?

Log in

No account? Create an account
 
 
28 April 2010 @ 10:25 am
Астраханская область, добыча углеводородов  
Журнал «Власть» № 38 (791) от 29.09.2008

Из-за сложных условий добычи и специфического состава сырья нефтегазовые месторождения Астраханской области почти не разработаны. Крупные компании долгое время отказывались участвовать в их освоении. Однако в последнее время ситуация начинает меняться.

Проблемный газ
На сегодняшний день сырьевую базу Астраханской области составляют около 20 крупных разведанных месторождений нефти, газа и конденсата на материковой части и на континентальном шельфе российского сектора Каспийского моря (см. карту). По оценкам экспертов, в области сосредоточено 96% углеводородных запасов всего Южного федерального округа. В разработке находятся всего три месторождения — газоконденсатное Астраханское, газовое Промысловское и нефтяное Бешкульское.

Добыча ведется главным образом на крупнейшем в европейской части России Астраханском газоконденсатном месторождении (АГКМ). Его запасы оцениваются как минимум в 2,5 трлн кубометров газа и 400 млн т конденсата.

Месторождение было открыто в 1976 году, и уже через пять лет для его разработки был создан Астраханский газовый комплекс, центром которого стал Астраханский газоперерабатывающий завод (АГПЗ). В настоящее время мощность завода составляет 12 млрд кубов газа и чуть более 4 млн т нефти и газового конденсата в год. При этом основной разработчик АГКМ, компания "Газпром добыча Астрахань" (до февраля 2008 года — "Астраханьгазпром"), более чем за 20 лет работы на месторождении извлекла не более 10% разведанных запасов.

Столь низкие темпы обусловлены целым рядом факторов. Прежде всего, большой глубиной залегания углеводородов (более 4 км), сложными условиями добычи (пластовым давлением 620 атмосфер и пластовой температурой порядка 120°C) и повышенным содержанием токсичных примесей, что требует повышенных мер безопасности при добыче сырья и делает невозможным его дальнейшее использование без его первичной очистки. Кроме того, месторождение располагается в экологически чувствительных зонах (бассейн Волги).

Из-за высокого содержания кислых компонентов в добываемом газе — около 12-16% углекислого газа и 24-26% сероводорода — "Газпром добыча Астрахань" занимает в области первое место по объему выбросов вредных веществ в атмосферу, а действующие в области квоты на выбросы сернистого газа и углекислоты практически исчерпаны. Технологическая база предприятия пока не позволяет решить эту проблему.

Побочный продукт деятельности АГПЗ — сера (комовая, жидкая, гранулированная) — поставляется на химические заводы Украины, Азербайджана, Италии, Румынии, Англии, Индии, стран Африки. Однако в ближайшее время на этом рынке может наступить стагнация, так как производство опережает по объемам потребление. Мировыми производителями этого сырья, в том числе и АГПЗ, на который я в общей сложности свыше 10% мирового серы, придется искать способы экологически безопасного хранения нереализованных излишков продукции.

Совместное недроползание
Для решения этих проблем областная администрация и "Газпром" уже долгое время ищут надежных партнеров, располагающих необходимыми технологиями и опытом работы в области добычи высокосернистого газа. Еще в конце 1990-х годов предпринимались попытки привлечь иностранных инвесторов. Однако, прикинув соотношение коммерческой выгоды и экологических рисков, от участия в геологоразведке и освоении месторождений одна за другой отказались компании Chevron, Conoco, Amoco и Mobil, Unocal, BP, Shell, Marubeni и Oman Oil. Согласие дал только итальянский концерн ENI.

В мае 2001 года ЗАО "Астраханьнефтепром", учрежденное на паритетных началах "Стройтрансгазом" (крупный подрядчик "Газпрома") и фондом имущества Астраханской области, заключили рамочное соглашение с Agip Energy B. V. (подразделение ENI) о проведении разведочных работ на Северо-Астраханском участке. Предполагалось, что ENI и "Астраханьнефтепрому" будут принадлежать равные доли в проекте (по 50%).

Объем инвестиций в геологоразведку, которая должна была завершиться к 2004 году, оценили в $100 млн. По мнению экспертов, соглашение было достигнуто во многом благодаря партнерским отношениям "Газпрома" и ENI по проекту строительства газопровода "Голубой поток" (проложен по дну Черного моря между Россией и Турцией). Однако планам не суждено было осуществиться по двум причинам. Во-первых, к концу 2001 года в "Газпроме" сменилась команда управляющих, а во-вторых, падение цен на газ в Европе и России снизило прогнозную рентабельность предприятия. В итоге проект был забыт.

