ГАЗ И НЕ ТОЛЬКО

Газовая промышленность — важнейшая и одна из наиболее стабильно работающих отраслей топливно-энергетического комплекса и всей экономики России, крупнейший в мире комплекс энергообеспечения. Доля газа в первичном топливноэнергетическом балансе страны составляет около 50%. Наша страна занимает первое место в мире по добыче, разведанным запасам и прогнозным ресурсам газа и обеспечивает около 25% его мирового производства.

Почему уменьшилась добыча газа?

Россия — крупнейший в мире экспортер естественного газа, обеспечивающий более 40% международных поставок. В 2002 г. добыча газа в стране составила 595 млрд куб. м, потребление, включая технологические нужды газопроводов и закачку (отбор) в подземные хранилища газа, — около 409 млрд куб. м, экспорт — более 186 млрд куб. м.

Начальные суммарные ресурсы свободного газа России составляют 236,15 трлн куб. м:

Западная Сибирь 41,4%

Шельф 32,1%

Восточная Сибирь 13,7%

УралоПоволжье 5,9%

Дальний Восток 5,0%

Европейский Север 1,0%

Северный Кавказ 0,9%

Около 78% разведанных запасов газа сосредоточено в Западной Сибири, более 7% — на шельфе северных морей, 6,7% — в европейской части, около 8,5% — в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

Распределение начальных суммарных ресурсов газа в России

Добыча газа: Россия — 595 млрд куб. м, США — 547,7, Канада — 183,5, Великобритания — 103,1, Алжир — 80,4, Индонезия — 70,6, Норвегия — 65,4, Иран — 64,5, Нидерланды — 59,9, Саудовская Аравия — 56,4 млрд куб. м.

В 70—80-е гг. ХХ в. на севере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции создан крупнейший в мире газовый комплекс. При его формировании впервые на теоретическом и практическом уровне решен ряд принципиально новых научных и технологических задач при проведении геологоразведочных работ, развитии систем добычи, переработки и сверхдальней транспортировки газа в экстремальных горно-геологических и природно -климатических условиях.

Несмотря на наличие уникальной сырьевой базы и развитой сети трубопроводного транспорта, добыча газа в России с 1992 г. падает. В 2000 г. годовая добыча газа снизилась на 57 млрд куб. м. по сравнению с 1991 г. Объем инвестиций в основной капитал в сопоставимых ценах составлял в 2000 г. 41,5% от уровня 1990 г. В 2001 г., несмотря на почти двукратное увеличение инвестиций в основной капитал, происходило дальнейшее снижение добычи газа в России.

Ближайшая перспектива

Устойчивая тенденция в мировой системе энергообеспечения — опережающий рост спроса на газовое топливо. В формировании мирового уровня добычи газа и газообеспечения России будет принадлежать очень важная, на Евразийском континенте — определяющая роль.

Был произведен прогноз потребностей в газе внутреннего и внешних (европейского и азиатско-тихоокеанского) энергетических рынков российского газа. Анализ внутренних потребностей исходил из устойчивого подъема российской экономики, роста ВВП на уровне 5—7% в год, улучшения качества жизни населения и планомерной частичной замены газа углем в тепло- и электроэнергетике европейской части страны. При этом авторы исходили из предположения, что, располагая уникальными ресурсами газа, Россия не должна слепо копировать западноевропейские или североамериканские топливно -энергетические балансы. Россия может и должна иметь в ближайшие десятилетия высокую долю газа в топливно -энергетическом балансе.

Выполненный в Институте геологии нефти и газа (ИГНГ) СО РАН анализ показал, что в условиях устойчивого экономического роста при поддержании и расширении экспортных поставок добыча газа в России должна быть доведена к 2010 г. до 650—700 млрд куб. м, к 2020 г. — до 750—800 млрд куб. м (табл. 1). Прогноз ИГНГ СО РАН сформирован с использованием ожидаемых уровней развития газовой промышленности во всех основных газодобывающих регионах, параметров перспективных проектов в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, на шельфе арктических, южных и дальневосточных морей. Учтены планы по добыче газа ОАО «Газпром», вертикально - интегрированных нефтяных компаний, независимых производителей газа*.

Таблица 1

Прогноз добычи газа по Российской Федерации, млрд куб. м (ИГНГ СО РАН)

Утвержденная правительством РФ «Энергетическая стратегия России до 2020 г.» предусматривает несколько более осторожные уровни добычи газа (табл. 2). Предполагается, что уже после 2010 г. начнется падение добычи газа в Западной Сибири и, прежде всего в Ямало-Ненецком АО. Это фактически отодвигает на неопределенный срок крупномасштабное освоение уникальных запасов газа полуострова Ямал, что не соответствует долгосрочным экономическим и геополитическим интересам страны, условиям обеспечения ее энергетической безопасности.

Таблица 2

Прогноз добычи газа по Российской Федерации, млрд куб. м («Энергетическая стратегия России до 2020 года»)*

* По 2003 г. скорректировано ИГНГ СО РАН с учетом оперативной информации о динамике добычи.

Следует подчеркнуть, что состояние и перспективы увеличения разведанных запасов газа при наличии соответствующих инвестиций позволяют довести добычу газа к 2010 г. до 730—780 млрд куб. м, к 2020 г. — до 880—930 тыс. куб. м в год с последующим поддержанием на этом уровне за счет ввода месторождений, прогнозируемых к открытию. Экспорт газа из России может быть доведен к 2010 г. до 220—260 млрд куб. м, в 2020—2030 гг. — до 365—415 млрд куб. м. Российский газ будет поступать в Европу, страны СНГ, на азиатско-тихоокеанский и североамериканский энергетические рынки.

После удовлетворения внутренних потребностей российских регионов экспорт сетевого и сжиженного газа на западном направлении — в СНГ, Европу, Турцию, на Атлантическое побережье США — из Западной Сибири, европейской части страны, севера Восточной Сибири после 2015—2020 гг. может быть доведен до 230—270 млрд куб. м. На европейском рынке газа будет происходить усиление конкуренции, прежде всего, со стороны стран Северной Африки (Алжир, Ливия), Ближнего Востока (Иран, Катар, Саудовская Аравия, ОАЭ) и Центральной Азии (Туркменистан, Казахстан).

Главной особенностью развития газовой промышленности России в ближайшие десятилетия будет резкое расширение ее географии, приближение центров добычи газа в Сибири к потребителям в восточных регионах России и к азиатско-тихоокеанскому энергетическому рынку.

Основные центры добычи

Стратегическое направление развития нефтегазодобывающего комплекса России — освоение месторождений полуострова Ямал. Это позволит достигнуть и поддерживать высокие уровни добычи газа, нефти, конденсата, обеспечить устойчивое развитие экономики и энергетики России за пределами 2010—2015 гг.

Важная задача — обеспечить добычу и использование остаточных запасов свободного газа при низких пластовых давлениях (низконапорный газ) на разрабатываемых месторождениях. Для эффективного освоения и использования добываемого сырья в округе необходимо строительство в экстремальных условиях предприятий газодобывающей, газоперерабатывающей промышленности и транспортных систем.

Ямало-Ненецкий автономный округ будет оставаться главным центром газовой промышленности страны в XXI веке.

Максимальная добыча газа в Оренбургской области (более 47 млрд куб. м) была достигнута в середине 1980-х гг. и на протяжении последних 15 лет неуклонно снижалась, составив в 2002 г. около 21,5 млрд куб. м. Свободные газы в области сосредоточены, главным образом, в одном крупном Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении.

В области создан уникальный газохимический комплекс, который используется менее чем наполовину. Производство гелия, например, снизилось с 10 млн куб. м в 1985 г. до менее 4,0 млн куб. м в 2002 г.

Ожидается, что добыча газа на открытых к настоящему времени в области месторождениях будет снижаться и в последующие годы. Для обеспечения загрузки газохимического комплекса в Оренбурге целесообразно увеличение импорта сырья из Казахстана, развитие систем трубопроводного транспорта газа для организации поставок из соседних регионов России (Астраханская область, Республика Башкортостан).

Добыча газа в Астраханской области за последние 10 лет увеличилась почти в пять раз, составив в 2002 г. около 11 млрд куб. м. При решении вопросов переработки существуют возможности наращивания добычи газа в области, прежде всего, за счет Астраханского газоконденсатного месторождения, освоения ресурсов шельфа Каспийского моря.

Томская область — новый регион, где начала формироваться газовая промышленность. Прогнозы показывают, что в целом по области добыча газа на разрабатываемых и планируемых к вводу в промышленную разработку уже открытых месторождениях может быть доведена до 12 млрд куб. м.

В Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия), шельфе Охотского моря в ближайшие годы могут быть сформированы новые крупные центры добычи газа.

Восток и Север догоняют Запад

В перспективе разработка открытых и вновь открываемых месторождений может полностью удовлетворить потребности Восточной Сибири и Дальнего Востока в газе, а также обеспечить возможность значительного экспорта газа в Китай, Южную Корею, Японию, на Тихоокеанское побережье США.

В «Стратегии экономического развития Сибири» отмечено: геологические условия позволяют довести добычу нефти и газового конденсата в Восточной Сибири до 40—50 млн т, газа — до 70—80 млрд куб. м. В «Энергетической стратегии России до 2020 г.» предусматривается, что при интенсивном проведении геологоразведочных работ добыча нефти в Восточной Сибири и Республике Саха может быть доведена к 2010 г. до 10 млн т, к 2020 г. — до 80 млн т. Ежегодная добыча газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке может увеличиться до 50 млрд куб. м к 2010 г. и до 110 млрд куб. м — к 2020 г.

Газ месторождений Восточной Сибири и Республики Саха содержит в значительных концентрациях этан, пропан, бутаны и конденсат. Это означает необходимость создания в Восточной Сибири системы транспортировки этих продуктов и мощностей по переработке газа, с выделением этана, пропан-бутановой фракции, конденсата, развития существующих и формирования новых предприятий нефте- и газохимической промышленности.

Начальные геологические ресурсы гелия в Восточной Сибири равны 55—70 млрд куб. м, что превосходит современные ресурсы и запасы гелия в США — крупнейшем производителе и экспортере гелия. При освоении газовых месторождений Лено-Тунгусской провинции необходимо предусмотреть строительство заводов по выделению гелия и его хранилищ, а также вести интенсивные поиски путей выхода на мировой рынок гелия.

Значительные перспективы связаны с освоением гигантского Штокмановского месторождения, которое начнется за пределами 2010 г.

Монопольные потребители нам не нужны

Для эффективного освоения и использования добываемого сырья необходимо строительство предприятий газоперерабатывающей промышленности и транспортных систем, что должно обеспечивать долгосрочную устойчивость российской системы газообеспечения и оптимизацию экспортных поставок.

В период до 2010—2015 гг. приоритетными направлениями развития системы транспортировки газа являются: система газопроводов «Заполярное — Уренгой», магистральный газопровод «Северные районы Тюменской области — Торжок», газопровод «Ямал — Европа», при этом представляется предпочтительным строительство газопроводов с полуострова Ямал через Обскую губу, Северо-Европейский газопровод, газопровод «Грязовец — Выборг», система газопроводов в Восточной Сибири и Республике Саха, первая нитка газопровода «Бийск — Горно-Алтайск — Китай», система газопроводов и мощностей «Север Сахалина — Юг Сахалина», «Север Сахалина — Хабаровский край — Приморский край».

В долгосрочной перспективе необходимо развитие инфраструктуры транспортировки по Северному морскому пути в Европу, в страны АТР и Северной Америки. Это подразумевает расширение ледокольного и танкерного флота, создание мощностей по сжижению газа, строительство наливных терминалов на полуострове Ямал, Обской губе.

Развитие газовой промышленности в Западной Сибири позволит реализовать крупномасштабный проект поставок западносибирского газа, главным образом, из Ямало-Ненецкого автономного округа, через Горный Алтай в Западный Китай и далее на Шанхай по транскитайскому газопроводу «Запад — Восток», в строительстве которого участвуют ОАО «Газпром» и ОАО «Стройтрансгаз».

С учетом того, что большинство месторождений Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) газонефтяные и нефтегазовые, необходимо развивать в этом регионе сеть транспортировки нефти и газа по системе общих коридоров, что существенно сократит капиталовложения на строительство.

