Экономика России и топливно-энергетический комплекс Основные показатели развития топливно-энергетического комплекса

Вид материала

Документы

Содержание III.1. Электроэнергетика III.3. Нефтеперерабатывающая отрасль III.4. Газодобывающая отрасль

Подобный материал:

• Топливно-энергетический комплекс обеспечивает значительный вклад в промышленное производство, 380.82kb.
• Итоги работы топливно-энергетического комплекса Московской области в осенне-зимний, 347.86kb.
• Реферат отчёта по нир на тему: «Разработка подсистемы ситуационного прогнозирования, 16.22kb.
• Программа V донского нефтегазового конгресса «xxi век. Современное состояние и перспективы, 30.13kb.
• Стратегия развития топливно-энергетического комплекса свердловской области до 2020, 807.08kb.
• Программа дисциплины "Правовое регулирование налогообложения топливно-энергетического, 151.5kb.
• Задачи, стоящие перед другими субъектами бюджетного планирования 58 Раздел Расходные, 653.16kb.
• Аналитическая программа министерства энергетики Российской Федерации «Развитие малого, 240.43kb.
• И. И. Баринова введение 1час Урок, 158.2kb.
• Приказ 3 декабря 2008 г. №194 Орегламенте департамента по вопросам топливно-энергетического, 501.43kb.

III. Показатели развития топливно-энергетических отраслей

III.1. Электроэнергетика


При формировании технико-экономических показателей развития энергетики России были приняты следующие группировки объектов: предприятия РАО «ЕЭС России» и акционерные общества энергетики и электрификации, являющиеся самостоятельными субъектами оптового рынка мощности и энергии. Перечисленные группы в сумме именуются предприятиями электроэнергетики России.


Суммарные показатели производства электроэнергии включают также объемы ее производства предприятиями Минатома России и электростанциями других отраслей экономики.


Производственный потенциал электроэнергетики состоит из электростанций различных типов, электрических сетей напряжением 0,4 – 1150 кВт, строительных комплексов, предприятий стройиндустрии, проектных и научных организаций.


Установленная мощность электростанций России на конец 2003 года составила 216,0 млн. кВт, что на 2,6 млн.кВт выше, чем в 1993 году. Производство электроэнергии составило 916,3 млрд. кВт·ч, из них на ГЭС произведено 157,7 млрд. кВт·ч, на АЭС – 150,4 млрд. кВт·ч и на ТЭС – 608,2 млрд. кВт·ч. В 2003 году объем производства электроэнергии был на 10,9% выше, чем в 1998 году, но оставался все еще существенно ниже уровня 1993 года (на 40,3 млрд. кВт·ч, или на 4,2%). Объем производства электроэнергии на ТЭС увеличился относительно 1998 года на 44,5 млрд. кВт·ч (7,9%) и снизился на 54 млрд. кВт·ч (8,2%) по отношению к 1993 году.


Выработка электроэнергии РАО «ЕЭС России» в 2003 году выросла по сравнению с 1998 годом на 32,4 млрд. кВт·ч (5,4%) и составила 636,0 млрд. кВт·ч, или 69,4% от общего производства электроэнергии по России. Однако производство электроэнергии в 2003 году ниже уровня 1993 года на 144,6 млрд. кВт·ч (18,5%).


В целом по России в 2003 году отпуск тепловой энергии (централизованной) составил 1451,4 млн. Гкал, или 100,1% к уровню 2002 года, что на 9,2% ниже, чем было в 1993 году (15980 млн. Гкал). Энергоустановками РАО «ЕЭС России» в 2003 году отпущено 465,8 млн. Гкал. теплоэнергии, что на 0,3% меньше, чем в 2002 году, и на 37,9% ниже, чем в 1993 году.


Сокращение объема производства энергии привело к снижению расхода топлива на ТЭС. В 2003 году расход топлива по сравнению с 1993 годом снизился на 11,1 млн. т у.т., или на 3,7%.


