Развитие и размещение газовой промышленности России

Развитие и размещение газовой промышленности России. За последние полвека система газоснабжения прошла несколько фаз развития. В бывшем СССР она представляла собой общесоюзный народнохозяйственный комплекс. Поскольку и после распада СССР это накладывает заметный отпечаток на функционирование ЕСГ России, целесообразно рассмотреть основные этапы ее становления. Первый этап, охватывающий 40-е - начало 60-х годов, связан с освоением отдельных групп саратовских, краснодарских, ставропольских, восточноукраинских район Шебелинки, западноукраинских район Дашавы-Львова и ряда других газовых месторождений, а также попутного газа нефтяных месторождений районы Поволжья и Закавказья. Это относительно небольшие по объему и расположению недалеко от возможных потребителей источники газа. В каждом случае проектировался и сооружался отдельный газопровод группа газопроводов, связывающий с потребителями газа - газопроводы Саратов-Москва, Дашава-Минск, Дашава-Киев-Брянск-Москва, Сспсрный Кавказ-Центр начиная с газопровода Ставрополь- Москва , Шебелинка- Курск-Смоленск-Брянск, Шебелинка-Полтава-Киев, Шебелинка-Днепропетровск-Одесса и пр. На втором этапе, в 60-е годы, стали вводиться в разработку крупные газоносные районы - прежде всего резко увеличилось использование ресурсов Средней Азии, затем Республики Коми. Однако из-за значительной удаленности этих источников от основной части потенциальных потребителей, расположенных на Урале, в центральном и западных районах Европейской части страны, потребовалось сооружение первых сверхдальних газопроводов Бухара-Урал, Средняя Азия-Центр, Вуктыл-Торжок.

В них уже использовались трубы большего диаметра 1020-1220 мм и соответственно большей производительности 10-15 млрд. куб. м в год, а в газопроводе Средняя Азия-Центр - до 25 млрд. куб. м в год. Для обеспечения надежности функционирования газопроводов потребовалось строительство многониточных систем, а возросшие объемы передачи газа создали для этого объективные предпосылки.

Главным последствием усложнения схемы газопроводов стало взаимопересечение систем в районе Москвы и на Украине.

Таким образом, появилась возможность для взаимодействия газопроводных систем и перераспределения потоков по ним, то есть для формирования Единой системы газоснабжения страны.

Концентрация мощностей как в добыче, так и при транспортировке газа, прогресс строительной индустрии, насущные потребности народного хозяйства способствовали ускорению развития газовой промышленности - среднегодовая добыча газа в 60-е годы возросла с 45 млрд. до 200 млрд. куб. м, а его доля в топливном балансе страны - до 18-19 . К началу 70-х годов открытия геологов показали, что в Западной Сибири, прежде всего в Надым-Пур-Тазовском районе, сосредоточены уникальные запасы газа. Были также существенно увеличены разведанные запасы газа в Средней Азии и в районе Оренбурга, что создало надежную базу для резкого увеличения объемов его использования в народном хозяйстве.

Наступил этап форсированного развития газовой промышленности и Единой системы газоснабжения, характеризующийся следующими важными чертами созданием дальних и сверхдальних магистральных газопроводов, поскольку вводимые в разработку месторождения находились, как правило, на значительном до 2500-3000 км расстоянии от основных районов потребления переходом к индустриальной технологии и организации строительства, использованию наиболее прогрессивных технических решений - применению труб диаметром 1420 мм на рабочее давление 7,5 МПа и единичной производительностью свыше 30 млрд. куб. м в год резким усложнением структуры ЕСГ наличием многочисленных связей различных газотранспортных систем расширением возможностей маневрирования потоками газа. К концу 80-х годов ЕСГ СССР приобрела современный облик, став крупнейшей в мире газоснабжающей системой, обеспечивая свыше 40 потребности СССР в топливе, значительную долю потребления топлива в странах Восточной Европы и многих западноевропейских государствах.

Во второй половине 80-х годов Единая система газоснабжения подошла к новому зрелому этапу своего развития.

Масштабы газоснабжения и роль ЕСГ оказались настолько важными, что от эффективного и устойчивого ее функционирования стала зависеть нормальная работа многих крупных потребителей, целых отраслей и регионов.