Строительство этих газопроводов одновременно позволит надежно решить проблему газификации Забайкалья (Республика Бурятия, Читинская область) и южных районов Дальнего Востока. Вместе с тем наличие двух маршрутов транспортировки газа позволит России быть менее зависимой от монопольного потребителя газа, каким может стать Китай при наличии только одной системы транспорта.

У России накоплен огромный опыт сооружения и эксплуатации газопроводов в экстремальных условиях — это локальные системы газообеспечения в центральной и западной части Республики Саха (Якутия) и на севере Красноярского края (Таймырский автономный округ). В условиях многолетнемерзлых пород на севере Тюменской области (Ямало-Ненецкий, Ханты-Мансийский автономные округа), в Республике Коми, Архангельской области созданы и много лет эксплуатируются системы магистральных нефте-, газо- и продуктопроводов. Этот опыт, несомненно, должен быть востребован.

Решения принимать заблаговременно

Оценки показывают, что на Ямале в полосе шириной 40—50 км к востоку от Уренгойского месторождения и длиной в несколько сотен километров сосредоточены триллионы кубометров жирного конденсатного газа. Есть перспективы выявления еще нескольких таких зон. Преимущество этой зоны состоит в том, что при ее освоении можно использовать уже имеющуюся инфраструктуру. Необходимо продолжить изучение этой зоны, отработать методику разработки этих залежей и создать инфраструктуру для переработки и транспортировки конденсата, этана, пропан-бутановой фракции, являющейся ценнейшим сырьем для газохимии.

В эксплуатируемых газовых залежах по мере исчерпания запасов газа останется так называемый низконапорный газ. Проблема эта не новая, но мировая практика еще не имела опыта утилизации таких огромных количеств низконапорного газа, с которым Россия столкнется в Ямало-Ненецком автономном округе. Дальняя транспортировка такого газа может оказаться неэффективной. Необходимо усилить работы по решению проблемы утилизации огромных в перспективе запасов низконапорного газа.

Низконапорный газ Медвежьего месторождения будет выступать в качестве основного сырья для газопереработки, газохимии и энергоносителя для местной и региональной энергетики. Стратегическое направление использования низконапорного газа Новоуренгойского и Ямбургского месторождений — организация его поставок на Новоуренгойскую ГРЭС, которую необходимо достроить в ближайшие годы. Проблема требует тщательного научного и инженерно-технического изучения. Принимать решения об оптимальных путях использования низконапорного газа нужно заблаговременно.

Для гелия есть и технологии, и организации

Формирование новых центров по добыче газа в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) также столкнется с рядом проблем. Отметим одну из них. Восточносибирский газ, как и меловой газ Западной Сибири, содержит этан, пропан-бутановую фракцию и конденсат. Значит, с необходимостью развивать газопереработку и формировать газохимию Россия столкнется и в Восточной Сибири. Эти проблемы также требуют заблаговременного изучения и решения.

Однако в Восточной Сибири эта проблема значительно сложнее. Дело в том, что восточносибирские газы содержат в уникальных промышленных концентрациях гелий. Гелий широко используется развитыми странами в высокоэффективных и энергосберегающих технологиях. Сегодня основным поставщиком гелия на мировой рынок являются США, а также Алжир и Россия. В России гелий выделяют из газа Оренбургского месторождения, который содержит его в концентрации 0,05%.

В восточносибирских месторождениях концентрация гелия достигает 0,4—0,6%. Запасы гелия в Восточной Сибири сопоставимы или даже превосходят американские. В перспективе Россия, несомненно, может стать главным поставщиком гелия на мировой рынок. Необходимо решить вопрос о создании в Восточной Сибири гелиевой промышленности и запретить разрабатывать месторождения без выделения и утилизации гелия.

Россия располагает технологиями и организациями, которые могут выделять и сжижать гелий, а также организациями, которые могут создать необходимое оборудование. Выдающийся российский ученый академик П. Л. Капица разработал основы такой технологии и создал промышленное производство, ныне ОАО «Гелиймаш».

