелий), получение моторного топлива, производство водорода.

Стратегическими целями развития газовой промышленности являются: стабильное, бесперебойное и экономически эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на газ; развитие единой системы газоснабжения и ее расширение на восток России, усиление на этой основе интеграции регионов страны; совершенствование организационной структуры газовой отрасли в целях повышения экономических результатов ее деятельности и формирование либерализованного рынка газа; обеспечение стабильных поступлений в доходную часть консолидированного бюджета России в соответствии со значением энергетического сектора в формировании валового внутреннего продукта и экспорта на заданном временном этапе государственной энергетической политики [15, с. 42].

Ход реализации Энергетической стратегии России на период до 2020 г. в указанной сфере характеризуется следующим.

Введено в эксплуатацию крупнейшее Заполярное месторождение в Надым-Пур-Тазовском районе Тюменской области, начата добыча газа на шельфовых месторождениях проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2» .

В период после 2010 г. прогнозируемые объемы добычи газа планируется обеспечить за счет освоения месторождений на полуострове Ямал, континентальном шельфе арктических морей, в том числе Штокмановского месторождения, в акваториях Обской и Тазовской губ, а также в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

В ближайшие 25 лет потребуются суммарные капитальные вложения в освоение месторождений полуострова Ямал (Бованенковское, Харасавейское и другие) в размере от 166 до 198 млрд. долларов США. Начало добычи газа намечается на конец первого этапа реализации настоящей Стратегии с доведением ее до 185 — 220 млрд. куб. м к 2030 г.

На первом этапе реализации настоящей Стратегии российская газовая промышленность обеспечит внутренние и экспортные потребности российской экономики в природном газе главным образом за счет эксплуатации действующих и ввода новых месторождений Надым-Пур-Тазовского района Тюменской области. Вместе с тем будут проводиться активные работы по подготовке и вовлечению в эксплуатацию новых газовых месторождений полуострова Ямал, Восточной Сибири, Дальнего Востока и континентального шельфа арктических морей.

Реализация указанных инфраструктурных проектов позволит подготовить транспортную инфраструктуру для начала масштабного освоения полуострова Ямал, снизить транзитные риски в отношении экспорта газа на европейском направлении и обеспечить возможность расширения транзита центральноазиатского газа в Европу с использованием российской газотранспортной системы.

Наряду с развитием трубопроводной инфраструктуры будет развиваться система подземного хранения газа, которая позволит создать оперативные резервы газа в главных регионах его потребления с целью минимизации рисков топливоснабжения в пиковые периоды спроса.

На базе завода по производству сжиженного природного газа на острове Сахалин начнется экспорт российского сжиженного природного газа в страны Азиатско-Тихоокеанского региона.

Планируется строительство новых газоперерабатывающих и газохимических комплексов в Западной и Восточной Сибири для обеспечения комплексной переработки углеводородного сырья и производства продукции с высокой добавленной стоимостью.

На внутреннем рынке будет активно проводиться управляемая либерализация, основанная на принципе обеспечения равной доходности поставок газа на внутренний рынок и на экспорт. Будет развиваться биржевая торговля природным газом, основанная на прозрачных и недискриминационных условиях доступа всех участников рынка к газотранспортной инфраструктуре.

На втором этапе реализации настоящей Стратегии российская газовая промышленность полностью обеспечит потребности экономики России в условиях посткризисного развития, однако существенно изменится география как добычи, так и экспорта газа.

Новые районы добычи газа (полуостров Ямал, континентальный шельф арктических морей, Восточная Сибирь и Дальний Восток) будут обеспечивать более одной третьей объема добычи газа в стране. Также будет решена стратегическая задача диверсификации направлений и товарной номенклатуры экспорта российского газа за счет развития восточного экспортного направления и строительства новых терминалов по производству сжиженного природного газа.

На втором этапе планируются ввод в эксплуатацию Штокмановского месторождения, месторождений акваторий Обской и Тазовской губ, начало освоения Восточно-Сибирских и Якутского газовых центров, а также активная фаза строительства газотранспортной системы на востоке страны.

Россия будет наращивать усилия по консолидации вокруг своей газотранспортной инфраструктуры основных региональных газодобывающих центров (страны Центральной Азии, Иран) и формировать евразийскую интегрированную газотранспортную систему для обеспечения экспортных и транзитных перетоков между Европой и Азией (в частности, будет завершено строительство газопровода «Южный поток»).

