|
Топливно-энергетический комплекс мира
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).
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).
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).
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. измерения
|
2001-2010 г.г.
|
2011-2020 г.г.
|
2001-2020 г.г.
|
Замена линейной
части газопровода
|
тыс. км
|
10
|
13
|
23
|
Замена и
модернизация ГПА
|
тыс. мВт
|
12
|
13
|
25
|
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.
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
имеющих собственной развитой газовой промышленности и внешних рынков
сбыта газового сырья.
Разведанные запасы классификации СНГ и доказанные запасы классифи-кации США
не являются идентичными, их прямое сопоставление при подсчете мировых запасов
условно. Наконец, нужно отметить, что
в СНГ ведется раздельный учет природного, т.е. не связанного с нефтью, и попутного нефтяного газа, а в составе природного газа учитываются свободный газ чисто газовых месторождений и залежей и
газ “газовых шапок” нефтяных месторождений. За рубежом, как
правило, такого детального учета запасов
газа не ведется, и статистика обычно отражает
общие запасы природного и попутного газа.
С
учетом изложенного нужно критически оценивать данные о мировых запасах газа,
приведенные в табл. 2 [23]. На начало 1992 г. их величина составила
140 трлн. м3, т.е. за последние 30 лет запасы возросли в
7 раз. Наибольший прирост запасов за
1960 - 1991 гг. произошел в СНГ (на 55 трлн. м3) и Иране (на 18 трлн. м3). В настоящее время СНГ
(главным образом Россия) и Иран контролируют 53% мировых запасов
газа.
Запасы
газа отдельных месторождений варьируют от незначительных (непромышленных, полупромышленных) величин
до 10,2 трлн. м3
в крупнейшем Уренгойском месторождении в Западной Сибири. За
всю историю развития геологоразведочных работ в мире открыто
20 гигантских месторождений с запасами, превышающими 1 трлн м3 в каждом (табл. 21) [23].
Таблица 21
|