Попытки приобщиться к разработке правобережной части Астраханского газоконденсатного месторождения предпринимала и финансово-промышленная группа "Гута". С этой целью в 1999 году дочерней структурой группы компанией "Госинкор" была учреждена Астраханская нефтегазовая компания (АНГК), которая приобрела лицензию на разработку правобережного участка АГКМ с оцененными запасами газа в 220 млрд кубометров и нефти в 20 млн т. Однако к добыче компания приступить не успела. После банкротства "Гуты" в 2004 году около 75% АНГК перешли на баланс Внешторгбанка, который приобрел активы группы.

Спустя два года интерес к астраханскому газу проявил украинский бизнесмен Дмитрий Фирташ, совладелец газового трейдера Rosukrenergo. Выкупив у ВТБ 74,9% акций АНГК, он надеялся присовокупить к ним блок-пакет астраханской администрации. Победив в областном тендере, Фирташ уже был готов завершить сделку, когда в ситуацию вмешался президент Владимир Путин, наложивший, по некоторым данным, прямое вето на продажу активов АНГК украинскому предпринимателю. В 2007 году Фирташ был вынужден вернуть акции ВТБ, которые затем были переданы Газпромбанку.

Сегодня администрация области и "Газпром" вновь проводят консультации с иностранными инвесторами, поскольку практика крупнейших мировых нефтегазовых компаний показывает, что эффективное освоение подобных месторождений возможно. Свой опыт предлагает, например, британско-голландский концерн Royal Dutch Shell, одним из основных направлений работы которого является разработка месторождений высокосернистого газа (схожего по составу с астраханским) в Канаде, США и Омане. В ходе переговоров с областной администрацией глава представительства Shell в России Крис Финлейсон заявил: "Нам очень интересно рассмотреть возможность применения нашего опыта и знаний в Астраханской области. Ее ресурсы колоссальны даже в мировом масштабе, а сама территория имеет хорошее стратегическое расположение. Более масштабная разработка местных месторождений и добыча полезных ископаемых, на наш взгляд, сыграет весомую роль в увеличении мощности проекта "Южный поток" и, в конечном итоге, положительно повлияет на промышленное развитие региона".

Специалисты Shell читают, что добычу газа на АГКМ можно существенно увеличить добычу без повышения уровня выбросов сернистого и углекислого газа. Одно из решений предполагает закачку углекислоты в предварительно исследованные подземные пласты для захоронения — с сохранением практики переработки сероводорода в первичную серу. Возможен и вариант захоронения под землей всех кислых компонентов, включая сероводород. В этом случае необходимость его переработки, отпадает, однако это решение потребует проведения дополнительных исследований и решения частных технологических задач, связанных с токсичностью этого газа.

Неподъемная нефть
По данным министерства экономического развития Астраханской области, на территории российского сектора Каспийского моря открыто семь нефтегазовых месторождений: имени Ю. Корчагина, Ракушечное, Хвалынское, 170-й км, Сарматское, Инчхе-море. Разведаны они пока слабо. По оценкам экспертов, их запасы составляют не менее 1 млрд т нефти и не менее 1 трлн кубометров газа.

Основная проблема астраханской нефти — ее высокая плотность (удельный вес — 0,95 г/см3). По ГОСТу 2002 года это уже не просто тяжелая, а именно битуминозная нефть, крайне сложная в добыче и очистке. Обычный станок-качалка не в состоянии поднять из скважины такую нефть, для этого требуются более мощные установки. При выделении из нее мазута остается мощный солевой осадок, а в полученном битуме слишком много парафина, из-за чего состав плохо склеивается.

Дополнительные сложности создают экологические требования. Администрация области не раз заявляла о том, что при работе нефтедобывающая компания должна придерживаться принципа так называемого нулевого сброса, при котором отходы производства не сбрасываются с буровых установок в море, а вывозятся для утилизации на береговые базы. Это вынуждает добывающие компании дополнительно инвестировать в технологическую модернизацию своих мощностей.