Программа освоения Штокмановского и других месторождений в Баренцевом море требует нестандартных технологических решений. Она позволит обеспечить газом северо-западные регионы России и существенно увеличить экспорт газа. При реализации программы следует максимально использовать научно-технический и производственный потенциал российских судостроительных заводов и предприятий ВПК, что увеличит мультипликативный экономический эффект от освоения. Одновременно необходимо интенсифицировать поисково -разведочные работы на прилегающих акваториях Баренцева моря, где обнаружены крупные перспективные структуры и с большой вероятностью прогнозируются открытия новых месторождений углеводородов.

ТЭК — локомотив экономики

Программа геологического изучения и выявления газоносных провинций, подготовки запасов природного газа связана с развитием геологоразведочных работ в Западной и Восточной Сибири, а также на шельфах полярных и дальневосточных морей, для выявления и разведки новых запасов газа. Хотя Россия и располагает огромными разведанными запасами, при предусмотренных стратегическими документами темпах добычи газа запасы его, особенно в районах с развитой добычей, будут иссякать весьма быстро. Необходимо увеличить объемы геологоразведочных работ по поискам и разведке газовых месторождений в 3—4 раза.

Резкое расширение и оптимизация размещения центров газовой промышленности, рост добычи газа в стране потребуют коренной реконструкции действующей и развития систем трубопроводной транспортировки газа. Это касается как районов Западной Сибири, так и, особенно, Восточной Сибири и Дальнего Востока. При проектировании систем транспортировки газа на востоке России необходимо с самого начала наряду с созданием трубопроводов на Китай предусмотреть строительство газопроводов к Охотскому и Японскому морям (Находка), создание там инфраструктуры для СПГ (сжиженный природный газ). Это обеспечит стабильность в поставках и надежность сбыта газа в АТР.

Из северных районов Западной Сибири (Харасавэй, Ямбург, Дудинка) необходимо организовать транспорт конденсата и сжиженного газа Северным морским путем и развивать танкерный флот.

Проблема цен на газ обсуждается постоянно и весьма активно. Она тесно увязана с вопросом об источниках инвестиций для развития комплекса. В долгосрочной перспективе никаких источников для решения перечисленных и ряда других проблем, кроме самоинвестирования, нет. При низких ценах на газ на внутреннем рынке проблема самоинвестирования решена быть не может.

Отсюда, на наш взгляд, следует неизбежный вывод — необходимо постепенно доводить цены на газ до мирового или близкого к нему уровня и постепенно переходить к либерализации цен. Работу эту необходимо вести планомерно с учетом социальных и экономических процессов. Потенциальный потребитель газа должен заранее на годы вперед знать о проектируемых изменениях цен с тем, чтобы успеть приспособиться к ним. В этом случае автоматически, рыночными методами будут решаться вопросы увеличения роли угля в топливно-энергетическом балансе и вопросы развития угольной промышленности.

Проблемы газового комплекса, как и всего ТЭК в целом, необходимо решать как рыночными методами, так и методами государственного регулирования. ТЭК России может и должен оставаться локомотивом, который обеспечит устойчивый и быстрый подъем экономики страны.

Из вышесказанного можно сделать следующие выводы.

• Россия — крупнейший в мире производитель и экспортер естественного газа, обеспечивающий около 25% добычи и более 40% международных поставок. Страна занимает первое место в мире по разведанным запасам и прогнозным ресурсам газа. Главный центр российской газовой промышленности — Ямало-Ненецкий автономный округ (ЯНАО), где добывается около 90% газа в стране.

• При уникальной сырьевой базе и развитой сети трубопроводного транспорта добыча газа в России в 1992—2001 гг. снижалась. >Ухудшению ситуации в отрасли способствовали: заниженная стоимость газа в структуре внутренних энергетических цен и по сравнению с ценой международного рынка, высокий уровень неплатежей, бартера и квазиденежных расчетов в 1990-е гг., проедание амортизационных начислений в условиях высокой галопирующей инфляции (за счет недооценки основных фондов), вступление крупнейших месторождений ЯНАО в стадию падающей добычи.

