Топливно-энергетический комплекс мира

Уренгойское, Медвежье) обеспечивали 72% добычи газа в России.

Газотранспортная система (Единой системы газоснабжения - ЕСГ) включает

148,8 тыс.км магистральных газопроводов (с учетом изолированных газовых

компаний протяженность газопроводов России более 150 тыс.км), 693

компрессорных цехов мощностью 41,7 млн.кВт, 22 объекта подземного хранения

газа. Российский газ закачивается в ПХГ как на территории России, так и в

хранилища Латвии, Украины, Германии (Реден). Протяженность

газораспределительных сетей составляет 359 тыс.км, что вдвое выше

протяженности магистральных газопроводов. Это крайне низкое соотношение

является следствием удаленности добывающих районов от потребителей и низким

уровнем газификации природным газом (в городах - 53%, в сельской местности

- 19%).

ОАО "Газпром" разрабатывает 68 месторождений с разведанными запасами 17,3

трлн.м3, из них 10 месторождений в Западной Сибири с запасами 13,5 трлн.м3

(78%).

Переход отрасли на самофинансирование, государственное регулирование цен на

газ ОАО "Газпром" при либерализации цен в промышленности, низкий уровень

цен на внутреннем рынке привел к его убыточности; систематический рост

неплатежей за газ, достигших в 1999 г. выручки за газ на внутреннем рынке

за 1,5 года, крупные расходы по обслуживанию и погашению кредитов,

подорвали финансовую базу воспроизводственного процесса в отрасли. За 5 лет

при сокращении капвложений втрое резко снизилась доля собственных

источников финансирования. Кредиты зарубежных банков, выданных ОАО

"Газпром" превысили 10 млрд.долл.

Базовые месторождения Западной Сибири, выработаны: Медвежье-78%,

Уренгойское (сеноман) - 67%, Ямбургское (сеноман) - 46%. Интенсификация

отборов на действующих месторождениях привела к преждевременному переходу

их в период падающей добычи. В 2000 г. на месторождениях, вступивших в

период падающей добычи, будет получено около 73% газа в России. К 2020 г.

добыча газа на этих месторождениях не превысит 83 млрд.м3, т.е. 11% от

добычи в России.

Из общей протяженности газопроводов лишь более 30% эксплуатируются 10-15

лет, остальные приближаются или уже превысили нормативные сроки

эксплуатации. Сокращение объемов реконструкции газопроводов, вследствие

дефицита финансовых ресурсов, реализация только программы ликвидации "узких

мест" приведет к снижению надежности функционирования ГТС, ее экономической

и экологической эффективности. Свыше 19 тыс. км газораспределительных

систем (ГРС) превысили нормативный срок эксплуатации и требуют замены.

Разведанные запасы газа в России (свободный газ и газовые шапки) на

01.01.2000 г. составляют 46,9 трлн. м3, из них в разработке свыше 46%, а

свободного газа около 51%. Абсолютная величина разведанных запасов

снижается вследствие превышения отборов над приростом запасов.

Большая часть разведанных, но не введенных в разработку месторождений,

размещена в Западной Сибири (89,4%). Это уникальные по запасам

месторождения п-ва Ямал, Заполярное месторождение, менее крупные и

конденсатсодержащие залежи глубокого залегания в Надым-Пуртазовском районе.

Открыты крупнейшие месторождения в шельфах Баренцева, Охотского и Карского

морей. В Восточной Сибири на Дальнем Востоке разведано свыше 2,7 трлн.м3

запасов газа, из которых разрабатывается лишь 7,4%.

Из неразведанных ресурсов газа - 42,3% размещены в шельфах северных морей.

Из неразведанных ресурсов суши около 43% приходится на Восточную Сибирь и

Дальний Восток, 47% на северные районы Западной Сибири. В Европейской зоне

основные приросты прогнозируются в Прикаспии, где газ характеризуется

высоким содержанием сероводорода и углекислоты.

Чтобы обеспечить расширенное воспроизводство сырьевой базы отрасли,

необходимо развивать опережающими темпами поисковые работы в перспективных

нефтегазоносных районах с высокой результативностью работ с целью

подготовки фонда структур для глубокого разведочного бурения. Это потребует

широкого внедрения аппаратуры и программного обеспечения трехмерной

сейсморазведки.

Для обеспечения надежной сырьевой базы при намеченных темпах отбора

разведанных запасов в перспективе до 2020 г. необходимо обеспечить приросты

не менее 3,0 трлн.м3 разведанных запасов эффективных для разработки в

каждое пятилетие. Качество работ и затраты в разведку зависят от степени

технического перевооружения разведки, совершенствования процессов вскрытия

и комплексного изучения параметров пластов, особенно с низкими емкостно-

фильтрационными свойствами.

