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: