Развитие газовой промышленности России на период до 2020 г.

20.09.2007
Источник: Российский союз промышленников и предпринимателей

Автор: Илькевич Н.И.
Дата публикации: 29.05.02

(Институт систем энергетики имени Л.А.Мелентьева, Сибирское отделение РАН)
Исследование развития газовой промышленности России выполнялась на основе методов, моделей и программно-вычислительных средств, разработанных в ИСЭМ СО РАН. Для инерционного и стратегического сценариев развития экономики были определены уровни добычи газа на месторождениях основных газодобывающих регионов России и потоки газа по газотранспортным системам, необходимые для обеспечения потребности в газе субъектов РФ и экспортных поставок в ближнее и дальнее зарубежье. Также были рассчитаны требуемые капиталовложения в развитие систем газоснабжения и цены самофинансирования, которые должны будут платить потребители за поставляемый им газ.

Стратегический сценарий отражает ускоренное развитие экономики и социальной сферы и предъявляет наиболее серьезные и трудновыполнимые требования к ТЭК со стороны народного хозяйства. То есть, в этом сценарии предполагается, что уровень производства товаров и услуг, достигнутый в России в 1990 г. будет восстановлен не позднее 2012 г., а уровень конечного потребления — примерно к 2010 г. При этом к 2020 г. экономика России в качественном и количественном отношении должна приблизиться к среднему уровню развитых стран мира как по объемам и структуре производства валовой внутренней продукции (ВВП), так и по уровню развития техники и технологии.

Инерционный (пессимистический) сценарий показывает замедленное развитие экономики, то есть предлагает «саморазвитие» хозяйственного комплекса страны с достигнутой структурой производства и потребления с сложившимися внутренними и внешними связями, проводимой политикой инвестирования и т.д. В этом сценарии предполагается, что цели поставленные в стратегическом сценарии по подъему жизненного уровня населения России, будут достигнуты примерно на 10 лет позже, а среднегодовые темпы прироста фонда потребления и ВВП будут на 1,5 — 2 процентных пункта ниже.

В табл. 1 в обобщенном виде показаны результаты оптимизационных расчетов на 2005, 2010, 2015 и 2020 годы.

Таблица 1

Баланс потребности России, экспорта и добычи природного газа (включая расход газа на собственные нужды и потери) для инерционного и стратегического вариантов развития экономики, млрд.м³

Показатели		2000 г.	2005 г.	2010 г.	2015 г.	2020 г.
Добыча газа, млрд.м³		584	645 — 680	735 — 765	784 — 788	840 — 857
Импорт из Ср.Азии		0	0	0	0 — 72	0 — 91
Расход газа на СН и потери, млрд.м³		60	65 — 70	75 — 80	84 — 90	90 — 98
Потребность в товарном газе, всего, млрд.м³		524	580 — 610	660 — 685	700 — 770	750 — 850
в т.ч.	Внутри страны	344	350 — 370	400 — 420	420 — 480	450 — 500
в т.ч.	Экспорт	180	230 — 240	260 — 265	280 — 290	300 — 350

За исходное состояние был принят 2000 г. Значения показателей в таблице на перспективу даны в виде интервалов (первая цифра соответствует инерционному сценарию, а вторая — стратегическому). Из таблицы видно, что для того, чтобы обеспечить потребность в газе внутри России и экспорт в ближнее и дальнее зарубежье уже начиная с 2015 г. для стратегического сценария развития экономики необходим импорт газа из Средней Азии, и это при условии, что с 2015 г. начинается добыча газа на п-ве Ямал. Если же начало освоение Ямальских месторождений отнести на пять лет позже, то и инерционный сценарий развития экономики становится под угрозу невыполнения. Расчеты показывают, что программа обеспечения газом внутри России и возможный экспорт газа в страны ближнего и дальнего зарубежья становится выполнимой, если освоение месторождений Ямала начать не позднее 2010 г. При этом отпадает необходимость импортировать газ из Средней Азии по мировым ценам.

Для снабжения природным газом потребителей Европейской части России пропускной способности существующих газотранспортных коридоров в принципе достаточно, однако, после 2005 г. необходимо будет подавать газ на Кольский п-ов и север Архангельской области.

