Проект разработчиков Энергетическая стратегия России на период до 2035 года

Приложение И

на период до 2035 года

Перспективы и ожидаемые результаты развития газовой отрасли

1. 
   приоритет бесперебойного и экономически эффективного удовлетворения внутреннего спроса на газ с расширением газифицированной территории страны;
   
2. 
   сохранение и укрепление экономически эффективных позиций России на экспортных рынках сетевого и сжиженного газа с учётом политических интересов и необходимых валютных поступлений в бюджет страны;
   
3. 
   развитие единой системы газоснабжения с перспективой ее расширения на восток России и усиления на этой основе интеграции регионов страны;
   
4. 
   крупномасштабное развитие газопереработки и газохимии;
   
5. 
   повышение экономической и экологической эффективности отрасли на базе широкого использования передовых (преимущественно отечественных) технологий при освоении остаточных и разработке все более сложных новых ресурсов газа, а также при транспортировке, переработке и хранении газа.
   

• 
  удорожание разработки и поставок газа на внутренние и внешние рынки в связи с сокращением находящихся в разработке высокопродуктивных и неглубоко залегающих запасов, сложными природно-климатическими условиями и удаленностью новых районов добычи газа от центров потребления;
  
• 
  сокращение или замедление роста спроса на российский газ на Украине и в Центральной и Западной Европе и неопределённости с транзитом сетевого газа на европейский рынок;
  
• 
  повышение конкуренции на мировых рынках вследствие развития рынка СПГ.
  

1. 
   Освоение на базе передовых технологий (в основном отечественного производства) экономически приемлемых ресурсов газа в традиционных и новых (Восточная Сибирь и Дальний Восток) районах и на шельфах морей с существенным ростом добычи газа.
   
2. 
   Коренная модернизация и развитие Единой системы газоснабжения (ЕСГ) на базе передовых (в основном отечественных) технологий с ростом газотранспортной деятельности, опережающим рост добычи газа; создание фрагмента ЕСГ в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке с возможностями интеграции в ЕСГ страны.
   
3. 
   Обеспечение глубокой переработки третьей части добываемого газа с многократным увеличением объёма извлекаемых сопутствующих углеводородов и гелия, развитие газохимической промышленности, в том числе для замещения расхода нефтепродуктов.
   
4. 
   Расширение применения газомоторного топлива.
   

Относительно первого альтернативного варианта решений (регулирование цен или переход к рыночным ценам на газ), на первом этапе Стратегии предусматривается совершенствование регулирования цен на сетевой газ, на втором этапе - осуществление перехода к установлению рыночных цен, что обеспечит достаточные инвестиции нефтегазовых компаний, устранение диспропорций внутренних цен на основные виды топлива и развитие межтопливной конкуренции.

По второму альтернативному варианту решений (развитие конкуренции на внутреннем рынке газа или сохранение текущей структуры рынка), предполагается реализация мер по развитию конкуренции на внутреннем газовом рынке с обеспечением прозрачного доступа для всех участников рынка к газотранспортной инфраструктуре, несмотря на то, что на первом этапе Стратегии во многом будет сохраняться текущая структура рынка газа.

В соответствии с принятыми решениями, сформированы сценарии развития газовой отрасли на период до 2035 года и комплекс необходимых для их реализации мероприятий государственной энергетической политики.

1. 
   Добыча природного и попутного нефтяного газа возрастет с нынешних 639 млрд куб. м до 656–747 млрд куб. м на первом этапе стратегии, и 821–885 млрд куб. м к 2035 году, соответственно, в консервативном и целевом сценариях развития. Добыча газа будет развиваться как в традиционных газодобывающих районах, основными из которых остаются Западная Сибирь, Поволжье и европейский север России, так и в новых нефтегазовых провинциях Восточной Сибири и Дальнего Востока, а также в Прикаспийском регионе.
   
2. 
   На фоне спада добычи в Надым-Пур-Тазовском регионе в 2015-2035 годах (с 476 млрд куб. м до 383 млрд куб. м в обоих сценариях, или с 74 % от общей добычи до 47% в консервативном сценарии и до 43 % - в целевом) создается новый центр газодобычи на полуострове Ямал с ростом добычи с 25 до 202–230 млрд куб. м в 2035 году, в 1,4-1,6 раза растет добыча в Обско-Тазовской губе и Большехетской впадине (с 45 до 65–70 млрд куб. м) по сценариям соответственно. Для поддержания добычи на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, достижения высоких коэффициентов газоотдачи потребуются новые технологические решения и значительные дополнительные средства. Вводимые в разработку залежи газа в Западной Сибири будут содержать «жирный» (С_2+В) газ, добыча которого существенно увеличится. Для утилизации и транспортировки газа опережающими темпами будет развиваться газоперерабатывающая промышленность.
   