Связанные одним шельфом
Комплексные исследования северной части Каспийского моря в Астраханской области начались с 1995 года и велись в основном силами компании ЛУКОЙЛ, получившей у правительства лицензию на поисково-разведочные работы.

В 1997 году по итогам сейсмических исследований нефтегазоносный потенциал на участке Северный на каспийском шельфе был оценен в 600 млн т нефтяного эквивалента. Бурение началось летом 1999 года на Хвалынском месторождении. Скважина выявила ряд нефтегазоносных горизонтов, в шести из которых были получены притоки нефти, а также возможность притока газа. По этому поводу в Астрахани состоялась торжественная церемония с участием главы ЛУКОЙЛа Вагита Алекперова, губернатора Астраханской области Анатолия Гужвина и вице-премьера Виктора Христенко, провозгласивших рождение новой нефтегазоносной провинции России.

Однако, несмотря на громкие заявления чиновников, на территории Астраханской области до сих пор разрабатывается только одно нефтяное месторождение — Бешкульское. Добычу на нем ведет дочернее предприятие ЛУКОЙЛа — "Астраханьморнефтегаз". Другое дочернее предприятие компании "ЛУКОЙЛ — Нижневолжскнефть" добывает порядка 12 млн т нефти в год. В 2009 году компания начнет разработку нового месторождения имени Корчагина, а в 2012 году планирует запустить месторождение имени Филановского. Два эти участка к 2015 году должны будут увеличить объем добычи еще на 12 млн т в год. К 2020 году добывающие мощности ЛУКОЙЛа должны составить 30 млн т.

Три года назад, чувствуя растущий интерес мировых нефтедобывающих компаний к Астраханским месторождениям, ЛУКОЙЛ начал консолидацию ресурсов в области. В ноябре-декабре 2005 года компания приобрела за $261 млн 51% минус одна акция компании-конкурента — "Приморьенефтегаза", владевшего лицензией на геологоразведку Пойменного участка под Астраханью. А в мае 2006 года — еще 49% в обмен на 4,165 млн своих акций, получив единоличный контроль над предприятием.

Вторым по значимости игроком на нефтяном рынке Астраханской области является Южная нефтяная компания (ЮНК), на сегодняшний день принадлежащая "Газпрому". Еще недавно этим активом владела американская компания JPM Partners LDC, принадлежащая американскому миллиардеру Кристоферу Гетти. Борьба за возвращение контроля над ЮНК российскому монополисту была относительно недолгой.

ЮНК была учреждена в 1995 году для добычи нефти на месторождении Верблюжье с доказанными запасами 17,5 млн т нефти. Создавалась она при участии "Астраханьгазпрома" (ему принадлежало 79% акций ЮНК, еще по 7% — ОАО "Волго-Каспийский акционерный банк", ООО "Радон" и Астраханской нефтегазоразведочной экспедиции). Уставный капитал ЮНК составил 2 млн руб. Поскольку денег на поиск и разработку у компании, по сути, не было, было принято решение привлечь иностранного инвестора.

В 1999 году в качестве инвестора ЮНК пригласила JPM Partners. В пользу американской компании была проведена эмиссия, в результате которой уставный капитал ЮНК был увеличен вдвое, а доля акций "Астраханьгазпрома" снизилась до 42%. С 2000 по 2007 год JPM Partners вложила в разработку Верблюжьего месторождения $12,8 млн, а после открытия крупнейших нефтегазовых месторождений на шельфе планировала увеличить эту сумму до $40 млн. За это время было пробурено около 30 скважин, добыто 2 тыс. т тяжелой нефти и найдены признаки легкой. Главной проблемой освоения месторождения стала все та же аномально тяжелая нефть, на которую JPM Partners не смогла найти покупателя. Компания продолжила разведочное бурение в надежде найти более легкую нефть.

Между тем в 2006 году "Астраханьгазпром" инициировал проверку, в ходе которой ФСФР выявила нарушения при проведении допэмиссии. На этом основании в мае 2007 года "Газпром" обратился в арбитражный суд, требуя ее отмены, а также всех последующих сделок. Точку в многомесячной борьбе "Газпрома" и миллиардера Гетти за контроль над ЮНК поставил Федеральный арбитражный суд Поволжского округа в конце августа этого года. "Газпром" бесплатно вернул актив, проданный в 1999 году, с тем чтобы продолжить его разработку самостоятельно. Однако о перспективах вновь приобретенного актива "Газпром" пока ничего не заявлял.






http://www.kommersant.ru/doc.aspx?DocsID=1031501


Российский сектор каспийского шельфа остается одним из наименее освоенных. О перспективах его разработки "Власти" рассказал губернатор Астраханской области Александр Жилкин.

