CC BY
46ОСОБЕННОСТИ ДОБЫЧИ И ПЕРЕРАБОТКИ ГАЗА В РОССИИ НА СОВРЕМЕННОМ ЭТАПЕ
УДК 338.45
Л.В. Эдер, д.э.н., проф., Институт нефтегазовой геологии и геофизики имени А.А. Трофимука СО РАН, ФГБОУ ВПО «Новосибирский национальный исследовательский государственный университет» (Новосибирск, РФ),
EderLV@yandex.ru
И.В. Филимонова, д.э.н., проф., Институт нефтегазовой геологии и геофизики имени А.А. Трофимука СО РАН, ФГБОУ ВПО «Новосибирский национальный исследовательский государственный университет» А.В. Комарова, Институт нефтегазовой геологии и геофизики имени А.А. Трофимука СО РАН, ФГБОУ ВПО «Новосибирский национальный исследовательский государственный университет» И.В. Проворная, к.э.н., Институт нефтегазовой геологии и геофизики имени А.А. Трофимука СО РАН, ФГБОУ ВПО «Новосибирский национальный исследовательский государственный университет» С.И. Шумилова, ФГБОУ ВПО «Новосибирский национальный исследовательский государственный университет»
В статье рассмотрены устойчивые закономерности развития секторов добычи и переработки газовой промышленности Российской Федерации с учетом современных тенденций в мировой системе газообеспечения. Отдельно проанализирована структура современного состояния добычи газа в стране с дифференциацией по федеральным округам и компаниям, исследованы особенности развития переработки газа по регионам. В 2017 г. добыча газа в России возросла на 8 % по сравнению с предыдущим годом, что было обусловлено увеличением спроса со стороны ряда европейских стран. Повышение спроса связано с холодной зимой в Европе и с конкурентоспособностью российского газа относительно других энергоносителей. Уральский федеральный округ, в первую очередь Ямало-Ненецкий автономный округ, остается лидером по добыче природного газа в России. Детально проанализировано развитие газоперерабатывающей и газохимической промышленности. Общеотраслевые тенденции связаны с быстрым ростом добычи «жирного» газа (с высоким содержанием этановой, пропановой, бутановой фракций) на севере Западной Сибири и в перспективе в восточных регионах России. Для этого требуются развитие газоперерабатывающих мощностей и эффективная утилизация и переработка всех попутных компонентов. Выделены приоритетные задачи развития отрасли, связанные с расширением и строительством газоперерабатывающих и газохимических мощностей.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ, ДОБЫЧА, ПЕРЕРАБОТКА, НЕФТЯНЫЕ КОМПАНИИ, МАЛЫЕ НЕЗАВИСИМЫЕ КОМПАНИИ.
В настоящее время оценка роли газовой промышленности Российской Федерации(РФ) в мировой системе газообеспечения и выявление тенденций в ее развитии представляются особенно актуальными в качестве основы для прогнозирования показателей дальнейшего развития отрасли и обоснования рациональной политики недропользования, защиты национальных интересов на гло-
бальном рынке энергоресурсов [1-11].
РОССИЯ НА ФОНЕ МИРОВЫХ ТЕНДЕНЦИЙ
В 2017 г. доля РФ в мировом производстве природного газа увеличилась на 1,2 пункта, до 19,2 % (табл. 1). В последние годы наблюдалось планомерное сокращение добычи природного газа в России. Так, в период 2011-2016 гг.
