Особенности развития и размещения газовой промышленности России - Экономическая география - Скачать бесплатно
МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РФ
РОСТОВСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ ЭКОНОМИЧЕСКАЯ АКАДЕМИЯ
Институт национальной и мировой экономики
Кафедра экономики и природопользования
К У Р С О В А Я Р А Б О Т А
На тему:
" Особенности развития и размещения газовой промышленности России".
Выполнил: студентка 2 курса
Гр.122
Минакова В.В.
Проверил: к.э.н. Житников В.Г.
Ростов-на-Дону, 1998
Содержание.
Введение. 3
1 Российская газовая промышленность - полвека развития. 5
2 Размещение газовой промышленности. 15
3 Проблемы регулирования газовой промышленности России и мировой опыт.
20
4 Проблемы и перспективы развития. 32
Заключение. 39
Приложение. 42
Список использованной литературы. 44
Введение.
Промышленная политика государства гиперсфокусирована 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 дости гает 61 %.
Широкое применение он нашел в коммунально-бытовом хозяйстве, в
последние годы газ стал использоваться в автомобильном транспорте, что
снижает выбросы оксидов углерода, азота и других вредных веществ на 65-90%
по сравнению с автомобилями, работающими на бензине. Газом обеспечиваются
свыше 2 тыс. городов, 3,5 тыс. поселков городского типа, более 190
тыс.сельских населенных пунктов. Доля газа в топливном балансе России
составляет 50%. В начале развития газовой промышленности разведанные
ресурсы природного газа оказались сконцентрированными на Северном Кавказе,
Украине и в Поволжье. В настоящее время они сосредоточены в Западной
Сибири, государствах Средней Азии и в Казахстане.
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.
1 Российская газовая промышленность - полвека развития.
В 1996 г. газовой промышленности России исполнилось 50 лет. Сейчас, в
условиях кризиса, 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.[1]
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%.[2]
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.[3]
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.
Важным средством обеспечения новых функций ЕСГ стала подсистема
регулирования и резервирования газоснабжения, опирающаяся на крупные
хранилища природного газа. Развитие этой подсистемы, берущее начало с 60-х
годов, длительное время отставало от темпов роста газоснабжения. Так, для
нормальной работы в сезонном разрезе при круглогодичном газоснабжении
необходимы запасы в объеме 10-11% годового потребления (с учетом экспорта).
Реально были достигнуты уровни 0,5% в 1965 г., 2-в 1970 г., 3,1-в 1975 г.,
4,6 -в 1980 г., 5,3% - в 1985 г. В подобных условиях компенсация
неравномерности во многом обеспечивалась за счет больших объемов буферного
регулирования на электростанциях. Однако в 80-е годы резкое увеличение доли
газа в топливопотреблении электростанций и быстрое сокращение ресурсов
мазута снизили возможности буферного регулирования. В те же годы были
приняты меры по ускорению развития системы подземных хранилищ газа, что
позволило довести объем хранения до 10,6% годового потребления, то есть
впервые выйти на уровень сезонных запасов.
В конце 80-х годов кризисные явления в экономике затронули газовую
промышленность. Это было связано с нехваткой инвестиций (в то время
централизованных), первыми признаками нестабильности спроса, проявившимися
в резком снижении его темпов. Тем не менее большая инерционность процессов
и накопленный ранее потенциал развития способствовали процветанию отрасли в
период 1985-1990 гг.[4]
Суммарные инвестиции в газовую промышленности достигали в середине 80-
х годов 10-11 млрд. руб. в год, а основные фонды были оценены на начало
1991 г. лишь в 65 млрд. руб. Правда, прямой пересчет этих величин в
современные значения или в долларовый эквивалент весьма затруднителен хотя
бы потому, что весомая часть инвестиций осуществлялась за счет импорта
прежде всего труб большого диаметра, а их учет внутри страны проводился с
применением искусственных переводных коэффициентов, индивидуальных для
различных групп товаров и оборудования. Так, для труб диаметром 1420 мм на
рабочее давление 7,5 МПа, составлявших основной типоразмер на сооружавшихся
во второй половине 70-х и в 80-е годы сверхмощных и сверхдальних
магистральных газопроводах, импортные трубы условно приравнивались по своей
стоимости к трубам Харцызского трубного завода (Донецкая область, Украина).
Цены последних были определены в 260 руб. за 1 т в 1984 г. и 350 руб. в
1991 г. при том, что цена импортируемых труб на мировом рынке колебалась в
диапазоне 500-700 долл. за 1 т. Следовательно, имела место явная недооценка
объема инвестиций и тем самым стоимости фондов.
Можно говорить о величине не менее 100 млрд. долл. Действительно,
только 17 магистральных газопроводов из Западной Сибири в центр России и
другие страны протяженностью в среднем не менее 2500 км каждый (с учетом
сложности их прокладки в северных условиях) стоят 70-80 млрд. долл.
Амортизация этих фондов ненамного снижает общие значения, поскольку
инвестиции преимущественно были осуществлены всего 6-12 лет назад.
Таким образом, на интенсивное развитие ЕСГ были направлены огромные по
любым оценкам средства. По-видимому, программа создания системы
газоснабжения стала наиболее капиталоемкой из всех реализованных в
гражданском секторе экономики. Здесь надо отметить, что в принципе газовая
промышленность вполне приспособлена к "государственному" режиму, в котором
она находилась в период интенсивного роста, вследствие относительной
простоты технологических процессов, потребности в масштабных и
концентрированных капиталовложениях и необходимости гарантий рисков (в том
числе политических), связанных с этими вложениями. Конечно, неизбежны и
отрицательные моменты функционирования отрасли под эгидой государства, но
они носят более тонкий характер.
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.[5]
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.[6]
В 1990-1991 гг., в период резкой политико-экономической
нестабильности, был практически приостановлен процесс развития ЕСГ и
начался серьезный кризис в газовой промышленности, выразившийся в:
- неопределенности организационных форм существования отрасли,
"суверенизации" частей ЕСГ, находившихся на территории отдельных союзных
республик;
- прекращении централизованного инвестирования, составлявшего основу
финансирования отрасли, а затем вследствие высокой инфляции-в обесценивании
имевшихся в отрасли внутренних средств;
- разрыве связей с поставщиками оборудования из стран СНГ, неплатежах
за поставляемый внутри и вне России газ, неурегулированности вопросов
транзита и т.д.
В создавшейся ситуации несомненным достижением является консолидация
основного ядра газовой промышленности России в составе РАО "Газпром".
Важной предпосылкой этого стало наличие целостной структуры ЕСГ России,
что, с одной стороны, было обусловлено системным подходом к планированию ее
развития, а с другой - объективно присущим данной системе фактором
единства.
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 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
|
