Второй по значению район газовой промышленности в России - Уральский. На его территории разрабатывается Оренбургское газо-конденсатное месторождение, содержащее помимо метана смесь ароматических углеводородов, сероводород и гелий. Преимуществом этого месторождения по сравнению с западносибирскими и среднеазиатскими является размещение его вблизи важных промышленных центров России и стран СНГ. Однако наличие попутных компонентов в газе требует предварительной его очистки и ихугилизации. На этом месторождении построен крупный Оренбургский газохимический комплекс мощностью 45 млрд.м2 газа в год. Он производит газ, серу, конденсат и другие вещества. А в 1978 г. завершено строительство крупного международного газопровода Оренбург-западная граница СНГ, по которому на экспорт ежегодно поступало 16 млрд.м2 газа. Кроме того, в Уральском районе природный попутный газ добывается на месторождениях Башкортостана и Пермской области. В 1996 г. регион добыл 33 млрд.м2[9]
Крупным районом развития газодобывающей промышленности России становится Республика Коми и северо-восточная часть Архангельской области, где формируется Тимано-Печорский ТПК. Природный газ добывается на Вуктыльском, Войвожском, Василковском, Джебольском и других месторождениях. "Голубое" топливо поступает потребителям по газопроводу "Сияние Севера": Ухта-Тверь-Торжок-Ивацевичи(Беларусь). Добыча природного газа в Северном экономическом районе уменьшилась с 18 млрд.м2 в 1985 г. до 4 млрд.м2 в 1996 г., то есть в 4,5 раза.
В ближайшие годы акционерным обществом "Росшельф" начнется освоение одного из крупнейших в мире Штокмановского газоконденсатного месторождения, находящегося на шельфе России в Баренцевом море. Геологические запасы месторождения оцениваются в 3 трлн.м2 и оно потребует инвестиций в 10-12 млрд. долларов.
В 1980 г. в Поволжье открыто Астраханское газоконденсатное месторождение. В настоящее время на его основе формируется Астраханский промышленный узел по добыче и переработке газа и конденсата, а также по производству серы. Добыча на месторождении увеличилась до 4 млрд.м2 в 1996 г.[10]
К новым перспективным районам в Российской Федерации относятся месторождения в Восточной Сибири (функционирует газопровод Мессаяха-Норильск), в Саха-Якутии (Таас-Тумус-Якутск) и на острове Сахалин. К освоению ресурсов природного газа в Саха-Якутии и на Сахалине большую заинтересованность проявляют фирмы Японии, Южной Кореи и других государств. Предполагается привлечь капиталы фирм Южной Кореи для совместного строительства газопровода Республика Саха-Южная Корея. [11]
Ресурсы топлива в старых районах газодобывающей промышленности в результате многолетней эксплуатации в значительной степени истощены и не могут удовлетворять потребности народного хозяйства их за счет собственной добычи. Это относится к таким районам, как Северный Кавказ и Поволжье, Украина и Азербайджанская Республика. Удельный вес этих регионов в добыче природного газа стран СНГ очень сильно сократился. На Украине сформировалась сложная система газопроводов: от Шебелинки на Харьков, на Полтаву-Киев, на Днепропетровск-Одессу-Кишинев, от Дашавы на Киев, на Минск-Вильнюс-Ригу. Природный газ в республику поступает из Западной Сибири, Урала и Средней Азии. На Северном Кавказе сформировалась система из следующих газопроводов: Ставрополь-Москва, Краснодарский край-Ростов-на-Дону-Серпухов-Санкт-Петербург, Ростов-на-Дону-Таганрог-Донецк, Ставрополь-Владикавказ-Тбилиси и др.
В Азербайджанской Республике газ добывается на Карадагском месторождении (ежегодная добыча 10 млрд.мЗ; он транспортируется по газопроводу Карадаг-Тбилиси-Ереван.
В настоящее время правительство Республики Туркменистан для развития нефтегазового комплекса стремится привлечь капиталы фирм государств Ближнего и Среднего Востока. Предполагается построить газопровод через территорию Ирана и Турции в страны Западной Европы.
Кроме природного газа страны СНГ богаты попутным нефтяным газом, который территориально связан с месторождениями нефти. Попутный газ отличается от природного наличием в нем наряду с метаном этана, пропана и бутана, являющихся ценным сырьем для промышленности органического синтеза. Попутный газ перерабатывают на газобензиновых (ГБЗ) и газоперерабатывающих заводах на отдельные фракции, которые затем поступают потребителям. Основная часть ГБЗ сосредоточена на территории европейской части в районах добычи нефти (Альметьевск, Отрадное, Туймазы, Шкапово Грозный), на Украине и в Закавказье. Новые газобензиновые заводы построены в главной нефтегазовой базе России - Западной Сибири (Нижневартовск, Правдинск). Начато строительство завода в Новом Уренгое, планируется построить в Архангельске. Добыча попутного газа составляет около 50 млрд.м2 в год. Однако большое количество этого ценного и дешевого углеводородного сырья не используется в народном хозяйстве, так как выбрасывается в атмосферу и сжигается в факелах.
Одним из резервов получения газообразного топлива для некоторых районов служит газификация угля и сланцев. Подземная газификация угля осуществляется в Донбассе (Лисичанск), Кузбассе (Киселевск), Подмосковье (Тула) и на Ангренском месторождении в Узбекистане. Ежегодное производство искусственного газа достигает 20 млрд. м2.
Проблемы регулирования газовой промышленности России и мировой опыт.
Процесс приобретения газовой промышленностью своего нового статуса в меняющейся экономике России еще не завершен. Отрасли удалось избежать разрушения своего ядра, более того, фактически только в новых условиях ее подлинная роль в народном хозяйстве, долгое время затенявшаяся первенством нефтяной промышленности, оказалась в центре общественного внимания. Тем не менее до сих пор остро ощущается неурегулированность многих вопросов функционирования отрасли и РАО "Газпром". В основном все концентрируется вокруг проблемы перехода к цивилизованному регулированию работы отрасли и возможных мерах по ее либерализации.
Следует отметить, что газовая промышленность как объект рыночной экономики - весьма специфическая отрасль, для которой стандартные подходы малоприемлемы. В развитых странах Запада, в том числе в тех, где газовая промышленность прошла длительный путь развития, современное понимание ее статуса или сложилось в последние 10-15 лет, или и в настоящее время является предметом острой дискуссии.[12]
Проблемы либерализации газовой отрасли объективно связаны с необходимостью привлечения крупных финансовых средств для создания новых газотранспортных систем, гарантией возврата которых обычно выступает наличие значительных подтвержденных запасов газа, предназначенных для его подачи по этим системам, и предварительных договоренностей с потребителями на поставки газа по ним. Однако для достижения таких договоренностей нужно подтверждение реальности сооружения системы в требуемые сроки и возможности обеспечения надежных поставок газа. Все это легче сделать крупным интегрированным компаниям, зачастую опирающимся на государственную поддержку, чем потенциальному консорциуму мелких коммерческих образований.
Регулирование отрасли будет происходить параллельно с развитием и унификацией методов регулирования газовой промышленности в странах Европы.[13] Именно европейский вариант станет решающим. Североамериканский опыт, на который обычно ссылаются, играет гораздо меньшую роль, поскольку отсутствует практическое взаимодействие с инфраструктурой этого рынка: российский газ экспортируется в основном на европейский рынок, конкуренция и деловое сотрудничество осуществляются с его представителями и по принятым на нем правилам.