Содержание
Введение. 3
1. Российская газовая промышленность - полвека развития. 5
2.
Размещение газовой промышленности. 9
3. Проблемы и перспективы развития. 15
Заключение. 21
Список
литературы.. 22
Приложение. 22
Введение
Промышленная
политика государства сфокусирована на отраслях топливно-энергетического
комплекса, поскольку они выдерживают жесткую конкуренцию на мировом рынке и
являются одним из основных источников формирования доходов федерального
бюджета. С начала 1997 г. происходит структурная перестройка
газовой отрасли.
Цели этой перестройки: создание конкурирующих региональных
газовых рынков, увеличение финансовой выручки за отпускаемый газ, сокращение
издержек производства, ориентация на собственные источники финансирования, а
также улучшение расчетов с бюджетами всех уровней. Природный
газ - ценнейший вид экологически чистого топлива, тепловой коэффициент
которого составляет 1,22. Добыча природного газа обходится значительно дешевле
добычи нефти и угля. Применение природного газа способствует повышению
эффективности общественного производства. Газовая промышленность обеспечивает
производство синтетических материалов ценным и
экономически выгодным сырьем, свыше 90% азотных удобрений в странах СНГ получают
на базе использования природного газа. Газ необходим в электроэнергетике,
металлургической, цементной, стекольной, сахарной и других отраслях
промышленности. В России с использованием природного газа производится 93%
чугуна, 59% мартеновской стали, 49% проката черных металлов, 100% огнеупоров,
89% листового стекла и 45% сборного железобетона. Удельный вес природного газа
в потреблении топливно-энергетических ресурсов электростанциями достигает 61
%.
На
долю стран СНГ приходится около 50% мировых запасов природного газа, которые
оцениваются в 200 трлн.м2 Разведанные ресурсы топлива составляют 50 трлн.м2
или 1/4 потенциальных запасов, из них на Сибирь и Дальний Восток - 75-80%, на
страны Средней Азии и Казахстан - 10%, на европейскую часть СНГ 10-15%. Общие
запасы газа в России достигают 160 трлн.м2. Ориентация
на развитие нефтегазового комплекса и энергосистемы РФ как на «локомотив»
экономики привела к тому, что под чрезмерным прессом оказались доходы
(фактически - инвестиционные возможности) предприятий этих комплексов. В
настоящее время, разрабатываются
программы развития промышленности, в т.ч. и газовой, в условиях кризиса. В этой
связи, особый интерес представляет вопрос развития, размещения газовой
промышленности России, проблемы и возможности решения их с учетом мирового
опыта.
Целью работы является
раскрытие вопроса, связанного с газовой промышленностью Российской Федерации
1. Российская газовая промышленность - полвека развития
В
1996 г. газовой
промышленности России исполнилось 50 лет.
Сейчас, в рыночных условиях,
отрасль демонстрирует гибкость и умение находить зоны стабильности и ниши
роста. Какие же факторы сделали возможным такое положение, какова роль газовой
промышленности в экономике страны и шире - в мировом хозяйстве сегодня и в
перспективе?
Газовая
промышленность не является чисто монопродуктовой отраслью. Наряду с поставками
по магистральным трубопроводам природного газа (метан с небольшими добавками
высших углеводородов) производятся нефть, конденсат, сера, сжиженные газы,
машиностроительная и сельскохозяйственная продукция и т.п. Однако основу отрасли,
обеспечивающую ее конкурентные преимущества, составляет Единая система
газоснабжения (ЕСГ), которая объединяет добычу и транспорт природного газа в
единую технологическую, техническую и экономическую систему в рамках России,
связанную с газоснабжающими системами центральноазиатских и закавказских
республик СНГ и имеющую свое продолжение в системах поставки российского газа в
три европейские страны СНГ и двадцать других государств Европы.
За
последние полвека система газоснабжения прошла несколько фаз развития. В бывшем
СССР она представляла собой общесоюзный народнохозяйственный комплекс.
Поскольку и после распада СССР это накладывает заметный отпечаток на
функционирование ЕСГ России, целесообразно рассмотреть основные этапы ее
становления.