добыча природного газа уменьшилась на 31 млрд м3 - с 671 млрд до 640 млрд м3. Это было вызвано сокращением как внешнего, так и внутреннего спроса на газ. Но в 2017 г. добыча природного газа возросла на 51 млрд м3 по сравнению с уровнем предыдущего года. Темп прироста добычи газа в РФ составил 8 %, что обусловлено рядом факторов, связанных прежде всего с расширением объ-
Eder L.V., Doctor of Sciences (Economics), Professor, Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, Federal State Budgetary Educational Organization of Higher Professional Education "Novosibirsk National Research State University" (Novosibirsk, Russian Federation), EderLV@yandex.ru
Filimonova I.V., Doctor of Sciences (Economics), Professor, Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, Federal State Budgetary Educational Organization of Higher Professional Education "Novosibirsk National Research State University"
Komarova A.V., Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, Federal State Budgetary Educational Organization of Higher Professional Education "Novosibirsk National Research State University"
Provornaya I.V., Candidate of Sciences (Economics), Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, Federal State Budgetary Educational Organization of Higher Professional Education "Novosibirsk National Research State University"
Shumilova S.I., Federal State Budgetary Educational Organization of Higher Professional Education "Novosibirsk National Research State University"
Special aspects of gas production and processing in Russia at present stage
The article discusses the consistent patterns of development of the extraction and processing sectors of gas industry of the Russian Federation, considering current trends in the global gas supply system. The structure of the current state of gas production in the country with differentiation by federal districts and companies is analyzed, the special aspects of gas processing development by regions are investigated. In 2017, the gas production in Russia increased by 8 % compared with the previous year, which was due to increased demand from a number of European countries. The increase in demand is due to the cold winter in Europe and the competitiveness of Russian gas relative to other energy sources. The Ural Federal District, primarily the Yamalo-Nenets Autonomous District, remains the leader in natural gas production in Russia. The development of the gas processing and gas chemical industries is analyzed in detail. Industry-wide trends are associated with the rapid growth of fat gas production (with a high content of ethane, propane, butane fractions) in the north of Western Siberia and in the future in the eastern regions of Russia. This requires the development of gas processing facilities and effective utilization and processing of all associated components. Priorities for the development of the industry associated with the expansion and construction of gas processing and gas chemical facilities are highlighted.
KEYWORDS: GAS INDUSTRY, EXTRACTION, PROCESSING, OIL COMPANIES, SMALL INDEPENDENT COMPANIES.
емов поставок газа за рубеж и на внутренний рынок.
В 2017 г. мировой спрос на газ в мире возрос на 1,7 %, до 3,6 трлн м3.
Наибольшими темпами спрос на природный газ растет со стороны промышленности и электроэнергетики. Ожидается, что мировой спрос на газ в ближайшие 5 лет будет расти в среднем на 1,6 % в год и к 2022-2023 гг. может достигнуть 4 трлн м3/год.
В сфере энергетики рост спроса на природный газ ограничивается высоким уровнем конкуренции с другими энергоносителями (возобновляемые и альтернативные источники энергии, уголь), а также развитием концепции «низкоуглеродной экономики», прежде всего в Европе и Китае. К 2030 г. некоторые страны планируют гене-
рировать до 31 % электроэнергии из ВИЭ, а полная декарбонизация может состояться к 2050 г. Тем не менее к 2035 г. природный газ останется значимым элементом мировой системы энергообеспечения.
Увеличение спроса на газ будет обеспечено как расширением использования современных технологий добычи нетрадиционных источников газа (сланцевый газ, газ угольных пластов), так и расширением вовлечения в разработку традиционной сырьевой базы природного газа. При этом сланцевый газ в структуре прироста добычи газа может составить не менее 50-60 %. Основными центрами роста добычи природного газа традиционных месторождений станут РФ, Австралия
и страны Ближнего Востока. Рост добычи сланцевого газа будет происходить преимущественно в США и Китае.
ДОБЫЧА ГАЗА В РОССИИ
Общеотраслевые тенденции. В 2017 г. в структуре добычи газа в РФ 87,7 % приходится на добычу природного газа (605,7 млрд м3) и 12,3 % - на добычу попутного не -фтяного газа (ПНГ, 85,4 млрд м3), что сопоставимо со структурой добычи в 2015 г. (рис. 1). Темп при -роста добычи ПНГ сократился с 6 % в 2016 г. до 2,5 % в 2017 г. Таким образом, тенденция незначительного, но устойчивого роста доли ПНГ в структуре добычи газа за последние несколько лет сменилась его снижением в 2017 г., что связано с существенным приро-
Таблица 1. Добыча товарного газа в РФ и мире в 1970-2017 гг. (без учета сожжения)
Table 1. Commercial gas production in the Russian Federation and in the world in 1970-2017 (excluding flaring)
СССР, СНГ USSR, CIS РФ Russian Federation
Год Все страны мира, млрд м3 Объем, Доля в мире, % Share in the world, % Всего, Доля в мире, % Share in the world, % Западная Сибирь Western Siberia
billion m3 млрд м3 Volume, billion m3 млрд м3 Total, billion m3 Объем, млрд м3 Volume, billion m3 Доля в РФ, % Share in the Russian Federation, %
1970 1021 198 19,4 83 8,1 3 3,2
1980 1456 435 29,9 254 17,4 140 55,3
1985 1676 643 38,4 462 27,6 389 84,2
1990 2000 815 40,8 641 32,1 574 89,6
1995 2141 707 33,0 595 27,8 545 91,5
2000 2436 710 29,1 584 24,0 533 91,3
2005 2770 799 28,8 641 23,1 594 92,7
2010 3209 842 26,2 650 20,3 575 88,5
2011 3300 879 26,6 671 20,3 593 88,5
2012 3363 868 25,8 654 19,5 577 88,2
2013 3411 883 25,9 668 19,6 591 88,5
2014 3463 859 24,8 642 18,5 556 86,6
2015 3531 858 24,3 635 18,0 541 85,1
2016 3552 866 24,4 640 18,0 549 85,8
2017 3608 921 25,5 691 19,2 613 87,1
J s.
о tn
800
2012 2013 2014 2015 2016 Годы Years
■ Природный газ ПНГ (без учета сожжения)
Natural gas Associated petroleum gas (excluding flaring)
2017
Рис. 1. Динамика добычи природного и попутного нефтяного газа в РФ
Fig. 1. Dynamics of production of natural and associated petroleum gas in the Russian
Federation
стом добычи природного газа в размере около 50 млрд м3.
За последние пять лет уровень добычи природного газа не претерпевал существенных изменений и находился в пределах от 556 млрд до 594 млрд м3. При этом
в каждый рассматриваемый год, начиная с 2013 г., добыча природного газа сокращалась. В то же время добыча ПНГ в последние три года (с учетом 2017 г.) росла относительно высокими темпами (3-8 %).
Структура добычи природного газа и ПНГ значительно не меня -лась, сохраняя долю добычи при -родного газа на уровне 87-89 % и ПНГ - 11-13 %.
В структуре добычи газа относительно высокую долю составляет ПНГ. При этом на протяжении последних четырех лет сохраняется тенденция к росту добычи ПНГ. В 2017 г. извлечено из недр 98,4 млрд м3 ПНГ, из которых 13 млрд м3 сожжено на факелах. Продолжающийся рост добычи ПНГ делает все более актуальной проблему его эффективного использования как с точки зрения негативного влияния на экологию, так и с точки зрения упущенной экономической выгоды при его сжигании. Несмотря на прилагаемые усилия к решению вопроса утилизации ПНГ, по-прежнему значительная его часть вместе с ценными компонентами сжигается на факелах, что ведет к экономическим потерям.
Относительно уровня 2016 г. общий прирост извлечения ПНГ из недр составил 2,7 млрд м3, а объем сожженного попутного газа вырос на 0,65 млрд м3. Та -ким образом, уровень полезного использования ПНГ снизился с 87,1 % в 2016 г. до 86,8 % в 2017 г. (рис. 2). С учетом сожжения ПНГ добыча газа в 2017 г. составила 704,1 млрд м3.
За прошедший год без учета сожжения добыто 85,4 млрд м3 ПНГ, что на 2,5 % выше уровня 2016 г.
Наиболее эффективно ПНГ используются ПАО «Сургутнефтегаз» (99,3 %), ННК (97,9 %), операторами соглашений о разделе продукции (СРП, 95,6 %), ПАО «ЛУКОЙЛ» (95,6 %), ПАО НК «РуссНефть» (95,5 %). Уровень полезного использования ПНГ в ПАО «НОВАТЭК» достиг 96,8 % в 2017 г. в связи с началом добычи на Ярудейском нефтяном месторождении в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО).
Региональная структура. В РФ добыча природного газа ведется преимущественно в Уральском федеральном округе (ФО): ЯНАО, Ханты-Мансийский АО (ХМАО). Кроме того, природный газ добывается в Приволжском ФО (Оренбургская и Саратовская обл.), Южном ФО (Астраханская обл. и Краснодарский край), Сибирском ФО (Красноярский край и Томская обл.), Дальневосточном ФО (Сахалинская обл. и Республика Саха), а также на шельфе Каспийского, Карского и Охотского морей.
Добыча ПНГ непосредственно связана с нефтедобычей, поэтому основными регионами, где осуществляется производство ПНГ, являются Уральский ФО (ХМАО), Северный ФО (Иркутская обл.), Дальневосточный ФО (Сахалинская обл., Республика Саха (Якутия), Камчатский край) и шельф Каспийского моря.
