About use of production potential of the gas-producing complex of PJSC Gazprom in 2017
Table of contents
Share
Metrics
About use of production potential of the gas-producing complex of PJSC Gazprom in 2017
Annotation
PII
S111111110000132-8-1
DOI
10.33276/S0000132-8-1
Publication type
Article
Status
Published
Authors
Anton Afanasyev 
Occupation: Leading Researcher
Affiliation: CEMI RAS
Address: Moscow, Nachimovky prospect 47
Edition
Abstract
The article is devoted to the study of production potential PJSC "Gazprom" in the production of natural gas from fields in the Tyumen region in 2017.
Keywords
Gazprom, production, natural gas, production potential
Received
12.12.2018
Date of publication
13.12.2018
Number of characters
5684
Number of purchasers
4
Views
636
Readers community rating
0.0 (0 votes)
Cite Download pdf

To download PDF you should sign in

1 В работе (Афанасьев, 2014) на основании эконометрического исследования производственной функции добычи природного газа Газпромом (без учета группы "Газпром нефть") из месторождений Тюменской области во временных промежутках 1985—2013 гг. было обосновано, что с 1985 г. газодобывающий комплекс Газпрома Тюменской области (где добывается 92% газа концерна) имеет устойчивые цели стратегического развития и в должной степени использует свой производственный потенциал. Этот важный вывод был сделан на основе того, что значения ex-post прогнозной добычи газа у степенно-показательной функции вида
2
, (1)
3 коэффициенты которой оценены методом наименьших квадратов по советским (1985—1991 гг.) и постсоветским данным (1985—1993 гг.) (табл. 1), не только довольно близки к фактической добыче в течение в 1992—2013 гг. (кроме 2009 г.), но и почти везде повторяют их динамику (рис. 1), где— валовая добыча природного газа в году t, — среднегодовая стоимость основных промышленно-производственных фондов основного вида деятельности (в сопоставимых ценах 1990 г.) в году t, — накопленная добыча природного газа с года начала промышленной добычи (1963 г.) по год t-1.
4 В месте с тем при расширении горизонта ex-post прогнозирования по функции (1) до 2016 г. оказалось (Афанасьев, 2017), что существенные отклонения траектории фактической добычи газа Газпромом из месторождений Тюменской области от траектории ex-post прогнозной добычи (которую можно рассматривать как траекторию стратегического развития, определенную целями 1985 года) происходили не только в 2009, но и в 2014—2016 гг. (рис. 1), что в значительной степени было вызвано сокращением внешнего и внутреннего спроса на российский газ вследствие мирового финансово-экономического кризиса 2009 г. и внешнеэкономических и внешнеполитических ограничений, с которыми столкнулось народное хозяйство России с 2014 г. (Афанасьев, 2017). В 2014—2016 гг. недоиспользованный производственный потенциал добычи газа Газпромом в Тюменской области составил 50-60 млрд. м3 в год (Афанасьев, 2017). Прогнозное на 2017 г. значение валовой добычи природного газа газодобывающим комплексом Газпрома Тюменской области по функции (1), исследованной во временных промежутках 1985—1993 гг., составило 416 млрд. м3 (См. (Афанасьев 2017 и рис. 1)).
5 Ситуация кардинально изменилась в 2017 г. (рис. 1). По данным компании (Технико-экономические показатели добычи, 2018, с. 19), фактическая валовая добыча природного газа Газпромом (без Газпром нефти) из месторождений Тюменской области в 2017 г. выросла (с учетом округления) до 425 млрд. м3, т.е. на 51 млрд. м3 по сравнению с 2016 г., когда было добыто с 374 млрд. м3 газа. Таким образом, ошибка ex-post прогноза на 2017 г. по функции (1), исследованной в 1985—1993 гг., составила 2,1% или 9 млрд. м3 в абсолютном выражении (рис. 2), где
6 .
7 По этой же функции (1), исследованной в 1985—1991 гг. (Афанасьев, 2014) ошибка APE составила 4,1% или 18 млрд. м3 в абсолютном выражении (прогнозное значение на 2017 г. с учетом округления — 443 млрд. м3).
8 Таким образом, можно утверждать, что в 2017 г. российский Газпром (без учета Газпром нефти) задействовал значительную часть (50 млрд. м3) своего недоиспользованного в предшествующие три года производственного потенциала в добыче природного газа из месторождений Тюменской области, а его газодобывающий комплекс вернулся к траектории стратегического развития, предопределенной руководством концерна еще в 1985—1993 гг.
9

Технико-экономические показатели добычи газа, газового конденсата и нефти группы Газпром в 2017 году. — М., 2018. — 87 с.  Рисунок 1. Фактические, ex-post прогнозные на 1994—2016 гг. и прогнозные на 2017 г. объемы валовой добычи природного газа (производственного потенциала) Газпромом (без Газпром нефти) в Тюменской области по функции (1), исследованной во временном промежутке 1985—1993 гг. Источник: (Афанасьев, 2017) и данные группы Газпром за 2017 г.