В последние годы несколько улучшились показатели топливоиспользования на электростанциях. Эта тенденция сохранилась и в 2003 году: удельный расход топлива на отпуск теплоэнергии на ТЭС страны снизился на 12,2% по сравнению с 1993 годом.


Расход электроэнергии на собственные нужды ТЭС (при производстве электроэнергии) в 2003 году в среднем составил 5,7%, что выше уровня 1993 года на 0,5% пункта.


Удельный расход электроэнергии на собственные нужды ТЭС (при производстве теплоэнергии) в 2003 году снизился по сравнению с 1993 годом на 0,1 кВт·ч/Гкал, или на 0,3%.


Электростанции России в целом обеспечивают потребность страны в электроэнергии на производственные и жилищно-коммунальные нужды, а также экспорт электроэнергии в страны СНГ и дальнего зарубежья.


Вместе с тем, в энергосистемах России имеют место перебои в энергоснабжении. В 2003 году существенно возросло количество аварийных отключений ВЛ из-за экстремальных стихийных явлений. В течение осенне-зимнего периода по этой причине массовые отключения происходили в ОАО «Новгородэнерго», «Псковэнерго», «Тверьэнерго», «Кубаньэнерго», «Ставропольэнерго», «Севкавказэнерго» и др. Ликвидация отключений производилась в кратчайшие сроки с привлечением подрядных организаций и использованием аварийного запаса элементов ВЛ.


В целом за 2003 год на энергопредприятиях РАО «ЕЭС России» произошло 49,5 тыс.технологических нарушений, что на 12,5% меньше, чем в 2002 году. По электрическим сетям и тепловым электростанциям аварийность постоянно снижалась. На гидравлических электростанциях количество технологических нарушений уменьшилось на 29%: с 206 в 2002 году до 146 в 2003 году.


Основными причинами аварий в системе теплоснабжения явились большая изношенность оборудования и теплотрасс, недостаточное финансирование и, как следствие, низкое качество ремонтных и подготовительных работ.


В 2003 году годовая программа ремонтных работ РАО «ЕЭС России» выполнена по генерирующему оборудованию – на 94,6%, по энергетическим котлам – на 99,5% и по тепловым сетям – на 112,9%.


Впервые за последние пять лет отмечено накопление запасов топлива на объектах большой энергетики в соответствии с действующими нормативами. По состоянию на 01.01.2004 запасы топлива на электростанциях ЕЭС России составили: по углю – 19,8 млн.т, что выше норматива на 3,8 млн.т (23,4%), по мазуту – 3,3 млн.т, что на 563 тыс.т (20,7%) выше нормативных запасов.


За последние годы электроэнергетика полностью оплачивает текущее потребление топлива. Начато погашение ранее сложившейся кредиторской задолженности. За 2003 год задолженность поставщикам снизилась с 56,2 млрд.руб. до 52,9 млрд.руб., или на 5,9%.


Просроченная задолженность потребителей электрической и тепловой энергии снизилась со 123,7 млрд.руб. до 118,3 млрд.руб., или на 4,4%.


В 2003 году в электроэнергетике выведены из эксплуатации турбины общей мощностью 511,5 МВт, энергетические котлы суммарной паропроизводительностью 1005,0 т/ч, водогрейные котлы – на 500 Гкал/ч. Рост величины демонтированной мощности связан со списанием основного оборудования всех ТЭЦ Грозненской энергосистемы и энергоблока 300 МВт Каширской ГРЭС АО «Мосэнерго».


В 2003 году в электроэнергетике введено 2087,6 МВт энергомощностей. Состоялся пуск двух гидроагрегатов на Бурейской ГЭС мощностью по 185 МВт; введен в промышленную эксплуатацию второй энергоблок Нижневартовской ГРЭС мощностью 800 МВт. В соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 12.06.2003 № 785-р в 2003 году на действующих электростанциях РАО «ЕЭС России» в рамках работ по техническому перевооружению и реконструкции должно быть введено в эксплуатацию (для замещения ранее списанного и демонтированного оборудования) генерирующее оборудование суммарной мощностью 885,1 МВт. Фактически ввод новых генерирующих мощностей в 2003 году за счет техперевооружения и реконструкции действующих электростанций составил 910,6 МВт, или 102,9% от задания.


