Новая парадигма развития энергетического комплекса России в первой половине ХХI века

В последние годы термин «парадигма» используется в ряде работ, посвященных современному состоянию и перспективам развития нефтяной и газовой отраслей промышленности и поисково-разведочным работам [4, 13, 34, 35].

По мнению автора, парадигма - это комплекс сложившихся или специально выработанных руководящих принципов и подходов к решению проблем функционирования и оптимизации развития какого-либо процесса (системы), учитывающих его современное состояние.

Парадигма - категория инерционная. Она не может, да, и не должна меняться каждые 5 и даже 10 лет. Вероятно, оптимальный период действия любой парадигмы применительно к любой области - 20, возможно, 30 лет.

Для начала и развития процессов в материальном мире необходимы вещество, энергия, пространство, время, катализ (для ускорения многих реакций). Без энергии ничто и не происходит, не изменяется, не развивается.

Энергетика – основа развития человеческой цивилизации, прежде всего, промышленности.

Энергетическими доминантами развития человечества в разные исторические эпохи были дрова («вечный», в т.ч. и современный, в малых масштабах, энергоноситель), уголь, нефть, газ. С середины ХХ в. к ним добавились такие виды, как атомная энергия и возобновляемые источники энергии (ВИЭ), включая гидроэнергию, силу ветра, энергию солнца, приливов и др.

История развития нефтегазового комплекса мира в целом и России насчитывает более 150 лет (с 50-60-х годов XIX века) [2, 14, 16, 32, 38].

Минеральные энергоносители (МЭН) – горючие ископаемые (ГИ): уголь, нефть и газ (твердое, жидкое, газообразное состояние) служат основой энергообеспечения развития уже более 200 лет (начиная с угля на рубеже 18/19 веков).

В истории человеческой цивилизации неоднократно менялись энергетические доминанты промышленности развития. Это отражено на рисунке 1.

Рисунок 1 - Эпохи (эры) господства (доминирования) различных видов горючих ископаемых в мировом ТЭК

В разные периоды развития энергетики мира и России, в частности, действовали разные «энергетические парадигмы» – ЭП, учитывавших место и роль различных видов.

Месторождения и залежи угля находятся на поверхности Земли или на малых глубинах угленосных (нефтегазоугленосных) бассейнов – до 1-1,8 км и поэтому исторически первым видом промышленной добычи МЭН стал именно уголь (+торф), пришедший на смену органическому топливу (дровам и др.). Именно поэтому XIX век и стал веком угля, как основы энергетического комплекса (ЭК).

Поиски скоплений нефти сначала также основывались на ее поверхностных проявлениях (в Азербайджане, Иране, Индонезии и др. странах). Нефтяная отрасль промышленности после ее возникновения в России и США в конце XIX века бурно развивалась в течение всего ХХ столетия, постепенно вытесняя уголь из топливно-энергетического баланса (ТЭБ) многих стран.

Свободный газ (СГ), залегающий в недрах выше, на уровне, и в большинстве случаев ниже нефти, стал рассматриваться в качестве самостоятельного вида горючих ископаемых после 1940 г. Запасы СГ в России в 30-х гг. не превышали первых десятков млрд м³, добыча была минимальной (3,2 млрд м³ в 1940 г.).

Во второй половине ХХ века со все возрастающей активностью стала развиваться мировая газовая промышленность, однако только в 1981-1990 гг. пришло осознание того, что газ во всех смысла лучше, технологичнее и экологичнее других видов ГИ.

В последние десятилетия ХХ века многие страны приступили к сдерживанию и даже уменьшению угледобычи.

Во всем мире в 2000 г. (рубеж между столетиями) общемировая добыча минеральных энергоносителей составила:

В 2016 г. – соответственно 4,4 млрд т, 3,7 трлн м³, 4,5 млрд т. В 2017-2018 гг. произошло незначительное увеличение производства УВ, началось снижение производства угля.

«Нефтяные войны» второй половины ХХ века сменились «газовыми войнами» уже в начале наступившего ХХI века, хотя отголоски нефтяной эпохи ощущаются и по сей день (Ливия и Ирак, Венесуэла в 2018-2019 гг. и др.).

Представляется следующая периодизация развития ЭК мира, основанная на различной роли отдельных видов ГИ.

По пятидесятилетним периодам специфика развития мировой энергетики заключалась в следующем.

1801-1850 гг. – начало и быстрое увеличение объемов угледобычи;

1851-1900 гг. – уголь, появление нефти.

1901-1950 гг. – уголь, нефть, появление газа.

1951-2000 гг. – вытеснение угля углеводородами (УВ), снижение его роли в большинстве стран, в т.ч. и в России. В ряде стран добыча газа превысила добычу нефти. Резкий рост использования газа во всех сферах.

2001-2020 гг. – диверсификация источников получения энергии. Начало освоения и промышленного использования нетрадиционных ресурсов газа и нефти (НТРГ/Н) - в США, Китае, Австралии и др. странах, прежде всего сланцевых УВ и угольного газа. Появление возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Дальнейшее усиление роли газа.

В различных странах и регионах в начале наступившего ХХI века сложилось разное соотношение между производством, потреблением и экспортом/импортом нефти, угля и природного газа (ПГ: свободного – СГ и нефтяного попутного – НГ), в зависимости от запасов (начальных и текущих) и прогнозных ресурсов этих видов в недрах осадочных бассейнов в пределах национальных территорий и акваторий прилегающих морей.

Сложилось общее мнение, что природный газ (ПГ) – наилучший вид МЭН, в силу ряда причин. Страны, обладающие значительными традиционными запасами и ресурсами ПГ и добывающие газ в значительных объемах, имеют неоспоримые преимущества перед «угольными» и «нефтяными» странами. К «газовым» странам относятся Россия, Иран, Катар, Туркмения, Узбекистан, Австралия, Бангладеш и ряд других, в структуре производства ГИ и топливно-энергетического комплекса (ТЭК) этих стран газ занимает ведущее место (от 40 до 70-80 %) [8, 11, 23, 32, 37].

Максимум угледобычи в ХХ веке в России был достигнут в 1988 г. – 425,5 млн т.

Максимальная добыча нефти и конденсата в России имела место в 1987-1988 гг. (569 млн т), в 1989 г. – 552,3 млн т, газа – 643,0 млрд м³, после 1994 г. в условиях всеобъемлющего кризиса добыча нефти уменьшилась до 293 млн т в 1997 г. (без конденсата), газа – никогда не снижалась менее 570 млрд м³/год. Таким образом, уже 30 лет объем добычи газа в России превышает добычу жидких УВ. Добавим, что именно газ и ОАО «Газпром» вытащили экономику России из экономической «трясины» 90-х гг.

