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).
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.).
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22
|