Что касается экспорта природного газа в Западную Европу, то после 2005 г. должно быть завершено строительство газотранспортной магистрали СРТО-Грязовец и к началу освоения месторождений газа п-ва Ямал — магистрали Ямал-Ухта. К 2005 г. должна быть построена газотранспортная система в направлении Ухта-Помары-Петровск-Фролово для подачи газа по дну Черного моря в Турцию. Экспорт газа из районов Курска, Новопскова, Белгорода на Украину, Молдавию и в дальнее зарубежье будет осуществляться в объемах, достигнутых к 2010 г., и равных максимальной пропускной способности газотранспортных систем. В пределах достигнутых пропускных способностей экспортных газопроводов будет производиться подача природного газа в Прибалтику и Закавказье. Экспортные поставки природного газа через Смоленск в Белоруссию и далее на Запад будут увеличены и в 2020 г. могут составлять свыше 70 млрд.м³. На Востоке России должна быть развита система магистральных газопроводов, обеспечивающих подачу газа собственным потребителям и экспорт газа в страны СВА.

В табл. 2 помещены капиталовложения для магистральных газопроводов Европейской части РФ и Восточного геополитического направления. Для того чтобы выполнить данную программу строительства газотранспортных систем необходимо за 20-летний период вложить около 50 млрд. долл., то есть в год необходимо осваивать по 2,5 млрд. долл.

Таблица 2

Капиталовложения в магистральный транспорт газа, млрд. долл.^*)

Газотранспортные системы регионов		2005 г.	2010 г.	2015 г.	2020 г.	Итого капвложений на строительство объектов
1		2	3	4	5	6
Европейская часть РФ		4,16	2	6,6	1,5	14,26
В том числе:	Санкт-Петербург — Петрозаводск		1,1			1,1
	Петрозаводск — Мурманск			2,6		2,6
	Сыктывкар — Архангельск			2		2
	Бованенково — Ухта			2	1,5	3,5
	Ухта — Сыктывкар	1,5				1,5
	Сыктывкар — Грязовец	1,3				1,3
	Грязовец — Торжок	0,2				0,2
	Уренгой — Надым	0,12				0,12
	Надым — Игрим	0,3				0,3
	Игрим — Ухта	0,3				0,3
	Ухта — Помары		0,36			0,36
	Помары — Петровск		0,32			0,32
	Петровск — Фролово		0,22			0,22
	Фролово — Ростов-на-Дону	0,2				0,2
	Ростов-на-Дону — Майкоп	0,24				0,24
Восточное геополитическое направление РФ		0,3	16,35	3,6	14,67	34,92
В том числе:	Анганская — Вертикос		1			1
	Вертикос — Проскоково		0,6			0,6
	Проскоково — Таримский басс.		5,1			5,1
	Проскоково — Ачинск		0,32			0,32
	Ачинск — Красноярск		0,3			0,3
	Красноярск — Канск			0,4		0,4
	Юрубчено-Тахомское — Канск		1,3			1,3
	Собинское — Юрубчено-Тахомское		0,75			0,75
	Канск — Иркутск			1,5		1,5
	Ковыктинское — Иркутск	0,3	1,5			1,8
	Чаяндинское — Ковыктинское				1,57	1,57
Продолжение таблицы 2
1		2	3	4	5	6
В том числе:	Центральная Якутия — Чаяндинское				1,47	1,47
	Центральная Якутия — Якутск				0,86	0,86
	Якутск — Тында				2	2
	Иркутск — Слюдянка		0,35			0,35
	Слюдянка — Улан-Батор		1,72			1,72
	Улан-Батор — Пекин		2,28			2,28
	Слюдянка — Улан-Удэ		0,53			0,53
	Улан-Удэ — Чита			0,96		0,96
	Тында — Благовещенск				1,15	1,15
	Благовещенск — Хабаровск				1,21	1,21
	Комсомольск-на-Амуре — Хабаровск		0,6			0,6
	Оха — Комсомольск-на-Амуре				1,15	1,15
	Хабаровск — Владивосток				1,29	1,29
	Владивосток — Пхеньян				0,82	0,82
	Пхеньян — Сеул				0,22	0,22
	Чита — Шеньян				2,93	2,93
	Оха — Южно-Сахалинск			0,74		0,74
	Всего	4,46	18,35	10,2	16,17	49,18

^*) по пятилетиям

Исследования показывают, что до 2015, 2020 гг. по экономическим и технологическим причинам не целесообразно осваивать шельф Баренцева моря (Штокмановское ГКМ). Преимущество должно быть отдано освоению месторождений газа п-ва Ямал, а в последствии и Гыдан, а также Восточной Сибири.

