реферат скачать
 

Особенности развития и размещения газовой промышленности России

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 Размещение газовой промышленности.

Таким образом, обобщая вышесказанное, можно выделить 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.[7]

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.[8]

Западносибирский газ поступает на предприятия промышленных центров

Урала по газопроводам Игрим-Серов-Нижний Тагил, Медвежье-Надым-Пунга-Пермь.

Второй по значению район газовой промышленности в России - Уральский.

На его территории разрабатывается Оренбургское газо-конденсатное

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 1996 г. регион добыл 33 млрд.м2[9]

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 1996

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 1996

г.[10]

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. [11]

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. На Украине

сформировалась сложная система газопроводов: от Шебелинки на Харьков, на

Полтаву-Киев, на Днепропетровск-Одессу-Кишинев, от Дашавы на Киев, на Минск-

Вильнюс-Ригу. Природный газ в республику поступает из Западной Сибири,

Урала и Средней Азии. На Северном Кавказе сформировалась система из

следующих газопроводов: Ставрополь-Москва, Краснодарский край-Ростов-на-

Дону-Серпухов-Санкт-Петербург, Ростов-на-Дону-Таганрог-Донецк, Ставрополь-

Владикавказ-Тбилиси и др.

В Азербайджанской Республике газ добывается на Карадагском

месторождении (ежегодная добыча 10 млрд.мЗ; он транспортируется по

газопроводу Карадаг-Тбилиси-Ереван.

Вторым крупным районом газовой промышленности являются государства

Средней Азии и Казахстан. Вначале здесь добычей природного газа выделялась

Республика Узбекистан (Бухаро-Газлинская провинция), а затем лидерство

перешло к Республике Туркменистан. В Туркменистане разрабатываются такие

крупные месторождения, как Шатлыкское, Майское, Ачакское, Наипское,

Шахпахтынское, в Узбекистане - Джаркакское, Мубарекское, Газлинское и др. В

Казахстане (его доля в добыче газа в СНГ составляет 0,9%) ускоренными

темпами разрабатывается Карачаганакское газоконденсатное месторождение.

Добыча природного газа в странах Средней Азии и Казахстане ведется в

пустынных и полупустынных районах, где наблюдается дефицит водных ресурсов

и невысокий уровень вспомогательных производств. Среднеазиатский газ

поступает потребителям по мощным многониточным газопроводам Средняя Азия-

Центр и Средняя Азия-Урал, а также газопроводу Бухара-Ташкент-Чимкент-

Бишкек-Алма-Ата.

В настоящее время правительство Республики Туркменистан для развития

нефтегазового комплекса стремится привлечь капиталы фирм государств

Ближнего и Среднего Востока. Предполагается построить газопровод через

территорию Ирана и Турции в страны Западной Европы.

Кроме природного газа страны СНГ богаты 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), на Украине

и в Закавказье. 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 Донбассе (Лисичанск), Кузбассе (Киселевск), Подмосковье

(Тула) и на Ангренском месторождении в Узбекистане. Ежегодное производство

искусственного газа достигает 20 млрд. м2.

3 Проблемы регулирования газовой промышленности России и мировой опыт.

Процесс приобретения газовой промышленностью своего нового статуса в

меняющейся экономике России еще не завершен. Отрасли удалось избежать

разрушения своего ядра, более того, фактически только в новых условиях ее

подлинная роль в народном хозяйстве, долгое время затенявшаяся первенством

нефтяной промышленности, оказалась в центре общественного внимания. Тем не

менее до сих пор остро ощущается неурегулированность многих вопросов

функционирования отрасли и РАО "Газпром". В основном все концентрируется

вокруг проблемы перехода к цивилизованному регулированию работы отрасли и

возможных мерах по ее либерализации.