Главной проблемой, влияющей на надежное электроснабжение страны в ближайшие годы вследствие недостатка инвестиций, остается все ускоряющийся износ основных фондов отрасли. Если не принять радикальные меры, то, по прогнозам специалистов, в 2005 году имеющийся резерв мощностей в большинстве ОЭС и ЕЭС России в целом будет практически исчерпан.


Преодолению указанных явлений в электроэнергетике призвана способствовать реализация Плана мероприятий первого этапа реформирования электроэнергетики Российской Федерации, подготовленного в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 11.07.2001 № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» и распоряжением Правительства Российской Федерации от 05.04.2002 № 471.


III.2. Нефтедобывающая отрасль


Формирование рыночных отношений в нефтедобывающей отрасли сопровождалось резким спадом производства, обусловленным как ситуацией внутри страны, так и ситуацией с ценами на нефть на мировом рынке. Объем добычи нефти и газового конденсата до 1996 года ежегодно снижался.


В 1999 году начался рост объемов добычи нефти и газового конденсата – на 0,5% (до 305,1 млн.т) по сравнению с уровнем 1998 года. Однако достигнутый объем добычи составил лишь 59% от уровня добычи 1990 года. Рост добычи нефти продолжился и в последующие годы.


В последние годы Россия демонстрирует высокие темпы роста добычи нефти, однако эти достижения являются не более чем возвратом за утраченные ранее позиции.


Причин такого быстрого роста добычи нефти несколько, но главные из них:

• законодательная база, заложенная в предшествующие годы;
  
• проведенная в начале 90-х годов ХХ века реформа отрасли и создание крупных вертикально интегрированных нефтяных компаний;
  
• формирование в России достаточно благоприятного инвестиционного климата;
  
• хорошая конъюнктура мировых рынков и высокие мировые цены на нефть.
  

Именно эти причины вызвали рост инвестиций в нефтяную отрасль и, прежде всего, в добычу нефти. Только за 1999 – 2001 годы они увеличились в 2,3 раза. Рост инвестиций привел к росту объемов эксплуатационного бурения, ввода в эксплуатацию новых нефтяных скважин и капитального ремонта простаивающих. Таким образом, рост добычи нефти в России в последние годы и повышение эффективности отрасли происходят в основном на действующих и открытых ранее месторождениях, на созданной инфраструктуре.


В 2003 году рост добычи нефти продолжился. В стране было произведено 421,3 млн.т нефти и газового конденсата – на 38,9% больше, чем в 1998 году, и на 11,0% - чем в 2002 году. В 2003 году уровень добычи нефти и газового конденсата превысил объем добычи 1993 года на 18,8%.


Доля добычи нефти крупнейшими нефтяными компаниями: ОАО «ЛУКойл», ОАО «ЮКОС», ОАО «Сургутнефтегаз» и ОАО «Тюменская нефтяная компания» в общей добыче России составила в 2003 году 60,9% (в 2002 году – 60,1%), в том числе ОАО «ЛУКойл» - 18,7% (в 2002 году – 19,9%); ОАО «ЮКОС» - 19,2% (в 2002 году – 18,3%); ОАО «Сургутнефтегаз» - 12,8% (в 2002 году – 13,0%) и ОАО «Тюменская нефтяная компания» - 10,2% (в 2002 году – 9,9%).


Прирост добычи нефти в 2003 году по сравнению с 2002 годом обеспечивался за счет интенсификации отборов жидкости, ввода в эксплуатацию новых нефтяных скважин, применения новых методов увеличения отдачи пластов и освоения новых месторождений.


В 2003 году в России в эксплуатацию было введено 3383 нефтедобывающие скважины, что, однако, на 9,1% меньше уровня 2002 года.


За этот же период было введено в разработку 29 новых нефтяных месторождений. Общий прирост добычи нефти по месторождениям, введенным в эксплуатацию в 1997 – 2003 годах, составил 16,6 млн.т.


За 1992 – 1999 годы ухудшилось использование фонда нефтяных скважин. Значительно выросло число бездействующих скважин и находящихся в простое, превысив четверть эксплуатационного фонда (максимальное значение этого показателя было в 1994 году – 28%).


В 2003 году эксплуатационный фонд нефтяных скважин составил в целом по России 152411 единиц, что 2682 единицы меньше, чем в 2002 году. Действующий фонд нефтяных скважин уменьшился на 3075 единиц, а бездействующий фонд вырос на 341 единицы и составил 19,9% от эксплуатационного фонда скважин.


Увеличение неработающего фонда скважин за 2003 год относительно 2002 года произошло в нефтяных компаниях: ОАО «Тюменская нефтяная компания» - на 19,3% и ОАО «Татнефть» - на 31,2%. Уменьшение неработающего фонда скважин имело место в нефтяных компаниях: ОАО «ЛУКойл» - на 2,7%; ОАО «ЮКОС» - на 9,1%; ОАО «Сургутнефтегаз» - на 3,7%.


В развитии сырьевой базы нефтедобывающей промышленности России наблюдалась устойчивая тенденция ухудшения ее качества. В общем балансе запасов нефти доля трудно извлекаемых запасов уже достигла 55…60% и продолжает расти. Для выработки остаточных запасов нефти на разрабатываемых месторождениях и вводимых в эксплуатацию новых залежах необходимы другие технологии, со значительно большими затратами финансовых и материально-технических ресурсов нежели при использовании традиционных систем разработки. Более 70% запасов нефти находится в диапазоне низких дебитов скважин на грани рентабельности. Если 10 лет назад доля вовлеченных в разработку запасов с дебитами скважин менее 25 т/сут. cоставляла около 55%, то сегодня такую долю (55%) составляют запасы с дебитами до 10 т/сут. Трудно извлекаемые и выработанные запасы нефти составляют основную часть баланса запасов нефти России.


Характерной особенностью подготовки запасов нефти в 90-е годы ХХ века являлось резкое сокращение ассигнований на геологоразведочные работы и уменьшение объемов глубокого разведочного бурения. Перелом в этом процессе произошел только в 2000 году. Активизация инвестиционной деятельности компаний в 2000 году обеспечила увеличение объемов эксплуатационного бурения и ввода в эксплуатацию скважин из бездействующего, законсервированного и контрольного фондов, а также увеличение объемов проведения геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти из старого (действующего) фонда скважин.


Прирост промышленных запасов нефти, включая газовый конденсат, в 1997 – 2001 годах обеспечил возмещение объемов добычи на 86%, а в 2002 году – на 64%. В 2003 году прирост промышленных запасов нефти составил 268,9 млн.т и компенсировал объем ее добычи лишь на 63,8%.


С отменой ставок на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ) объемы геологоразведочных работ в основных нефтедобывающих регионах России упали в 1,5… 1,8 раза, что привело к существенному снижению прироста запасов нефти и газового конденсата. Следует учитывать, что прирост запасов нефти в 2002 году осуществлялся за счет работ, профинансированных в 2001 году из средств ВМСБ и за счет собственных средств нефтегазодобывающих предприятий, а в 2003 году – только за счет собственных средств нефтедобывающих компаний.


Основной прирост запасов нефти в 2003 году, как и в предыдущие годы, получен по открытым ранее месторождениям. В основном его обеспечили нефтяные компании: «ЛУКойл», «Сургутнефтегаз», «ЮКОС», «ТНК» и «Татнефть».


III.3. Нефтеперерабатывающая отрасль


Нефтеперерабатывающая отрасль занимает важные позиции в экономике России, обеспечивая промышленность, сельское хозяйство, транспорт и население страны топливом, смазочными маслами, сырьем для химической промышленности и многими другими продуктами. Она является также важным источником валютных поступлений.