Периодизация развития ТЭК России предусматривает выделение двадцатилетних периодов, существенно отличающихся друг от друга, прежде всего, в области нефти и газа, приведенных в таблице 1.

Период кризиса 1991-2000 гг. отразился на угольной и нефтяной промышленности (добыча нефти+конденсата упала до 320 млн/год), но почти не затронул газовую отрасль: в 2000 г. общее производство природного газа (ПГ) в России составило 580 млрд м³, благодаря существованию ПАО «Газпром» и очень значительным запасам свободного газа, подготовленным еще до 1990 г. Именно газ вытягивал страну из кризиса. На 01.01.2001 разведанные запасы СГ России составляли 47,5 трлн м³ при накопленной добыче 12,5 трлн м³ и начальным разведанным запасам - 60 трлн м³ [16, 33]. При этом, никакой по сути парадигмы развития энергетики не существовало: все было хаотично.

Уже в первое десятилетие современного периода произошло восстановление во многом утраченных позиций в области ТЭК.

Производство ГИ в России за последние три года показано в таблице 2.

Таким образом, даже в 2016-2017 гг. исторические максимумы производства угля и нефти в России ещё не были достигнуты (повторены). По углю это произошло только в 2018 г., по газу - в 2017 г..

Наметилась явная тенденция к увеличению объемов производства всех минеральных энергоносителей, в т.ч. по нефти – к восстановлению позиций предкризисных 1987-1990 гг.

Современная производственная задействованность сырьевой базы нефтедобычи в России существенно выше, чем газа. В настоящее время в процессе разработки находится 1972 нефтесодержащих месторождения из 3065 открытых в России, при этом все уникальные, гигантские и крупнейшие по начальным извлекаемым запасам нефти и большинство крупных и средних, а в старых районах – и мелких, введено в эксплуатацию. В эксплуатации находится до 16,5 млрд т текущих разведанных запасов. Многие эксплуатируемые залежи находятся на этапе завершения добычи. Вместе с тем, из 950 газосодержащих месторождений эксплуатируется всего 486. Многие очень значительные по запасам СГ месторождения, даже уникальные и гигантские, находятся в плановом или вынужденном резерве. Например, в Ямальской области из 26 открытых и разведанных месторождений УВ в эксплуатации находятся только 2 (на газ) и одно – на нефть, с консервацией запасов СГ, на Гыдане из 11 – ни одного, в Баренцевом море из 5 открытых месторождений СГ с запасами 4,3 трлн м³ в ближайшем будущем не планируется ввод в эксплуатацию ни одного (в силу ряда причин). Из 88 месторождений Восточной Сибири в маломасштабной эксплуатации задействовано только 4 в Центральной Якутии. Однако все объясняется просто: нет труб - нет газа.

Топливно-энергетический баланс (ТЭБ) зависит от энергетических потребностей стран, регионов и отраслей промышленности и возможностей в их удовлетворении, от современного состояния развития ТЭК: национального производства или импорта тех или иных энергоносителей: нефти, газа, угля (минеральных), производства гидро- и атомной энергии, а в некоторых странах и ВИЭ.

В разных странах мира сложились различные соотношения между балансами производства и потребления различных энергоносителей (таблица 3).

Производство (добыча) ГИ зависит, прежде всего, от состояния и перспектив развития минерально-сырьевой базы (МСБ) газо-, нефте- и угледобычи, в т.ч. накопленной добычи (Q=НД), текущих разведанных запасов и неразведанных, в т.ч. неоткрытых (перспективных и прогнозных) ресурсов УВ и угля, технико-технологических возможностей, экономических и экологических условий их производства.

Сложившаяся глобальная ситуация в мировой газовой промышленности во втором десятилетии ХХI века такова:

• с 2011 г. мир вступил в эпоху газовых войн: война всех против всех

• главное противостояние в газовой сфере (и в большинстве других): Россия – США;

• в газовых войнах нет союзников: будет продолжаться борьба за поставки газа (спотовые и долговременные), повышение/снижение негласных («договорных») квот по добыче и цен, сдерживание газового демпинга (Катар, Иран, Мозамбик и др.), давление США на своих союзников, чтобы они покупали больше СПГ из Нового света;

• газ стал наиболее политизированным видом из всех полезных ископаемых, «затмив» нефть, уран, золото, алмазы.

За все годы эксплуатации открытых и разведанных месторождений УВ накопленная добыча нефти в России на 01.01.2019 составила 24,3 млрд т, газа – 23,4 трлн м³, текущие разведанные извлекаемые запасы нефти промышленных категорий (А+В₁+С₁) – 18,5 млрд т, свободного газа – 51,0 трлн м³ (геол.). Вместе с нефтяным газом извлекаемые запасы природного газа превышают 40 трлн м³. Даже ничего не предпринимая в рамках дальнейшего развития МСБГ Россия может добывать до 1 трлн м³ традиционного газа до 2050-2055 гг.

Действующие месторождения в Надым-Пур-Тазовском регионе (НПТР) Западной Сибири и рост газодобычи на Ямале в ближайшее пятилетие обеспечивают увеличение национальной добычи газа до 750-770 млрд м³/год при стабилизации добычи жидких УВ в диапазоне 550-560 млн т/год. Кстати, по мнению Министра энергетики РФ А.Новака (2018 г.), страна выйдет на пик нефтедобычи - 570 млн т - в 2021 г., далее ожидается медленное (хорошо, если так...) снижение производства жидких УВ - до 310 млн т в 2035 г. Правда, с этим мнением автор статьи - специалист в области ресурсов и поисков УВ - не согласен. Главные особенности развития ТЭК России в рамках ныне действующей (2001-2020 гг.) парадигмы:

• преодоление последствий кризиса 90-х гг.;

• конъюнктурная стагнация добычи газа на уровне 580-640 млрд м³/год, а по отдельным компаниям-производителям и уменьшение добычи (после кризисного 2009 г.);

• в рамках развития МСБ газо- и нефтедобычи упор на разведку и доразведку крупных и гигантских газосодержащих месторождений, поиск и освоение средних и малых месторождений нефти, относительно малая доля поисковых работ в объеме ПРР.

Новые тенденции в производстве ГИ и использовании энергии, получаемой из различных источников, требуют разработки новой, более современной парадигмы развития ЭК. В этой связи уже в 2019-2020 гг. намечается смена парадигмы в развитии ТЭК России.