Плановая экономика ориентировала газовую промышленность на предельно высокие темпы валового роста по принципу любыми средствами. Но одновременно с позиций потребителя главными становились качественные показатели газоснабжения - надежность поставок, реакция на изменения условий работы, компенсация возмущений в ТЭК страны и за ее пределами.

Это вело к усложнению режимов функционирования и повышению роли регулирования и резервирования газоснабжения. Зрелость системы проявилась и в том, что в результате перехода ряда месторождений и целых газодобывающих районов в стадию падающей добычи на фоне бурного роста новых районов и строительства новых крупных газотранспортных магистралей возникла потребность в изменении функций и роли существующих мощностей.

Реализация этого потенциала с целью минимизации суммарных затрат повышала значение системного моделирования развития и реконструкции ЕСГ, которое, для того чтобы быть эффективным методом принятия решений, должно комплексно учитывать все основные факторы ее работы. Важным средством обеспечения новых функций ЕСГ стала подсистема регулирования и резервирования газоснабжения, опирающаяся на крупные хранилища природного газа. Развитие этой подсистемы, берущее начало с 60-х годов, длительное время отставало от темпов роста газоснабжения.

Так, для нормальной работы в сезонном разрезе при круглогодичном газоснабжении необходимы запасы в объеме 10-11 годового потребления с учетом экспорта. Реально были достигнуты уровни 0,5 в 1965 г 2 - в 1970 г 3,1 - в 1975 г 4,6 -в 1980 г 5,3 - в 1985 г. В подобных условиях компенсация неравномерности во многом обеспечивалась за счет больших объемов буферного регулирования на электростанциях.

Однако в 80-е годы резкое увеличение доли газа в топливопотреблении электростанций и быстрое сокращение ресурсов мазута снизили возможности буферного регулирования. В те же годы были приняты меры по ускорению развития системы подземных хранилищ газа, что позволило довести объем хранения до 10,6 годового потребления, то есть впервые выйти на уровень сезонных запасов.

В конце 80-х годов кризисные явления в экономике затронули газовую промышленность. Это было связано с нехваткой инвестиций в то время централизованных, первыми признаками нестабильности спроса, проявившимися в резком снижении его темпов. Тем не менее большая инерционность процессов и накопленный ранее потенциал развития способствовали процветанию отрасли в период 1985-1990 гг. Суммарные инвестиции в газовую промышленности достигали в середине 80-х годов 10-11 млрд. руб. в год, а основные фонды были оценены на начало 1991 г. лишь в 65 млрд. руб. Правда, прямой пересчет этих величин в современные значения или в долларовый эквивалент весьма затруднителен хотя бы потому, что весомая часть инвестиций осуществлялась за счет импорта прежде всего труб большого диаметра, а их учет внутри страны проводился с применением искусственных переводных коэффициентов, индивидуальных для различных групп товаров и оборудования.

Так, для труб диаметром 1420 мм на рабочее давление 7,5 МПа, составлявших основной типоразмер на сооружавшихся во второй половине 70-х и в 80-с годы сверхмощных и сверхдальних магистральных газопроводах, импортные трубы условно приравнивались по своей стоимости к трубам Харцызского трубного завода Донецкая область, Украина. Цены последних были определены в 260 руб. за 1 т в 1984 г. и 350 руб. в 1991 г. при том, что цена импортируемых труб на мировом рынке колебалась в диапазоне 500-700 долл за 1 т. Следовательно, имела место явная недооценка объема инвестиций и тем самым стоимости фондов.

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

Таким образом, на интенсивное развитие ЕСГ были направлены огромные по любым оценкам средства.

По-видимому, программа создания системы газоснабжения стала наиболее капиталоемкой из всех реализованных в гражданском секторе экономики. Здесь надо отметить, что в принципе газовая промышленность вполне приспособлена к государственному режиму, в котором она находилась в период интенсивного роста, вследствие относительной простоты технологических процессов, потребности в масштабных и концентрированных капиталовложениях и необходимости гарантий рисков в том числе политических, связанных с этими вложениями.