Средние затраты по стране за период с 2002 г. по 2035 г. при первоочередном освоении месторождений Западной и Восточной Сибири составляет 40 — 46 долл./1000 м³, а при первоочередном освоении месторождений Баренцева моря — 42 — 48 долл/1000 м³.

Было рассмотрено состояния сырьевой базы газовой промышленности в 15 газоносных районах РФ. В таблице 3 показаны газодобывающие предприятия, число месторождений газа, запасы газа категорий А+В+С₁ и С₂, а также расчетные запасы газа, применяемые нами в исследованиях.

Таблица 3

Запасы газа в РФ

№ п/п	Газоносный район		Газодобывающее предприятие	Число месторож-дений	Запасы газа, млрд.м³
№ п/п	Газоносный район		Газодобывающее предприятие	Число месторож-дений	А+В+С₁	С₂	(А+В+С₁+ 0,5 С₂) 0,8
1	Ямальская НГО		—	13(н)	3798	3322	4367
2	Гыданская ГО		—	5(н)	168	964	520
3	Надым-Пур-Тазовское НГО		Надымгазпром	3(с)	2023,3	79,1	1650,3
			Надымгазпром	1(н)	43,1	—	34,5
			Уренгойгазпром	4(с)	8350,8	1114,6	7126,5
			Уренгойгазпром	14(н)	3288,8	477	2821,8
			Ямбурггаздобыча	2(с)	4261,9	864,6	3755,4
			Ямбурггаздобыча	4(н)	401,2	144,6	378,8
			Сургутгазпром (Ноябрьскгаздобыча)	4(с)	1282,6	329,3	1157,8
			Сургутгазпром (Ноябрьскгаздобыча)	13(н)	1202,7	269,4	1069,9
	Итого НПТ НГО		4 ГДП	13(с)	15918,6	2387,6	13690
	Итого НПТ НГО		4 ГДП	32(н)	4955,8	891	4305
4	Томская обл.		Томскгазпром, Томскнефть и др.	2(с)	91,6	0,9	73,6
4	Томская обл.		Томскгазпром, Томскнефть и др.	14(н)	208,3	24,2	176,3
5	Шельф Карского моря		—	2(н)	5500		4400
6	Шельф Баренцева моря		—	1(н)	3500		2800
7	Северный район		Северогазпром	1 (10)* (с)	342,9	1344,5	812,1
8	Поволжскийрайон		Астраханьгазпром	2 (8)* (с)	2773,6	1114,9	2664,8
9	Северо-Кавказский		Кавказтрансгаз Кубаньгазпром	6(с)	305	119	291,6
10	Уральский район		Оренбурггазпром	1 (4)* (с)	1805		1444
11	Север Красноярского края		Норильскгазпром	3 (7)* (с)	500		400
12	Юг Краснояр-ского края		—	2(н)	900	300	840
13	Иркутская обл.		—	2(н)	1800		1440
14	Республика Саха		Сахагазпром	2 (5)* (с)	1670		1336
15	Сахалинский шельф			8(н)	581	169	532,4
	Всего		12 ГДП	143	44797,8	10637,1	40093
	в т.ч.	Сущест-вующие		30	23406,7	4967	24034,5
	в т.ч.	Новые		113	21391,1	5670,1	16058,5

^*)в скобках показано число новых месторождений

Потенциальная добыча газа определялась, исходя из расчетных запасов месторождения на 35 лет. Капиталовложения находились по удельным показателям в освоение и добычу газа некоторых месторождений-аналогов.

К 2020 г. необходимо будет вложить в существующие и новые месторождения около107 млрд. долл. (данные по пятилетиям на конец расчетных периодов приведены в табл. 5). В среднем в год в развитие систем добычи газа в России необходимо вкладывать примерно по 5 млрд.долл.

Таблица 4

Капиталовложения в добычу газа, млрд.долл.