Первый
этап, охватывающий 40-е - начало 60-х годов, связан с освоением отдельных групп
саратовских, краснодарских, ставропольских, восточноукраинских (район
Шебелинки), западноукраинских (район Дашавы-Львова) и ряда других газовых
месторождений, а также попутного газа нефтяных месторождений (районы Поволжья и
Закавказья). Это относительно небольшие по объему и расположенные недалеко от
возможных потребителей источники газа. В каждом случае проектировался и
сооружался отдельный газопровод (группа газопроводов), связывающий с
потребителями газа - газопроводы Саратов-Москва, Дашава-Минск,
Дашава-Киев-Брянск-Москва, Северный Кавказ-Центр (начиная с газопровода
Ставрополь- Москва), Шебелинка-Курск-Смоленск-Брянск, Шебелинка-Полтава-Киев,
Шебелинка-Днепропетровск-Одесса и пр.
Эти
газопроводы диаметром до 820 мм (впоследствии - 1020
мм), годовой производительностью до 5-8 млрд. куб. м,
протяженностью до 700-1000
км функционировали, как правило, независимо друг от
друга. Такому состоянию системы газоснабжения соответствовали планирование,
проектирование и управление отдельными газопроводами. Уровень добычи и
потребления газа к 1960 г.
достиг 45 млрд. куб. м, что составляло около 8% общего объема добычи и
потребления топлива в стране.
На
втором этапе, в 60-е годы, стали вводиться в разработку крупные газоносные
районы - прежде всего резко увеличилось использование ресурсов Средней Азии,
затем Республики Коми. Однако из-за значительной удаленности этих источников от
основной части потенциальных потребителей, расположенных на
Урале, в центральном и западных районах Европейской части страны,
потребовалось сооружение первых сверхдальних газопроводов Бухара-Урал, Средняя
Азия-Центр, Вуктыл-Торжок. В них уже использовались трубы большего диаметра
(1020-1220 мм) и соответственно большей
производительности (10-15 млрд. куб. м в год, а в газопроводе Средняя
Азия-Центр - до 25 млрд. куб. м в год). Для обеспечения надежности
функционирования газопроводов потребовалось строительство многониточных
систем, а возросшие объемы передачи газа создали для этого объективные
предпосылки. Главным последствием усложнения схемы газопроводов стало
взаимопересечение систем в районе Москвы и на Украине. Таким образом, появилась
возможность для взаимодействия газопроводных систем и перераспределения
потоков по ним, то есть для формирования Единой системы газоснабжения страны.
Концентрация мощностей как в добыче, так и при транспортировке газа, прогресс
строительной индустрии, насущные потребности народного хозяйства
способствовали ускорению развития газовой промышленности - среднегодовая
добыча газа в 60-е годы возросла с 45 млрд. до 200 млрд. куб. м, а его доля в
топливном балансе страны - до 18-19%.
К
началу 70-х годов открытия геологов показали, что в Западной Сибири, прежде
всего в Надым-Пур-Тазовском районе, сосредоточены уникальные запасы газа. Были
также существенно увеличены разведанные запасы газа в Средней Азии и в районе
Оренбурга, что создало надежную базу для резкого увеличения объемов его
использования в народном хозяйстве. Наступил этап форсированного развития
газовой промышленности и Единой системы газоснабжения, характеризующийся
следующими важными чертами: созданием дальних и сверхдальних магистральных
газопроводов, поскольку вводимые в разработку месторождения находились, как
правило, на значительном (до 2500-3000 км) расстоянии от основных районов потребления;
переходом к индустриальной технологии и организации строительства,
использованию наиболее прогрессивных технических решений - применению труб
диаметром 1420 мм
на рабочее давление 7,5 МПа и единичной производительностью свыше 30 млрд. куб.
м в год; резким усложнением структуры ЕСГ; наличием многочисленных связей
различных газотранспортных систем; расширением возможностей маневрирования
потоками газа. К концу 80-х годов ЕСГ СССР приобрела современный облик, став
крупнейшей в мире газоснабжающей системой, обеспечивая свыше 40% потребности
СССР в топливе, значительную долю потребления топлива в странах Восточной
Европы и многих западноевропейских государствах.
Во
второй половине 80-х годов Единая система газоснабжения подошла к новому
зрелому этапу своего развития. Масштабы газоснабжения и роль ЕСГ оказались
настолько важными, что от эффективного и устойчивого ее функционирования стала
зависеть нормальная работа многих крупных потребителей, целых отраслей и регионов.
Плановая экономика ориентировала газовую промышленность на предельно высокие
темпы валового роста по принципу "любыми средствами". Но одновременно
с позиций потребителя главными становились качественные показатели
газоснабжения - надежность поставок, реакция на изменения условий работы,
компенсация "возмущений" в ТЭК страны и за ее пределами. Это вело к
усложнению режимов функционирования и повышению роли регулирования и резервирования
газоснабжения.