Переработкой нефти в России заняты 27 нефтеперерабатывающих предприятий, 6 заводов по производству масел и присадок, три опытных завода и малые предприятия.


Крупнейшими нефтеперерабатывающими предприятиями страны являются АО «Башкирская нефтехимическая компания», ООО «ПО Киришинефтеоргсинтез» (ОАО «Сургутнефтегаз»), АО «Омский НПЗ» (ОАО «Сибнефть»), ЗАО «Рязанская НПК» (АО «ТНК»), ООО «Пермнефтеоргсинтез» (ОАО «НК ЛУКойл») и Ангарская нефтехимическая компания (ОАО «НК «ЮКОС»). Ежегодно на эти шесть структур приходится свыше 40% общего объема нефтепереработки России.


За 1990-е годы произошло резкое снижение объемов переработки нефти и производства основных нефтепродуктов. Переработка нефти на НПЗ и производство моторных топлив сократились почти в 2 раза, смазочных масел, нефтебитума, электродного кокса и ароматики – в 2,3 раза, твердых парафинов, основных продуктов нефтехимии и сырья для производства сажи – почти в 7 раз. Снижение объемов переработки нефти произошло вследствие сокращения внутреннего спроса, обусловленного падением промышленного производства, при одновременном сокращении, добычи нефти и увеличении ее поставок на экспорт.


За анализируемый период среднеотраслевая загрузка мощностей первичной переработки нефти снизилась с 87% в 1990 году до 55,4% в 1995 году. С 1996 по 2000 годы коэффициент использования мощностей составлял около 62%. В 2001 году этот показатель был равен 70,6%, в 2002 году увеличился до 71,7%, а в 2003 году – до 75,9%. Наиболее экономичным уровнем загрузки мощностей нефтеперерабатывающих заводов является 80… 85%. Недозагрузка мощностей НПЗ увеличивает и без того высокие издержки переработки нефти.


С 1999 года в России отмечается рост объемов переработки нефти. В 2003 году объем переработки составил 190,1 млн.т, что на 2,7% выше уровня 2002 года. Соответственно увеличилось производство продуктов нефтепереработки: автомобильного бензина – до 29,3 млн.т (на 1,1%), дизельного топлива – до 53,9 млн.т (на 2,3%) и топочного мазута – до 54,6 млн.т (на 0,7%).


Почти все предприятия нефтеперерабатывающей отрасли увеличили объем переработки нефти и только на предприятиях ОАО «Башнефтехим» (АО «Уфимский НПЗ», АО «Уфанефтехим») и ОАО «НК ЮКОС» отмечалось его незначительное снижение.


Состояние технологии и оборудования нефтеперерабатывающих предприятий не позволяет выпускать нефтепродукты европейского качества. Однако введение в 2001 – 2003 годах мощностей, углубляющих переработку нефти и улучшающих качество нефтепродуктов, позволило повысить выработку российскими НПЗ высококачественных продуктов.


Растущий спрос на автобензин высокооктановых марок (АИ-92 и выше) был обеспечен в 2003 году увеличением его производства на 1,2 млн.т (8,6%) с доведением доли этих марок в общем объеме выпуска бензина до 53,1%.


В соответствии с Федеральным законом Российской Федерации от 22 марта 2003 года № 34-ФЗ с 1 июля 2003 года полностью прекращено производство и использование этилированного автомобильного бензина. Тем самым положено начало для установки на отечественных автомобилях каталитических нейтрализаторов отработавших газов.


Доля малосернистого дизельного топлива (содержание серы менее 0,2%) выросла в общем объеме его производства на 2,3% пункта, в том числе с содержанием серы менее 0,05% - на 2,4% пункта.