За период с 2014-2016 гг. структура добычи природного и попутного (без учета сожжения) газа по ФО практически не менялась, за исключением тенденции умеренного роста доли Сибирского ФО с
Таблица 2. Региональная структура добыча газа в РФ (без учета сожжения), млрд м3 Table 2. Regional structure of gas production in the Russian Federation (excluding flaring), billion m3
Центр добычи, ФО Production center, Годы Years
federal district 2013 2014 2015 2016 2017
Уральский Ural 576,1 545,6 537,3 540,7 593,1
Приволжский Volga 23,4 24,7 24,6 24,9 23,6
Южный Southern 16,5 16,0 15,5 15,1 15,4
Северо-Западный Northwestern 4,1 4,5 4,8 4,9 4,8
Северо-Кавказский North Caucasian 0,7 0,8 0,7 0,7 0,7
Сибирский Siberian 15,5 17,5 19,1 20,4 20,5
Дальневосточный Far Eastern 3,2 3,5 3,5 3,6 3,7
Шельф Shelf 28,4 29,3 29,8 29,9 29,2
Всего Total 668,0 641,9 635,3 640,2 691,1
"k Ъ 120
Z с о 100
CO Г) С CJi 80
Ш S X OJ га ^ га 60
s с о о ДО
га э- -а о 20
3
1 га CJ3 0
2D
Добыча ПНГ (без учета сожжения), млрд м3 Production of associated petroleum gas (excluding flaring), billion m3
Сожжение ПНГ, млрд м3 — Уровень утилизации ПНГ, % Flaring of associated Level of utilization of
petroleum gas, billion m1 associated petroleum gas, К
Рис. 2. Динамика добычи и утилизации ПНГ
Fig. 2. Dynamics of production and utilization of associated petroleum gas
2,7 % в 2014 г. до 3,2 % в 2016 г., где наибольший прирост добычи приходился на Красноярский край, прежде всего Ванкорское месторождение (табл. 2).
В 2013-2015 гг. произошло зна -чительное сокращение объемов добычи газа в ЯНАО, что было связано с изменением конъюнктуры внутреннего и мирового рынков газа.
В 2017 г. в региональной структуре около 86 % газа добывается на территории Уральского ФО, в первую очередь в ЯНАО (свыше 80 %). Добыча остального газа распределена в европейской части России, Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Также круп -нейшим регионом добычи газа выступает шельф (29,2 млрд м3, или 4,2 %).
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Годы Years
Операторы СРП ■ Независимые производители — Доля добычи газа Группой
Operators of production sharing agreement Independent manufacturers «Газпром»
Нефтяные компании ■ ПАО «Газпром» Gas production share by
Oil companies Gazprom PJSC Gazprom Group
Рис. 3. Организационная структура добычи газа в РФ
Fig. 3. Organizational structure of gas production in the Russian Federation
« s
"e
I Роснефть
Rosneft I THK-BP TNK-BP
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Годы Years
■ ЛУКОЙЛ Сургушефтегаз ■ Татнефть ш Другие
LUK0IL Surgutneftegaz Tatneft Others
Газпром нефть РуссНефть ш Башнефть _ф_ Темп прироста добычи газа, %
Gazprom neft RussNeft Bashneft Gas production growth rate, %
Рис. 4. Добыча газа в РФ нефтяными компаниями
Fig. 4. Gas production in the Russian Federation by oil companies
Основной прирост добычи газа в России в 2017 г. осуществлялся в Уральском ФО (+52,5 млрд м3). Рост объемов добычи газа в ЯНАО связан с наращиванием добычи газа на Бованенковском месторождении за счет введения в эксплуатацию третьей очереди газодобычи. Увеличение добычи газа в регионе в последние годы объясняется также улучшением конъюнктуры европейского рынка газа, куда осуществляются основные поставки топлива из России.
Снижение добычи газа отмечено только на месторождениях Приволжского ФО (1,3 млрд м3) и на шельфе (0,7 млрд м3).
Организационная структура. В течение последних десяти лет сохранялась тенденция к сокращению доли добычи компании «Газпром», что было связано с ухудшением конъюнктуры мирового рынка газа, так как «Газпром» берет на себя основную роль по стабилизации поставок газа за рубеж, исходя из текущего спроса и
предложения. Также наблюдаются тенденции к увеличению доли добычи нефтяными компаниями и независимыми производителями газа, в то время как доля добычи газа операторами СРП увеличивалась до 2011 г., а после - сохранялась на уровне 4 %.
Добычу природного газа и ПНГ на территории страны по состоянию на 01.01.2018 осуществляют 254 добывающих предприятия, 85 из которых входят в состав вертикально-интегрированных нефтяных холдингов; 15 - дочерние компании ПАО «Газпром»; 7 - структурные подразделения ПАО «НОВАТЭК»; 144 - независимые нефтегазодобывающие компании; 3 - предприятия - операторы СРП.