Планы по развитию ЭК России в рамках новой парадигмы могут быть реализованы только в случае их надежного ресурсного обеспечения.

Ресурсные основы развития энергетического комплекса России в XXI веке

Минерально-энергетическое сырье (МЭС) - это горючие полезные ископаемые (ГИ), которые в недрах осадочных бассейнов находятся в 3-х физических состояниях: твердом - уголь и сланцы, жидком - нефть и газообразном - свободный газ, который бывает также и в твердом состоянии - газогидратном. К другим видам получения энергии относятся гидро- и атомная энергетика, а также ВИЭ. Каждый из них имеет свои достоинства и недостатки. Например, уголь: при громадных природных ресурсах во многих странах до глубины 1800 м его добыча затруднительна, а использование в больших масштабах нерационально. Гидроэнергетика хороша для горных стран - Норвегии, Таджикистана и др. и плоха для равнинных, особенно густонаселенных стран. Атомная энергетика просто опасна для человечества, всегда сохраняется хотя бы малая вероятность непредсказуемой случайности. Использование ВИЭ рационально для малых густонаселенных стран с благоприятными поверхностно-климатическими условиями (сильные постоянные ветры - регион Северного моря, обилие солнца - Ближний Восток и др.). Но имеются и свои суровые ограничения (очень дорого сооружение). Пожалуй, только природный газ лишен большинства недостатков. Однако необходимо учитывать, что МЭС - это и энергия, и топливо, и ценное химическое сырье, а ВИЭ - чистая энергетика.

Использование ГИ основано на их производстве - добыче из месторождений того или иного типа и фазового состояния, а также величины (по геологическим и извлекаемым запасам).

Минеральная самообеспеченность различных стран прямо зависит от богатства их недр разнообразными полезными ископаемыми (ПИ), в т.ч. горючими. Чем больше территория страны и площадь прилегающего шельфа, тем, как правило, выше ее возможности для самообеспечения за счет национальной добычи. Максимально обеспечена почти всеми видами металлов, нерудного сырья (алмазами и др.) и горючими ископаемыми - Россия (площадь суши - 17,3 млн км², шельфа около 5,5 млн км², в сумме 22,8 млн км²). Высоко обеспечены многими видами ПИ такие страны, как Канада, США, Китай, Австралия, Бразилия (площадью от 5 до 10 млн км² каждая). Мало обеспечены ПИ все страны Европы (Западной, Центральной и Восточной), кроме Норвегии (богатейший газонефтеносный шельф) и Нидерландов (изначально много СГ), однако недра многих европейских стран богаты углем (Германии, Польши, Украины и др.), который в силу ряда причин становится все менее востребованным, как энергоноситель [8, 21, 36].

В ранее опубликованных работах автора [27, 31] производилось сравнение природно-географических и геологических условий двух крупнейших стран мегаконтинента Евразия - России и Китая с точки зрения богатств их недр полезными ископаемыми (ПИ), в т.ч. газом и нефтью. В историко-географическом смысле Китай - страна гор и озер, поэтому ее недра более предрасположены к нефтенакоплению и сохранности нефтесодержащих месторождений и залежей, сопровождающих процессы дегазации осадочного чехла седиментационных бассейнов. Россия - страна равнин и рек, поэтому ее недра (на суше) предрасположены к газонакоплению и сохранности газосодержащих месторождений (с залежами СГ). И как следствие, Китай добывает нефти больше, чем природного газа, Россия - больше газа, чем жидких углеводородов (нефти+конденсата).

Вместе с тем, недра обеих стран очень богаты углем, но только в России наблюдается весь спектр угленакопления: угли бурые и каменные всех марок, антрациты и метаантрациты, даже графит (в Красноярском крае). Обе страны могут добывать сколько угодно угля (что и делает Китай в условиях дефицита УВ), но сдерживают угледобычу по экологическим соображениям).

Для всех стран мира в плане энергетики сохраняется существовавшая в ХХ веке дилемма: производить или покупать? (для обеспечения энергопотребностей). Лучше производить... и продавать «излишки» на мировом и региональных энергетических рынках, как это делает Россия уже 40 лет (с «перерывом» по нефти и углю в последнее десятилетие прошлого века) и ряд других стран, в первую очередь региона Арабо-Персидского залива.

Согласно официальным оценкам, по состоянию материалов на 2009 г. (приняты в 2012 г.) начальные потенциальные ресурсы (НПР) нефти недр России превышают 111 млрд т (извлек.), газа – 287,5 трлн м³ (геол.), конденсата - 17,8 млрд т [5, 6, 24]. Экспертами ВНИИГАЗа с высокой вероятностью НПР нефти оцениваются в 75 млрд т, свободного газа в 200-205 трлн м³, конденсата - 12 млрд т [28, 29].

Из разведанных запасов РФ - 50,8 трлн м³ на Группу Газпром в 2017 г. приходилось 36,4 трлн м³, в т.ч. 22,1 в Уральском ФО, на нефтяные и независимые компании - 12,8 трлн м³, на нераспределенный фонд - 1,6 трлн м³ (преимущественно в Ямальской области).

Ресурсная обеспеченность добычи всех видов ГИ России в ХХI веке - очень высокая. Величина НПР свободного традиционного газа интервально оценивается в диапазоне 200-300 трлн м³, в т.ч. прогнозная часть по любым оценкам более 100 трлн м³ (под будущие поисково-разведочные работы - ПРР и новые приросты разведанных-доказанных запасов). Безусловно, они не будут исчерпаны ни к 2050, ни к 2060 гг. А геологические ресурсы нетрадиционного газа оцениваются в 800-1000 трлн м³ (с учетом газогидратов) [10, 27, 30]. Запасы и неразведанные+неоткрытые ресурсы обычной нефти более ограничены (18,5 и 30-32 млрд т), однако и они достаточны для поддержания уровня нефтедобычи в 500-480 млн т в течение ближайших 10-12 лет (+ рост добычи конденсата, за счет увеличения объемов производства конденсатсодержащего газа).

Россия по текущей добыче и разведанным запасам многих важнейших видов полезных ископаемых занимает первое, второе или третье место в мире. То же относится и к прогнозным ресурсам, требующим проведения ПРР в средней и дальней перспективе (ближнюю обеспечивают уже имеющиеся разведанные запасы).

По традиционным прогнозным (неоткрытым) ресурсам Россия занимает первое место в мире по газу, традиционной и сланцевой нефти, углю, алмазам, многим рудам. Это обеспечивает проведение ПРР и последующее производство еще на многие десятилетия текущего века.