Среднеотраслевая глубина переработки нефти по сравнению с 2002 годом увеличилась на 1,1% и составила в 2003 году 70,2%. По основным предприятиям значение этого показателя колеблется от 56…58% (НПЗ НК «Роснефть») до 83% (АО «Омский НПЗ»). Увеличение глубины переработки сырья обусловлено ростом загрузки мощностей вторичных процессов: крекинг, риформинг и гидроочистка.


Объем капитальных вложений на предприятиях нефтеперерабатывающей промышленности составил 27,4 млрд.рублей.


В 2003 году введены в действие:

- установка гидродепарафинизации дизельного топлива с блоком производства серы мощностью 850 тыс.т на ОАО «ЛУКойл-Ухтанефтепереработка»;

- установка по производству висбрекинга мощностью 1800 тыс.т на ОАО «Нижнекамский НПЗ»;

- комплекс производства этилбензола (230 тыс.т) и стирола (200 тыс.т) в ОАО «Салаватнефтеоргсинтез»;

- вакуумный блок ЭЛОУ-АВТ-7 на ОАО «Нижнекамский НПЗ»;

- установка изомеризации мощностью 300 тыс.т на ОАО «Новокуйбышевский НПЗ».


III.4. Газодобывающая отрасль


Газодобывающая отрасль России в силу своего географического положения и потенциальных возможностей сырьевой базы (до 45% мировых ресурсов газа) продолжает поддерживать единое энергетическое пространство стран СНГ и оказывать стабилизирующее влияние на их экономику. Россия – одна из тех стран мира, которая полностью удовлетворяет собственные потребности в газе и поставляет значительные его объемы на мировой рынок. Основу газодобывающей отрасли Российской Федерации составляют предприятия ОАО «Газпром», на долю которых в 2003 году пришлось 87,1% добытого газа (в 2002 году – 87,7%).


Сохранение целостности Единой системы газоснабжения и поэтапная реструктуризация отрасли (выделение непрофильных производственных структур) позволили обеспечить ее устойчивое функционирование в ходе экономических реформ. Добыча газа в 1990 – 2000 годах снизилась всего на 9%: в первые годы в основном из-за спада производства практически во всех отраслях экономики, а также низкой платежеспособности российских потребителей и потребителей стран СНГ, а в последующие годы – ввиду отставания ввода в действие мощностей из-за недостаточности инвестиционных ресурсов. После финансового кризиса в августе 1998 года на первый план вышла проблема несоответствия цен на газ на внутреннем рынке страны растущим издержкам отрасли, обеспечивающим поддержание достигнутых уровней производства.


Устойчивая и эффективная работа отрасли была обусловлена эксплуатацией уникальных по мощности и эффективности месторождений и газотранспортных систем, сооруженных в 70-80 годы XX века. После резкого наращивания добычи газа в течение нескольких десятилетий, в 1991 году был достигнут максимальный уровень газодобычи (643 млрд.куб.м). В последующий период, в силу названных выше причин, начался спад производства, продлившийся до 1997 года.


В 2003 году объем добычи газа в России составил 620,2 млрд.куб.м, что выше уровня как 1998 года, так и 1993 года (на 0,4%). Прирост добычи газа в размере 25,3 млрд.куб.м обеспечили предприятия ОАО «Газпром», нефтедобывающие предприятия и независимые производители газа, крупнейшими из которых являются ОАО НК «Таркосаленефтегаз», ЗАО «Пургаз», ООО «Нортгаз».


Добыча газа по ОАО «Газпром» составила 540,2 млрд.куб.м, что ниже уровня 1998 года на 2,4%, но на 3,5% больше, чем в 2002 году. Достигнутый в 2003 году прирост добычи (18,3 млрд.куб.м) газа обеспечен за счет опережающего ввода производственных мощностей на Заполярном, Ямбургском, Западно-Таркосаленском и Юбилейном месторождениях. Очередным вкладом ОАО «Газпром» в решение задачи по увеличение добычи газа стал ввод в эксплуатацию Вынгаяхинского месторождения.