По итогам 2017 г. около 68 % всего газа в РФ добывает Группа компаний «Газпром». В 2017 г. добыча газа Группой «Газпром» составила 478 млрд м3, из них зна -чительную часть (460 млрд м3) до -была компания «Газпром» (рис. 3). Ее доля в структуре добычи газа в РФ почти вернулась к уровню 2014 г. (65 %), в то время как доли прочих производителей сменили тенденцию с устойчивого роста на сокращение (за исключением операторов СРП).
Доля нефтяных компаний и ПАО «Газпром нефть» снизилась с 16 до 15 % за счет значительного прироста добычи газа компании «Газпром» (рис. 4).
В 2017 г. в структуре добычи независимые компании (ПАО «НОВАТЭК» и пр.) являются крупнейшими производителями газа после Группы «Газпром» и добывают около 16% газа (110,5 млрд м3).
Несмотря на устойчивую тенденцию снижения уровня добычи газа с 28 млрд м3 в 2014 г. до 25,6 млрд м3, в 2017 г. доля операторов СРП сохраняется на уровне 4 %.
Прирост добычи газа в 2017 г. в РФ был осуществлен преимущественно компанией «Газпром», которая увеличила его добычу на
100
80
^ 60 О
S. 40 20 0
17,3
15,9 14,9 14,7
2012
2013
Федеральные округа: Federal districts:
Приволжский Volga Уральский Ural
35,7 36,9 36,6 36,4
42,7 42,7 42,2 41,6
3,1 14,7
36,5
2014 2015 Годы Years
Южный Southern Сибирский Siberian
Северо-Западный Northwestern Северо-Кавказский North Caucasian
2017
Дальневосточный Far Eastern
Рис. 5. Структура переработки газа по ФО
Fig. 5. Structure of gas processing by federal districts
рекордный за последние пять лет показатель - 50 млрд м3. Этот рост обусловлен увеличением спроса на российский газ со стороны ряда стран,на которые ориентирован проект «Северный поток - 2»: Германия (спрос составил 50,5 млрд м3 газа), Австрия, Чехия, Словакия, Франция и др. В целом результатом повышения спроса на российский газ стало увеличение объема экспорта природного газа из РФ в страны дальнего зарубежья на 7,8 % - до 192,2 млрд м3.
ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА
Общеотраслевые тенденции. Одним из ключевых направлений повышения эффективности развития газового комплекса РФ выступает развитие газоперерабатывающей и газохимической промышленности. Быстрый рост добычи высококонденсатного «жирного» газа (с высоким содержанием этановой, пропановой, бутановой фракций) на севере Западной Сибири и в восточных регионах РФ требует развития мощностей по газопереработке. Эффективная утилизация и переработка всех попутных компонентов представляются также одними из актуальных задач.
Под переработкой природного газа и ПНГ понимается совокупность технологических процессов физического, физико-химического и химического преобразования природного газа и всех компонентов ПНГ в продукты переработки.
Основными видами продукции газоперерабатывающих заводов (ГПЗ) и газоперерабатывающих предприятий (ГПП) РФ являются природный газ, подаваемый в газотранспортную систему, сжиженные углеводородные газы, широкая фракция легких углеводородов, этановая фракция,сухой газ, сера, стабильный конденсат, продукты его переработки и др.
В настоящее время в РФ функционируют 12 крупных ГПЗ и ГПП с объемами переработки более 1 млрд м3/год, которые обеспечивают до 93 % всего объема пе -
реработки, а также значительное количество малых ГПЗ.
В 2017 г. газоперерабатывающие компании РФ переработали 40,2 млрд м3 природного газа и 35,5 млрд м3 ПНГ, таким образом, доля ПНГ в переработке газа составила около 47 %. Прирост переработки газа на 0,5 млрд м3 был обеспечен увеличением переработки ПНГ, при этом общий прирост переработки газа составил 0,2 млрд м3.
В последние пять лет структура объемов переработки газа по виду перерабатываемого газа(природный газ, ПНГ) менялась незначительно, при этом наблюдается тенденция роста доли ПНГ с 41,6 % в 2012 г. до 46,9 % в 2017 г. при относительно стабильном уровне переработки природного газа -в пределах 40,2-40,5 млрд м3 в каждый год за рассматриваемый период 2013-2017 гг. Данная тенденция связана с ростом уровня добычи ПНГ (без учета сожжения) в течение последних пяти лет и обязательным повышением доли его полезного использования.