Около 65% прироста запасов прогнозируется в Западной Сибири. Доля

Европейских районов (с шельфами) не превысит 13%, а Восточной Сибири и

Дальнего Востока достигнет 21%. Ориентировочные цены производства (добычи и

транспортировки) газа по мере освоения новых газодобывающих баз

(определенные с учетом инвестиционной составляющей), по мере вовлечения

ресурсов п-ва Ямал, Гыдан, шельфов Северных морей цены газа районах

потребления могут увеличиться от 50-95$/1000 м3 (рис. 2.2). [pic]

Добыча газа в России, исходя из вариантного спроса на газ на внутреннем и

внешних рынках прогнозируется в период 2000-2020 г. в следующих диапазонах

(рис. 4.3.1). [pic]

Основным районом добычи газа в России остается Западная Сибирь, хотя ее

доля снижается с 91,3% до 75%. Разрабатываются ресурсы Надым-Пуртазовского

района. Освоение п-ва Ямал ожидается после 2015 г. Удельный вес Европейских

районов растет до 17% с вводом Штокмановского месторождения (рис. 4.3.2).

[pic]

Развитие добычи газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке будет

определяться в значительной степени эффективностью экспорта газа в страны

АТР. При высоком спросе на российский газ в странах АТР и льготных налогово-

кредитных условиях, добыча в этих районах может увеличиться до 50-55

млрд.м3.

На действующих месторождениях Надым-Пуртазовсокго района, разрабатываемые

сеноманские залежи вступают в период "падающей" и "затухающей" добычи.

Отборы газа на этой группе месторождений Западной Сибири в 2020 г. не

превысят 150 млрд.м3.

В целом по отрасли добыча газа на действующих месторождениях составит к

2020 г. около 170 млрд.м3. Свыше 76% добычи свободного газа должны быть

освоены на новых месторождениях Надым-Пуртазовского района, шельфа

Баренцева моря, п-ва Ямал, Непско-Ботуобинского района республики Саха,

Иркутской области, шельфов Сахалинской области. Региональное значение имеет

программа освоения мелких, низкодебитных месторождений и зележей, особенно

в экономически развитых европейских районах.

Газодобывающие компании не должны ограничивать свою деятельность

территорией России. Эффективное сотрудничество в разведке и добыче газа с

Туркменией, Казахстаном, Узбекистаном будет способствовать загрузке

действующих газотранспортных систем России, мощностей Оренбургского и

Астраханского ГПЗ. Кроме того, развитие геолого-разведочных работ и добычи

газа российскими компаниями на месторождении Южный Парс (Иран), на шельфе

Вьетнама, создают предпосылки для активного участия ОАО "Газпром" на рынках

в странах Азии и АТР.

Освоение месторождений потребует новых технических решений при

строительстве скважин и газопромысловых объектов на мерзлых грунтах, с

широким применением горизонтально - разветвленных скважин, новых

технологических решений при подготовке и переработке ценных компонентов

газовых ресурсов. Повышение дебитов скважин, особенно на поздних стадиях

разработки залежей будет осуществляться за счет гидроразрыва пласта,

воздействия химических реагентов и др.

Ввод месторождений газа на шельфах Северных морей, удаленных от суши на

сотни километров в уникальных по сложности условиях, потребует привлечения

новых разработок по конструкциям платформ и палубного оборудования,

прокладки газопроводов высокого давления по дну морей, создания береговой

инфраструктуры, включающей объекты по переработке и сжижению газа.

Газотранспортные системы в пределах ЕСГ, в районах Восточной Сибири и

Дальнего Востока требуют существенных объемов реконструкции и модернизации

для повышения надежности, экологической и экономической эффективности. За

2001-2020 гг. потребуется замена 23 тыс.км линейной части магистральных

газопроводов и отводов, модернизация и замена 25 тыс. МВт ГПА

Таблица 20

| |Ед. |2001-2010 |2011-2020 |2001-2020 г.г. |

| |измерения |г.г. |г.г. | |

|Замена линейной части |тыс. км |10 |13 |23 |

|газопровода | | | | |

|Замена и модернизация |тыс. мВт |12 |13 |25 |

|ГПА | | | | |

Комплексная системная реконструкция ГТС базируется на современном состоянии

объектов, их загрузке и использовании в перспективе. В связи с этим

внедрение методов внутритрубной дефектоскопии, диагностики позволят выявить

первоочередные объекты реконструкции, обеспечить надежность газоснабжения,

эффективность работы ГТС.

Программа расширения газоснабжения потребителей России и экспортных

поставок, строительства подводящих газопроводов и перемычек включает

строительство до 2020 г. около 27 тыс.км магистральных газопроводов

преимущественно диаметром 1420 мм на давлении 7,5-10 МПА.

