|
|
|
«Говоря «свободный рынок», мы шутим. Мы понимаем, что свободный рынок — это нонсенс. Мы знаем, как это делается, чтобы играть системой, чтобы разрушить рынок, или, по крайней мере, чтобы найти кого-то, кто заплатит вам много денег, потому что поверит, что дают бесплатный обед. Мы знаем, что в этом случае идет разговор о власти, что это такая игра без ограничений для взрослых. Мы согласны с Мао, что политическая исходит из дула пистолета».
Ron Bloom — «Царь» промышленности США
| | |
|
 |
|
 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГАЗ РОССИИ
|
| |
|
ОАО «Газпром».
Минерально-сырьевая база.
По состоянию на начало 2003 г. из общего объема разведанных запасов газа на территории РФ 46,8 трлн.куб.м., на балансе ОАО «Газпром» находится 26,0 трлн.куб.м. (55.6%), у независимых производителей газа – 8,4 трлн.куб.м. (18.1%), в нераспределенном фонде недр 8,0 трлн.куб.м. (17.2%).
В соответствии с данными ОАО «Газпром», для своевременного исполнения долгосрочных обязательств по поддержанию годовой добычи газа в объеме 530 млрд.куб.м. (согласно Энергетической стратегии РФ), запасы месторождений, находящихся на начальной стадии разработки и подготовленных к освоению, должны составлять 17,6 трлн.куб.м.
В настоящее время из 26,0 трлн.куб.м. запасов газа ОАО «Газпром» только 7,6 трлн.куб.м. газа (29.6%) приходится на высокорентабельные месторождения, которые представляют для ОАО «Газпром» стратегический интерес, т.к. добыча газа на них при существующем уровне цен на внешнем рынке и тарифах на внутреннем рынке может эффективно компенсировать падение добычи газа на разрабатываемых месторождениях.
Разработка другой части запасов, то есть 18.3 трлн.куб.м. газа (около 70% запасов), имеет значительно более низкую степень рентабельности в соответствии с текущими условиями реализации газа, так как либо относятся к низконапорному или глубокозалегаемому газу, добыча и доставка которого до потребителей делает его неконкурентоспособным, либо расположена на удаленных от действующей инфраструктуры месторождениях, обустройство и разработка которых требует значительных инвестиций, которые обуславливают другой уровень и структуру себестоимости газа. Однако со временем, по мере развития свободного рынка в РФ, подобные месторождения будут представлять все более высокий интерес для инвесторов.
Серьезной проблемой для ОАО «Газпром» является тот факт, что, начиная с 1993 года, сырьевая база компании постоянно сокращается, темпы отбора углеводородного сырья по основным газодобывающим районам опережают темпы прироста запасов, годовой прирост запасов существенно меньше годовых объемов добычи.
На сегодняшний день более 70% газа ОАО «Газпром» добывается на месторождениях, находящихся в стадии падающей добычи. В течение 2003 г., по оценкам ОАО «Газпром», падение добычи газа на месторождениях в стадии падающей добычи составит около 22 млрд.куб.м. и затем в 2004-2005 годах около 25 млрд.куб.м. за год, которые в первую очередь планируется восполнить за счет разработки и развития добычи адекватных объемов газа на новых месторождениях.
Базовых месторождений у компании 3: Уренгойское, Ямбургское и Медвежье. В 2001 году было введено в эксплуатацию Заполярное газоконденсатное месторождение, последнее из крупнейших месторождений расположенных в зоне с достаточно развитой инфраструктурой, в 2003-2005 годах планируется вывод данного месторождения на проектную мощность.
К осваиваемым месторождениям, которые планируется вывести на проектную мощность в 2003-2005 годы, можно отнести такие месторождения, как Таб-Яхинская площадь Ново-Уренгойского месторождения, Ен-Яинское и Песцовое месторождения, Анерьяхинская площадь Ямбургского месторождения, Вынга-Яхинское и Еты-Пуровское месторождения.
К разрабатываемым месторождениям, которые имеют стабильную (постоянную) динамику добычи газа, можно отнести такие месторождения, как Харвутинская площадь Ямбургского месторождения, Ямбургское (валакжин), Ямсовейское, Комсомольское, Западно-Таркосалинское.