Анализ динамики приростов переработки газа показывает, что в последние пять лет положительный прирост переработки обеспечивал по большей части только ПНГ. В то же время объем пере-
работки природного газа каждый год сокращался с 41,3 млрд м3 в 2012 г. до 40,22 млрд м3 (исключение - 40,49 млрд м3 в 2016 г.).
Региональная структура. В региональной структуре переработки газа за 2017 г. представлены все ФО РФ, при этом наибольшая часть переработки приходится на крупнейшие по добыче газа ФО: Приволжский (37,6 %) и Уральский (36,5 %).
В 2017 г. в Приволжском ФО было переработано около 28,5 млрд м3 газа (рис. 5), там расположено 12 ГПЗ и ГПП. Оренбургский ГПЗ -крупнейший завод Приволжского ФО, но в последние шесть лет объем переработки газа на данном ГПЗ незначительно сокращался каждый год с 25,8 млрд м3 в 2012 г. до 23,9 млрд м3 в 2017 г. В то же время доля Приволжского ФО в структуре переработки газа сократилась с 42,7 % в 2012 г. до 37,6 % в 2017 г.
Объем переработки газа в Уральском ФО в 2017 г. составил 27,7 млрд м3, ненамного уступая Приволжскому ФО. В Уральском ФО представлено 10 ГПЗ, большая часть которых расположена в ХМАО (Сургутское управление по переработке газа, Нижневартовский газоперерабатывающий комплекс (ГПК), Бело-
100 _4¡4_
9» 11,8
70 60 50 40 30 20 10 0
2012
Газпром Gazprom
4,0 12,1
2013
4,0 11,5
5,0 11,9
СИБУР Холдинг SIBUR Holding
2014 2015 Годы Years
Роснефть Rosneft
5,0 12,0
2016
ЛУКОЙЛ LUK0IL
5,1 11,6
22,0 23,2 24,3 24,0 24,0 24,2
61,0 59,5 59,0 58 0 58,8 58,1
2017
■ Другие Others
Рис. 6. Организационная структура переработки газа в РФ
Fig. 6. Organizational structure of gas processing in the Russian Federation
зерный ГПК и т. д.). Доля Уральско -го ФО в региональной структуре в период 2012-2017 гг. существенно не менялась, составляя в среднем 36,2 %.
Третьим крупнейшим по объему переработки газа является Южный ФО (11,2 млрд м3, 14,7 %). Астраханский ГПЗ обеспечивает около 96 % объема переработки газа в Южном ФО (10,8 млрд м3). С 2012 по 2016 г. доля Южного ФО в общероссийском объеме переработки незначительно сокращалась, но в 2017 г. показала тенденцию к росту, вернувшись к показателю 2015 г.
Остальные регионы занимают 11,2 % в структуре переработки газа: доли всех ФО значительно не менялись, за исключением Северного ФО, который с 2012 г. показывает постоянный рост в региональной структуре переработки (с 1,2 до 5,9 %) за счет роста объема переработки на ОАО «Востокгазпром», основанном на повышении добычи газа на близлежащих месторождениях.
Организационная структура. В организационной структуре переработки природного газа и ПНГ доля компании «Газпром» каждый год незначительно сокращалась: с 60,6 % в 2012 г. до 58,1 % в 2017 г. Компании принадлежат крупнейшие ГПЗ РФ: Астраханский и
Оренбургский, а также «Востокгазпром», РН-Бузулукское ГПП, Южно-Приобский ГПЗ, Сосногор-ский ГПЗ, которые обеспечивают объем переработки до 44 млрд м3 (рис. 6).
В 2014 г. была увеличена мощность Сургутского завода по стабилизации газового конденсата с 8 до 12 млн т/год за счет строительства двух дополнительных технологических линий. В 20152017 гг. проведена модернизация производственных мощностей Астраханского ГПЗ, что позволило повысить качество и увеличить объемы производимой на предприятиях продукции.
В настоящее время в стадии ре -ализации находится ряд стратегически важных проектов по пере -работке углеводородов «Газпром», в частности строительство Амурского ГПЗ - крупнейшего в стране и одного из самых больших в мире предприятий по переработке природного газа. На заводе будет ежегодно перерабатываться 42 млрд м3 многокомпонентного газа Якутского и Иркутского цен -тров газодобычи.
Второй крупнейшей компании по переработке газа - ПАО «СИБУР Холдинг» (24,2 % в региональной структуре 2017 г.) принадлежат Нижневартовский ГПК, Белозерный ГПК, Южно-Балыкский ГПЗ,
Муравленковский ГПЗ, Вынга-пуровский ГПЗ, Южно-Приобский ГПЗ, которые обеспечили 18,3 млрд м3 в 2017 г.