Следует отметить, что газовая промышленность как объект рыночной

экономики - весьма специфическая отрасль, для которой стандартные подходы

малоприемлемы. В развитых странах Запада, в том числе в тех, где газовая

промышленность прошла длительный путь развития, современное понимание ее

статуса или сложилось в последние 10-15 лет, или и в настоящее время

является предметом острой дискуссии.[12]

Проблемы либерализации газовой отрасли объективно связаны с

необходимостью привлечения крупных финансовых средств для создания новых

газотранспортных систем, гарантией возврата которых обычно выступает

наличие значительных подтвержденных запасов газа, предназначенных для его

подачи по этим системам, и предварительных договоренностей с потребителями

на поставки газа по ним. Однако для достижения таких договоренностей нужно

подтверждение реальности сооружения системы в требуемые сроки и возможности

обеспечения надежных поставок газа. Все это легче сделать крупным

интегрированным компаниям, зачастую опирающимся на государственную

поддержку, чем потенциальному консорциуму мелких коммерческих образований.

Регулирование отрасли будет происходить параллельно с развитием и

унификацией методов регулирования газовой промышленности в странах

Европы.[13] Именно европейский вариант станет решающим. Североамериканский

опыт, на который обычно ссылаются, играет гораздо меньшую роль, поскольку

отсутствует практическое взаимодействие с инфраструктурой этого рынка:

российский газ экспортируется в основном на европейский рынок, конкуренция

и деловое сотрудничество осуществляются с его представителями и по принятым

на нем правилам.

Надо отметить, что в настоящее время в Европе нет унифицированной

модели организации и функционирования газовой промышленности. Газовые рынки

европейских стран за редким исключением не либерализованы. В большинстве

случаев государство в той или иной степени контролирует отечественную

газодобывающую отрасль (если таковая имеется), а также магистральный

транспорт газа.

В Нидерландах и Норвегии, являющихся крупнейшими экспортерами газа,

государство осуществляет строгий контроль за добычей и коммерческим

использованием национальных ресурсов природного газа.[14]

В Норвегии производители газа должны заключать соглашения о совместной

деятельности, в соответствии с которыми переговоры об условиях продаж

добываемого газа ведутся специальным органом - Комитетом по переговорам по

газу (КПГ), где представлены три основные норвежские газовые компании. В

случае, если Комитет не может придти к общему мнению, он обращается в

правительство за окончательным решением. При создании КПГ предполагалось,

что он будет выступать как единый экспортер норвежского газа и тем самым

даст возможность снизить степень давления консорциума крупных европейских

покупателей газа.

В Нидерландах централизованные закупки и перепродажа всего газа,

подпадающего под юрисдикцию страны, осуществляется компанией "Газюни",

наполовину принадлежащей государству. Добыча газа также подлежит

законодательному регулированию и утверждению правительством.

Практически везде, кроме Великобритании, отсутствует или крайне

затруднен доступ третьих сторон в газотранспортную систему. При этом в ряде

стран, например, в Германии, предоставляются достаточно широкие возможности

для сооружения независимых газопроводов. Но вместе с тем в той же Германии

применяется специфическая система регионализации рынков газа,

препятствующая непосредственной конкуренции поставщиков за конечного

потребителя.[15]

Европейская комиссия неоднократно пыталась продвинуться в решении

вопроса об определении единых правил организации рынка газа в странах-

членах ЕС и переходе от национальных моделей к функционированию единого

газового рынка. Так, в 1994 г. введена в действие директива об

углеводородном сырье, устанавливающая, что системы лицензирования должны

основываться на открытых торгах, быть гласными и носить недискриминационный

характер. В 1990-1991 гг. была принята директива о создании внутреннего

энергетического рынка, не затрагивавшая суверенных прав стран-членов ЕС.

Однако проект директивы о либерализации рынка газа, опубликованный в 1992

г. и предполагавший разделение функций добычи и транспортировки, а также

разрешение доступа третьих сторон, вызвал серьезные споры и не был в полной

мере реализован. В конце 1996 г. Генеральный секретариат Совета ЕС

подготовил так называемое президентское компромиссное предложение о

принципах работы газовой промышленности, которое стало объектом жесткой

дискуссии и пока окончательно не принято. Разногласия возникают в основном

из-за опасения, что нововведения не приведут к равноправию поставщиков и

потребителей в различных странах ЕС. Это понятно, поскольку позиции

привилегированных национальных участников газового рынка в европейских

странах хорошо защищены, и главную угрозу влиятельные газовые компании

видят в международной конкуренции и открытии рынка.[16]

Интенсивные реформы в газовой промышленности США в 80-е годы были во

многом вызваны падением спроса на газ. Последнее произошло по ряду причин.