Основное количество газа, замещающее падение добычи на действующих месторождениях, планируется получить на Заполярном месторождении, где по мере пуска 3-х установок по комплексной подготовке газа намечается увеличить добычу с 36 млрд.куб.м. в текущем году до почти 91.5 млрд.куб.м. в 2005 году, то есть примерно на 55.5 млрд.куб.м. за три года.
Планируется, что в период до 2005-2010 года компенсация падения добычи по «базовым» месторождениям будет обеспечиваться за счет освоения новых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона (Заполярного, Песцового, и других месторождений), расположенных в зоне действующей инфраструктуры, что предопределяет относительно низкую себестоимость газа на указанных месторождениях и их экономическою эффективность с учетом текущего объема продаж и цен на внешнем рынке.
Для этого, в период до 2007 года предусматривается вывод на постоянный уровень добычи Заполярного месторождения (с уровнем годовой добычи - 100 млрд.куб.м.) и Харвутинской площади Ямбургского месторождения (20 млрд.куб.м.), а также ввод в разработку месторождений Песцового (27.5 млрд.куб.м.), Вынгаяхинского (5 млрд.куб.м.), Етыпуровского (15 млрд.куб.м.) и Анерьяхинской площади Ямбургского месторождения (10 млрд.куб.м.).
Одновременно с освоением изученных месторождений, предполагается сосредоточить работы на дальнейшем геологическом изучении недр в Надым-Пур-Тазовском регионе, включая акватории Обской и Тазовской губ, полуострова Ямал, а также правобережья Астраханского месторождения и других районов, с последующим получением лицензий на разработку открываемых месторождений.
Развитие ОАО «Газпром» в долгосрочной перспективе будет связано с добычей газа на месторождениях полуострова Ямал, расположенных в сложных климатических условиях и геологических зонах, удаленных от газотранспортной системы и отличающихся полным отсутствием инфраструктуры, месторождений шельфовой зоны северных морей, а также месторождений с трудноизвлекаемымн запасами газа, к которым относятся ачимовские отложения Уренгойского месторождения. Их освоение потребует как значительных инвестиций, так и времени для создания необходимой технологической инфраструктуры.
Региональная структура разведанных запасов Газпрома такова, что наряду с основной ресурсной базой - Западной Сибирью - будут формироваться новые районы газодобычи: в Восточной Сибири, на шельфах Баренцева и Карского морей.
Таким образом, несмотря на значительный объем принадлежащих ОАО «Газпром» запасов газа, потенциальные возможности по адекватному контролю газового рынка РФ для компании становятся все более призрачными, по всей видимости, в ближайшие годы часть занимаемой им доли перейдет под контроль НПГ.
Имущественное положение.
На сегодняшний день ОАО «Газпром» обладает самыми большими основными фондами как частная компания в РФ. Порядок получения основных средств определялся Указами Президента РФ № 538 от 1 июня 1992 г. и № 1333 от 5 ноября 1992 г. На момент создания ОАО «Газпром» последний получил фонды всех государственных добывающих и транспортных предприятий, а также монопольного экспортера, оператора технологической связи, оператора системы управления (ЦПДУ) и ряда обеспечивающих структур.
По состоянию на начало 2003 г. производственные мощности компании включают 9 727 газовых и нефтяных скважин, 154 установки подготовки газа, 6 заводов по переработке газа, газового конденсата и нефти. Транспортные мощности имеют в своем составе 154.9 тыс. км магистральных газопроводов и отводов, 253 компрессорные станции с 689 цехами обшей мощностью более 42.6 млн. кВт, 22 объекта подземного хранения газа, 3,583 газораспределительные станции.
Подавляющую долю в стоимости основных фондов занимает магистральная транспортная инфраструктура (более 80% от балансовой стоимости). Износ основных фондов очень велик. Общий износ составляет около 61% в области добычи и переработки газа и 55% в транспорте и хранении.
К настоящему времени 14% газопроводов уже выработали свой срок амортизации (33 года), 64% эксплуатируются от 10 до 32 лет, остальные 22% до 10 лет. Средний возраст газопроводов близок к 22 годам. Треть всех газораспределительных станций (ГРС) выработала технический ресурс.
В результате ухудшения технического состояния объектов, технически возможная производительность (ТВП) газопроводов, транспортирующих газ из Надым-Пур-Тазовского региона (НПТР), основного газодобывающего региона России, в настоящее время составляет 518.1 млрд.куб.м./год, что на 59,7 млрд.куб.м./год (10.3%) ниже их проектной производительности, которая составляет 577.8 млрд.куб.м./год.