Александр Жилкин родился в 1959 году в селе Цветное Астраханской области. Окончил физико-математический факультет Астраханского педагогического института, имеет степени кандидата экономических наук и доктора биологических наук. В 1988 году был избран первым секретарем обкома ВЛКСМ, в 1990-м — депутатом Верховного совета РСФСР. В 1991 году назначен первым замглавы администрации Астраханской области, затем — первым вице-губернатором. В декабре 2004 года избран на пост губернатора области.

— Существует мнение, что Астраханская область из всероссийского огорода и рыбхоза превращается в нефтегазовую провинцию, валовой продукт которой все больше зависит от добычи и переработки углеводородов. Насколько справедливо такое мнение?

— Абсолютно справедливо. Сельскохозяйственная продукция остается некой маркой, астраханским брендом. Но ее доля в валовом продукте — 7%. А нефтегазовая отрасль дает 15% ВРП и более 60% общего объема промышленного производства.

Сейчас в области добывается 12 млрд кубометров газа, 4,5 млн тонн нефти и конденсата, производится 5 млн тонн серы. А к 2020 году рассчитываем на уровень 50 млрд кубов газа, 15 млн тонн конденсата, 29,5 млн тонн нефти. Освоением астраханских недр занимаются крупнейшие игроки российского нефтегазового рынка — "Газпром" и ЛУКОЙЛ. Присутствуют также "Роснефть" и ТНК-ВР. В общей сложности 16 российских компаний и компаний с участием иностранного капитала. С началом промышленной разработки каспийского шельфа астраханское направление однозначно станет стратегическим.

— Существует ли долгосрочная стратегия развития нефтегазовой отрасли в области?

— Она появилась еще в 2005 году как составная часть программы социально-экономического развития региона. Более того, это, так сказать, стартер всей программы. В мае 2006 года наша программа была одобрена правительством Российской Федерации по всем десяти стратегическим направлениям, в том числе по ТЭК. Мы ожидаем, что ее реализация многократно увеличит налоговые поступления и бюджет региона через три года составит около 53 млрд руб. против нынешних 27 млрд руб.

Среди прочего она предусматривает возможность освоения правобережной части Астраханского газоконденсатного месторождения, где придется строить еще один газовый комплекс. Поскольку астраханский газ имеет в своем составе этан, его можно использовать в промышленных целях. На границе Харабалинского и Красноярского районов будет строиться завод по производству полиэтилена мощностью 500 тыс. тонн в год. Рассматривается также вопрос строительства завода по производству карбамидов мощностью 2 млн тонн в год. Заводы будут потреблять 1,5 млрд кубометров газа в год и должны дать прибыли в несколько раз больше, чем продажа того же объема товарного газа.


— Но все это только в планах. Сегодня же, как вы сами сказали, в области добывается всего 12 млрд кубометров газа. В чем причина? В слабой разведанности месторождений?

— Действительно, активной разведки до недавнего времени здесь просто не велось. Госкомпании по понятным причинам долгие годы не могли тратить на это ресурсы. А те компании, которые сейчас ведут разведку, максимум года три назад начали активную работу. Разведка идет в Черном Яру, Енотаевке, а также в Ахтубинском, Володарском и Лиманском районах — практически по всей области. Но и уже разведанные запасы просто гигантские: 5 трлн кубометров газа и 1 млрд тонн нефти. Главная проблема — очень высокое содержание серы в добываемом газе: 26% и выше. Это самый высокий показатель в мире. Поэтому при увеличении добычи появится очень большое количество этого побочного продукта, которое надо технически грамотно и экологически безопасно утилизировать.

— А существуют технологии, которые позволят, не навредив экосистеме, увеличить объемы добычи газа?

— Сегодня ученые прорабатывают возможность закачки кислых компонентов газа назад в пласты. Методика применяется на нескольких месторождениях в мире, но там небольшие объемы добычи. У нас же эти объемы гигантские плюс высокое давление. Сейчас "Газпром" ищет за рубежом партнеров, которые смогут помочь в создании новой технологии или адаптации существующей.