На третьем этапе реализации настоящей Стратегии российская газовая промышленность будет развиваться в изменившихся условиях внутреннего и внешнего спроса на газ, обусловленных переходом мировой экономики и энергетики на новый технологический уровень, характеризующийся высокой энергоэффективностью бизнеса и расширенным использованием неуглеводородных источников энергии.

В этих условиях развитие российской газовой промышленности будет направлено на расширение сферы использования газа в экономике не только как энергоносителя, но и как ценного химического продукта. Широкое развитие получат высокотехнологичная газохимия и производство синтетического жидкого топлива на основе газа. Внутри страны завершится газификация регионов, продолжатся работы по расширению восточной газотранспортной системы с возможным в случае экономической эффективности подключением к единой системе газоснабжения. Более одной четвертой объема добычи газа в стране будут давать независимые производители газа, тогда как доля открытого акционерного общества «Газпром» снизится адекватно состоянию ресурсной базы компании на указанный период. Начнется освоение месторождений арктических морей на востоке страны. Будут созданы технологические предпосылки для добычи и промышленного использования газогидратов. Российская трубопроводная инфраструктура станет составной частью энергомоста между Европой и Азией, а Россия — ключевым центром по ее управлению

5. Характеристика основных газовых баз России. Размещение основных газовых промыслов. Удельный вес ФО в добыче природного газа Природный (свободный) газ содержится в газовых залежах и в так называемых газовых шапках, скопившихся в ловушках над нефтяными частями газонефтяных залежей.

Запасы растворенного в нефти газа учитываются отдельно; эти данные секретны. Учтенные Государственным балансом РФ запасы свободного газа России составляют почти 68 трлн. куб. м; доля разведанных запасов (категорий А+В+С1) в них превышает 70% и составляет примерно четверть мировых запасов. Стоит отметить, однако, что подавляющая их часть относится к наименее достоверной категории С1.

На газ, содержащийся в газовых шапках, приходится более 10% разведанных запасов свободного газа.

Потенциальные (неоткрытые) ресурсы природного газа России оцениваются в 162,8 трлн. куб. м, что превышает 40% мировых. При этом наиболее достоверная их часть — перспективные ресурсы категории С3 — составляет менее 20%, остальное — прогнозные ресурсы категорий D1+D2.

Почти 70% балансовых запасов свободного газа сосредоточено в Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне (НГБ), который располагается на территории Уральского федерального округа, захватывая западную часть Сибирского ФО, а также приямальский шельф Карского моря.

Западно-Сибирский НГБ характеризуется чрезвычайно высокой концентрацией запасов природного газа: более двух третей их (и более половины балансовых запасов страны) сосредоточено в недрах Ямало-Ненецкого АО, где выделяется уникальный Надым-Пур-Тазовский регион (НПТР), заключающий более половины балансовых запасов бассейна и более трети запасов страны. Он является основой газодобывающей отрасли страны.

В НПТР сосредоточено 17 уникальных по масштабу месторождений (с балансовыми запасами более 500 млрд. куб. м в каждом) из 19 разведанных в Западно-Сибирском бассейне, в том числе Уренгойское, Ямбургское и Медвежье, в течение длительного времени являвшиеся базовыми объектами добычи газа, а также Заполярное и Южно-Русское, разработка которых начата в последние годы.

Надым-Пур-Тазовский регион уникален еще и тем, что в его месторождениях сосредоточена почти половина (47%) российских разведанных запасов так называемого «сухого» газа.

Распределение балансовых запасов Распределение разведанных запасов природного газа по нефтегазоносным сухого газа в нефтегазоносных бассейнам РФ, трлн. куб. м бассейнах РФ, %

В остальных районах Ямало-Ненецкого АО разведано еще около 7,8 трлн куб. м «сухого» газа, или почти 27% его российских разведанных запасов, остальная часть Западно-Сибирского НГБ (включая и приямальский шельф Карского моря) заключает 1,9 трлн. куб. м «сухого» газа.

Инфраструктура для газодобычи в Ямало-Ненецком АО за пределами НПТР находится в стадии строительства.

Разведанные запасы природного газа Западно-Сибирского бассейна выработаны пока немногим более чем на 30%, но давно эксплуатирующиеся Уренгойское, Ямбургское и Медвежье месторождения характеризуются гораздо более высокой степенью выработанности (в среднем около 60%).

Разведанность начальных суммарных ресурсов Западно-Сибирского НГБ одна из самых высоких в стране.