На другие компа -нии (ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Татнефть», ПАО «Сургутнефтегаз», «Терминал», «Санеко», «Сахатранс-нефтегаз», АО «ОбьГазПроцес-синг», ЗАО «ЮграГазПроцессинг», ПАО НК «РуссНефть») приходится около 18 % за 2012-2017 гг., их доля в организационной структуре существенно не менялась.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Добыча природного газа в РФ в 2017 г. составила 691 млрд м3. В структуре добычи около 87,7 % приходится на природный газ и 12,3 % - на ПНГ. В последние годы наблюдалось планомерное сокращение добычи природного газа в РФ. Так, в период 2012-2016 гг. добыча природного газа уменьшилась на 25 млрд м3 - с 582 до 556 млрд м3. Это было вызвано сокращением как внешнего, так и внутреннего спроса на газ. Вместе с тем в 2017 г. добыча природного газа на 48,8 млрд м3 превысила уровень предыдущего года. Темп прироста добычи газа в РФ составил 8 %, что обусловлено рядом факторов, связанных прежде всего с расширением объемов экспорта газа за рубеж и на внутренний рынок. Этому способствовали как природно-климатические условия (холодная зима в Европе), так и повышение конкурентоспособности российского газа относительно других энергоносителей.
В области добычи газа приоритетными задачами на сегодняшний день и на долгосрочную перспективу выступают вопросы комплексного развития существующих и перспективных центров газодобычи на п-ове Ямал, в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке, на континентальном шельфе арктических морей. Перспективные уровни добычи газа будут определяться возможностя-
ми развития основных мировых энергетических и газовых рынков в Европе и странах Азиатско-Тихо -океанского региона, внутренними потребностями в газовом топливе. В настоящее время Россия не имеет сдерживающих факторов добычи газа со стороны ресурсно-сырьевой базы.
В последние пять лет структура объемов переработки газа по виду перерабатываемого газа (природный газ, ПНГ) менялась незначительно, при этом наблюдается тенденция роста доли ПНГ с 41,6 % в 2012 г. до 46,9 % в 2017 г. при относительно стабильном уровне переработки природного газа - 40,2-40,5 млрд м3 в каждый год за рассматриваемый период 2013-2017 гг. Данная тен-
денция связана с ростом уровня добычи ПНГ (без учета сожжения) в течение последних пяти лет и обязательным повышением доли его полезного использования.
В области переработки газа приоритетные задачи развития отрасли связаны с расширением и строительством газоперерабатывающих и газохимических мощностей в целях эффективной утилизации всех добываемых попутных компонентов и монетизации их использования, в том числе:
- формирование на севере Западной Сибири газоперерабатывающего и газохимического комплекса в целях организации эффективной переработки ва-ланжинских и ачимовских за-
лежей газовых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона и п-ова Ямал;
- формирование на Востоке России крупного газоперерабатывающего и газохимического комплекса для переработки «жирных» компонентов месторождений Республики Саха (Якутия) и Иркутской обл.;
- повышение эффективности переработки на традиционных объектах газопереработки в целях повышения монетизации и добавленной стоимости использования попутных компонентов газа.
Работа подготовлена при финансовой поддержке гранта РФФИ 17-0600537, гранта Президента Российской Федерации МД-6476.2018.6. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Эдер Л.В., Филимонова И.В., Немов В.Ю., Проворная И.В. Нефтегазовая промышленность Приволжского федерального округа // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2018. № 3. С. 25-33.
2. Эдер Л.В., Филимонова И.В., Проворная И.В., Мишенин М.В. Динамика внутреннего потребления и экспорта нефти и нефтепродуктов в России // Экологический вестник России. 2018. № 2. С. 1-9.
3. Eder L.V., Filimonova I.V., Provornaya I.V., et al. New Directions for Sustainable Development of Oil and Gas Industry of Russia: Innovative Strategies, Regional Smart Specializations, Public-Private Partnership // International Multidisciplinary Scientific GeoConference SGEM. 2017. Vol. 17. № 15.
P. 365-372.
4. Eder L.V., Filimonova I.V., Provornaya I.V., et al. Regional Smart Specializations in Fostering Innovation Development of Resource Regions of Russia // International Multidisciplinary Scientific GeoConference SGEM. 2017. Vol. 17. P. 727-734.
