Топливно-энергетический комплекс мира

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

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

| |Мировые запасы газа |

|Регионы, |1960 |1980 |1993 |

|страны | | | |

| |млрд м3 |% |млрд м3 |% |млрд м3 |% |

| | | | | | | |

|Северная |8287 |43,5 |10322 |12,3 |9284 |6,4 |

|Америка | | | | | | |

|Канада |663 |3,5 |2492 |3,0 |2650 |1,,8 |

|Мексика |228 |1,2 |2195 |2,6 |1984 |1,4 |

|США |7396 |38,8 |5635 |6,7 |4650 |3,2 |

|Южная и |1223 |6,4 |2635 |3,1 |5779 |4,0 |

|Центральная | | | | | | |

|Америка | | | | | | |

|Аргентина |123 |0,6 |623 |0,7 |752 |0,5 |

|Боливия |2 |Незначит. |120 |0,1 |120 |0,1 |

|Бразилия |10 |Незначит. |53 |Незначит. |133 |0,1 |

|Венесуэла |946 |5,0 |1250 |1,5 |3693 |2,5 |

|Колумбия |40 |0,2 |142 |0,2 |288 |0,2 |

|Тринидад и |30 |0,2 |227 |0,3 |247 |0,2 |

|Тобаго | | | | | | |

|Прочие страны|72 |0,4 |220 |0,3 |546 |0,4 |

|Африка |1316 |6,9 |5923 |7,1 |9787 |6,8 |

|Алжир |1200 |6,3 |3724 |4,5 |3650 |2,5 |

|Египет |10 |Незначит. |84 |0,1 |436 |0,3 |

|Ливия |105 |0,6 |674 |0,8 |1300 |0,9 |

|Нигерия |- |- |1161 |1,4 |3400 |2,4 |

|Прочие страны|1 |Незначит. |280 |0,3 |1001 |0,7 |

|Европа (без |468 |2,5 |4892 |5,9 |7003 |4,9 |

|СНГ) | | | | | | |

|Великобритани|- |- |718 |0,9 |610 |0,4 |

|я | | | | | | |

|Германия |40 |0,2 |265 |0,3 |231 |0,2 |

|Дания |- |- |105 |0,1 |197 |0,2 |

|Италия |126 |0,7 |171 |0,2 |375 |0,3 |

|Нидерланды |70 |0,4 |1596 |1,9 |1930 |1,3 |

|Норвегия |- |- |1314 |1,6 |2756 |1,9 |

|Прочие страны|232 |1,2 |723 |0,9 |934 |0,6 |

|Ближний и |4861 |25,5 |18410 |22,1 |44809 |31,3 |

|Средний | | | | | | |

|Восток | | | | | | |

|Ирак |630 |3,3 |780 |0,9 |3100 |2,2 |

|Иран |1800 |9,5 |10502 |12,6 |20700 |14,4 |

|Катар |160 |0,8 |1848 |2,2 |7079 |4,9 |

|Кувейт |995 |5,2 |1208 |1,5 |1485 |1,0 |

|ОАЭ |- |- |638 |0,8 |5795 |4,0 |

|Саудовская |1273 |6,7 |2678 |3,2 |5250 |3,6 |

|Аравия | | | | | | |

|Прочие страны|3 |Незначит. |756 |0,9 |1400 |1,0 |

|Азия (без |524 |2,8 |3971 |4,8 |10442 |7,2 |

|СНГ, Ближнего| | | | | | |

|и Среднего | | | | | | |

|Востока) | | | | | | |

|Бруней |12* |Незначит. |218 |0,3 |400 |0,3 |

|Индия |11 |Незначит. |270 |0,3 |400 |0,3 |

|Индонезия |56 |0,4 |765 |0,9 |3180 |2,2 |

|Китай |- |- |735 |0,9 |1680 |1,2 |

|Малайзия |- |- |850 |1,0 |1926 |1,3 |

|Пакистан |425 |2,3 |453 |0,6 |780 |0,5 |

|Прочие страны|20 |0,1 |680 |0,8 |1741 |1,2 |

|Австралия и |20 |0,1 |1023 |1,2 |952 |0,7 |

|Океания | | | | | | |

|В том числе |12 |0,1 |850 |1,0 |516 |0,4 |

|Австралия | | | | | | |

|Прочие страны|8 |Незначит. |173 |0,2 |436 |0,3 |

|Итого по |16699 |87,7 |47176 |56,5 |88086 |61,6 |

|зарубежным | | | | | | |

|странам | | | | | | |

|СНГ** |2336 |12,3 |36250 |43,5 |56000 |38,9 |

|Мировой итог |19035 |100 |83426 |100 |144086 |100 |

* Бруней и Малайзия совместно.

** Только природный газ.

Таблица 22

|Месторожд|Год |Начальные |Глубина. |Комплекс |Нефтегазоносная |Страна |

|ение |откры|запасы газа,|м | |провинция | |

| |тия | | | | | |

| | |трлн. м3 | | | | |

|Уренгойск|1966 |10,2 |1040-3800|Мел, юра |Западно-Сибирская |Россия |

|ое | | | | | | |

|Катар-Нор|1971 |9,5 |2470 3000|Пермь |Месопотамская |Катар |

|д* | | | | | | |

|Ямбургско|1969 |6,1 |1000-3400|Мел |Западно-Сибирская |Россия |

|е | | | | | | |

|Канган |1973 |4,9 |2950-3500|Пермь |Месопотамская |Иран |

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