— А как обстоит дело с экологическими рисками, связанными с добычей нефти? В 80-е годы существовала точка зрения, что на севере Каспия нельзя добывать нефть, так как это вредно для экосистемы шельфа. Сейчас такой угрозы нет?

— Компании, работающие на Северном Каспии, должны применять методы нулевого сброса, которые одобрены европейскими экологическими организациями. Это дорогостоящая технология, но без нее нефтяным компаниям никто не позволит начать здесь добычу.

— Кстати, начать добычу шельфовой каспийской нефти обещали сначала в 2005 году, потом в 2008-м, теперь — в декабре 2009 года. Удастся ли уложиться в новые сроки?

— Силами завода "Астраханский корабел" мы заканчиваем строительство буровой установки. 2-4 мая следующего года мы ее выводим в море, три месяца уйдет на испытания, и уже в сентябре-октябре компания ЛУКОЙЛ начинает добычу нефти на месторождении имени Юрия Корчагина. На шести разведанных месторождениях и десяти перспективных геологических структурах ЛУКОЙЛ собирается к 2025 году добывать 29,5 млн тонн нефти и конденсата и 18 млрд кубометров газа в год. Общий же объем извлекаемых запасов на открытых месторождениях — 327 млн тонн нефти и 675 млрд кубометров газа.

— Что это будет означать для Астраханской области и ее бюджета?

— Только плюс, конечно. Рабочих наберут в Астрахани, сюда же переведут офис компании "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть", которая будет контролировать и Каспийский, и Азовский бассейны. А это означает дополнительные налоги в астраханский бюджет.

— Как вы смотрите на идею использования регионального подхода к разработке месторождений углеводородов?

— Можно, конечно, задаться целью создавать добывающие компании с участием территориального бюджета. На первом этапе компании с госпакетом действительно создавались — пять и больше лет назад. Теперь мы эти пакеты продаем. Для того чтобы заниматься разведкой, промышленной разработкой, нужны серьезные деньги. В бюджете таких средств пока нет. А создавать компании, просто чтобы с помощью административного ресурса захватывать месторождения, неправильно. Нужно, чтобы приходили профессиональные, серьезные компании со своими ресурсом и технологиями. А власть должна выполнять свои функции, а не заниматься бизнесом.

— Предусмотрены ли налоговые послабления для инвесторов, готовых вкладываться в разработку месторождений в регионе?

— Если проект будет интересен для региона, мы готовы придать ему статус социально значимого. И тогда включится механизм снижения налогового бремени — налога на прибыль, на имущество, на землю. "Газпром" и ЛУКОЙЛ уже получили налоговую преференцию именно исходя из социальных параметров своих проектов.

— Сейчас "Газпром" берет в свои руки весь процесс — от гранулирования до транспортировки и реализации серы. Таким образом, должны увеличиться его доходы от продажи этого побочного продукта. Как вы оцениваете перспективы рынка серы?

— Поступления в консолидированный бюджет области от добычи углеводородов только на Астраханском газоконденсатном месторождении в первом полугодии составили 1,74 млрд руб. Это на 66% больше, чем в первом полугодии 2007 года. Главным образом это связано с ростом цен на мировом рынке серы. "Газпром" сейчас вырабатывает 5 млн тонн в год, из них 1,5 млн — гранулированная сера. В октябре должны вступить в строй новые мощности, которые будут выпускать 2 млн тонн серы в гранулах. К 2010 году вся сера должна выпускаться гранулированной, что хорошо и для экологии, и для бюджета.

Когда-то сера была просто убыточной, ее производили только из-за экологических ограничений по выбросам в атмосферу вредных веществ. Теперь цена выросла с $6 до $400 за тонну. А то, что производством и транспортировкой занимается сам "Газпром",— это дело "Газпрома". Главное, чтобы налоги не уходили отсюда. По этому поводу с компанией будет заключено соответствующее соглашение. Здесь мы имеем поддержку со стороны председателя правительства Российской Федерации.
http://www.kommersant.ru/doc.aspx?DocsID=1031502

Астраханская область является энергодефицитным регионом, однако при ее запасах углеводородов вполне могла бы стать одним из крупнейших в стране поставщиков энергоресурсов. О том, при каких условиях эта возможность может быть реализована, рассуждает заместитель гендиректора ООО ВНИИГАЗ по науке Дмитрий Люгай.