Зрелость
системы проявилась и в том, что в результате перехода ряда месторождений и
целых газодобывающих районов в стадию падающей добычи на фоне бурного роста
новых районов и строительства новых крупных газотранспортных магистралей
возникла потребность в изменении функций и роли существующих мощностей.
Реализация этого потенциала с целью минимизации суммарных затрат повышала
значение системного моделирования развития и реконструкции ЕСГ, которое, для
того чтобы быть эффективным методом принятия решений, должно комплексно
учитывать все основные факторы ее работы.
Итак,
к началу 90-х годов газотранспортная система ЕСГ была в основном завершена. В
пределах России она позволяла транспортировать свыше 600 млрд. куб. м
природного газа в год, являясь крупнейшей такого рода системой в мире.[1]
Другой
главный компонент ЕСГ - ресурсы природного газа, служащие сырьевой базой
газоснабжения. Сейчас разведанные запасы превышают 49 трлн. куб. м, а
потенциальные ресурсы - 200 трлн. куб. м. При этом свыше 85% запасов приходится
на Западную Сибирь. В то же время слабо исследованы перспективные районы Восточной
Сибири и Дальнего Востока, шельфы морей. Открываются также значительные и пока
трудно поддающиеся количественной оценке перспективы, связанные с нетрадиционными
источниками газа, в том числе плотными коллекторами и газогидратными залежами.
В
начале 90-х годов наиболее важным было то, что добыча газа базировалась на
разработке уникальных Уренгойского, Ямбургского и Медвежьего месторождений, из
которых только последнее приблизилось к стадии падающей добычи. Это
обеспечивало необходимый запас прочности для системы в целом.
Основное
отличие газоснабжения от нефтеснабжения заключается в том, что
транспортируемый природный газ - продукт, вполне готовый для использования и
как сырье, и как топливо, причем доводимое без каких-либо изменений до самых
мелких, исчисляемых миллионами потребителей. Транспортируемая же нефть требует
переработки, то есть, предназначена для ограниченного числа крупных
специализированных предприятий. Природный газ разных месторождений -
значительно более однородный по своим характеристикам продукт, чем нефть: при
условии доведения до стандартов транспортировки он легко смешивается в
газоснабжающей системе и далее поступает в "обезличенной" форме.
Стоимость
транспортировки нефти и газа также неодинакова. При расстоянии 1600 км в расчете на 1 млн. БТЕ в среднем она составляет 2 долл. для сухопутных
и 1 долл. для морских газопроводов по сравнению с примерно 0,3 долл. для
нефтепроводов и 0,1 долл. для танкеров (Британская тепловая единица -
неметрическая единица, равная 1055,06 Дж. и применяемая в США и
Великобритании). Учитывая, что средняя дальность транспортировки газа в ЕСГ
России превышает 2500 км,
это с экономической точки зрения затрудняет его доставку потребителям вне
существующей ЕСГ.[2]
2. Размещение газовой
промышленности
Выделим
основные районы размещения газовой промышленности.
В
Западно-Сибирском районе основными газовыми промыслами являются Уренгойский и
Ямбургский, которые дают ежегодно по 200 млрд.м2 топлива, Березовский,
Вынгапуровский и другие. Добыча природного газа ведется в сложных
природно-климатических условиях севера Тюменской области, где слабо развита
производственная инфраструктура, в том числе отсутствуют дорожная сеть,
строительная база и т.д.
К
четырем магистралям Сибирь-Центр, действовавшим к 1980 г, введены в эксплуатацию шесть газопроводов диаметром 1420 мм:
Уренгой-Москва, Уренгой-Грязовец (Вологодская обл.), Уренгой-Елец (Липецкая
обл.), Уренгой-Петровск (Саратовская обл.), Уренгой-Новопсков (Луганская обл.)
и Уренгой-Помары-Ужгород. От Ямбургского месторождения в конце 80-х годов
построено шесть новых мощных газопроводов в центральные районы европейской части
и до западной границы СНГ: Ямбург-Москва, Ямбург-Елец, Ямбург-западная граница
("Прогресс") и другие.
Западносибирский
газ поступает на предприятия промышленных центров Урала по газопроводам
Игрим-Серов-Нижний Тагил, Медвежье-Надым-Пунга-Пермь (Приложение 1, 2).
Второй
по значению район газовой промышленности в России - Уральский. На его
территории разрабатывается Оренбургское газоконденсатное месторождение,
содержащее помимо метана смесь ароматических углеводородов, сероводород
и гелий. Преимуществом этого месторождения по сравнению с западносибирскими и
среднеазиатскими является размещение его вблизи важных промышленных центров
России и стран СНГ. Однако наличие попутных компонентов в газе требует
предварительной его очистки и ихугилизации. На этом месторождении построен
крупный Оренбургский газохимический комплекс мощностью 45 млрд.м2 газа в год.
Он производит газ, серу, конденсат и другие вещества. А в 1978 г. завершено строительство крупного
международного газопровода Оренбург-западная граница СНГ, по которому на
экспорт ежегодно поступало 16 млрд.м2 газа. Кроме того, в Уральском районе
природный попутный газ добывается на месторождениях Башкортостана и Пермской
области. В 2002 г.
регион добыл 33 млрд.м2
Крупным
районом развития газодобывающей промышленности России становится Республика
Коми и северо-восточная часть Архангельской области, где формируется
Тимано-Печорский ТПК. Природный газ добывается на Вуктыльском, Войвожском,
Василковском, Джебольском и других месторождениях. "Голубое" топливо
поступает потребителям по газопроводу "Сияние Севера":
Ухта-Тверь-Торжок-Ивацевичи (Беларусь). Добыча природного газа в Северном экономическом
районе уменьшилась с 18 млрд.м2 в 1985 г. до 4 млрд.м2 в 2002 г.,
то есть в 4,5 раза.
В
ближайшие годы акционерным обществом "Росшельф" начнется освоение
одного из крупнейших в мире Штокмановского газоконденсатного месторождения,
находящегося на шельфе России в Баренцевом море. Геологические
запасы месторождения оцениваются в 3 трлн.м2 и оно потребует инвестиций в 10-12
млрд. долларов.
В
1980 г. в Поволжье
открыто Астраханское газоконденсатное месторождение. В настоящее время на его
основе формируется Астраханский промышленный узел по добыче и переработке газа
и конденсата, а также по производству серы. Добыча на месторождении
увеличилась до 4 млрд.м2 в 2000
г.
К
новым перспективным районам в Российской Федерации относятся месторождения в
Восточной Сибири (функционирует газопровод Мессаяха-Норильск), в Саха-Якутии
(Таас-Тумус-Якутск) и на острове Сахалин. К освоению ресурсов природного газа в
Саха-Якутии и на Сахалине большую заинтересованность проявляют фирмы Японии,
Южной Кореи и других государств. Предполагается привлечь капиталы фирм Южной
Кореи для совместного строительства газопровода Республика Саха-Южная Корея. (Приложение 3).
Ресурсы
топлива в старых районах газодобывающей промышленности в результате
многолетней эксплуатации в значительной степени истощены и не могут
удовлетворять потребности народного хозяйства их за счет собственной добычи.
Это относится к таким районам, как Северный Кавказ и Поволжье, Украина и
Азербайджанская Республика. Удельный вес этих регионов в добыче природного газа
стран СНГ очень сильно сократился.
Кроме
природного газа Россия богата попутным нефтяным газом, который территориально
связан с месторождениями нефти. Попутный газ отличается от природного наличием
в нем наряду с метаном этана, пропана и бутана, являющихся ценным сырьем для
промышленности органического синтеза. Попутный газ перерабатывают на
газобензиновых (ГБЗ) и газоперерабатывающих заводах на отдельные фракции,
которые затем поступают потребителям. Основная часть ГБЗ сосредоточена на
территории европейской части в районах добычи нефти (Альметьевск, Отрадное,
Туймазы, Шкапово Грозный). Новые газобензиновые заводы построены в главной
нефтегазовой базе России - Западной Сибири (Нижневартовск, Правдинск). Начато
строительство завода в Новом Уренгое, планируется построить в Архангельске.
Добыча попутного газа составляет около 50 млрд.м2 в год. Однако большое
количество этого ценного и дешевого углеводородного сырья не используется в
народном хозяйстве, так как выбрасывается в атмосферу и сжигается в факелах.
Газовый
конденсат перерабатывается на Оренбургском, Мубарекском, Чарджевском и
Астраханском газохимических комплексах.
Одним
из резервов получения газообразного топлива для некоторых районов служит
газификация угля и сланцев. Подземная газификация угля осуществляется в Кузбассе (Киселевск), Подмосковье (Тула). Ежегодное производство
искусственного газа достигает 20 млрд. м2.[3]
Таблица 1.