Газодобывающий регион		Месторождения	2005 г.	2010 г.	2015 г.	2020 г.	Накоп- лено КВ
Западная Сибирь		Сущ.	14,6	4,4	1,5	1,4	21,8
		Нов.	13,2	10,3	15,4	29,5	68,4
		Всего	27,7	14,7	16,9	30,9	90,2
в т.ч.	Надым-Пур-Тазовский район	Сущ.	14,4	4,2	1,3	1,1	21
		Нов.	13,1	10,1	10,9	9,1	43,2
		Всего	27,4	14,3	12,2	10,2	64,2
	Томская обл.	Сущ.+Нов.	0,3	0,3	0,2	0,1	0,9
	П-ов Ямал	Нов.	0	0	4,5	16,6	21,1
	П-ов Гыдан	Нов.	0	0	0	4	4
Восточная Сибирь		Всего	0,31	1,91	1,16	1,27	4,65
в т.ч.	Север Красноярского края	Сущ.	0,01	0,001	0,001	0,001	0,04
	Юг Красноярского края	Нов.	0	1	0,7	0,75	2,45
	Иркутская обл.	Нов.	0,3	0,9	0,45	0,51	2,16
Дальний Восток		Всего	2,9	2,2	2,95	2,4	10,45
в т.ч.	Центральная Якутия	Сущ.+Нов.	1,0	0,7	1,25	0,75	3,7
	Чаяндинское м-ние	Нов.	0	0,3	0,35	0,4	1,1
	Шельф Охотского моря	Сущ.+Нов.	1,9	1,2	1,35	1,25	5,7
Европейская часть РФ		Всего	0,34	0,53	0,48	0,38	1,73
в т.ч.	Северный р-н	Сущ.+Нов.	0,2	0,4	0,3	0,2	1,1
	Поволжский р-н	Сущ.	0,1	0,1	0,15	0,15	0,5
	Северо-Кавказский р-н	Сущ.	0,02	0,02	0,02	0,02	0,08
	Уральский р-н	Сущ.	0,02	0,01	0,01	0,01	0,05
Итого по РФ		Сущ.	14,89	4,76	2,26	2,02	23,93
		Нов.	16,36	14,58	19,23	32,93	83,1
		Всего	31,25	19,34	21,49	34,95	107,03

Потенциальная добыча газа и цены самофинансирования добычи в РФ представлены в табл. 5.

Таблица 5

Потенциальная добыча (Q) и цены самофинансирования (с) газа в РФ

Газодобывающий регион		Месторож-дения	2005 г.		2010 г.		2015 г.		2020 г.
Газодобывающий регион		Месторож-дения	Q млрд.м³	С долл/1000 м³	Q млрд.м³	С долл/1000 м³	Q млрд.м³	С долл/1000 м³	Q млрд. м³	С долл/1000 м³
Надым-Пур-Тазовский район		Сущ.	549	3,2	479	4,8	431	5,1	333	5,8
		Нов.	142	18,9	182	25,3	185	35,5	185	47
		Всего	691	6,4	661	10,5	616	14,2	518	20,5
Томская обл.		Сущ.+Нов.	9	8	10	14,5	12	21	9	27,5
п-ов Ямал		Нов.	0	0	0	0	20	21	162	24
п-ов Гыдан		Нов.	0	0	0	0	0	0	12	45
Восточная Сибирь		Всего	4,6		38		48		50
В том числе:	Север Красноярского края	Сущ.	4,6	8,6	5	13	5	18	5	23
	Юг Красноярского края	Нов.	0	0	3	35	8	40,5	10	52
	Иркутская обл.	Нов.	0	0	30	36	35	40	35	44,4
Дальний Восток		Всего	21,2		40		44		53
В том числе:	Центральная Якутия	Сущ.	2,2	11,3	10	13	11	34,5	18	39,8
	Чаяндинскоем-ние	Нов.	0	0	0	0	3	29,9	7	40,3
	Шельф Охотского моря	Сущ.+Нов.	19	35,4	30	41,2	30	48,7	28	58,3
Европейская часть РФ		Всего	42		45		48		53
В том числе:	Северный р-н	Сущ.+Нов.	7	9	11	16	13	25	15	32
	Поволжскийр-н	Сущ.	12	8,5	15	15	20	23	25	30
	Северо-Кавказский р-н	Сущ.	3	8,6	3	15	3	20	3	25
	Уральский р-н	Сущ.	20	7,9	16	9,1	12	14,6	10	17,7
Итого по РФ		Сущ.	599,8		529		480		372
		Нов.	168		265		308		485
		Всего	767,8		794		788		857

Основной прирост добычи газа падает на Тюменскую область. Добыча газа здесь от суммарной добычи по России по рассмотренным периодам составит, соответственно: 91%, 84%, 82% и 81%. Такой вариант добычи газа в Тюменской области требует к уже осваиваемым и намеченным к разработке месторождениям Надымгазпрома, Уренгойгазпрома, Ямбурггазодобычи и Сургутгазпрома вводить новые, более мелкие месторождения в данном регионе, а также, как уже подчеркивалось выше, месторождения Ямальской и Гыданской газо-нефтяных областей.