Рис 12 — Степень разведанности начальных суммарных ресурсов природного газа в нефтегазоносных бассейнах РФ, %

Тем не менее, ресурсный потенциал бассейна оценивается очень высоко: в Западно-Сибирском НГБ содержится более 40% потенциальных ресурсов природного газа РФ — 71,3 трлн. куб. м, в том числе около трех четвертей наиболее достоверных перспективных ресурсов (22,6 трлн. куб. м) и более трети (48,7 трлн. куб. м) прогнозных ресурсов.

Восточная Сибирь — регион, масштабное освоение которого, как ожидается, позволит в недалеком будущем существенно нарастить добычу углеводородного сырья в России и укрепить ее позиции в мире. Регион пока мало изучен и слабо освоен: запасы разведанных месторождений составляют лишь 11,5% балансовых запасов природного (свободного) газа страны (7,72 трлн. куб. м). Примерно три четверти их относится к наименее достоверной категории СІ, а степень разведанности начальных суммарных ресурсов оценивается всего в 7,6%. Выработанность разведанных запасов еще меньше — 1,9%. Тем не менее уже сейчас в регионе разведаны месторождения природного газа, которые по масштабу относятся к уникальным (Ковыктинское, Ангаро-Ленское, ЮрубченоТохомское, Чаяндинское).

Этансодержащий газ составляет значительную часть разведанных запасов региона — около 90%. Часто он содержит гелий — редкий, обладающий уникальными свойствами газ. По его запасам Россия находится на втором месте в мире после США.

Большая часть этансодержащего газа бассейнов Восточной Сибири одновременно содержит и конденсат; здесь сосредоточено около 10% запасов конденсата страны.

Потенциальные ресурсы бассейнов Восточной Сибири очень велики, они составляют около четверти российских или 40,3 трлн. куб. м, но лишь немногим более 12% из них (4,9 трлн. куб. м) — это наиболее изученные перспективные ресурсы.

По объему прогнозных ресурсов регион сравним с Западно-Сибирским НГБ (35,4 и 48,7 трлн. куб. м, соответственно). В Прикаспийском нефтегазоносном бассейне заключено 7,5% российских балансовых запасов природного газа (5,09 трлн. куб. м); более половины их (2,64 трлн. куб. м) разведано по категориям А+В+С1. Почти все балансовые запасы газа (95,5%) сконцентрированы в уникальных по масштабу Астраханском и Центрально-Астраханском газоконденсатных месторождениях.

В Прикаспийском бассейне выработанность разведанных запасов существенно меньше, чем в Волго-Уральском НГБ и Северо-Кавказско-Мангышлакском (6,6% против 60,5% и 54,6% соответственно). Из-за сложности геологического строения он также гораздо хуже изучен; основные перспективные на углеводородное сырье комплексы залегают под мощной толщей соленосных отложений.

Остальные, кроме Прикаспийского, нефтегазоносные бассейны европейской части России не играют существенной роли в сырьевой базе газообразного топлива страны, заключая суммарно лишь немногим более 3% его балансовых запасов. Ресурсный потенциал также невелик: на долю Тимано-Печорского, Северо-Кавказско-Мангышлакского и Волго-Уральского НГБ приходится всего 0,5% российских потенциальных ресурсов.

Почти 80% разведанных запасов Волго-Уральского НГБ сосредоточено в уникальном по масштабу Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении, этансодержащий газ которого также содержит значительное количество сероводорода.

В пределах Тимано-Печорского и СевероКавказско-Мангышлакского НГБ уникальных объектов нет, самым значительным является крупное по масштабу Хвалынское нефтегазоконденсатное месторождение на шельфе Каспийского моря.

Два нефтегазоносных бассейна с балансовыми запасами природного газа полностью или почти полностью располагаются в морских акваториях, это Баренцево-Карский и Охотский НГБ. На их долю приходится соответственно 6,9 и 1,9% запасов категорий А+В+С1+С2, причем в балансовых запасах Охотского НГБ преобладают разведанные запасы — 2,1 трлн. куб. м.

В обоих акваториях обнаружены и разведаны объекты, уникальные по масштабу: Штокмановское газоконденсатное месторождение в Баренцевом море и Лунское нефтегазоконденсатное в Охотском НГБ.

Штокмановское месторождение заключает почти 95% балансовых запасов соответствующего бассейна, Лунское — почти половину. Газ Штокмановского месторождения сухой, в Охотском бассейне преобладают запасы этансодержащего газа.