3. 
   Будут сформированы Иркутский (на базе Ковыктинского месторождения с перспективой освоения Южно-Ковыктинской лицензионной площади и месторождений севера Иркутской области) и Красноярский (на базе Собинско-Пайгинского и Юрубчено-Тохомского месторождений) центры газодобычи, что обеспечит рост добычи газа в Восточной Сибири с 8 до 42–44 млрд куб. м в 2035 году.
   
4. 
   На Дальнем Востоке резко возрастает значение Якутского центра газодобычи (на базе Чаяндинского месторождения, с перспективой освоения месторождений-сателлитов – Таас-Юряхского, Верхневилючанского, Среднетюнгского и других) при наметившейся тенденции стабилизации (около 30-33 млрд куб. м) добычи на шельфе Сахалина (реализуемые проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2») в консервативном сценарии. В целевом сценарии перспективные проекты «Сахалин-3» – «Сахалин-6», позволят увеличить добычу до уровня в 52 млрд куб. м. Всего на Дальнем Востоке объемы добычи газа увеличатся в 2,1–2,8 раза и достигнут 68–91 млрд куб. м. При освоении газовых месторождений Восточной Сибири и Якутии (Саха), характеризующихся высоким содержанием гелия (от 0,15 % до 1 %), потребуется развитие гелиевой промышленности, в том числе строительство крупных газоперерабатывающих заводов и подземных хранилищ гелиевого концентрата.
   
5. 
   Освоение ресурсов Баренцева моря (Штокмановского месторождения) будет зависеть от конъюнктуры мирового нефтегазового рынка и при благоприятных обстоятельствах становится возможным не ранее 2035 года в обоих сценариях.
   
6. 
   Расширение добычи на шельфе Карского моря предполагается путем подключения к разрабатываемому Юрхаровскому месторождению новых месторождений акватории Обской и Тазовской губ в период после 2025 года. Объектами разработки в регионе станут уже открытые месторождения (Каменномысское-море, Северо-Каменномысское, Обское, Чугорьяхинское), освоение которых предусматривается совместно с обустройством сухопутных месторождений (Парусовое, Семаковское и др.). В Большехетской впадине рост добычи прогнозируется за счет ввода в разработку после 2025 года ряда месторождений независимых операторов газодобычи – Пякяхинского, месторождений Мессояхской группы и др.
   
7. 
   Наряду с организацией переработки многокомпонентного газа планируется ускоренное строительство заводов по производству сжиженного природного газа суммарным объемом до 8 % от добычи природного газа.
   

1. 
   Дальнейшее развитие получит Единая система газоснабжения путем подключения к ней новых объектов любой формы собственности (в том числе на основе долевого участия), постепенного расширения на Восток России, а в перспективе – возможно и экономически целесообразное соединение восточных газопроводов с действующей ЕСГ, а также масштабная реконструкция и модернизация ГТС.
   
2. 
   Существенно увеличится протяженность магистральных газопроводов, в том числе за счет новых экспортных направлений. Будут реконструированы и модернизированы действующие магистральные газопроводы.
   
3. 
   В области новых экспортных маршрутов приоритетная роль отводится проекту «Сила Сибири», по которому будут осуществляться в первую очередь поставки газа в Китай, а в перспективе и в другие страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Кроме того, газопровод станет основой поэтапного формирования системы газопроводов для газоснабжения российских потребителей в рамках реализации программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы газоснабжения.
   
4. 
   Новым экспортным маршрутом является проект «Турецкий поток», который был предложен после отказа от проекта «Южный поток» в связи с активным противодействием его строительству со стороны Европейской комиссии. Основное отличие нового проекта заключается в изменении маршрута и протяженности сухопутной части газопровода на Балканском полуострове, в связи с чем изменится маршрут конечного участка подводной части газопровода. Предполагается, что проектная мощность «Турецкого потока» будет аналогична «Южному потоку», при этом часть газа будет направляться на внутренний рынок Турции, а основной объем будет отправляться на границу Турции и Греции, где будет организована точка сдачи газа для потребителей Юго-Восточной и Центральной Европы.
   