Конечно, неизбежны и отрицательные моменты функционирования отрасли под эгидой государства, но они носят более тонкий характер. Итак, к началу 90-х годов газотранспортная система ЕСГ была в основном завершена. В пределах России она позволяла транспортировать свыше 600 млрд. куб. м природного газа в год, являясь крупнейшей такого рода системой в мире. Таблица 7. Размещение запасов природного газа в к итогу. Район 1980г. 1990г. 1995г. Россия, всего, млрд куб. м 254 641 595 То же, 100 100 100 Европейская часть 17 9,6 8,0 Северный 3,9 1,2 0,5 Уральский 10,6 6,8 6,0 Северо-Кавказский 1,6 0,8 0,5 Поволжский 1,1 0,8 1,0 Восточные районы 83 90,4 92,0 Западная Сибирь 82,5 89,6 90,8 Восточная Сибирь 0,25 0,3 0,7 Дальний Восток 0,25 0,5 0,5 Источник Родионова И.А Бунакова Т.М. Экономическая география М. 1998. В настоящее время основная добыча газа осуществляется в Западной Сибири, и в перспективе здесь же намечается концентрация добычи природного газа за счет Надым-Тазовского, Уренгойского, Ямбургского и Ямал- Гыданского месторождений.

Создание производственной инфраструктуры транспортных подходов в виде железных и шоссейных дорог, надежная работа морского и воздушного флота окажут существенную помощь в реализации этой программы.

По промышленным запасам природного газа Россия занимает одно из первых мест в мире, а по разведанным и добыче - первое 40 и 30 мировых показателей соответственно. В Европе наша страна - монополист по запасам этого вида топлива. Добыча природного газа в России с 1990 г. практически не снижалась и осталась на уровне 600 млрд м3 в год. Газовые месторождения находятся, как правило, вблизи нефтяных.

Наряду с природным добывается попутный газ вместе с нефтью на нефтяных месторождениях. Раньше при выходе на поверхность он сжигался, теперь научились газ отводить и использовать его для получения горючего и разных химических продуктов.

Добыча попутного газа составляет 11- 12 общей добычи газа. 13 Итак, Россия располагает значительными запасами нефти и газа. Основные их залежи расположены в Западно-Сибирской, Волго-Уральской, Тимано-Печорской нефтегазоносных провинциях, а также на Северном Кавказе и Дальнем Востоке. Обратимся к следующему рисунку 4. Естественной основой территориального разделения труда являются различия в природных ресурсах и условиях, но само разделение труда возникает только тогда, когда между разными частями страны или между странами с разными природными условиями устанавливается обмен.

Развитие территориального разделения труда ведет к формированию территориально-производственных сочетаний разного вида, уровня и типа. Такие территориально-производственные сочетания являются материальной основой формирования экономических районов соответствующего вида и ранга. ТПК вместе с непроизводственной сферой образуют районные народнохозяйственные комплексы. Поэтому, рассматривая следующие нефтегазоносные провинции, выделим некоторые ТПК, в которых важную роль играет газовая промышленность.

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. В пределах Западно-Сибирской низменности открыты 300 нефтяных и газовых месторождений. На территории Западной Сибири расположены основные запасы природного газа страны. Из них более половины находится на Тюменском Севере, преимущественно в трех газоносных областях. Наиболее крупные газовые месторождения - Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье, Надымское, Тазовское - открыты в Тазово-Пурпейской газоносной области на севере Тюменской области в Ямало-Ненецком автономном округе.

Весьма перспективны Ямбургское и Иванковское месторождения природного газа. Березовская газоносная область, расположенная вблизи Урала, включает Пунгинское. Игримское, Похромское и другие месторождения газа. В третьей газоносной области - Васюганской, которая находится в Томской области, самыми крупными месторождениями являются Мыльджинское, Лугинецкое, Усть-Сильгинское.

В последние годы осваиваются ресурсы нефти и освоение крупного Русского нефтегазового месторождения. Укрепление топливно-энергетической базы газовой промышленности в нашей стране идет за счет восточных районов и, прежде всего, Западной Сибири. И в будущем основным центром добычи в течение всего периода, на который рассчитана энергетическая программа, останется Западная Сибирь. Запасы промышленных категорий А В С1 в восточных районах составляют 21,6 трлн.куб.м, в том числе на долю Сибири и Дальнего Востока приходится 16,2 трлн.куб.м или 70,5 . Как сказано выше, основная часть их сосредоточена в недрах Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области и приурочена в основном к меловым отложениям. При этом экономико-географическое положение ведущих месторождений газа оценивается положительно.