Разведанные запасы газа БаренцевоКарского НГБ совершенно не освоены, выработанность их в Охотском бассейне составляет 7,5%.

Обе акватории несут значительный потенциал наращивания запасов природного газа. Особенно велик он в Баренцево-Карском НГБ; его потенциальные ресурсы достигают 14% российских. Большая их часть представлена наименее достоверными прогнозными ресурсами, иначе говоря, в этих акваториях можно ожидать не только наращивания запасов уже известных месторождений, но и обнаружения новых крупных скоплений углеводородного сырья. В бассейнах Восточной Арктики и Дальневосточных морей локализованы только прогнозные ресурсы.

Таким образом, сырьевая база газодобывающей отрасли России отличается высокой концентрацией: более половины балансовых запасов свободного газа сосредоточено на территории Ямало-Ненецкого АО.

Чрезвычайно важная роль принадлежит уникальным и крупным месторождениям: в 28 уникальных объектах сосредоточено 72,3% разведанных запасов, еще 21,1% заключен в 77 крупных (75−500 млрд. куб. м) месторождениях.

Государственным балансом Российской Федерации на 1.01.2010 г. учитывалось 895 месторождений с запасами свободного газа. В распределенном фонде недр к началу 2010 г. находилось 619 из них; месторождения нераспределенного фонда невелики по запасам или находятся в труднодоступных районах с тяжелыми климатическими условиями.

Более 80% свободного газа страны добывается в Ямало-Ненецком автономном округе. В 2009 г. его доля составила 83,5% или 464,6 млрд. куб. м, в том числе 81,4% (452,6 млрд. куб. м) обеспечили семнадцать уникальных и крупных месторождений Надым-Пур-Тазовского региона. Следует, однако, отметить, что базовые объекты региона — Уренгойское, Ямбургское и Медвежье месторождения — находятся в стадии падающей добычи.

Примерно четыре пятых добываемого в России свободного газа — это метановый «сухой» газ. Добыча этани конденсатсодержащего газа в 2009 г. составила около 120 млрд. куб. м; в это количество вошел газ газовых шапок, добытый попутно с нефтью. Более половины этого количества (63 млрд. куб. м) добыто в Надым-Пур-Тазовском регионе ЯНАО, подавляющая часть — из неоком-аптского нефтегазового комплекса нижнего мела. На газ из верхнеюрско-нижнемеловой ачимовской толщи пришлось лишь 3 млрд. куб. м; все они получены на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении.

Два уникальных газовых объекта европейской части России, Оренбургское и Астраханское месторождения, в 2009 г. дали еще 27,4 млрд куб. м, или около 5% российской добычи. Весь добытый газ — этансодержащий, он характеризуется повышенным содержанием сероводорода. На других месторождениях европейской части страны в 2009 г. получено лишь 8 млрд. куб. м.

В азиатской части России вне ЯНАО добыча свободного газа в 2009 г. составила 23,2 млрд. куб. м (4% суммарной), в том числе в ХМАО — 15,5 млрд. куб. м.

В пределах российских морских акваторий в 2009 г. добыто 31,1 млрд. куб. м свободного газа (5,3% добытого в РФ), в том числе в Карском море (Юрхаровское месторождение на мелководье Тазовской губы) — 15,5 млрд. куб. м, в Охотском — 15,6 млрд. куб. м.

6. ТПК, отраслью специализации которых является газовая промышленность Перспективные и прогнозные ресурсы природного (свободного) газа в России оцениваются в 176,0 трлн. мі (более половины мировых), в том числе на наименее изученные ресурсы категории D2 приходится 77,2 трлн. мі.

Основная часть ресурсов газа сосредоточена в малоизученных районах Восточной Сибири, Дальнего Востока и шельфах Карского, Баренцева и Охотского морей.

Разведанные запасы свободного газа России составляют 47,2 трлн. мі. Почти 71% этих запасов сосредоточенно в 24 крупнейших месторождениях с балансовыми запасами газа в каждом более 500 млрд. мі. Лишь 3% разведанных запасов приходится на многочисленные малые и средние месторождения. Свыше 70% разведанных запасов природного газа находится в Урало-Западносибирском регионе, главным образом в Ямало-Ненецком АО.