5. 
   Наряду с трубопроводной транспортировкой газа в России будут развиваться проекты по обеспечению транспортировки сжиженного природного газа, в первую очередь для усиления экспортных позиций Российской Федерации на внешнем рынке. В целом, объем экспорта СПГ из России к концу первого этапа может составить 14-45 млн т, а к концу второго – достичь 65–74 млн т.
   

1. 
   Потребление природного газа в 2015-2035 годах возрастет с 462 млрд куб. м до 542-571 млрд куб. м в 2035 году (или на 17-24 %). При этом наряду с растущим объемом потребления к 2035 году существенно сокращается доля электростанций и центральных котельных – с 54 % до 49% в консервативном сценарии и до 47 % в целевом сценарии; на 1 процентный пункт увеличится доля использования газа на коммунально-бытовые нужды и на 3 процентных пункта - доля использование газа на сырьевые нужды и в промышленности.
   
2. 
   Развитие рынка газа в Российской Федерации будет строиться на базе предоставления всем газодобывающим компаниям равных условий хозяйствования, что потребует обеспечения равного доступа субъектов рынка к газотранспортным системам разного уровня без рисков для газообеспечения российских потребителей и выполнения обязательств по экспорту, и равных тарифов на услуги по транспортировке газа.
   
3. 
   Будет осуществляться поэтапный переход к применению рыночных принципов ценообразования на газ за счет расширения нерегулируемого сегмента рынка в добыче газа, в газификации регионов и обеспечении потребностей отдельных потребителей, развития биржевой торговли природным газом
   
4. 
   В перспективе будет достигнут уровень внутренних цен на газ, обеспечивающий межтопливную конкуренцию на внутренних энергетических рынках. При этом на всех этапах Стратегии должна быть обеспечена безубыточность поставок природного газа на внутренний рынок.
   
5. 
   Продолжится газификация городских и сельских населенных пунктов, а также расширение использования природного газа в качестве моторного топлива.
   
6. 
   Будут реконструированы действующие подземные хранилища газа и создана широкая сеть максимально приближенных к потребителям ПХГ, объемы которых будут соответствовать сезонной и суточной неравномерности потребления газа.
   
7. 
   Будет сформирована сбалансированная система налогового и таможенно-тарифного обложения газовой отрасли при либерализации цен газа с целью обеспечить приемлемую рентабельность компаний на внутреннем рынке даже при ухудшении ресурсной базы и расширении ассортимента выпускаемой продукции. Будет усовершенствована система расчета налога на добычу полезных ископаемых с учетом макроэкономических параметров и особенностей разработки месторождений.
   

1. 
   Экспорт газа, осуществляемый как на основе долгосрочных контрактов, так и в рамках спотовой торговли, позволит сохранить необходимый объем поставок из России на европейский рынок при кратном увеличении поставок в восточном направлении (Китай, Япония, Республика Корея, Индия и др.). Общий экспорт природного газа в 2015-2035 годах возрастет с 208 млрд куб. м до 283–317 млрд куб. м. В целом, доля восточного направления в экспорте природного газа к 2035 году растет с 7 до 42% в консервативном сценарии и до 40 % в целевом сценарии. Доля экспорта СПГ увеличится с 7 до 23 % в обоих сценариях. Иными словами, ожидается значительная диверсификация экспорта, как с точки зрения рынков сбыта, так и способов транспортировки.
   
2. 
   Несмотря на замедление роста спроса и неопределённости с транзитом российского газа, европейский рынок газа продолжит формировать до половины российского экспорта в 2035 году. Поставки газа в СНГ будут сокращаться из-за снижения поставок в Украину.
   
3. 
   В зависимости от экономической конъюнктуры внешних рынков газа и состояния топливно-энергетического баланса России будет осуществляться импорт газа из государств Центральной Азии со снижающейся тенденцией поставок.
   

Для решения задач газовой отрасли будут использованы следующие меры:

1. 
   Совершенствование внутреннего рынка газа с выравниванием условий для всех его участников и проработка ко второму этапу Стратегии модели дальнейшего функционирования рынка с учетом складывающихся социально-экономических и политических условий.
   
2. 
   Совершенствование тарифообразования на транспортировку газа.
   
3. 
   Решение проблемы пользования подземными хранилищами газа.
   
4. 
   Совершенствование доступа к магистральным трубопроводам, в том числе: завершение разделения естественно-монопольных видов деятельности от конкурентных в системе ОАО «Газпром».
   