Будущее развитие МСБ газодобычи обеспечено прогнозными традиционными ресурсами СГ и потенциальными нетрадиционными ресурсами газа (НТРГ) [9, 10, 23, 24, 28, 30, 33, 36], в т.ч.:

Таким образом, реальные извлекаемые начальные ресурсы газа нетрадиционных источников оцениваются газовыми геологами в 104-118 трлн м³. Их объемы несколько превышают величину извлекаемых прогнозных традиционных ресурсов. Эти ресурсы позволяют добывать нетрадиционный газ в объеме не менее 280-300 млрд м³/год, но после 2050 г. (с 2041 г. - 200-240, вряд ли более).

Наиболее реальным видом нетрадиционного газа для масштабного промышленного производства является «плотный» газ, т.е. залегающий в низкопроницаемых плотных коллекторах на глубинах 3-6 км и более [10, 30]. Ресурсы такого газа очень значительны (по расчетам геологов ПАО «Газпром») и они залегают «удобно» - в ареале уже открытых и эксплуатируемых месторождений и залежей, но глубже на 200-500 м. Когда добыча газа из залежей с хорошими и просто удовлетворительными добывными возможностями будет близка к завершению, начнется добыча «плотного» газа (на всех уникальных и гигантских месторождениях севера Западной Сибири, прежде всего на Уренгойском, Ямбургском и др.).

Вместе с тем, в России сланцевое «направление» производства ПГ всегда будет иметь ограниченные масштабы в силу ресурсно-генетических причин.

Очень значительны ресурсы нетрадиционной нефти – в плотных низкопроницаемых коллекторах и сланцевой [1]. И поистине громадны запасы и ресурсы всех видов угля, от бурых до антрацитов: только в Сибири запасы - 270 млрд т, ресурсы прогнозные - 3460 млрд т [15].

В области мировой энергетики на рубеже веков (1995-2005 гг.) был опубликован целый ряд прогнозов ее развития до 2030-2035 гг. как отечественных, так и зарубежных исследователей [2, 3, 9, 21], многие из которых «благополучно» не подтверждаются уже сейчас, в 2019-2020 гг., особенно по отдельным странам и видам энергоносителей: жизнь намного сложнее и разнообразнее, чем наши представления о ней... . Весьма показательны планы по добыче газа и нефти в России и по ПАО «Газпром».

В конце «нулевых» годов (2008-2009 гг.) была запланирована добыча газа предприятиями Газпрома в 2018 г. 650 млрд м³, а она оказалась по факту менее 500 млрд м³, с минимумом 419 млрд м³ в 2016 г. (неблагоприятная конъюнктура на газовом рынке Европы).

Плановая добыча газа в России в 2017 г. оценивалась в 657 млрд м³, в т.ч. ПАО «Газпром» – 442 млрд м³, однако фактические объемы составили 692 и 471 млрд м³. Этому способствовала и хорошая конъюнктура на мировом газовом рынке. То же имело место и в 2018 г., когда был достигнут исторический максимум газодобычи - 725 млрд м³.

Внутреннее потребление газа в России составило в 2014г - 458 млрд м³ и несколько увеличилось в последующие годы.

Точно также в период 2008-2015 гг. планы по добыче нефти в стране принимались и регулярно не выполнялись, с дефицитом от 30-25 млн т/год до 14,3 млн т (2015 г.) [6].

Последнее десятилетие ряд исследователей и крупных компаний занимаются прогнозом развития ЭК мира и крупнейших стран до 2030, 2035, 2040 гг. [7, 16, 18, 19, 20, 36], но результаты многих из них грешат тенденциозностью и протекционизмом (по отношению к США). Чего стоят эти прогнозы?

Развитием многих процессов в человеческом обществе управляет не всегда осознанная, но чаще всего реализуемая «необходимость». Для прогнозирования используются тенденции развития (уже сложившиеся, существующие в данный момент), планируемые (прогнозируемые) необходимости и реальные возможности для реализации этих необходимостей.

Прогноз развития какого-либо процесса или явления на ближнюю перспективу (3-5 лет) основывается во многом на существующих тенденциях, на среднюю перспективу (10-12 лет, например, до 2030 г.) на предполагаемых необходимостях и реально реализуемых возможностях, на дальнюю перспективу (до 18-20 лет) - на представлениях о развитии процесса, будущей востребованности его результатов.

Чем больше период прогноза, тем менее достоверны и более неопределенны его результаты, тем в большем диапазоне находится «точка» реализации прогноза, например величина (объем) добычи какого-либо вида полезных ископаемых. Тем не менее разнопериодное прогнозирование необходимо, хотя бы потому, что правильно спрогнозированное Будущее будет влиять на развитие процесса от Настоящего вплоть до выбранного временного рубежа... .

Отметим следующее.

Предсказание будущего (во всем!) – задача трудная, сложная, многоаспектная, во многом неопределенная, хотя многие «ростки» будущего проглядывают уже в настоящем. Собрать их воедино и спрогнозировать развитие какого-либо процесса или явления на среднюю или дальнюю перспективу – высший «пилотаж» в научной деятельности, в том числе, и в нефтегазовой геологии…

При любых прогнозах невозможно точно предсказать цифры (величины параметров) по годам и отрезкам времени (хотя возможно и «угадать» некоторые из них в отдельные годы). Важнее подметить-предсказать тенденции развития и качественно-полуколичественные характеристики процесса развития, в т.ч. добычу УВ, открытия новых крупных месторождений, приросты новых запасов газа и нефти.

Вместе с тем, любой прогноз имеет вероятностный характер, он редко когда подтверждается полностью и в срок, однако уловить уже сложившиеся тенденции и предсказания на возможные изменения развития можно и нужно, чтобы влиять на будущее уже в настоящем, хотя, как это ни странно, вероятное будущее влияет на настоящее, по системе обратных связей.

В мировом соревновательном развитии ЭК при стагнации производства угля газ стремительно догоняет и скоро догонит нефть (примерно к 2030-2032 гг. по физическим объемам производства).