Объем запасов разведанных астраханских месторождений составляет более 5 трлн кубометров газа и около 1 млрд т нефти и конденсата, что сопоставимо с месторождениями Западной Сибири и российского шельфа северных морей, которые "Газпром" рассматривает в качестве основной ресурсной базы страны. В скором будущем в регионе могут быть открыты новые месторождения в глубокозалегающих горизонтах и на шельфе Каспийского моря. Кроме того, продолжаются начатые еще в 2005 году переговоры с Казахстаном о совместной разработке Имашевского трансграничного месторождения. По оценкам казахстанских специалистов, его газовые запасы составляют 278 млрд кубометров.

И несмотря на это углеводородное изобилие, сегодня Южный федеральный округ не способен обеспечить себя энергоносителями и закупает газ на стороне в объеме более 35 млрд кубометров в год. Почему же при таком колоссальном ресурсном потенциале ЮФО до сих пор не превратился из энергодефицитного региона в крупнейшего поставщика энергоресурсов?

Дело в том, что темпы освоения главной углеводородной сокровищницы региона, Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ), крайне низки — всего 12 млрд кубометров газа в год, а это лишь десятые доли процента от общего объема запасов. Одним из главных тормозящих факторов является специфический состав добываемого сырья. Оно содержит до 50% токсичных неуглеводородных компонентов, а их безопасная переработка и утилизация при сколько-нибудь существенном расширении объемов добычи возможна только при использовании дорогостоящих технологий, в том числе тех, которые до сих пор здесь не применялись. Проблема усугубляется напряженной экологической обстановкой в ряде зон региона и наличием природоохранных объектов на территории месторождения.

При этом подавляющая часть запасов АГКМ распределена между пятью недропользователями (Астраханской нефтегазовой компанией, компаниями "Газпром", "Газпром добыча Астрахань", дочерним предприятием ЛУКОЙЛа "Приморьенефтегаз" и казахстанской "КазМунайГаз"), которые пока не выработали единой политики в деле освоения лицензионных участков, учитывающей интересы как каждого из них, так и нужды области.

По оценкам ВНИИГАЗ, несогласованное и бессистемное освоение потенциально опасного сероводородсодержащего сырья может привести к катастрофическим последствиям, и вместо экономического бума регион получит экологическую бомбу. На наш взгляд, наиболее рациональным, безопасным и экономически оправданным является комплексный подход, подразумевающий совместное использование газоперерабатывающих мощностей и инфраструктуры.

Представляется, что первым шагом в этом направлении должно стать выполнение научно-исследовательских работ с целью адаптации к местным условиям нетрадиционных технико-технологических решений. Наиболее перспективна технология утилизации кислых компонентов газа путем их закачки в сжиженном виде в подземные пласты. Опробование в реальных условиях и внедрение этой технологии на различных участках АГКМ станет без преувеличения первопроходческой миссией — в мировой практике нет примеров реализации аналогичных проектов в таких масштабах. Разумеется, в отсутствие единой концепции освоения астраханских недр эта задача не может быть решена. Учитывая уникальный двадцатилетний опыт разработки АГКМ и участие в составлении всех программных документов по развитию газовой отрасли России в целом и регионов в частности, компания "Газпром" могла бы выступить в роли разработчика такой концепции.

В случае успешного применения нетрадиционных технологий и организации совместной разработки лицензионных участков уже в ближайшие пять-десять лет на территории Астраханской области возможно создание крупного центра газодобычи. Учитывая значительное содержание в астраханском сырье ряда ценнейших компонентов (этан, пропан, бутан, газовый конденсат, меркаптаны и др.), на его базе также можно организовать крупнейшее в ЮФО производство продуктов газонефтехимии и центр по добыче жидких углеводородов. Объем годовой добычи, по предварительным оценкам, может составить до 120 млрд кубометров газового сырья (около 60 млрд кубов товарного газа) и 30 млн т жидких углеводородов. А это означает, что спрос на углеводородное сырье юга России будет в полной мере обеспечен. Снижение импорта газа, расширение инфраструктуры, развитие социальной сферы за счет строительства жилья и создания новых рабочих мест даст мощный толчок к развитию экономики не только Астраханской области, но и прилегающих к ней регионов.
http://www.kommersant.ru/doc.aspx?DocsID=1031500