5. 
   Совершенствование биржевых механизмов реализации газа, в том числе:
   

• 
  обеспечение поэтапного расширения биржевой торговли природным газом (в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации № 323 от 16 апреля 2012 года) с дальнейшим наращиванием объемов и последующим переходом к использованию их биржевых цен в основном ценовом маркере для внутреннего рынка;
  
• 
  обеспечение обязательного резервирования мощностей транспортных систем для функционирования биржевой торговли природным газом.
  

6. 
   Совершенствование налогообложения газовой отрасли, в том числе:
   

• 
  внедрение установленного Федеральным закон №263-ФЗ от 30.09.2013 нового порядка исчисления суммы налога на добычу полезных ископаемых при добыче природного газа и газового конденсата;
  
• 
  сохранение действующих льгот по НДПИ при добыче природного газа на шельфе арктических морей и на Ямале и таможенно-тарифного регулирования экспорта СПГ из указанных районов.
  

7. 
   Устранение перекрестного субсидирования.
   
8. 
   Дальнейшая газификация регионов, в том числе: проведение специализированных исследований по разработке технологий поиска и добычи нетрадиционных газовых ресурсов; освоение комплекса технологий и высокоэффективных модульных установок для разработки значительных трудноизвлекаемых запасов низконапорного газа и др.
   
9. 
   Совершенствование ценообразования в рамках текущих принципов, в том числе:
   

• 
  совершенствование государственного регулирования границ цен на сетевой газ при их росте до уровня, обеспечивающего межтопливную конкуренцию на внутренних энергетических рынках (при этом на всех этапах Стратегии будет обеспечена безубыточность поставок природного газа на внутренний рынок);
  
• 
  формирование условий для перехода от регулирования оптовых цен на газ к регулированию тарифов на транспортировку газа по магистральным газопроводам.
  

10. 
    Адаптация экспортной политики России на европейском газовом рынке к новым тенденциям развития и трансформации регулирования (имплементация Третьего энергетического пакета, ожидаемое введение Целевой модели рынка природного газа) и к новым моделям ценообразования.
    
11. 
    Наращивание международной кооперации в целях обеспечения стабильного роста использования природного газа как доступного и наиболее экологически чистого источника энергии, в различных формах, включая моторное топливо и промышленное сырье.
    

• 
  увеличение доли Ямала, Восточной Сибири и Дальнего Востока в суммарных объемах добычи с 10,3 до 21–30 % в консервативном и целевом сценариях соответственно;
  
• 
  обеспечение доли независимых производителей газа и вертикально интегрированных нефтяных компаний в суммарных объемах добычи на уровне 25-29 %;
  
• 
  увеличение доли добычи газа на шельфах прилегающих морей в общем объеме добычи газа с 10,1 до 10,3% в обоих сценариях;
  
• 
  увеличение доли добычи газа на шельфах арктических морей в общем объеме добычи газа с 9,4 до 9,7% в консервативном и 9,6% - в целевом сценариях;
  
• 
  увеличение протяженности магистральных газопроводов на 11–13 % к уровню 2014 года;
  
• 
  увеличение доли стран Азиатско-Тихоокеанского региона в структуре экспорта газа с 6,7 до 9–22 %;
  
• 
  увеличение доли сжиженного природного газа в структуре экспорта с 6,7 до 8–17 %.
  

• 
  увеличение доли Ямала, Восточной Сибири и Дальнего Востока в суммарных объемах добычи с 21-30% до 38–41 %;
  

• 
  увеличение доли независимых производителей газа и вертикально интегрированных нефтяных компаний в суммарных объемах добычи с 25-29% до 31–32 %;
  

• 
  увеличение доли добычи газа на шельфах прилегающих морей в общем объеме добычи газа с 10,3 до 13-17%;
  

• 
  увеличение доли добычи газа на шельфах арктических морей в общем объеме добычи газа с 9,7 до 11,4% в консервативном сценарии и с 9,6 до 14,9% - в целевом сценарии;
  
• 
  увеличение протяженности магистральных газопроводов на 13–15 % к уровню 2014 года;
  
• 
  увеличение доли стран Азиатско-Тихоокеанского региона в структуре экспорта газа с 9 до 42% в консервативном сценарии и с 22 до 40 % - в целевом сценарии;
  
• 
  увеличение доли сжиженного природного газа в структуре экспорта с 8-17 до 23-23,4 %.
  

В таблице И.1 представлены индикаторы стратегического развития газовой промышленности, в таблице И.2 – баланс природного и попутного газа на период до 2035 года, в таблице Ж.3 - прогноз потребности в капитальных вложениях для развития газовой промышленности.