• Ввод в разработку Заполярного месторождения в конце 2001 г. улучшил ситуацию, позволил на несколько лет преодолеть падение и обеспечить некоторый рост добычи газа. Добыча газа в России в 2002 г. составила 595 млрд куб. м, в 2003 г. ожидается ее рост до 615 млрд куб. м.

• С учетом ожидаемых уровней развития газовой промышленности во всех основных газодобывающих регионах, параметров перспективных проектов в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, на шельфе арктических, южных и дальневосточных морей, при условии стабильного развития экономики, поддержании и расширении экспортных поставок добыча газа в России может быть увеличена к 2010 г. до 650—700 млрд< куб. м, к 2020 г. — до 750—800 млрд куб. м.

• После удовлетворения внутренних потребностей экспорт газа из России может быть доведен к 2010 г. до 220—260 млрд куб. м, в 2020—2030 гг. — до 365—415 млрд куб. м. Российский газ будет поступать в Европу, страны СНГ, на азиатско-тихоокеанский и североамериканский энергетические рынки.

• Размещение центров газовой промышленности в новых регионах, рост добычи газа в стране потребуют коренной реконструкции действующей и развития новых систем трубопроводной транспортировки газа. Это касается как Западной, так и, особенно, Восточной Сибири и Дальнего Востока. При проектировании систем транспорта газа на востоке России необходимо с самого начала наряду с созданием трубопроводов на Китай предусмотреть строительство газопроводов к Охотскому и Японскому морям, создание там инфраструктуры для сжиженного газа.

Из северных районов Западной Сибири (Харасавэй, Ямбург, Дудинка) необходимо организовать транспортировку конденсата и сжиженного газа Северным морским путем и развивать танкерный флот.

• Полуостров Ямал и прилегающая акватория будут выступать главной сырьевой базой газовой промышленности страны на долгосрочную перспективу. За пределами 2007—2010 гг. невозможно обеспечить добычу газа на необходимом уровне без ввода в разработку месторождений полуострова Ямал, а затем и Обской и Тазовской губ.

• Важнейшая проблема устойчивого развития газовой промышленности — добыча и использование низконапорного газа уникальных месторождений ЯНАО. Низконапорный газ Медвежьего месторождения может выступать в качестве основного сырья и энергоносителя для газопереработки, газохимии, местной и региональной энергетики. Низконапорный газ Новоуренгойского и Ямбургского месторождений должен поставляться на Новоуренгойскую ГРЭС, которую необходимо достроить в ближайшие годы.

• При освоении запасов и ресурсов газа Восточной Сибири и Республики Саха необходимо решить вопрос о развитии в регионе газоперерабатывающей, газохимической и гелиевой промышленности, запретить разрабатывать месторождения без выделения и утилизации гелия.

• Значительные перспективы развития газовой промышленности России связаны с освоением гигантского Штокмановского месторождения в Баренцевом море. Освоение месторождения начнется после 2010 г. С учетом геополитических и коммерческих интересов России инфраструктура для экспорта газа на европейский рынок из этого месторождения должна проходить по российской территории и быть соединена с единой системой газоснабжения.

• Для обеспечения устойчивой работы газовой промышленности в долгосрочной перспективе необходимо увеличить объемы геологоразведочных работ по поискам и разведке газовых месторождений в 3—4 раза. Приоритетные территории — Западная и Восточная Сибирь, шельф полярных и дальневосточных морей.

• Важнейшим элементом эффективного функционирования газовой промышленности, стимулирования НИОКР в области добычи, переработки, транспортировки и использования газа, реализаций потенциала энергосбережения станет значительное повышение внутренних цен на газ в структуре относительных энергетических цен.

Внутренние цены на газ должны составлять 60—70% от уровня европейского оптового рынка. Это сохранит конкурентные преимущества для российских предприятий — потребителей газа, одновременно повысит уровень коммерческой привлекательности внутреннего рынка.

• В современных условиях решение вопросов оптимизации развития газовой промышленности требует постоянного, построенного на конкурентной основе научного обеспечения. В этом научном обеспечении должны быть как фундаментальная, так и прикладная компоненты. Уровень разработок Российской академии наук, ОАО «Газпром», отраслевых институтов, ведущих вузов, накопленный уникальных практический опыт смогут обеспечить решение проблем газового комплекса.