В 2003 году в России добыто 13,7 млн.т газового конденсата, что выше уровня 2002 года на 9,2%. На долю ОАО «Газпром» в общей добыче конденсата приходится 74%.


Финансовое состояние газовой отрасли определяется ростом издержек производства. Это обусловлено дальнейшим продвижением газодобычи на север и восток страны (в зоны с более сложными горно-геологическими и природно-климатическими условиями), растущей выработанностью базовых месторождений Западной Сибири, а также опережающим ростом затрат на материально-технические ресурсы по сравнению с внутренними ценами на газ.


Внутренние цены на газ регулируются государством. Однако из-за отсутствия государственной долгосрочной ценовой политики и в результате не системности принимаемых решений в этой области природный газ искусственно стал самым дешевым энергоносителем в стране, что привело к необоснованному росту потребности в нем.


Низкие внутренние цены на газ в сочетании с неплатежеспособностью основных его потребителей (электроэнергетики и жилищно-коммунального хозяйства) привели к тому, что доходы от экспорта газа в страны дальнего зарубежья стали основным источником формирования прибыли газовой промышленности. Сложившееся положение отрицательно сказалось на инвестиционных возможностях отрасли.


В финансовом отношении 2003 год стал для газовой промышленности самым успешным за последнее десятилетие. Объем оплаченной продукции отрасли увеличился на 31,5%. В отрасли наблюдалась положительная тенденция снижения дебиторской задолженности (на 5,0 млрд.руб.), в том числе дебиторской задолженности покупателей (на 14,9 млрд.руб.). Однако в 2003 году сохранилась отрицательная тенденция роста кредиторской задолженности (на 19,3 млрд.руб., или на 11,3%, по сравнению с 2002 годом).


Снижение объемов и увеличение стоимости геологоразведочных работ, недостаточное и несвоевременное их финансирование ведут к сокращению сырьевой базы газовой промышленности. За период 1993 – 2001 годов не восполненная доля запасов газа составила 3,4 трлн.куб.м.


В 2002 году впервые за последние 10 лет прирост запасов газа по ОАО «Газпром» компенсировал его добычу на 98,6%. По результатам геологоразведочных работ в 2003 году прирост запасов газа составил 426,8 млрд.куб.м, или лишь 79% его годовой добычи.


Общий объем разведочного и эксплуатационного бурения по всем видам проходки составил по ОАО «Газпром» 497,8 тыс.м, в том числе 69% по Западной Сибири. Объем проходки на газ составил 430,5 тыс.м, что на 54,2% больше уровня 2002 года. По сравнению с предшествующим годом, доля разведочного бурения в общем объеме проходки на газ уменьшилась и составила 13,7% (в 2002 году – 16,2%).


В 1997 – 2003 годах эксплуатационный фонд газовых скважин ОАО «Газпром» увеличился на 532 скважины и составил 6,2 тыс.единиц. Действующий фонд скважин вырос на 627 скважин – до 5,7 тыс.единиц. В 2003 году средний дебит газовых скважин продолжал снижаться и составил 8,2 млн.куб.м/СКВ.-мес. (в 2002 году – 8,4 млн.куб.м/скв.-мес.).


Объем закачки в подземные хранилища газа составил 56,8 млрд.куб.м, что на 11,1 млрд.куб.м газа больше, чем в 2002 году. На территории России в 2003 году эксплуатировались 24 подземных хранилищ газа. В отчетном году начата закачка газа в Карашурское и Мусинское ПХГ.


В 2003 году в страны ближнего и дальнего зарубежья поставлено 189,3 млрд.куб.м газа. Экспортная выручка за поставленный газ составила 20,0 млрд.долларов США, что на 25,7% больше, чем в 2002 году. Главной причиной столь значительного увеличения экспортной выручки явился рост цен на экспортируемый газ в страны Западной и Восточной Европы на 26… 28%.


Российский газ поставлялся в 20 стран Европы. По сравнению с 2002 годом объем его экспорта в европейские государства увеличился на 5,9%.