В настоящее время газовая отрасль промышленности России и мира обладает наилучшими перспективами развития среди других энергообеспечивающих отраслей. Основными факторами перспективности ее развития являются:

- опережающие темпы роста объемов потребления газа на энергетических рынках мира, особенно в странах АТР, с поставками по трансконтинентальным газопроводам («трубный» газ) и в виде СПГ;

- интеграция региональных газовых рынков в мировой экономике за счет развития газотранспортных систем и инфраструктурного обеспечения производства и поставок СПГ (заводы, терминалы, флот и т.п.);

- переход от «геополитики нефти» (в середине ХХ века) к «геополитике газа»;

- возрастание эколого-социальной значимости газа;

- неизбежное увеличение внутреннего потребления газа в различных странах мира (в противовес углю и нефти), включая Россию, США, страны АТР, возможно Европы и др. В случае США такое увеличение будет препятствовать широко разрекламированной масштабной экспансии американского газа на мировом газовом рынке за счет поставок СПГ.

Подчеркнем, что в ТЭБ России горючие ископаемые – газ, нефть и уголь – не конкурируют друг с другом, каждый из них занимает собственную нишу внутри баланса, они дополняют друг друга, поскольку их использование имеет свою специфику.

Географо-экологические и социальные ограничения производства, использования и дальнейшего развития различных природно-минеральных видов получения энергии для России:

уголь - некоторые экологические ограничения в европейских районах. В Сибири они отсутствуют;

нефть - ресурсные ограничения: высокоэффективные запасы и ресурсы исчерпаны на суше и не предполагаются на шельфе (по крайней мере, в больших объемах);

гидроэнергетика - географические и экологические ограничения;

атомная энергетика - синдром Чернобыля и Фукусимы, дальнейшее развитие ограничено районами Сибири;

ВИЭ - только местное развитие в европейских областях в ограниченных объемах;

газ - нет ограничений.

Газ для России - «больше», «выше», чем нефть (как, впрочем, и в недрах, где СГ залегает всегда выше нефти, «на уровне», но и ниже - в глубоких горизонтах). Последние три десятилетия объем добычи газа (свободного+нефтяного) был неизменно больше производства жидких УВ, в силу ряда причин, и не в последнюю очередь - ресурсно-геологических.

В СССР добывалось более 700 млн т угля (максимум 751 млн т в 1987 г., в т.ч. по РФ – 425,5 млн т), но к концу ХХ века объем производства неоправданно сократился в 2 раза - до 220 млн т в 1998 г. в угоду западным партнерам по европейскому энергетическому рынку. Кстати, США, Китай, ЮАР не пошли по пути сокращения угледобычи. По этому пути идут многие страны Западной Европы, но чем это обернется в будущем? Трудно предсказуемо.

Россия могла бы сократить добычу угля до 200 млн т/год и менее, но делать этого не будет по ряду причин. Прежде всего: российский уголь хорошо продается в странах Азии (многие дефицитные сорта - коксующиеся и др.) и даже Европы, включая Украину, а такая угольная страна, как Польша в последние годы даже увеличивает закупки угля у России.

Россия хотела бы увеличить нефтедобычу до 570 и более млн т/год, но этому мешает ряд обстоятельств [2, 6, 17, 26]. И только для газа нет никаких ограничений, прежде всего, ресурсно-геологических, кроме политико-конъюнктурных, и то временных.

Любая нефте- и газодобывающая страна/компания должна быть обеспечена достаточно большими, надежными, достоверными и эффективными доказанными запасами УВ, желательно разделенных в пространстве (свободного газа, нефти в самостоятельных скоплениях), для обеспечения производства на среднюю - 12-15 лет, а по возможности и на дальнюю (20 лет). Запасов (как и денег) не бывает много (у какой-либо добывающей компании), их может быть только мало, а если есть излишки, свыше необходимых для обеспечения добычи на среднюю перспективу, то их всегда можно реализовать во благо компании и ее акционеров (продать, обменять, даже заложить в банке под кредиты и т.д.). Но лучшие активы (высокоэффективные запасы) никто, никогда, никому не продаст, особенно конкурентам.

Россия, в лице ее ведущих газо- и нефтедобывающих компаний может и должна увеличивать добычу природного газа, при этом, увеличение добычи возможно только за счет СГ, попутный/нефтяной газ связан с добычей нефти (не конденсата, а именно сырой нефти!).

При потенциальной добыче газа нефтяными компаниями в 270-300 млрд м³ (100+100 Роснефть+НОВАТЭК, 70-100 – прочие компании), Россия без особых усилий может достигнуть валовой добычи газа 820-870 млрд м³/год, в т.ч. товарного газа 760-810 млрд м³/год (США в 2016 г. произвели товарного газа около 800 млрд м³, в т.ч. до половины объема - сланцевого, однако, сланцевый газ - это не свободный газ обычных скоплений, тут у России огромное природно-геологическое и ресурсное преимущество).

Развитие мирового энергетического рынка в целом, а также отдельных стран и регионов в ближайшие годы (до 2025 г.), в средней (2030 г.) и дальней (2040, 2050 гг.) перспективе будет определяться следующими факторами:

- потребностями в природных энергоносителях: нефти, газе и угле;

- возможностями их производства для удовлетворения все возрастающих потребностей;

- геополитическими условиями и конкуренцией между странами-производителями и потребителями энергоресурсов (Россия, США, Саудовская Аравия, Катар и др. арабские страны, Иран, Туркменистан, Австралия и др., с одной стороны, и Западная Европа, Китай, Япония, с другой).

В отличие от нефти, большими запасами которой обладает целый ряд стран в мире (арабские и Иран в ареале Арабо-Персидского залива, Венесуэла, Канада и др.), значительные, легко осваиваемые текущие запасы и прогнозные ресурсы (под будущую разведку) природного газа имеются у ограниченного числа стран (Россия, Иран, Катар, Туркменистан, Алжир, Австралия - свободный нормальный газ, США - сланцевый газ, Нигерия - преимущественно нефтяной попутный газ). Уже сейчас в ряде регионов газ превращается в дефицитный товар (по ряду причин, как природных, так и политических). Характерный пример: ОАЭ, Кувейт и Бахрейн, которые добывают и продают много нефти, но собственного природного газа не хватает и они вынуждены его покупать на мировом рынке. Еще в большей степени это относится к странам Европы (без России).