Добыча природного газа
|
|
Газ (млрд.м3.)
|
|
|
2002г.
|
2004г.
|
|
Россия
Тюменская обл.
Оренбургская обл.
Коми
Астраханская обл.
Якутия
Краснодарский край
Чечня и
Ингушетия
Татария
Свердловская обл.
|
641
582
38
6
3
2
1
1
1
1
|
607
555
34
4
3
2
1
1
1
1
|
Таблица 2.
Размещение
запасов природного газа (в % к итогу)
|
Район
|
1980г.
|
1990г.
|
2004г.
|
|
Россия, всего, млрд. куб. м
|
254
|
641
|
595
|
|
То же, %
|
100
|
100
|
100
|
|
Европейская часть
|
17
|
9,6
|
8,0
|
|
Северный
|
3,9
|
1,2
|
0,5
|
|
Уральский
|
10,6
|
6,8
|
6,0
|
|
Северо-Кавказский
|
1,6
|
0,8
|
0,5
|
|
Поволжский
|
1,1
|
0,8
|
1,0
|
|
Восточные районы
|
83
|
90,4
|
92,0
|
|
Западная Сибирь
|
82,5
|
89,6
|
90,8
|
|
Восточная Сибирь
|
0,25
|
0,3
|
0,7
|
|
Дальний Восток
|
0,25
|
0,5
|
0,5
|
Переработка газа
и газового конденсата.
В отличие от
нефти природный газ
не требует большой
предварительной переработки для
использования, но его необходимо
сразу отправлять к
потребителю. Газ - главный
вид топлива там, где
нет других энергетических ресурсов. Он
используется в промышленности (80%) - электроэнергетика, химия,
металлургия, строительство, полиграфия, а
также в быту.
Сформировалось
несколько регионов переработки
газа - Оренбургский, Астраханский, Сосногорский (Республика
Коми) и Западно-Сибирский. Они разнятся
по номенклатуре и
количеству выпускаемой продукции, что, прежде
всего, объясняется объёмом
разведанных запасов ближайших
месторождений и химическим
составом добываемого здесь
газа.
В номенклатуру продукции
газоперерабатывающих заводов (ГПЗ)
входят собственно товарный
газ, сера, гелий, пропан-бутановая
смесь, технический бутан, широкие фракции
лёгких углеводородов,
сжиженный газ, дизтопливо, различные виды
бензинов, этан, этилен и др.
Производство каждого из
этих видов продуктов
распределено по основным
регионам. Так, например, на
Сосногорском заводе производят
технический углерод,
применяемый в полиграфической промышленности. Экспорт этого
продукта растёт, завод обеспечивает
им не только
Россию и страны
СНГ, но и государства
Центральной и Восточной
Европы, Восточной и Юго-Восточной
Азии, Скандинавию. Перспективы
Сосногорского ГПЗ зависят
от освоения месторождений
полуострова Ямал и
севера Тюменской области.
В 2002 г. переработано
33,7 млрд.м3.
газа и 4513,8 тыс.т.
газового конденсата и
нефти. Намеченные
«Газпромом» планы по
производству продукции переработки
выполнены по основной
номенклатуре, за исключением сжиженного
газа (процент выполнения
плана - 95,2).
Для наращивания мощностей
действующих производств в
прошедшем году РАО
«Газпром» осуществил следующие
мероприятия.
На Астраханском ГПЗ
начался поэтапный ввод
в эксплуатацию второй
очереди. Пущены установки сепарации
газа, сероочистки высокого и
среднего давления, производства серы, отбензинивания газа, стабилизации газового
конденсата. Это позволило увеличить
объёмы переработки сырья, создать дополнительные резервы
мощностей и увеличить
гибкость производства. На Сургутском
заводе стабилизации конденсата
введены в эксплуатацию
установка фракционирования широких
фракций лёгких углеводородов
с получением пропана, бутанов и
изопентана и узлы
компаундирования автобензинов.
На Оренбургском ГПЗ
освоена технология «ЭКОСОРБ»
по очистке природных
газов от меркаптанов. На Сосногорском
ГПЗ введена в
опытно-промышленную
эксплуатацию установка получения
бензина мощностью по
сырью 40 тыс.т. в год.
РАО «Газпром» сотрудничает
с зарубежными фирмами
в ряде совместных
проектов в области
переработки.