Около 80 всех запасов газа сосредоточено на четырех уникальных месторождениях Уренгойском, Ямбургском, Заполярном и Медвежьем.

Месторождения имеют, значительные размеры газоносных площадей и высокую концентрацию запасов. Так запасы по промышленным категориям Уренгойского месторождения оцениваются в 4,4 трлн.куб. м, Ямбурского - 5,4 трлн.куб. м, Заполярного - 2,0 и Медвежьего - 1,6 трлн.куб. м. Важное значение придается освоению месторождений газа полуострова Ямал Ямало-Ненецкий автономный округ. Запасы природного газа здесь оцениваются в 9 трлн м3. Среди двадцати пяти разведанных месторождений этой территории своими запасами выделяются Бованенковское, Арктическое, Крузенштерновское, Новопортовское. На территории Тюменской области формируется крупнейший в России Западно-Сибирский программно-целевой территориально-производственный комплекс на основе уникальных запасов природного газа и нефти в средней и северной частях Западно-Сибирской равнины, а также значительных лесных ресурсов.

Ресурсы нефти и газа были открыты здесь в начале 1960-х годов на огромной площади в 1,7 млн. км2. Формирование Западно-Сибирского ТПК началось в конце 1960-х годов.

В Обь-Иртышском бассейне распространены ценные виды рыб - лососевые, осетровые, сиговые. Поэтому особенно опасно при увеличении добычи и переработки нефти и газа загрязнение рек. Общий замысел формирования Западно-Сибирского ТПК заключается в том, чтобы на основе месторождений нефти и газа создать крупнейшую топливно-энергетическую базу. Эта цель сейчас достигнута. Освоение нефтегазовых ресурсов повлекло за собой и транспортное освоение этих территорий, эксплуатацию крупных лесных массивов в центральной части Тюменской и на севере Томской областей.

Машиностроение Западно-Сибирского ТПК специализируется на ремонте нефтяного и газового оборудования быстро растет строительная индустрия. Во внутренних связях ТПК большую роль играют железные дороги Тюмень - Тобольск - Сургут - Нижневартовск - Уренгой, тупиковые ветки Ивдель - Обь, Тавда - Сотник, Асино - Белый Яр, а также водный путь по Оби и Иртышу. При перспективном развитии Западно-Сибирского программно-целевого ТПК особенно важно решение острейших демографических проблем, в том числе проблем малочисленных народов, а также решение экологических проблем сохранения экосистем. Таким образом, создание Западно-Сибирского ТПК не только позволяет решать текущие задачи - удовлетворение потребностей в нефти, природном газа, древесине, углеводородном сырье и т. д но и имеет важнейшее значение для реализации долговременной экономической политики на освоение восточных районов страны с их разнообразными природными ресурсами.

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция занимает обширную территорию между Волгой и Уралом и включает территорию Татарстана и Башкортостана, Удмуртской Республики, а также Саратовскую, Волгоградскую, Самарскую, Астраханскую, Пермскую области и южную часть Оренбургской.

Велики запасы природного газа на Урале. В Оренбургской области в промышленную разработку введено Оренбургское газокондснсатное месторождение с переработкой 45 млрд м3. Благоприятное географическое положение месторождения вблизи крупных промышленных центров страны на Урале и в Поволжье способствовало созданию на его базе промышленного комплекса.

Осваивается крупное газоконденсатное месторождение в Астраханской области. В Поволжском районе также эксплуатируются Арчединское, Степновское, Саратовское месторождения. Оренбургское и Астраханское газокондснсатные месторождения содержат много сероводорода, их разработка требует использования экологически чистой технологии.