Главная из них - господство традиционного, очень жесткого по форме, но

малоориентированного на экономические стимулы и развитие конкуренции

регулирования, включающего контроль цен как в добыче газа, так и у

потребителей. Параллельно была создана система долгосрочных контрактов по

принципу "бери или плати". Подобная система могла существовать только в

условиях достаточно стабильных или растущих цен на альтернативные топливно-

энергетические ресурсы. Когда же в начале 80-х годов цены на нефть стали

снижаться, отсутствие гибкости в методах регулирования и ценообразования в

газовой промышленности США сделало ее неконкурентоспособной, предопределило

сокращение спроса на газ и трудности с выполнением долгосрочных контрактов.

Вскоре аналогичная ситуация возникла и в газовой промышленности Канады.

Сейчас сложились два подхода к решению указанных проблем. Согласно

одному из них, вполне достаточна внешняя конкуренция газовой промышленности

с поставщиками других топливно-энергетических ресурсов. Для выражения такой

конкуренции во многих случаях, в том числе в импортно-экспортных

контрактах, стали применять формулы для цены газа как производной от

"корзины цен" иных ресурсов (мазута, угля, возможно, электроэнергии и

т.п.). Эти изменения условий контрактов получили широкое распространение

после нефтяных кризисов. Причем введение компонент цены угля и ядерной

энергии, учитывая высокую долю постоянной составляющей расходов,

рассматривается в качестве необходимого в газовых контрактах

стабилизирующего фактора. Другой подход наряду с гибкой реакцией на внешнюю

конкуренцию предусматривает также внутренние преобразования в газовой

промышленности для создания в ней стимулов повышения эффективности.[17]

В целом в Северной Америке кризисные явления конца 70-х годов

способствовали реализации второго подхода. В 1984 г. в США были

одновременно отменены условия оплаты минимальных объемов поставок в

долгосрочных контрактах (что облегчило положение трубопроводных компаний,

бывших в то время и продавцами газа) и введены требования открытого доступа

поставщиков к сетям трубопроводного транспорта (при этом транспортные

компании, принявшие принцип открытого доступа, должны были обменять часть

своих контрактов по поставкам газа на контракты на его транспортировку).

Затем логика преобразований постепенно привела к необходимости разделения

видов деятельности и предоставляемых услуг, к сформированию уже в начале 90-

х годов полностью конкурентного рынка. Таким образом, развитие рыночных

отношений в газовой промышленности США и их глубина в значительной мере

определялись остротой возникших проблем и наличием соответствующих

предпосылок - большого количества субъектов рынка (производителей газа и

газотранспортных компаний), длительным периодом предшествующего развития,

приведшего к созданию широкой и даже чрезмерно разветвленной

газотранспортной сети и других мощностей (хранения, переработки газа и

т.п.).

В Канаде в тех же условиях начала 80-х годов были приняты меры по

либерализации ценообразования и разрешению доступа третьих сторон к

магистральным трубопроводам при сохранении фактически монопольного

положения на трансконтинентальные перевозки компании "Трансканада".

В Европе к периоду ценовых кризисов газовая промышленность не успела

пройти столь длительный путь развития и находилась на этапе становления.

Решения принимались преимущественно на межгосударственном уровне, поскольку

зачастую определяющим фактором был импорт газа, в том числе из Советского

Союза с его плановой экономикой. Это облегчало решение проблемы покрытия

рисков, но одновременно усиливало государственное влияние. Неудивительно,

что вполне естественным стало появление так называемых "уполномоченных"

Страницы: 1, 2, 3


ИНТЕРЕСНОЕ



© 2009 Все права защищены.