Есть ряд стран, которые хотели бы поставлять на мировой и региональные рынки большие объемы минеральных ресурсов, но они ограничены собственным значительным потреблением и рядом обстоятельств как природно-геологической, так и геополитической и внутриполитической направленности. Например, в республике Туркменистан нет угля и очень мало нефти, ее энергетика полностью зависит от газа. В 2017 г. эта страна экспортировала около 50 млрд м³ (при добыче 80 млрд м³). При реальных доказанных запасах 10 трлн м³ и неоткрытых ресурсах 13,5 трлн м³ эта страна могла бы добывать до 250 млрд м³ и экспортировать более 180 млрд м³/год, однако ее возможности ограничены рядом осложняющих условий, в т.ч. и внутриполитических

Даже США, пытающиеся проводить агрессивную протекционистскую (не рыночную!) внешнюю политику в области газа, своей нефти не хватает и они вынуждены ее покупать (393 млн т в 2016 г.) при продаже газа в виде СПГ - менее 4 млрд м³/год в 2017 г.), однако, например, в 2018 г. по продаже СПГ Россия опередила США. Очень возможно, что наступит период, когда страны-импортеры станут жестко конкурировать за поставки газа, его может и не хватить для всех. При этом, поставки трубного газа по системам построенных, строящихся и планируемых газопроводов - надежнее и долговечнее спотовых поставок СПГ: ситуация может и измениться в странах-производителях «танкерного газа»: «сегодня - да!, а завтра - нет!». С поставками сетевого (трубного) газа такого в принципе не может случиться.

Итак, основы новой энергетической стратегии (парадигмы) России до 2040 г. и далее до 2050 г. таковы:

- добыча газа на суше, активное развитие МСБГ, новые крупные открытия и приросты запасов - на море (под добычу после 2035 г.);

- всемерное поддержание добычи жидких УВ на уровне не ниже 460 млн т/год - всеми компаниями-операторами, прежде всего, за счет освоения трудноизвлекаемых запасов нефти;

- «новый угольный ренессанс» России в 2036-2040 гг. (увеличение добычи до 500 млн т, но преимущественно дорогих дефицитных сортов, а не бурого или длиннопламенного угля, от сжигания которых происходят максимальные выбросы парниковых газов (СО₂+Н₂О) в атмосферу.

В странах зарубежной Европы в 2021-2025 гг. также намечается переход к другой парадигме развития ТЭК, существенно отличающейся от современной (снижение до минимума угольной и атомной энергогенерации и увеличение производства ВИЭ до 25-30 % н.э. и более).

По мнению автора, оптимальная структура ТЭБ мира в 2040 г. такова (% н.э.):

В 2050 г. доля газа может возрасти до 36-38 (до 40) % ТЭБ.

Только в этом случае газ будет «иметь право» именоваться главным мировым энергоносителем. При этом, во многих, прежде всего, газодобывающих странах, доля газа составит 55-60 % и более (но конечно не 90 и даже не 80 %, во имя разумной диверсификации производства энергии и химического сырья). В частности, структура ТЭБ России представляется, как преимущество «газо- углеводородная» (% н.э.):

Основой новой парадигмы развития ЭК России (2021-2040 гг.) должен стать дифференцированный подход, предусматривающий дальнейшее развитие как прогрессивных элементов энергетики, так и традиционных для России:

- непрерывный рост добычи газа с 750 млрд м³ в 2020 г. (оценка) до 1000-1050 в 2040 г. и до 1100-1150 млрд м³ в 2050 г. с одновременным увеличением производства из нетрадиционных источников;

- удержание добычи жидких УВ после 2030 г. на уровне не ниже 480 (460) млн т/год при снижении роли нефти во многих отраслях промышленности и на транспорте, но при сохранении экспортных квот;

- постепенное увеличение добычи угля в восточных, малонаселенных регионах страны (для угольной генерации в ТЭС/ТЭЦ) и для увеличения экспорта дефицитных сортов в страны АТР. По-видимому, оптимальные уровни национального производства угля – 500 млн т в 2040 г. и 530 – в 2050 г.;

- медленное увеличение доли ВИЭ в энергетическом балансе преимущественно европейских областей (в Сибири они попросту не нужны, по крайней мере, для масштабного производства);

- после медленного роста стабилизация квот производства атомной и гидроэнергии в структуре ТЭБ. Подчеркнем, что огромная территория страны, высокая обеспеченность запасами и ресурсами ГИ и не требуют существенного увеличения производства всех видов ВИЭ (в широком смысле), в т.ч. и гидроэнергии. Для атома сохраняется «память» о Чернобыле и Фукусиме;

- все более активное освоение и промышленное использование нетрадиционных - по современным критериям - ресурсов УВ, и нефтяных, и газовых;

- начало активного освоения шельфовых областей Арктики, где газа будет на порядок больше чем нефти (в силу онтогенетических причин).

В рамках новой энергетической парадигмы в России предполагается экстенсивное использование имеющихся запасов и остаточных прогнозных ресурсов нефти во всех регионах страны, интенсивное развитие и использование сырьевой базы газодобычи за счет освоения и открытия новых гигантских и уникальных газосодержащих месторождений на шельфе Арктики (с запасами более 0,3 трлн м³ каждое - до 2040 г.).

В конечном итоге предполагается оптимальная сбалансированность развития ЭК за счет всех элементов его структуры (всех видов энергоресурсов и путей их получения).

Оптимальная величина и структура производства ГИ в России в 2040 г. такова:

природный газ – 1000-1050 млрд м³, в т.ч. нетрадиционный газ возможно до 200-220 млрд м³, в т.ч. морская добыча – 320-335 млрд м³ (в Баренцевом и Карском морях – до 280 млрд м³, на Присахалинском шельфе – до 35 млрд м³ и др.);

жидкие УВ – 470-480, активное производство «нетрадиционной» нефти (до 150-180 млн т, в т.ч. баженовской битумонефти – 60-70 млн т);

уголь – 500-530 млн т, в т.ч. открытым способом не менее 280-330 млн т.

Только три газовые державы (Россия, Катар, Иран) смогут производить вместе 1,7-1,8 трлн м³ в 2040 г. и до 2,5 трлн в 2050 г. (до 40 % мировой добычи минерального газа).

К 2040 г. сланцевый газовый «пузырь» США, скорее всего, сдуется или вообще лопнет, а недра южных штатов превратятся в «решето». То же относится и к углегазосланцевым бассейнам Сычуань и Ордос Китая, Купер-Эроманга Австралии и др. Национальная геоэкология этих стран с высокой вероятностью потерпит крах вследствие бурения многих сотен тысяч добывающих скважин.

В настоящее время Россия экспортирует более 60 % добытого угля, менее 50 % - нефти и около 35 % - природного газа. В частности, в 2018 г. Россия экспортировала в страны дальнего зарубежья 257,7 млн т нефти, а ПАО «Газпром» 201 млрд м³ газа. Представляется рациональным увеличение в 2040 г. экспортных квот:

угля - до 80 % (от валового объема производства);

нефти - до 60 %;

газа - до 48-50 % (внутренние потребности в газе вряд ли превысят 500-520 млрд м³).