Запасы Оренбургского газоконденсата оцениваются в 1,8 трлн м3. Астраханское месторождение с запасами, превышающими 2 трлн.куб. м, отличается от Оренбургского повышенным содержанием серы. Промышленное развитие Предуралья Оренбургской области связано с разведкой нефти и газа. В отличие от Тимано-Печерского Оренбургский ТПК формируется в условиях обжитой и хорошо освоенной территории. Запасы природного газа сосредоточены в центральной и западной частях области. Как сказано выше, месторождения являются газоконденсатными, но кроме конденсата и метана, содержат серу, гелий, пропан, бутан и т. д. Кроме того, выявлены структуры, благоприятные для открытия новых месторождений газа это Восточно-Оренбургское поднятие, Соль-Илецкое сводовое поднятие, Предуральский прогиб.

Этот газоносный район расположен в непосредственной близости к топливодефицитным районам европейской части России. Многокомпонентный характер месторождений требует комплексного использования сырья.

Этому способствуют и благоприятные условия для жизни людей. Поэтому Оренбургский ТПК будет характеризоваться высокой ролью обрабатывающих звеньев в отраслевой структуре промышленного комплекса. Общий замысел Оренбургского ТПК заключается в том, чтобы на базе месторождений природного газа создать крупный центр по его добычи для удовлетворения местных потребностей и потребностей европейских стран с организацией химических производств на основе комплексной переработки газа, обеспечивающей получение исходного сырья. Это укрепляет экономический потенциал Оренбургской области и создает предпосылки для последующего ускоренного развития в ней машиностроения высокой и средней металлоемкости на базе уральского металла.

Развитие добычи газа и сети газопроводов имеет важное значение для улучшения условий жизни сельского населения области и ведения сельскохозяйственного производства. Такое положительное влияние связано со строительством автодорог вдоль трасс газопроводов и газификацией сельских поселений.

Все это способствует дальнейшему развитию сельского хозяйства области - важного поставщика высококачественного зерна, шерсти, мяса. Тимано- Печорская нефтегазоносная провинция занимает обширную территорию Республики Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской области. Большая часть разведанных и прогнозных запасов этой провинции размещена в относительно неглубоких 800-3300 м и хорошо изученных геологических комплексах. Здесь открыто более 70 нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Запасы газа находятся в основном на территории Республики Коми. Крупные месторождения газа - Вуктылское, Василковское, Вой-Вожское, Джеболское. Ведуться усиленные геолого-разведочные работы в акватории Баренцева моря. Европейский Север относится к перспективным районам, располагающим запасами топливных ресурсов, которые приурочены к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и шельфовой зоне морей Северного Ледовитого океана. Природный газ и газоконденсат содержат 94 метана и другие ценные компоненты.

В настоящее время уделяется внимание освоению Штокмановского месторождения шельфовой зоны Баренцева моря с запасами, превышающими 3 трлн м3 и Ардалинского месторождения Архангельской области. Коренным образом изменилось экономико-географическое положение республики Коми, благодаря открытию западно-сибирского природного газа. Сооружение проходящих по территории республики газопроводов способствовало дорожному строительству, развитию строительной индустрии, линий электропередач до компрессорных станций и т. п. Все это создало дополнительные экономические предпосылки для освоения местных природных ресурсов, несмотря на суровые природные условия.

На территории Тимано- Печерского ТПК открыты запасы природного газа. Особенностью наиболее известного газового месторождения - Вухтыловского является наличие запасов конденсата, из которого можно получать более дешевый бензин, чем из нефти. Вместе с тем наличие конденсата усложняет организацию добычи газа. Другая особенность Вухтыловского газового месторождения - это содержание этана - ценного сырья для органического синтеза.

На территории Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции выявлен целый ряд нефтяных месторождений - Усинкое, Возейское и другие. Эти месторождения отличаются высоким содержанием попутного газа в 2-3 раза больше, чем в месторождениях Волжско-Уральского бассейна и Западной Сибири. Указанные особенности газовых и нефтяных месторождений Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции требует комплексного использования нефти и газа. Дальнейшее развитие Тимано-Печерского ТПК заключается в том, чтобы на базе местных природных ресурсов создать и развить добычу нефти, природного газа, алюминиевого и титанового сырья, заготовку и переработку древесины при одновременном развитии угледобычи, электроэнергетики.