5. Loe J.S.P., Ladehaug 0. Reducing Gas Flaring in Russia: Gloomy Outlook in Times of Economic Insecurity // Energy Policy. 2012. Vol. 50. P. 507-517.
6. Kontorovich A.E., Eder L.V., Filimonova I.V., Nikitenko S.M. Key Problems in the Development of the Power of Siberia Project // Regional Research of Russia. 2018. Vol. 8. № 1. P. 92-100.
7. Lang M., Afanasiev I., Slutskiy B., Schmid F. Monetizing Gas of a Giant High Helium and Nitrogen Gas Reservoir - Amur Gas Processing Plant // Proceedings of the 22nd World Petroleum Congress. 2017. Code 134084.
8. Larson T. Gas and Globalization: How Rising Production Affects Buyers // Pipeline and Gas Journal. 2017. Vol. 244. № 9 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://pgjonline.com/magazine/2017/september-2017-vol-244-no-9/features/gas-and-globalization-how-rising-production-affects-buyers (дата обращения: 16.10.2018).
9. Sharples J.D. The Shifting Geopolitics of Russia's Natural Gas Exports and Their Impact on EU-Russia Gas Relations // Geopolitics. 2016. Vol. 21. № 4. P. 880-912.
10. Vanadzina E. Russian Gas Market: Domestic Market Deregulation Impact on Electricity Prices // International Conference on the European Energy Market. 2017. Code 129171.
11. Katysheva E., Tsvetkova A. The Future of Oil and Gas Fields Development on the Arctic Shelf of Russia // International Multidisciplinary Scientific GeoConference SGEM. 2017. Vol. 17. № 53. P. 935-940.
REFERENCES
1. Eder L.V., Filimonova I.V., Nemov V.Yu., Provornaya I.V. Oil and Gas Industry of the Volga Federal District. Mineralnye resursy Rossii = Mineral Resources of Russia. Economics and Management, 2018, No. 3, P. 25-33. (In Russian)
2. Eder L.V., Filimonova I.V., Provornaya I.V., Mishenin M.V. Dynamics of Domestic Consumption and Export of Oil and Oil Products in Russia. Ekologicheskiy vestnik Rossii = Ecological Bulletin of Russia, 2018, No. 2, P. 1-9. (In Russian)
3. Eder L.V., Filimonova I.V., Provornaya I.V., et al. New Directions for Sustainable Development of Oil and Gas Industry of Russia: Innovative Strategies, Regional Smart Specializations, Public-Private Partnership. International Multidisciplinary Scientific GeoConference SGEM, 2017, Vol. 17, No. 15,
P. 365-372.
4. Eder L.V., Filimonova I.V., Provornaya I.V., et al. Regional Smart Specializations in Fostering Innovation Development of Resource Regions of Russia. International Multidisciplinary Scientific GeoConference SGEM, 2017, P. 727-734.
5. Loe J.S.P., Ladehaug O. Reducing Gas Flaring in Russia: Gloomy Outlook in Times of Economic Insecurity. Energy Policy, 2012, Vol. 50, P. 507-517.
6. Kontorovich A.E., Eder L.V., Filimonova I.V., Nikitenko S.M. Key Problems in the Development of the Power of Siberia Project. Regional Research of Russia, 2018, Vol. 8, No. 1, P. 92-100.
7. Lang M., Afanasiev I., Slutskiy B., Schmid F. Monetizing Gas of a Giant High Helium and Nitrogen Gas Reservoir - Amur Gas Processing Plant. Proceedings of the 22nd World Petroleum Congress, 2017, Code 134084.
8. Larson T. Gas and Globalization: How Rising Production Affects Buyers. Pipeline and Gas Journal, 2017, Vol. 244, No. 9 [Electronic source]. Access mode: https://pgjonline.com/magazine/2017/september-2017-vol-244-no-9/features/gas-and-globalization-how-rising-production-affects-buyers (access date: October 16, 2018).
9. Sharples J.D. The Shifting Geopolitics of Russia's Natural Gas Exports and Their Impact on EU-Russia Gas Relations. Geopolitics, 2016, Vol. 21, No. 4, P. 880-912.
10. Vanadzina E. Russian Gas Market: Domestic Market Deregulation Impact on Electricity Prices. International Conference on the European Energy Market, 2017, Code 129171.
11. Katysheva E., Tsvetkova A. The Future of Oil and Gas Fields Development on the Arctic Shelf of Russia. International Multidisciplinary Scientific GeoConference SGEM, 2017, Vol. 17, No. 53, P. 935-940.