При этом, главным национальным энергоносителем (как и сейчас) останется природный газ. В настоящее время продавать за рубеж нефть во всех отношениях выгоднее, чем газ, который лучше использовать внутри страны, усиливая тенденцию замены нефти газом во всех возможных сферах их использования, кроме нефтехимии: в нефти обнаружено до 750 индивидуальных очень сложных соединений, в газе - 4 углеводородных (С₁-С₄) и 3 неуглеводородных. Вместе с тем, энергетическая геостратегия России (в дополнение к геополитике) будет основываться именно на газе, его добыче и поставках в соседние страны Евразии.

Основной рост добычи газа и угля предполагается в двадцатилетие 2031-2050 гг. Как на самом деле будет развиваться динамика их производства в России по годам и десятилетиям, будет зависеть от большого числа факторов и условий, но не от санкций США и их западных союзников, а прежде всего от возможностей и необходимостей развивать производство и торговлю с другими странами, в первую очередь, с КНР, Индией, странами ЮВА и Дальнего Востока и др., от непредсказуемой даже на ближайшее будущее конъюнктуры мирового и региональных нефтяного и газового рынков.

Новая парадигма развития мировой энергетики в период 2021-2040 гг., по мнению автора, такова: «многополярность» - многокомпонентность структуры мирового и региональных ТЭК и ТЭБ при ведущей (но не определяющей всецело, физически) роли газа - природного и «искусственного» (из угля, нефти, органики и др.).

Господство триады минеральных энергоносителей: нефти+газа+угля в мировом ТЭК закончится не скоро, да и закончится ли в ХХI веке? Практически отсутствуют аналитические исследования и прогноз изменения структуры ТЭБ в тридцатилетие 2071-2100 гг.: какие виды получения энергии сохранятся? Какие станут доминантными? Может быть «термояд»? Похоже, вряд ли, но не исключено... .

В связи с развитием экономик таких стран, как Россия (лидер по площади контролируемой территории и акваторий), Китай (лидер по народонаселению), Индия и др. уместно заметить, что Евразийское геопространство энергетически самодостаточно и самообеспечено на многие десятилетия XXI века: страны и регионы, потребляющие минеральные энергоресурсы (с малым/минимальным, недостаточным собственным производством) географически сопряжены с регионами, производящими нефть, газ и уголь в объемах, значительно превосходящих их внутренние потребности. Внешние поставки энергоносителей будут невелики, ограничены по объемам (на уровне 8-15 % от общих потребностей стран Евразии).

В XXI веке всегда будет действовать формула: чем больше газа, тем лучше всем, всегда и во всем (в производстве, потреблении, поставках и др.)!

Ресурсную обеспеченность добычи газа в России в обозримом будущем (по крайней мере, до 2050 г.) следует оценить, как очень высокую (и достаточную!), исходя из достоверных оценок прогнозных ресурсов, современных и будущих запасов традиционного газа, ресурсов же нетрадиционного газа для их промышленного освоения хватит на многие десятилетия второй половины XXI века. Высокая освоенность и общая ограниченность нефтяных традиционных ресурсов России (на суше и малая нефтеносность недр арктического шельфа) обусловит активное и масштабное освоение НТР нефти уже после 2025 г.

Таким образом, авторское видение новой энергетической парадигмы развития России в ближайшее двадцатилетие заключается в сбалансированном, отвечающем специфике страны и ее отдельных регионов развитии всех видов получения энергии при доминирующей роли свободного газа.

Россия, в отличие от подавляющего числа стран в мире, самообеспечена и самодостаточна в плане производства всех видов энергоресурсов в течение практически всего ХХI века. Это во многом и будет определять развитие ее экономики, по крайней мере, до 2050 г.

Литература

1. Афанасенков А.П. Сланцевая нефть России: от мифов к реальности / А.П.Афанасенков, В.И.Пырьев, В.А.Скоробогатов // Вести газовой науки. - М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2016. - № 1(25). - С. 87-101.

2. Байбаков Н.К. Вчера, сегодня, завтра нефтяной и газовой промышленности России / Н.К. Байбаков, Н.М. Байков, К.С. Басниев и др. – М.: ИГИРГИ, 1995. – 200 с.

3. Белонин М.Д. Состояние и воспроизводство сырьевой базы нефте- и газодобычи на Востоке России / М.Д. Белонин, Ю.Н. Григоренко, Л.С.Маргулис, П.А.Кушмар // Минеральные ресурсов России. Экономика и управление. – 2004. – № 1. – С. 19–32.

4. Бессель В.В. Смена парадигмы на мировом энергетическом рынке / В.В. Бессель, В.Г.Кучеров, А.С.Лопатин, В.Г.Мартынов // Газовая промышленность. – 2017. – № 4. – С. 28–33.

5. Варламов А.И. Ресурсный потенциал углеводородов - основа развития топливно-энергетического комплекса России / А.И.Варламов, А.П. Афанасенков, М.И. Лоджевская и др. // Геология нефти и газа. – 2016. – № 3. – С. 3–13.

6. Варламов А.И. Состояние и перспективы развития сырьевой базы нефти Российской Федерации в свете существующих проблем / А.И.Варламов // Геология нефти и газа. - № 4, 2016. - С. 14-23

7. Виноградова О. Энергетические тренды. Объявленный ВР Energy Outlook 2035 оптимистичен для России / О.Виноградова // Нефтегазовая вертикаль. - № 6, 2017. - С. 62-66

8. Высоцкий В.И. Нефтегазовая промышленность мира / В.И.Высоцкий //Информационно-аналитический обзор. – М.: ОАО «ВНИИзарубежгеология. - 2017. - 59 с.

9. Гриценко А.И. Сырьевая база и добыча газа в России в XXI веке / А.И. Гриценко, В.А. Пономарев, Н.А. Крылов и др. – М.: Недра, Бизнесцентр, 2000. – 148 с.

10. Гулев В.Л. Нетрадиционные ресурсы газа и нефти / В.Л.Гулев, Н.А.Гафаров, В.И.Высоцкий, А.А.Журило, В.А.Истомин, С.М.Карнаухов, В.А.Скоробогатов – М.: ООО «Издательский дом Недра», 2014. – 284 с.

11. Карнаухов С.М. Эра сеноманского газа: «от рассвета до заката» / С.М.Карнаухов, В.А.Скоробогатов, О.Г.Кананыхина // Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.: сб. науч. статей. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. - С.15-25.