Суммарные капиталовложения в развитие добычи газа и магистрального транспорта показаны в табл. 6. Из табл. 6 видно, что за 20-летний период в развитие газовой отрасли необходимо инвестировать свыше 157 млрд. долл., в среднем около 8 млрд. долл. в год.

В табл. 7 даны численные значения двойственных оценок для потребителей газа субъектов РФ, ближнего и дальнего зарубежья (средние цены самофинансирования) для стратегического сценария развития экономики. Эти показатели получены с использованием программных средств, разработанных в ИСЭМ СО РАН.

В табл. 7 также помещены средние цены самофинансирования за 20-летний период для всех агрегированных потребителей, рассмотренных в модели. Из данной таблицы видно, что средняя «модельная» оценка в 2000 г. равнялась 13 долл/1000м³, а в 2005, 2010, 2015 и 2020 годах соответственно составит 26, 46, 56 и 73 долл/1000 м³. В среднем за 20-летний период цена самофинансирования для внутренних и экспортных потребителей газа составляет свыше 50 долл/1000 м³.

Таблица 6

Капиталовложения в магистральный транспорт и добычу газа, млрд. долл.^*)

Объекты		2005 г.	2010 г.	2015 г.	2020 г.	Накопл. КВ
Газотранспортные системы Европейской части РФ		4,16	2	6,6	1,5	14,26
Газодобывающие регионы Европейской части РФ		28,04	15,23	17,38	31,28	91,93
В том числе:	Западная Сибирь	27,7	14,7	16,9	30,9	90,2
В том числе:	Европейская часть РФ	0,34	0,53	0,48	0,38	1,73
Итого КВ в Европейской части РФ		32,2	17,23	23,98	32,78	106,19
Газотранспортные системы Восточного геополитического направления		0,3	16,35	3,6	14,67	34,92
Газодобывающие регионы Восточного геополитического направления		3,21	4,1	4,1	3,67	15,1
В том числе:	Восточная Сибирь	0,31	1,91	1,16	1,27	4,65
В том числе:	Дальний Восток	2,9	2,2	2,95	2,4	10,45
Итого КВ по Восточному геополитическому направлению		3,51	20,46	7,71	18,34	50,02
Всего по РФ		35,71	37,69	31,69	51,12	156,21

^*) по пятилетиям

Вывод. Чтобы реализовать рассмотренную программу развития систем газоснабжения, соответствующую стратегическому сценарию развития экономики (табл. 1), необходимо инвестировать капитал в добычу и транспорт газа в объемах, показанных в табл. 6, при этом цена самофинансирования для потребителей газа составит значения

Таблица 7

Результаты расчетов цен самофинансирования на модели оптимального развития системы газоснабжения России с учетом экспорта долл./1000 м³