Так, с целью создания
производства метанола в
АО «Нитроферт» (город
Кохтла-Ярве, Эстония) завершена
разработка технико-экономического обоснования
и состоялось подписание
с немецкой фирмой
«Линде» базового соглашения
и контрактов на
поставку оборудования и на строительство
установки по производству
метанола мощностью 1300 т.
в сутки.
Начата работа с
японской фирмой «Мицуи»
по разработке проекта
создания совместного предприятия
по производству аммиака.
В рамках российско-германского совместного
предприятия ТОО «Метапром», в
уставном фонде которого
доля «Газпрома» составляет
60%, продолжаются работы над
проектом завода по
производству метанола в
Архангельске.
Продолжались
работы по созданию
Новоуренгойского газохимического комплекса:
практически завешена поставка
немецкими фирмами «Линде»
и «Зальцкиттер» оборудования
для установок по
производству этан/этилена и
полиэтилена.[4]
3. Проблемы и перспективы развития
Единая
система газоснабжения создавалась в условиях плановой экономики, когда
критерием успешной работы было выполнение директив по наращиванию валовых
объемов добычи газа, а также напряженных плановых заданий по его поставкам.
Все это настраивало на интенсивное развитие системы и высокую надежность ее
функционирования. Причем возможности выбора поставщиков действительно
эффективного и надежного оборудования, наилучших подрядчиков и т.п. были, как
правило, ограничены. Зато капиталовложения выделялись централизованно и на
определенных этапах в соответствии с обоснованными потребностями. В подобных
условиях приходилось прибегать к избыточному с чисто экономических позиций
резервированию, включая установку громоздкого парка резервных
газоперекачивающих агрегатов, к форсированному вводу мощностей на новых
объектах и т.д. Сейчас наиболее актуальным для отрасли стал поиск решений,
оптимальных с учетом ее финансовой самостоятельности и наличия открытого рынка
оборудования и услуг.
В
настоящее время многие прогнозы предполагают значительное увеличение емкости
европейского рынка газа и соответственно возможностей поставки российского
газа. В этой связи вполне уместной считается увязка перспектив развития ТЭК
России и европейского рынка энергоресурсов. При этом описываются
оптимистический и вероятный сценарии. Оптимистический сценарий предусматривает
рост цен на российские энергоносители, объемов потребления российских энергоресурсов
и инвестиций в российский ТЭК (поскольку большее число проектов
становится экономически эффективным), что в совокупности позволит использовать
его как "мотор" для выхода из кризиса и перехода в стадию
поступательного развития экономики".
Здесь
необходим более дифференцированный и взвешенный подход. Что касается нефти, то
цены на нее формируются на основе довольно сложного баланса интересов и сил,
включающего и механизмы квотирования добычи. Цены оптовых закупок газа в
экспортно-импортных взаимоотношениях традиционно строятся на ценовых формулах,
учитывающих цену "корзины" энергоресурсов, в том числе мазута (как
производной от цены нефти) и угля.
Представляется,
что цена угля на мировом рынке может быть достаточно стабильной ввиду наличия
доступных больших запасов качественного угля. По мнению многих экспертов,
имеются также значительные резервы поддержания стабильных цен и на нефть. В
этих условиях ожидания всеобщего роста цен на российские энергоносители могут
не оправдаться. В отраслях с длительным инвестиционным циклом, прежде всего в
газовой промышленности, опасность такого рода просчетов очень велика.
В
то же время ситуация с природным газом гораздо благоприятнее, чем по ТЭК в
целом. Причины этого - крупные преимущества природного газа перед другими
видами топлива в экологическом отношении, возможность достижения при его
использовании более высоких технологических показателей (например, кпд на
электростанциях) и в целом особая технологичность природного газа, который,
как уже отмечалось, при транспортировке представляет собой готовый к
использованию продукт.
Сейчас
появились предпосылки изменения сложившегося ценового баланса различных видов
топлива и энергии. Электростанции, одни из самых крупных, но традиционно
наименее эффективных ввиду взаимозаменяемости разных видов топлив контрагентов
газовой промышленности при использовании современных парогазовых технологий,
становятся его наиболее эффективными потребителями. Поскольку в других сферах
применение газа также дает значительный эффект, то явно назревают изменения
ценовой формулы в сторону увеличения его цены для поставщиков, что, однако, не
приведет к снижению спроса, но позволит стимулировать реализацию новых
проектов и тем самым обеспечит "гладкий" переход к использованию во
все большем объеме потенциальных потребительских преимуществ природного газа.