10

Рис. 1. Фактические, ex-post прогнозные на 1994—2016 гг. и прогнозные на 2017 г. объемы валовой добычи природного газа (производственного потенциала) Газпромом (без Газпром нефти) в Тюменской области по функции (1), исследованной во временном промежутке 1985—1993 гг. Источник: (Афанасьев, 2017) и данные группы Газпром за 2017 г.

11

Рис. 2. Ошибки прогноза на 2017 г. и ex-post прогноза на 1994—2016 гг. валовой добычи природного газа Газпромом (без Газпром нефти) в Тюменской области по функции (1), исследованной во временном промежутке 1985—1993 гг.

12 Таблица. Результаты эконометрического исследования степенно-показательных производственных функций добычи природного газа из месторождений ПАО «Газпром» Тюменской области (1) методом наименьших квадратов во временных промежутках с 1985 по 1991—2008 гг.
Годы Коэффициенты и в скобках t-статистика R2 DW Ошибка ex-post прогноза APE до 2013 г. (без учета 2009 г.), %
Максимальная Средняя арифметическая
1985—1991 4,61 (4) 0,56 (6) –5,12 (–2,04) 0,99 1,52 4,5 1,8
1985—1992 4,71 (6) 0,55 (10) –4,89 (–4) 0,99 1,49 8,4 3,4
1985—1993 4,43 (8) 0,57 (15) –5,48 (–6) 0,99 1,57 4,3 1,9
1985—1994 4,60 (10) 0,56 (18) –5,15 (–8) 0,99 1,68 4,0 1,8
1985—1995 4,65 (13) 0,56 (23) –5,07 (–11) 0,99 1,67 5,1 2,4
1985—1996 4,90 (14) 0,54 (22) –4,65 (–11) 0,99 1,57 11,3 5,6
1985—1997 4,60 (11) 0,56 (21) –5,14 (–12) 0,99 2,09 4,4 2,0
1985—1998 4,65 (13) 0,56 (22) –5,05 (–14) 0,99 2,47 5,5 2,6
1985—1999 4,71 (14) 0,55 (24) –4,97 (–16) 0,99 2,41 6,7 3,4
1985—2000 4,72 (15) 0,55 (26) –4,95 (–18) 0,99 2,42 6,8 3,8
1985—2001 4,67 (16) 0,55 (28) –5,02 (–20) 0,99 2,40 6,0 3,5
1985—2002 4,61 (16) 0,56 (28) –5,10 (–21) 0,99 2,25 5,0 3,0
1985—2003 4,59 (16) 0,56 (29) –5,14 (-23) 0,99 2,20 4,5 2,8
1985—2004 4,57 (16) 0,56 (29) –5,19 (–23) 0,98 2,09 3,9 2,4
1985—2005 4,55 (15) 0,56 (28) –5,24 (–23) 0,98 1,84 2,9 1,8
1985—2006 гг. 4,54 (15) 0,56 (28) –5,28 (–23) 0,98 1,73 2,4 1,6
1985—2007 4,51 (15) 0,57 (29) –5,32 (–24) 0,98 1,68 2,0 1,5
1985—2008 4,54 (16) 0,56 (29) –5,28 (–25) 0,98 1,74 2,3 1,8
13 Примечание. R2 — коэффициент детерминации, DW — статистика Дарбина—Ватсона. Источник: (Афанасьев, 2014).

References

1. Afanas'ev A.A. Ustojchivost' strategicheskikh tselej – neobkhodimoe uslovie razvitiya Gazproma kak global'noj ehnergeticheskoj kompanii // Gazovaya promyshlennost'. — 2014. — № 704. — S. 10—20. http://www.cemi.rssi.ru/publication/e-publishing/afanasiev/afanasyev_2014-gasprom.pdf

2. Afanas'ev A.A. Prognozirovanie dobychi prirodnogo gaza PAO «Gazprom» i ego proizvodstvennogo potentsiala v usloviyakh vneshneehkonomicheskikh ogranichenij // Ehkonomika i matematicheskie metody. — 2017. — T. 53. — № 4. — S. 26—35. http://www.cemi.rssi.ru/publication/e-publishing/afanasiev/AfanasyevAA_EMM_2017_2.pdf