Реализация этого замысла позволит решить не только отраслевые проблемы, стоящие перед страной в части укрепления ее топливной и сырьевой базы, но и окажет влияние на формирование крупного хозяйственного комплекса на северо-востоке европейской части России - в Вологодской, Архангельской областях и республике Коми. Нефтегазоносные области Северного Кавказа занимают территорию Краснодарского и Ставропольского краев, Чеченской и Ингушской республик, Дагестана, Адыгеи, Кабардино-Балкарии.

На Северном Кавказе выделяются две нефтегазоносные области Дагестанская и Грозненская. Грозненская расположена в бассейне реки Терек. Основные месторождения нефти и газа Малгобекское, Горагорское, Гудермесское.

Дагестанская область тянется широкой полосой от побережья Каспийского моря в западном направлении до Минеральных Вод, а в южной части ее границы проходят по предгорьям Большого Кавказа и охватывают территорию Северной Осетии, Чеченской и Ингушской республик, Дагестана. Важнейшие нефтегазоносные месторождения Дагестана - Махачкалинское, Ачису, Избербашское. Крупное месторождение газа в республике - Дагестанские огни. В пределах Северо-Западного Кавказа расположены Ставропольская и Краснодарская нефтегазоносные области. В Ставропольском крае крупными месторождениями газа являются Северо-Ставропольское и Пелагиадинское, в Краснодарском крае - Ленинградское, Майкопское и Березанское.

Природный газ относится к высококачественному, содержит до 98 метана, имеет высокую теплотворную способность. Нефтегазоносные области Восточной Сибири в административном отношении охватывают территории Красноярского края, Иркутской области.

В Красноярском крае - Таймырское, Мессояхское месторождения и в Иркутской области - Братское месторождение. К перспективным месторождениям относят Марковское, Пилятинское, Криволукское. Кроме того, с 1999 года на севере Иркутской области начали эксплуатировать Ковыткинское месторождение. На Дальнем Востоке, в бассейне реки Вилюй на территории Республики Саха Якутия открыты 10 газоконденсатных месторождений, из них разрабатываются Усть-Вилюйское, Средне-Вилюйское, Мастахское и на Сахалине - Оха и Тунгорское месторождения.

Для решения топливо-энергетической проблемы на Дальнем Востоке большое значение имеет разработка газовых ресурсов Лено-Вилюйской провинции. Группа месторождений газа в Центральной Якутии сможет обеспечить потребности в нем не только Дальнего Востока, но и Восточной Сибири. В перспективе следует учитывать использование газа на территории Южно-Якутского ТПК в технологических процессах производства стали и фосфорных удобрений.

Рациональное использование якутского природного газа не ограничивается промышленностью. Следует также учитывать потребление газа в коммунальной сфере. Собственные потребности Якутии при строительстве новых ГРЭС и других газоемких производств составят около 7 млрд куб. м газа в год. Это означает, что если ограничиваться только добычей газа для местных нужд республики, то придется законсервировать в ее недрах более чем 2 3 подготовленных к эксплуатации запасов природного газа, что снизит эффективность капиталовложений в его разведку и добычу.

В тоже время широкое вовлечение природного газа Якутии в межрайонный оборот, а также поставки на внешний рынок повысят эффективность этих затрат в 3-4 раза. В отличие от нефти, природный газ не требует большой предварительной переработки для использования, но его необходимо сразу, отправлять к потребителю. Газ - главный вид топлива там, где нет других энергетических ресурсов. Он используется в промышленности 80 - электроэнергетика, химия, металлургия, строительство, полиграфия, а также в быту. Сформировалось несколько регионов переработки газа - Оренбургский, Астраханский, Сосногорский Республика Коми и Западно-Сибирский.

Они разнятся по номенклатуре и количеству выпускаемой продукции, что прежде всего объясняется объемом разведанных запасов ближайших месторождений и химическим составом добываемого здесь газа. В номенклатуру продукции газоперерабатывающих заводов ГПЗ входят собственно товарный газ, сера, гелий, пропан-бутановая смесь, технический углерод, широкие фракции легких углеводородов, сжиженный газ, дизтопливо, различные виды бензинов, этан, этилен и др. Производство каждого из этих видов продуктов распределено по основным регионам. Так, например, на Сосногорском заводе производят технический углерод, применяемый в полиграфической промышленности.