На наш взгляд, адекватная реакция на рыночные сигналы со стороны оптовых
покупателей газа будет облегчена при расширении их коммерческой ориентации и либерализации
европейской газовой промышленности.
Сложившаяся
в России тенденция к снижению спроса на газ дает возможность за счет
использования уже имеющейся транспортной инфраструктуры обеспечить развитие
первоочередных экспортных проектов путем достройки концевых участков трасс,
ведущих из центра страны к ее границам. Тем не менее, по мере восстановления
внутреннего рынка и дальнейшего роста экспорта потребуется ввод новых, прежде
всего экспортоориентированных газопроводов.
Основные
объемы добычи газа приходятся ныне на уникальные по своим масштабам
месторождения Западной Сибири, инвестиции в которые были осуществлены ранее. Но
сейчас уже возникает, а в ближайшие годы значительно увеличится потребность во
вводе новых мощностей как для компенсации падения добычи газа на
этих месторождениях, так и для обеспечения прироста добычи под новые контракты.
Здесь возможны варианты: либо ускоренный ввод в разработку новых месторождений
(Ямал и Штокман), либо более интенсивное использование имеющихся и
перспективных ресурсов в Надым-Пур-Тазовском и прилегающих к нему районах.
По-видимому, конкретные решения будут зависеть от многих факторов, в том числе
от темпа нарастания потребности в освоении новых ресурсов, от возможностей
привлечения инвестиций для такого освоения, от масштабов и результатов
геологоразведочных работ в традиционных и новых районах, от местных и
экологических факторов и т.п.
Наиболее
существенно то, что в среднесрочной перспективе предельные затраты на
реализацию экспортных проектов станут включать издержки по всей цепи
газоснабжения. При этом практически при любом из вариантов конкретных решений
в добыче повысится уровень затрат, которые можно условно оценить в 15-25 долл.
за 1 тыс. куб. м.
Для
окупаемости строительства магистральных транспортных систем протяженностью
4-4,5 тысяч и более километров (в том числе частично в северных условиях, а
частично в европейских странах и то, и
другое является фактором удорожания) до основных экспортных потребителей
транспортная компонента составит не менее 60 долл. за 1 тыс. куб.м. Конкретные
оценки в немалой мере будут зависеть от уровней налогов, условий финансирования
и сопряженных затрат (например, на обеспечение надежности и резервирования
поставок).
Таким
образом, проекты поставки газа на наиболее обещающие рынки при нынешних
экспортных ценах будут на пределе окупаемости и даже могут стать убыточными. В
данном случае при расширяющемся европейском рынке и растущей потребности в
российском газе, но без изменения ценового паритета газовая промышленность
может превратиться из высокодоходной отрасли, вносящей большой вклад в бюджет
страны, в систему, в основном работающую саму на себя.
Явно
недостаточно с экономических и правовых позиций проработаны вопросы транзита
газа. Между тем, например, в 2002 г. 54% международных поставок газа по трубопроводам осуществлялось с
использованием транзита через третьи страны. Несмотря на то, что транзит
получил столь широкое распространение, практически отсутствуют его
международные юридически обязательные правила. Можно лишь отметить соглашение
ВТО о транзите, но оно не затрагивает страны, не присоединившиеся к этой
организации. Договор о Европейской энергетической хартии включает только обязательство
не препятствовать транзиту в случае внутригосударственных конфликтов.
В
России также ощущается необходимость развития специфического, ориентированного
на газовую промышленность законодательства. Проект закона о нефти и газе до
сих пор не принят. Правда, он был достаточно противоречив, поскольку в него
пытались включить не только общие для этих отраслей вопросы (типа лицензирования),
но и частные, по которым имеются значительные различия (прежде всего это
относится к транспорту и поставкам продукции потребителю). В настоящее
время с учетом происшедших изменений (введение закона РФ о естественных
монополиях, создание Федеральной энергетической комиссии, а также ставшей все
более понятной обществу роли ЕСГ в народном хозяйстве страны) представляется
своевременными разработка и принятие специального закона о газоснабжении или о
ЕСГ.
По-видимому,
в среднесрочной перспективе доля газа в энергетике Европы будет
ограничиваться, прежде всего соображениями безопасности. Экономика и экология
однозначно указывают на газ, но серьезную опасность европейцы усматривают в
энергетической зависимости от недостаточно прогнозируемого и слабо
регулируемого гиганта на Востоке. Надо сказать, что на этом весьма успешно
спекулирует ядерное лобби. Снять подобные опасения можно в первую очередь за
счет установления ясных правил игры и более широких связей и переплетения
интересов участников рынка на Западе и Востоке.