В будущем, основу ТПК нефтегазового комплекса составят крупные эффективно функционирующие в перспективе до 2025;2030 гг. нефтегазовые предприятия и инфраструктурные объекты разного уровня территориальной иерархии, охватывающие, как правило, несколько территориальных административных образований субъектов Федерации. Так, в состав Южно-Эвенкийского ТПК НС входят — Южная часть Эвенкийского района, Кежемский и Богучанский районы, а так же северные части Северо-Енисейского и Мотыгинского районов Красноярского края.

На этой территории расположены два перспективных нефтегазоносных района — Юрубчоно-Тохомский и Собинско-Тэтэринский, а также месторождения золота, сурьмы и редкоземельных металлов, железнорудного сырья и сырья для производства глинозема. Помимо полезных ископаемых в этом регионе находятся уникальные неосвоенные запасы леса — сырьевая база для развития на территории ТПК лесной и деревообрабатывающей промышленности.

В состав Верхне-Ленского ТПК нефтегазового комплекса входят — Катангский, Усть-Кутский и Киренский районы, а так же Жигаловский, Зиминский и Иркутский районы Иркутской области. На этой территории расположены более десятка перспективных месторождений нефти и газа, среди которых наиболее крупными являются — Ковыктинское и Верхнее-Чонское. Из полезных ископаемых на территории рассматриваемого ТПК расположено крупное Непское месторождение калийных солей, имеются также неосвоенные лесные ресурсы, которые могут быть использованы для производства пиломатериалов и продуктов глубокой переработки древесины.

В состав Западно-Якутского ТПК входят — Ленский, Мирнинский, Нюрбинский районы, а так же северная часть Олекминского района. На этой территории расположены несколько перспективных нефтеконденсатных месторождений, среди которых выделяются — Талаканское, Чаяндинское и Средне-Ботуобинское. Стратегическим природным ресурсом, сосредоточенным на данной территории являются алмазы — около 80% всех разведанных алмазоносных руд России. Кроме того, территория ТПК обладает богатыми лесными ресурсами.

В состав Северо-Сахалинского ТПК НС входят целиком 8 районов (муниципальных образований) северной части острова, а также северная часть Томаринского района. На этой территории и прилегающей к ней акватории находятся все открытые и изученные месторождения нефти и газа о. Сахалин, как шельфа, так и суши. Здесь фактически уже осуществляется формирование ТПК. Среди природных ресурсов, которыми обладает данная территория следует отметить разрабатываемое Солнцевское месторождение бурых углей и неосвоенные лесные ресурсы, древесина которых может быть использована для создания производств с глубокой ее переработкой и целлюлознобумажной промышленности [1, с. ].

По состоянию на 01.01.2010 г. запасы нефти категории А+В+С1+С2 на суше и акватории рассматриваемых ТПК составляют 1550 млн. тонн, а природного газа — 6940 млрд. мі.

Текущие извлекаемые запасы нефти (млн. тонн), запасы и ресурсы природного газа (млрд. мі) по ТПК В таблице приводится перечень основных видов деятельности по перспективным ТПК.

Основные виды деятельности ТПК Восточной Сибири и Дальнего Востока

7. Проблемы газификации страны и использование попутного газа. Создание новых газовых промыслов. Интеграционные связи с зарубежными странами по разработке новых месторождений Реализация проектов газификации является необходимым условием поддержания курентоспособности экономики регионов и ускорения темпов их социально-экономического развития. Осуществлять такие проекты без привязки к развитию ЕСГ или других экспортных магистральных систем. Для этого имеются огромные запасы природного газа. Тем не менее, обширные территории Сибири и Дальнего Востока остаются негазифицированными, отличаются низкой инвестиционной привлекательностью, что обусловлено сложными условиями их реализации. Усугубляет положение существующий в газовой отрасли режим ценового регулирования, базирующийся на принципе «затраты плюс» и предполагающий линейное ценообразование — установление единой цены для всех промышленных потребителей и более низкой ставки для населения. Данный метод существенно ограничивает возможные доходы от проектов газификации и сдерживает их реализацию. Изменение ценовой политики в сфере газоснабжерешением указанной проблемы.

Перспективным направлением развития газовой отрасли являются меры по добыче и утилизации нефтяного попутного газа. Данное обстоятельство обусловлено тем, что в настоящее время в России только 26% извлекаемого из недр нефтяного попутного газа подвергается переработке на нефтехимических предприятиях, еще 45% используется компаниями-недропользователями для нужд промыслов либо списывается на технологические потери. 30% добытого нефтяного попутного газа просто сжигается в факелах.