12. Карпузов А.Ф. Стратегические векторы развития минерально-сырьевой базы Российской Федерации на современном этапе (выбор пути) / А.Ф. Карпузов, А.В. Татарасов // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. – 2015. – № 6. – С. 2–12.

13. Конторович А.Э. Новая парадигма стратегии развития сырьевой базы нефтедобывающей промышленности Российской Федерации / А.Э.Конторович, Л.В.Эдер // Минерально-сырьевые ресурсы России. Экономика и управление. – № 5. – 2015. – С. 8–17.

14. Крылов Н.А. Главные вехи истории нефтедобычи в России // Газовая геология России. Вчера, сегодня, завтра: сб. научн. тр. ВНИИГАЗа. – М.: 2000. – С. 12–17.

15. Логвинов М.И. Состояние, проблемы развития и перспективы освоения угольной сырьевой базы /М.И.Логвинов, И.В.Гордеев, В.Н.Микерова, Г.И.Старокожева // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - № 3, 2017. - С. 52-61

16. Люгай Д.В. Российский газ в XXI веке /Д.В. Люгай, В.А. Скоробогатов // Газовая промышленность. - № 1. - 2018 (приложение). - С. 88-95.

17. Макаров А.А. и др. Прогноз развития энергетики мира и России до 2040 г. – М.: ИНЭИ, 2014. -175 с.

18. Мастепанов А.М. МЭА и Секретариат ОПЕК: два прогноза - два взгляда на перспективы развития глобальной энергетики /А.М.Мастепанов, П.С.Баринов // Бурение и нефть. - № 6, 2018. - С. 2-10

19. Мастепанов А.М. МЭА: прогноз добычи нетрадиционных видов газа /А.М.Мастепанов // Научный журнал Российского газового общества. - № 3-4, 2018. - С. 3-21

20. Мастепанов А.М. Прогнозы развития мирового нефтегазового комплекса как отражение глобальных проблем и тенденций энергопотребления / А.М.Мастепанов // Нефтяное хозяйство. - № 5, 2018. - С. 6-11

21. Минерально-сырьевая база топливно-энергетического комплекса России. Состояние и прогноз. Гл. ред. В.З. Гарипов, Е.А. Козловский. – М.: 2004. – 548 с.

22. Наталенко А.Е. Основные направления развития минерально-сырьевой базы Российской Федерации / А.Е. Наталенко, В.А. Пак, А.П. Ставский // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. – 2015. – № 1.

23. Подюк В.Г. Стратегические задачи и геологические возможности развития сырьевой базы газодобычи в России / В.Г. Подюк, Н.А. Крылов, В.А. Скоробогатов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2004. – С. 8–12.

24. Попов А.И. Состояние сырьевой базы нефти и газа Российской Федерации /А.И.Попов, И.А.Плесовских, А.И.Варламов и др. // Геология нефти и газа. - 2012. - Т.1, № 5. - С. 4-26

25. Салманов Ф.К. Нефть и газ Арктики – энергетика мира будущего / Ф.К.Салманов, И.С.Грамберг, К.А.Клещев и др. // Проблемы нефтегазовой геологии. – 1994.

26. Скоробогатов В.А. Будущее российского газа и нефти /В.А.Скоробогатов // Геология нефти и газа. Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. - 2018. - С.31-43.

27. Скоробогатов В.А. Крупнейшие, гигантские и уникальные осадочные бассейны мира и их роль в развитии газовой промышленности в ХХI веке / В.А.Скоробогатов // Деловой журнал Neftegaz.ru. - 2018. - № 10. - С. 126-141.

28. Скоробогатов В.А. Опыт оценок потенциальных ресурсов свободного газа осадочных бассейнов России и их подтверждаемость при поисково-разведочных работах / В.А.Скоробогатов, Г.Р.Пятницкая, Д.А.Соин, А.Н.Скоробогатько // Геология нефти и газа. Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. - 2018. - С. 59-65.

29. Скоробогатов В.А. Проблемы ресурсного обеспечения добычи природного газа в России до 2050 года /В.А.Скоробогатов, С.Н.Сивков, С.А.Данилевский // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. – № 5(16). – С.4-14

30. Скоробогатов В.А. Ресурсы газа в низкопроницаемых коллекторах осадочных бассейнов России и перспективы их промышленного освоения /В.А.Скоробогатов, В.А.Кузьминов, Л.С.Салина // Газовая промышленность. Спецвыпуск: Нетрадиционные ресурсы нефти и газа. – М., 2012. – С.43-47

31. Скоробогатов В.А. Россия и Китай – мировые энергетические державы ХХI века / В.А.Скоробогатов // Прогноз газоносности России и сопредельных стран. - М.: ВНИИГАЗ, 2000. - С.269-287.

32. Старосельский В.И. История развития и современное состояние сырьевой базы газовой промышленности России / В.И. Старосельский, Г.Ф. Пантелеев, В.П. Ступаков и др. // Науч.-техн. обзор под ред. А.Д. Седых. – М.: ООО ИРЦ Газпром. – 2000. – 117 с.

33. Старосельский В.И. Структура запасов и ресурсов природного газа России / В.И. Старосельский, Г.Ф. Пантелеев и др. // Перспективы развития минерально-сырьевой базы газовой промышленности России. Сб. науч. трудов ВНИИГАЗа. – М.: 2008. – С. 33–44.

34. Хабибуллин Д.Я. Новая парадигма ведения поисково-разведочных работ в России в 2021-2040 гг. для развития минерально-сырьевой базы газодобычи / Д.Я.Хабибуллин, В.А.Скоробогатов // Геология нефти и газа. Газпром ВНИИГАЗ - 70 лет. - 2018. - С. 67-73.

35. Хабибуллин Д.Я. Современная парадигма ведения геологоразведочных работ на газ и нефть предприятиями ПАО «Газпром» в России /Д.Я.Хабибуллин. - В кн. «Вести газовой науки. Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России». - № 3 (35), 2018. - С.81-85

36. Черепанов В.В. Минерально-сырьевая база газодобычи России и ПАО «Газпром»: современное состояние и перспективы развития в XXI веке /В.В.Черепанов, Д.В.Люгай // Геология нефти и газа. Спецвыпуск «Газпром ВНИИГАЗ 70 лет». - 2018. - С. 17-30

37. Черепанов В.В. Российский газ в XXI веке / В.В.Черепанов, С.М.Карнаухов, В.А.Скоробогатов // Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа. – М.: РГУНГ, 2012. - № 1. – С.20-23

38. Шмаль Г.И. Так рождалась великая нефтегазовая держава / Г.И.Шмаль // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 9. – С. 4–7.