Отметим,
наконец, важную роль системного моделирования функционирования и развития
газоснабжения, вытекающую из объективной сложности системы и выполняемых ею
задач. На протяжении последних трех десятилетий, фактически с начала создания
ЕСГ, совершенствовались методы и средства такого моделирования. Со второй
половины 80-х годов они оформились в целостную систему анализа и принятия
решений по развитию ЕСГ. Для нынешней рыночной ситуации, несмотря на усиление
фактора неопределенности, тем не менее, характерна большая ясность критериев в
отличие от номинальных показателей плановой экономики.
Даже
в советских условиях применение методов системного моделирования при
конкретном анализе направлений развития ЕСГ давало возможность существенной
экономии инвестиционных ресурсов и повышения качества принимаемых решений. Тем
большие перспективы открываются перед этими методами в нынешней ситуации.[5]
Заключение
Подводя итог работы можно сделать вывод о том, что газовая
промышленность получила ускоренное развитие в нашей стране. Она начала
развиваться в СССР при прямом государственном управлении. Отрасль хорошо
функционировала в условиях плановой экономики. Это был период интенсивного роста,
вследствие относительной простоты технологических процессов и потребности в
масштабных и концентрированных капиталовложениях. К началу 90-х годов
газотранспортная система ЕСГ в основном была завершена.
На данный момент Россия обладает
огромнейшими промышленными и разведанными запасами природного газа. Основные их
залежи расположены в Западно-Сибирской, Волго-Уральской, Тимано-Печерской
нефтегазоносной провинциях, а также в Восточной Сибири, на Северном Кавказе и
Дальнем Востоке. Особо нужно выделить, что основные крупные месторождения газа
находятся в северных районах. Поэтому дальнейшее развитие газовой
промышленности приведет к освоению этих районов.
Газовая промышленность
является одной из основных отраслей топливной промышленности, которая охватывает
добычу природного газа, переработку природного и попутного газа, подземную
газификацию угля. Она принадлежит к молодым отраслям индустрии, быстро и динамично
развивающимся в последние десятилетия.
Ресурсами
природного газа особо выделяется Западная Сибирь, где разведаны такие
уникальные месторождения, какУренгойское (запасы 6 трлн. м2 открыто в 1966г.),
Ямбургское (4.5 трлн.м2 1969г.), Медвежье (1,5 трлн.м2 1967г.), Заполярное,
Тазовское, Вынгапуровское и другие. Они расположены на севере Тюменской области
в пределах зоны тундры, где природно-климатические условия особенно суровы, и
образуют Пур-Тазовскую и Надым-Пурскую газоносные провинции. На Ямале открыты
Бованенковское, являющееся вторым в мире по ресурсам и Харасавайское
месторождения.
Список литературы
1.
Гребцова
В.Е. Экономическая и социальная география России. Ростов-на-Дону: Феникс, 2003.
2.
Морозова Т.Г.
Региональная экономика. - М.: Бизнес, 2004.
3.
Морозова Т.Г.
Экономическая география России. - М.:ИНФРА-М, 2003.
4.
Уманский Л. М.
Экономика нефтяной и газовой промышленности. – М.: ИНФРА-М, 2003.
5.
Фейгин
В. Газовая промышленность России: состояние и перспективы //Вопросы экономики,
№11, 2004. – С. 28-35.
6.
Хрущев
А.Т. География промышленности. М.: Дело, 2005.
7.
Экономическая
география. /Под ред. Данилова А.Д. - М.: Дело, 2004.
Приложение
Приложение1. Энергетические ресурсы Российской Федерации,2002 г.
Приложение 2. Распределение энергетических ресурсов в Западной Сибири
Приложение 3. Распределение энергетических ресурсов в Восточной Сибири
[1]
Гребцова В.Е. Экономическая и социальная география России. Ростов-на-Дону:
Феникс, 2003. – С. 125
[2]
Морозова Т.Г. Экономическая география России. - М.:ИНФРА-М, 2003. – С. 180
[3]
Хрущев А.Т. География промышленности. М.: Дело, 2005. – С. 177
[4]
Морозова Т.Г. Региональная экономика. - М.: Бизнес, 2004. – С. 219
[5]
Фейгин В. Газовая промышленность России: состояние и перспективы //Вопросы
экономики, №11, 2004. – С. 28-35.