Под попутным нефтяным газом понимается смесь легких газообразных углеводородов, находящихся в пластовых условиях в растворенном состоянии в нефти. Растворенный газ содержит, кроме метана, более 10% этана, пропана, бутана и других углеводородов, относимых согласно принятой терминологии к широкой фракции легких углеводородов.

Основными потребителями газа в России являются предприятия энергетики — 136,4 млрд. мі.

Попутный нефтяной газ — топливо высококалорийное и экологически чистое. Учитывая высокую энергоемкость нефтедобычи, во всем мире существует практика его использования для выработки электроэнергии для промысловых нужд.

При постоянно растущих тарифах на электроэиспользование попутного нефтяного газа для выработки электроэнергии считается экономически оправданным.

Значительные объемы газа потребляются на собственные нужды предприятиями газовой отрасли (в основном — в качестве топлива на газотурбинных ГПА), более 50 млрд. мі в год.

Если у компании есть возможность поставлять попутный нефтяной газ на газоперерабатывающий завод, тогда его перерабатывают для бытовых нужд. Сепарация попутного газа на заводе сводится к получению отбензиненного и газового бензина, а также к получению широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Отбензиненный газ используется для генерации электроэнергии, газовый бензин — для производства моторного топлива.

Одним из экономичных вариантов использования попутного газа может быть закачка обратно в пласт, как это делают в Норвегии. При этом газ поддерживает необходимое давление в пласте и попросту «выталкивает» нефть из скважины на поверхность.

Расширение использования попутного нефтяного газа поддерживается государственной стратегией по увеличению доли перерабатывающих отраслей и снижению воздействия промышленных предприятий на окружающую среду. В 2010 г. Группой «Газпром» в целом извлечено около 6,9 млрд. мі попутного нефтяного газа. Доля утилизации попутного нефтяногогаза составила 49,5%, в том числе по «Газпром нефти» — 35,7%. Совместная работа по доведению уровня утилизации попутного нефтяного газа до 95% ведется «Газпром нефтью» и «Сибур Холдингом». Реализация разработан ной программы осуществлялась с 2008;2010 гг. и потребовала инвестиций в объеме 17,6 млрд. рублей из которых более 12 млрд. р. было направлено на строительство газосборных сетей и газоперерабатывающих мощностей, около 5 млрд. р. — на развитие собственной генерации и около 17,6 млн. р. — на аудит существующих ресурсов по утилизации попутного газа.

Также «Газпром нефть» утилизирует попутный нефтяной газ в рамках СП с «Сибур Холдингом» на южной лицензионной территории «Приобское» (Ханты-Мансийский автономный округ). Показатели степени утилизации попутного нефтяного газа составили: 2008 г. — 49%, 2009 г. — 61%, 2010 г. -88%, 2011 г. — 95%.

Перспективными стратегическими газодобывающими регионами с точки зрения потенциальных ресурсов и запасов газа являются полуостров Ямал, шельф Баренцева моря, акватория и прилегающая суша Обской и Тазовской губ, а также Восточная Сибирь и Дальний Восток.

Месторождения новых регионов (кроме месторождений акватории Обской и Тазовской губ) характеризуются значительной удаленностью от существующей производственной инфраструктуры, включая действующую систему магистральных газопроводов, многокомпонентными составами пластовой смеси, сложными горно-геологическими условиями залегания и низкими фильтрационными свойствами продуктивных пластов.

Полуостров Ямал. Добыча газа на полуострове Ямал начинается с ввода в разработку в 2011 году сеноманаптских залежей Бованенковского газоконденсатного месторождения.

Обская и Тазовская губы. Первоочередными объектами разработки в регионе являются открытые месторождения: Северо-Каменномысское, Каменномысское-море, Северо-Парусовое, Парусовое, Семаковское, Адерпаютинское, Антипаютинское.

Добычу газа планируется начать с ввода в разработку Северо-Каменномысского месторождения в период 2015;2017 гг.

Освоение ресурсов Обской и Тазовской губ осложняется негативными природно-климатическими условиями (тяжелая ледовая обстановка, короткий межледовый период, слабые, легко переносимые водой грунты, мелководье), отсутствием опыта строительства и эксплуатации объектов обустройства месторождений в аналогичных условиях.

Шельф Баренцева моря. На шельфе Российской Федерации предусматривается освоение в первую очередь Штокмановского месторождения, ввод которого намечается в 2013 году.