Субъекты РФ	2000 г. (расчетная)	2005 г.	2010 г.	2015 г.	2020 г.	Средняя за 20 лет
1	2	3	4	5	6	7
Республика Коми	12	20	51	57	67	41
Архангельская обл.			56	64	74	65
Карельская респ.			53	60	70	61
Мурманская обл.			54	61	71	62
Новгородская обл.	15	31	53	60	70	46
Ленинградская обл.,г. С. — Петербург + экспорт	14	33	53	60	70	46
Псковская и Калининградская обл. + экспорт	15	33	54	61	71	47
Вологодская обл.	14	28	52	59	69	44
Тверская обл.	14	29	53	60	70	45
Смоленская обл. + экспорт	15	32	53	60	70	46
Московская обл., г. Москва	14	33	54	61	71	47
Брянская обл.	16	41	55	62	72	49
Ярославская, Владимировская, Ивановская обл.	14	28	53	60	69	45
Калужская обл.	15	38	55	62	72	48
Тамбовская и Рязанская обл.	13	26	52	59	69	44
Воронежская, Липецкаяи Тульская обл.	14	27	52	59	69	44
Курская обл. + экспорт	14	27	52	59	69	44
Белгородская обл.	14	31	53	60	70	45
Орловская обл.	14	30	53	60	70	45
Респ. Марий Эл, Чувашская респ., респ. Татарстан	12	24	52	59	69	43
Нижегородская обл.	13	26	53	60	70	44
Пермская обл.	10	21	49	56	66	40
Респ. Башкоростан	10	21	49	56	66	40
Оренбургская обл.	12	25	50	58	68	43
Кировская обл.	12	23	51	58	68	42
Удмуртская респ.	12	23	51	58	68	42
Ульяновская, Самарскаяи Пензенская обл.	13	30	51	58	68	44
Экспорт через Новопсков	14	32	53	59	69	45
Астраханская обл.,Респ. Калмыкия	17	30	55	60	70	46
Саратовская обл.	13	30	53	60	70	45
Волгоградская обл.	14	33	52	59	69	45
Ростовская обл.	15	40	54	60	70	48
Краснодарский край+экспорт	16	43	55	61	71	49
Свердловская, Челябинскаяи Курганская обл.	10	20	49	56	66	40
Ставропольский край,респ. Адыгея	17	35	55	62	72	48
Продолжение таблицы 7
1	2	3	4	5	6	7
Кабардино-Балкарская респ., Карачаево-Черкесская респ. Ингушетия, Чечня	17	40	56	62	72	49
Респ. Дагестан	18	42	57	63	73	51
Северо-Асетинскаяресп.+ экспорт	19	48	58	64	74	53
Тюменская обл.	6	10	30	44	52	28
Омская обл.	6	10	32	46	54	30
Новосибирская обл.	7	12	34	48	54	31
Алтайский край	8	13	35	54	60	34
Томская обл.	5	11	34	48	54	30
Юг Красноярского края			50	59	67	59
Кемеровская обл.	7	13	32	45	47	29
Северо-Зап. Китай			85	98	110	98
Иркутская обл.			40	52	80	57
Респ. Бурятия			47	59	87	64
Читинская обл.				67	95	81
Респ. Саха	13	15	37	46	50	32
Амурская обл.					86	86
Хабаровский край		25	48	63	90	56
Приморский край					112	112
Сахалинская обл. (Юг)				59	67	63
Монгольская респ.				67	133	100
Центральный Китай				87	153	120
Северо-Восточный Китай				82	113	97
Северная Корея					119	119
Южная Корея					124	124
Север Красноярского края	3	14	17	25	30	19
Север. Сахал. Обл.	10	14	40	46	60	34
Хабаровский край	13	26	46	57	75	42
Средние «модельные» цены	13	26	46	56	73	51

помещенные в табл. 7. То есть, в газовую отрасль необходимо ежегодно вкладывать в среднем по 8 млрд.долл., при этом средняя цена, которую должны будут платить потребители (внутренние и внешние), должна быть свыше 50 долл. за 1000 м³.

Ссылки по теме:

Стенограмма заседания рабочей группы РСПП по реформированию газовой отрасли от 05 марта 2002
года

Стенограмма заседания рабочей группы РСПП по реформированию газовой отрасли от 18 апреля 2002
года

Стенограмма заседания рабочей группы РСПП по реформированию газовой отрасли от 04 июня 2002 года

Стенограмма заседания рабочей группы РСПП по реформированию газовой отрасли от 16 июля 2002 года

Стенограмма заседания рабочей группы РСПП по реформированию газовой отрасли от 12 сентября 2002 года

Стенограмма заседания рабочей группы РСПП по реформированию газовой отрасли от 21 октября 2002 года

Особое мнение представителя ООО «Межрегионгаз» по «Основным выводам» Рабочей группы РСПП по реформированию газовой отрасли

РСПП: Концепция реформы рынка газа

Основные выводы по итогам аналитического этапа деятельности Рабочей группы РСПП по реформированию газовой отрасли

Доклад начальника Управления по развитию рынка газа ООО «Межрегионгаз» Петрова А.А. на совещании в РСПП

Доклад Илькевича «Развитие газовой промышленности России на период до 2020 г».