Экспорт этого продукта растет, завод обеспечивает им не только Россию и страны СНГ, но и государства Центральной и Восточной Европы, Восточной и Юго-Восточной Азии, Скандинавию.

Перспективы Сосногорского ГПЗ зависят от освоения месторождений Республики Коми, полуострова Ямал и севера Тюменской области. По последним данным, добыча газа в 1999 году составила 589,7 млрд куб. м, или 100 к уровню 1998 года. В то же время предприятиями ОАО Газпром добыто 545,6 млрд куб. м газа 92 общей добычи, что на 8 млрд куб. м меньше уровня 1998 года. Потребителям России в 1999 году поставлено 336,5 млрд куб. м, что на 7,3 млрд.куб.м выше 1998 года. Поставка газа за пределы России составила 172,3 млрд куб. м, что на уровне 1998 года. В 1999 году закачано в подземные хранилища 54,4 млрд куб. м газа, в то время как отбор газа из ПХГ России осуществлен в объеме 52,6 млрд куб. м. 13 Таблица 6. Газовая промышленность 1999 год факт 1998 год факт к 1998 году 1. Добыча газа, всего, млн м3 589690,3 589597,2 100,0 в том числе ОАО Газпром 545637,3 553693,1 98,5 Западная Сибирь 507037,1 515336,5 98,4 ОАО Томскгазпром 556 0 0 ГП Норильскгаэпром 3824,5 4036,1 94,8 ГП Якутскгазпром 1601,6 1552 103,2 АО УралНГП Копанское м-е 168,8 169,2 99,8 АОЗТ Стимул 62,4 36,2 172,4 ЗАО Роспан 782,9 138,2 566,5 ОАО Пурнефтегазгеология 1586,6 934,6 169,8 ЗАО Пургаз 3836,2 0 0 АООТ НК Таркосаленефтегаз 1989,6 44,3 4491,2 Предприятия нефтяной промышленности 29644,4 28993,5 102,2 Западная Сибирь 21572,2 20571,3 104,9 2. Отбор газа из ПХГ 52585,3 48005,7 109,5 Закачка газа в ПХГ 54361,7 52345,5. 103,9 3. Поставка газа России 336516,9 329240,9 102,2 Москве 26078,6 27131,4 96,1 БЭС России 134014,1 131761,9 101,7 Грузии 96,0 Украине 27473,5 31227,9 88,0 Молдове 2131,8 2899,5 73,5 Беларуси 12482,9 14701,4 84,9 Литве 1846 2228,6 82,8 Латвии 1020.1 1029,3 99,1 Эстонии 504,7 0 0 4. Экспорт газа 126776,4 120621,9 105,1 Источник ИнфоТЭК статистика, документы, факты. 2000 1. В 1999 году добыча нефти с газовым конденсатом составила 305 млн т, что превышает уровень 1998 г. на 1,6 млн тонн. Начиная с июня, обеспечен устойчивый рост добычи нефти с газовым конденсатом. В сравнении с 1998 годом рост добычи нефти обеспечен в нефтяных компаниях Сургутнефтегаз - на 2,4 млн. т 106,8 , Тюменская НК - 0,41 млн. т 102.1 , КомиТЭК - 0,12 млн. т 103,4 , НГК Славнефть - 0,15 млн. т 101,3 , практически сохранили уровни добычи 1998 года ОАО НК ЮКОС , ОАО НК ЛУКОЙЛ и ОАО ОНАКО . По состоянию на 01.01.99 в разработке в стране находилось 1137 нефтяных и нефтегазовых месторождений, добычу нефти и конденсата на которых осуществляли 15 нефтяных компаний, 7 организаций РАО Газпром , 80 мелких самостоятельных российских нефтедобывающих организаций и 44 совместных предприятия с иностранными инвестициями.

Существующая система налогообложения, а также проблема неплатежей привели за последние годы к значительному снижению темпов ввода в разработку новых месторождений, снижению объемов эксплуатационного бурения и обустройства этих месторождений, невыполнению принятых проектных уровней добычи нефти. 2.3.