Основные газоносные районы шельфа характеризуются крайне сложными природно-климатическими и инженерно-геологическими условиями.

Восточная Сибирь и Дальний Восток. Значительные запасы и перспективные ресурсы природного газа Восточной Сибири и Дальнего Востока позволяют сформировать в данном регионе новые центры газодобычи. Добычные возможности этих центров основываются на имеющихся подтверждённых запасах уникальных и крупных месторождений, а также на приросте запасов за счёт активного проведения геологоразведочных работ.

На основе расположения базовых месторождений в восточных регионах России предусматривается создание следующих территориальных промышленных центров газодобычи:

1. Сахалинский центр газодобычи — на базе месторождений шельфовой зоны острова Сахалин (проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2») с дальнейшим развитием центра за счёт реализации проектов «Сахалин-3−6» .

2. Якутский центр газодобычи — на базе Чаяндинского месторождения с дальнейшим развитием за счет освоения Среднеботуобинского, ТасЮряхского, Верхневилючанского и других месторождений.

3. Иркутский центр газодобычи — на основе Ковыктинского месторождения, а также Южно-Ковыктинской лицензионной площади и месторождений севера Иркутской области.

4. Красноярский центр газодобычи — на базе Собинско-Пайгинского и Юрубчено-Тохомского месторождений, в дальнейшем для поддержания уровней добычи газа в разработку могут быть вовлечены Оморинское, Куюмбинское, Агалеевское и другие месторождения.

Основная часть месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока являются газоконденсатными или нефтегазоконденсатными с высоким газовым фактором. Газ данного региона отличается наличием в его составе большого количества ценных компонентов, таких как этан, пропан, бутан, тяжёлые углеводороды, гелий. Содержание этих компонентов колеблется от 8 до 32%.

В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке сосредоточена большая часть разведанных запасов гелия России. В связи с наличием в составе газа ценных компонентов возникает необходимость одновременно с освоением месторождений создавать газоперерабатывающие и газохимические мощности для выделения из газа ценных компонентов и производства продукции с высокой добавленной стоимостью. Кроме того, в связи с большой удалённостью месторождений от потенциальных потребителей потребуется сформировать в регионе газотранспортную систему большой протяжённости с соответствующей инфраструктурой, включая подземные хранилища газа и гелия.

Целесообразность привлечения к разработке нефтегазовых месторождений российского арктического шельфа западных компаний, таких как Total, Statoil/Hydro, ExxonMobil, BP — очевидна. Они располагают богатейшим опытом морской добычи, самыми передовыми технологиями, высококвалифицированными кадрами, мощным капиталом. Ключевым субъектом нефтегазодобычи видится международный консорциум. Теоретически он может иметь несколько источников финансирования своей деятельности: финансовые ресурсы компаний-учредителей; средства, привлеченные на финансовых рынках (займы, кредиты и проч.); различные налоговые льготы и, возможно, субсидии. Как отмечают ученые Центра внешнеэкономических исследований РАН, кооперация и совместное предпринимательство с ведущими западными фирмами являются перспективным путем преодоления технической отсталости и повышения конкурентоспособности российских предприятий [4, с. 54].

Добыча нефти и газа на континентальном шлейфе является для России одним из важнейших средств закрепления в Арктике в качестве ответственного управляющего природными ресурсами, а также основным фактором развития экономики российских северных регионов. Начало эффективного, экологически безопасного освоения углеводородных ресурсов с применением передовых технологий на шельфе позволило бы России выйти на передовые позиции в мире в этой сфере.

Топливно-энергетический комплекс играет в экономике России ключевую роль.

На шлейфе Арктики Россия сталкивается со многими проблемами. Одна из основных стоимость реализации шелъфовых проектов чрезвычайно высока. Другая у российских компаний нет технологий, необходимых для освоения арктических месторождений. Негативный отпечаток накладывает также не всегда эффективно функционирующая законодательная система, регулирующая режим недропользования на шельфе.

Конечно, даже при высокой себестоимости освоения ресурсов в наиболее перспективных арктических районах шельфа открытие гигантских и уникальных, но запасам месторождений уравновешивает риски и компенсирует затраты по разведке и освоению месторождений. Однако срок окупаемости инвестиций достаточно длителен — он может растягиваться на десятилетия. Проблема недостатка инвестиций характерна для всего российского ТЭК. По прогнозам российских экспертов, до 2020 г. потребности во вложениях составят порядка 550−850 млрд долл.

