- Увеличение доли трудноизвлекаемых запасов (низконапорный газ) в структуре МСБ газовой промышленности.

- Удорожание добычи и транспортировки природного газа.

- Развитие технологий производства и транспортировки СПГ.

В этой связи имеют место следующие проблемы:

- Наличие инфраструктурных ограничений в сфере трубопроводного транспорта газа.
- Высокие транзитные риски экспорта газа в Европу.
- Недостаточный уровень развития газоперерабатывающей и газохимической промышленности.
- Заниженные регулируемые цены на газ на внутреннем рынке и недостаточная либерализация рынка газа в стране.

Стратегические задачи

Энергетическая стратегия 2030 ставит следующие основные задачи, решение которых имеет стратегическое значение.

- компенсация объемов падающей добычи на "старых" месторождениях в Надым-Пур-Тазовском районе Западной Сибири (Ямбургское, Уренгойское, Медвежье) за счет ввода новых месторождений в отдаленных районах с более сложными природно-климатическими и горно-геологическими условиями и создание соответствующей газотранспортной инфраструктуры для обеспечения поставок газа на внутренний рынок и диверсификации его экспортных поставок;

- активизация геологоразведочных работ для обеспечения расширенного воспроизводства минерально-сырьевой базы отрасли в основных газодобывающих районах и на континентальном шельфе Российской Федерации, а также освоения газовых месторождений регионального и локального значения;

- своевременное обновление оборудования и труб газотранспортной системы, исключающее снижение ее пропускной способности, и дальнейшее строительство региональной магистральной и газораспределительной инфраструктуры;
- развитие производства и экспорта СПГ;
- развитие газоперерабатывающей и газохимической промышленности с целью рационального использования ценных фракций углеводородного сырья и ПНГ;
- демонополизация газового рынка, создание конкурентной среды и установление недискриминационных для всех участников правил доступа к его инфраструктуре.

Кроме того, дальнейшее наращивание добычи газа, требующее значительных инвестиций в создание производственных мощностей и развитие инфраструктуры для транспортировки газа, влечет за собой необходимость повышения внутренних цен на газ. Внедрение рыночных принципов ценообразования на газ, поставляемый на внутренний рынок, будет способствовать устранению сложившейся деформации соотношения цен на взаимозаменяемые виды топлива (газ, уголь, мазут), снижению доли газа в потреблении ТЭР и диверсификации ТЭБ в направлении увеличения доли угля и нетопливных ресурсов, а также приближению структуры ТЭБ к структуре геологических запасов сырья в РФ и, в конечном итоге, повышению уровня энергетической безопасности страны.

Добыча газа будет развиваться как в традиционных газодобывающих районах, основным из которых является Западная Сибирь, так и на европейском севере (включая шельф арктических морей), полуострове Ямал, в новых нефтегазовых провинциях Восточной Сибири и  Дальнего Востока, а также в Прикаспийском регионе.

Основным газодобывающим районом страны на рассматриваемую перспективу остается Ямало-Ненецкий автономный округ. В период до 2010 года компенсация падения добычи газа будет обеспечиваться в основном за счет освоения в Надым-Пур-Тазовском районе новых месторождений и подготовленных к освоению горизонтов и площадей уже разрабатываемых месторождений.

При этом для поддержания добычи на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, потребуются новые технологические решения и значительные дополнительные средства для достижения высоких коэффициентов газоотдачи. В период после 2010 года прогнозируемые объемы добычи газа планируется обеспечить за счет освоения месторождений на полуострове Ямал, шельфе арктических морей, в том числе Штокмановского месторождения, в акваториях Обской и Тазовской губ, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

В пределах полуострова Ямал открыто 26 месторождений, разведанные запасы газа которых составляют 10,4 трлн. куб. метров. В ближайшие 25 лет суммарные капитальные вложения в освоение месторождений полуострова Ямал (Бованенковское, Харасавейское и др.) необходимы в размере от 166 до 198 млрд.долл. США. Начало добычи газа намечается на конец 1 этапа реализации Стратегии-2030 с доведением ее до 185-220 млрд.куб.м к 2030 году.

Вновь вводимые в разработку залежи газа в Западной Сибири будут содержать  жирный газ и конденсат. Для утилизации и транспортировки такого газа широкое развитие получит газоперерабатывающая промышленность.

Добыча газа в районах Восточной Сибири и Дальнего Востока будет развиваться на базе Ковыктинского газоконденсатного месторождения в Иркутской области, Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения в Республике Саха (Якутия), месторождений углеводородов в Красноярском крае, а также шельфовых месторождений на Сахалине и в Западно-Камчатском секторе Тихого океана. При освоении газовых месторождений Восточной Сибири, характеризующихся высоким содержанием гелия (от 0,15 до 1%), потребуется развитие гелиевой промышленности, в том числе строительство ряда крупных газоперерабатывающих заводов и подземных хранилищ гелиевого концентрата.

В соответствии с Энергетической стратегией 2030 (ЭС) , будут сформированы следующие крупные центры добычи газа:

Сахалинский центр газодобычи на базе месторождений шельфовой зоны острова Сахалин (проекты "Сахалин-1-2") с дальнейшим развитием центра за счет реализации проектов "Сахалин-3-6".

Якутский центр газодобычи на базе Чаяндинского месторождения, с перспективой освоения соседних месторождений - Среднеботуобинского, Таас-Юряхского, Верхневилючанского и других.

Иркутский центр газодобычи на базе Ковыктинского месторождения с перспективой освоения Южно-Ковыктинской лицензионной площади и месторождений севера Иркутской области.

Красноярский центр газодобычи на базе Собинско-Пайгинского и Юрубчено-Тохомского месторождений с перспективой освоения Оморинского, Куюмбинского, Агалеевского и других месторождений.