Обе программы реконструкции и нового строительства разрабатываются в

комплексе, что позволяет повысить эффективность функционирования и развития

ЕСГ.

В единой системе ЕСГ прогнозируется развитие газораспределительных сетей до

25 тыс.км за пятилетку, из них 84% в сельской местности. Достижение таких

темпов строительства зависит от применения полиэтиленовых труб, что

позволяет снизить стоимость в 1,5-2 раза и сроки строительства в 3 раза.

Объемы реконструкции сетей увеличатся с 11 в ближайшей пятилетке до 15-18

тыс.км в год к последнему пятилетию периода. Это позволит газифицировать до

800 тыс. квартир в год, из них 50% в сельской местности. Важное место в

структуре топливоснабжения села отводится сжиженному газу, потребление

которого прогнозируется повысить в 1,2-1,3 раза, что связано с

дополнительными затратами в развитие систем газоснабжения сжиженным газом.

Одним из основных элементов повышения надежности газоснабжения является

строительство новых и реконструкция действующих ПХГ. В 2000-2020 гг.

намечено развитие ПХГ, в т.ч. в соляных пластах с увеличением годового

отбора в 1,7-2,5 раза (ПХГ в Пермской, Волгоградской, Калининградской

обл.). Соотношение мощности ПХГ по отбору к внутреннему потреблению газа

должно возрасти до 12-13%, а с учетом обеспечения экспортных поставок до 17-

19%. При этом ОАО "Газпром" в перспективе будет участвовать в строительстве

ПХГ в Европе, использовать мощности ПХГ в странах СНГ, в результате закачку

российского газа за рубежом прогнозируется увеличить на 13-15%,

преимущественно в ПХГ Германии.

Первоочередной проблемой газоперерабатывающей промышленности ОАО "Газпром"

является технические перевооружения и реконструкция действующих заводов,

направления на повышение извлечения ценных компонентов из газа, рост

экономической эффективности и экологической безопасности предприятий

(Сосногорский, Оренбургский, Астраханский ГПЗ, Сургутский ЗСК, Уренгойский

ЗПК).

При благоприятной конъюнктуре внешнего рынка намечается строительство

Архангельского завода по производству метанола, предприятий по переработке

этана в гг. Новом Уренгое, Череповце.

В результате проводимой политики углубления переработки углеводородных

ресурсов намечается рост производства моторного топлива до 3-4,5 тыс.т,

серы - вдвое, получение полиэтилена и метанола.

Утилизация и переработка попутного газа в последние годы снижается,

мощности ГПЗ загружены менее чем на 30%. Такое положение является

следствием убыточности добычи и продажи попутного газа ГПЗ (стоимость газа

вдвое выше цены), около 80% мощностей ГПЗ находится вне сферы влияния

нефтяных компаний и реализации конечной продукции не снижает убытков

добывающих предприятий. Проблемы утилизации и переработки попутного газа в

условиях рынка требуют законодательных решений, которые приняты и

реализуются в США и других странах.

Намеченная стратегия развития ресурсной базы, добычи газа, реконструкции и

развития газотранспортных и газораспределительных систем, переработки газа,

строительства ПХГ требует крупных инвестиций. В первую пятилетку

потребность в инвестициях оценивают в 16-17 млрд.долл, в последнюю - 32-35

млрд.долл. (рис. 4.3.3). За весь период инвестиции на функционирование и

развитие отрасли составят порядка 90-100 млрд.долл. В то же время в 1999 г.

ОАО "Газпром" освоил лишь 3,1 млрд.долл. капитальных вложений, в 2000 г.

планируется 2,7 млрд.долл. [pic]

Высокая инерционность производственных процессов в отрасли требует

опережения инвестирования как минимум на 5-7 лет сроков ввода

месторождений. Потеря темпов освоения производственных программ, вследствие

дефицита финансовых ресурсов, привели к снижению добычи газа и негативно

скажутся на добыче газа в ближайшую пятилетку. При сохранении сложившихся

тенденций финансирования производственных программ дефицит поставок газа

над спросом будет увеличиваться, что приведет, в конечном счете, к подрыву

энергетической безопасности страны.

Отказ от реализации крупных производственных программ ОАО "Газпром"

приводит к снижению объемов строительно-монтажных работ (СМР), сокращению

запуска оборудования, средств автоматизации, контроля и другой техники

нового поколения разработанной отечественными производителями.

Следовательно негативно сказывается на развитии отечественного

машиностроения, использовании квалифицированных кадров.