Решение этих и некоторых других проблем, связанных с реализацией затратных проектов на континентальном шельфе, можно найти через международное сотрудничество в их освоении.

Норвегия является для России в этой связи наиболее естественным партнером. Первая фаза освоения месторождения предусматривает добычу 23,7 млрд. куб. м природного газа в год в течение 25 лет.

Предполагается, что в 2013 г. будет запущена трубопроводная часть проекта, а в 2014 г. Ожидается, что 30% добытого газа пойдет на покрытие затрат по проекту. Разработки Штокмановского месторождения составит более 50 лет.

Основные проблемы, с которыми, разработчик столкнется при реализации Штокмановского проекта — большая удаленность от берега, суровые климатические условия, сложный рельеф дна, большая глубина при наличии ледовых нагрузок, высокие капитальные затраты, отсутствие аналогов в мировой практике [7, с. 51].

Задание

1. Нанести на контурную карту России границы Федеральных округов, главные районы добычи природного газа, крупнейшие месторождения и выделить перспективные Рис. 1 — Районы добычи природного газа в России Рис. 2 — Перспективные районы добычи газа в России

2. Вычертить график динамики добычи газа в России за последнее десятилетие Рис. 3 — Динамика добычи газа в России с 2001 по 2010 гг.

Список литературы

природный газ энергетический российский

1. Агафонов Г. В., Территориальные производственно-энергетические комплексы как перспективная форма пространственной организации энергетики регионов [Текст] // Регион: экономика и социология. — 2001. — № 3. — С. 143−172.

2. Алабердиев Р. Р., Перспективы развития российской газовой индустрии и ее государственного регулирования [Текст] // JOURNAL OF ECONOMIC REGULATION. — 2010. — Том 1. — № 2. — С. 59−67.

3. Антонов В. Г., Сравнительный анализ методов ценового регулирования, применяемых при реализации региональных проектов газификации [Текст] // Известия ИГЭА. — 2008. — № 4 (60). — С. 53−57.

4. Внешнеэкономические проблемы перехода России на инновационный путь развития [Текст] / под ред. С. А. Ситаряна. — М.: Наука, 2003. — 245 с.

5. Генеральная схема развития газовой отрасли на период до 2030 года [Текст]. — М., 2008. — 145 с.

6. Дергунова Н. А., Анализ современного состояния газового рынка России [Текст] // Вестник ОГУ. — 2008. — № 80. — С. 88−96.

7. Евстигнеева А. Российско-норвежское сотрудничество в освоении ресурсов Арктического региона России [Текст] // Обозреватель. — 2008. — № 11. — С. 51−61.

8. Ефименко Е. С., Газовые аппетиты Поднебесной: атомная смесь [Текст] // Атомная стратегия. — 2006. — № 22. — С. 26−29.

9. Лукьянец А. А., Управление топливно-энергетическим балансом и энергобезопасность [Текст] // Известия Томского политехнического университета. 2007. — Т. 311. — № 6. — С. 82−87.

10. Некрасов А. С., Макрорегиональный прогноз долгосрочного развития энергетического комплекса России [Текст] / А. С. Некрасов, Ю. В. Синяк // Пространственная Экономика. — 2005. — № 1. — С. 60−90.

11. Некрасов А. С., Перспективы развития Топливно-энергетического комплекса России на период до 2030 года [Текст] / А. С. Некрасов, Ю. В. Синяк // Проблемы прогнозирования. — 2007. — № 4. — C. 21−53.

12. Нефтегазодобывающая и нефтеперерабатывающая промышленность: тенденции и прогнозы. Итоги 2010 года: аналитический бюллетень [Текст]. — М.: РИА Новости, 2011. — Вып. 1. — С. 43−46.

13. Ульянова М. В., Новые возможности использования энергоресурсов в газовой отрасли [Текст] // Вестник Челябинского государственного университета. — 2010. — № 6 (187). — С. 152−157.

14. Филиппская Н. Ю., Газовая доминанта геоэнергетической модели развития российской экономики [Текст] // Финансы и кредит. — 2010. — № 31. — С. 69−73.

15. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года Утверждена распоряжением Правительства РФ от 13 ноября 2009 г. № 1715-р [Текст] // Экологический консалтинг. — 2010. — № 1 (37). — С. 42−46.

16. Якуцени В. П., Природные газы российских недр и проблемы их освоения [Текст] // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. — 2009. — № 3. — С. 16−24.