Намеченная программа развития газотранспортных систем потребует увеличения

объемов СМР более, чем в 4 раза к 2020 г., ориентирует отечественные

металлургические заводы на производство качественных труб большого диаметра

(ввод стана-5000), газоперекачивающих агрегатов нового поколения. ОАО

"Газпром" в последние годы проводил программу поддержки отечественных

производителей, импортозаменяющую стратегию, работая с более чем 15

конверсионными предприятиями. На Пермском моторном заводе (ПМЗ) Газпром

планируется создать компанию по лизингу газоперекачивающих установок для

ГПА-16. Однако из-за дефицита финансовых ресурсов программу придется

сокращать.

Выход из создавшегося финансового положения в отрасли - в совершенствовании

хозяйственных отношений, имеющих целью создание условий для финансовой

устойчивости и инвестиционной привлекательности газовых компаний для

надежного и эффективного удовлетворения спроса на газ.

Трансформация институциональной структуры отрасли и существующих

хозяйственных отношений направлены на:

. повышение эффективности и хозяйственной самостоятельности всех

субъектов рынка при расширении сфер их деятельности, исходя из

коммерческих интересов компаний, в том числе акционерных обществ,

входящих в ОАО "Газпром", при сохранении целостности ОАО "Газпром";

. расширение деятельности независимых производителей и поставщиков газа

до 25-30% при условии свободного доступа к ГТС и цивилизованной

конкуренции между участниками рынка;

. совершенствование налоговой и ценовой политики, способствующей

восстановлению внутренних источников финансирования и привлечению

внешних при сохранении экономической независимости и финансовой

устойчивости компаний, повышению привлекательности для компании

внутреннего рынка газа. В частности, фискальная нагрузка на отрасль на

внутреннем рынке должна снизиться с 57 % от объема реализации

продукции в 1999 г. до примерно 50 % в 2010 г. и 42-45 % в 2020 г. при

росте абсолютных размеров налоговых поступлений в бюджет

соответственно на 12-15 и 18-20 %.

Предпосылки для реализации этих целей должны быть созданы комплексом

институционально-хозяйственных мер по совершенствованию структуры отрасли,

функций всех субъектов рынка для организации конкурентной среды (вне

естественно-монопольных сфер деятельности). Это будет сопряжено в первую

очередь с введением отчетности по видам деятельности, с государственным

контролем (в частности лицензированием сфер деятельности, соблюдением

установленных правил и т.д.).

Реформирование хозяйственных отношений в отрасли потребует опережающей

подготовки и введения нормативно-правовой базы, разработки новых

законодательных актов, контрактных отношений субъектов рынка, правил

доступа к сетям, методов регулирования естественно-монопольных сфер

деятельности и т.д.

3. Развитие сырьевой базы природного газа

Под сырьевой базой понимается совокупность открытых, в том числе и

введенных в разработку, а также неоткрытых, но предполагаемых по

геологическим критериям и оценкам месторождений, доступных для разведки и

освоения при существующих технических средствах.

Газовая промышленность базируется в основном на использовании газов,

которые в природе распространены в свободном состоянии и образуют газовые

месторождения и залежи, или “газовые шапки” над нефтяными месторождениями.

Кроме того, широко используются попутные газы нефтяных месторождений.

Естественным резервом развития сырьевой базы этого “традиционного” газа

являются залежи газа, приуроченные к плотным низкопроницаемым коллекторам,

газ угольных месторождений, газогидраты, воднорастворимые газы и т.д.

Ресурсы газа в таких формах распространения изучены слабее и

рассматриваются главным образом как база использования на XXI в.

Хотя теоретически возможно открытие газовых скоплений вплоть до глубин

15 - 20 км, реальный глубинный интервал геологоразведочных работ

значительно более узок и контролируется состоянием техники и экономики. В

большинстве стран, включая Россию, рентабельными являются поиски

месторождений на глубинах не ниже 7 км, в США 8 - 9 км. За все годы ведения

геологоразведочных работ в мире пробурено не более 200 скважин, превысивших

глубину 7 км, и только 4 из них прошли рубеж 9 км. Глубочайшей (9583 м)

скважиной нефтяного профиля является скважина Берта-Роджерс, пробуренная в

1974 г. во впадине Анадарко (США) (Кольская скважина глубиной 12,4 км,

пробуренная в районе, бесперспек-тивна по нефти и газу).

Вследствие ряда факторов запасы газа на уровне мирового и межгосударст-

венного сопоставления нужно рассматривать как приблизительные, определяющие

лишь порядок реальных величин. Это обусловлено:

значительными различиями экономических критериев, категорий и систем

учета запасов газа в разных странах;

постоянным присутствием фактора “коммерческой тайны” и связанным с этим

искажением реальных запасов;

неполнотой учета запасов и недоразведанностью даже открытых

месторождений во многих странах Азии, Африки и Латинской Америки, не

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13