На сегодняшний день количество действующих подземных хранилищ газа (ПХГ) в структуре ОАО «Газпром» составляет 22 ед. с объемом активного газа 61.7 млрд.куб.м.
Газораспределительная система ГРО, входящая в сферу деятельности ОАО «Регионгазхолдинг», представляет собой технологический комплекс, который по своим сетям протяженностью 295.5 тыс.км., обеспечивая поставку около 133 млрд.куб.м. газа в год от газотранспортных предприятий ОАО «Газпром» к промышленным, жилищно-бытовым, сельскохозяйственным предприятиям, электростанциям и другим потребителям. В их числе осуществляется поставка газа в 13.9 млн. газифицированных квартир. В состав газораспределительных систем входят около 61.2 тыс. газорегуляторных (ГРП) и шкафных (ШРП) регуляторных пунктов, около 50 тыс. установок электрохимической защиты.
В настоящее время около 4 тыс.км. газораспределительных сетей отработали 40 и более лет (100% износ), из которых 1070 км требуют замены. Запорно-регулирующее оборудование 15-ти тысяч ГРП и ШРП отработало свой установленный ресурс и требует замены.
В целом, следует отметить, что общее состояние фондов ОАО «Газпром» значительно отстает от общемировых показателей, что требует значительных капиталовложений.
Основные хозяйственные показатели.
Объем добычи газа в 2003 г. ОАО «Газпром» составил 525-527 млрд.куб.м. 280-285 млрд.куб.м было реализовано на внутреннем рынке, 180 на внешнем. Объем собственного потребления составил около 50-60 млрд.куб.м., из которых 45-46 млрд.куб.м. было израсходовано на работу газокомпрессорных станций.
Объем добычи газового конденсата составляет около 10,3 млн.тн., объем добычи нефти около 750 тыс.тн. На 6 перерабатывающих предприятиях установленная мощность по переработке конденсата и газа составляет около 7 млн.тн.
Объем продаж за 2003 г., по предварительным данным составляет около 1200 млрд.руб., прибыль около 180 млрд.руб., инвестиционная программа – 180 млрд.руб. Текущая кредиторская задолженность (по последним опубликованным данным) около 460 млрд.руб. (включая долгосрочную и резервы полатежей), дебиторская – 240 млрд.руб.
|
|
|
Часть 2. Экспорт.
|
Региональные рынки
Газовый рынок стран Западной и Центральной Европы динамично развивается и представляет наибольший интерес для России. Наиболее крупными европейскими импортерами газа являются Германия, Италия и Франция. Германия импортирует газ в основном из России (47% импорта), Нидерландов (около 27%) и Норвегии (22%). В обеспечении импортным газом Италии ведущую роль играют Алжир (свыше 52%) и Россия (41%). Основными поставщиками газа во Францию являются Норвегия (32%), Россия (29%), Алжир (25%) и Нидерланды (14%). В Испанию газ поступает из Алжира (58%), Норвегии (15%), Ливии (6%) и других стран. К европейскому рынку относится и Турция, быстро развивающаяся энергетика которой обеспечивается газом из России, Алжира и Нигерии.
Потребности европейских стран в природном газе удовлетворяются за счет собственной добычи сырья в Северном море, а также поставок извне, главным образом, из России и Алжира.
Суммарный объем внутренней добычи, российского и алжирского экспорта не покрывает ни текущих, ни перспективных потребностей европейских стран в газовом сырье. В настоящее время дефицит очень невелик и покрывается за счет второстепенных (по объемам экспорта) поставщиков сжиженного газа. Перспективы долгосрочного обеспечения потребностей Европы в природном газе прямо связаны с наличием разведанных запасов сырья в недрах потенциальных экспортеров и на шельфе Северного и Норвежского морей.
Таким образом, европейские государства, располагающие очень ограниченными запасами энергетического сырья в недрах, вынуждены выбирать магистральный путь развития энергетики на дальнюю перспективу. Реальных вариантов выбора три: ориентация на нефть, прежде всего из стран Ближнего Востока, экспорт газа и атомная энергетика.
Газовый рынок стран Северной Америки сбалансирован по двум основным параметрам (добыче и потреблению). Главным продуцентом и потребителем природного газа в регионе являются США, которые в дополнение к собственной добыче получают газ по долгосрочным контрактам из Канады и Алжира (в сжиженном виде). Из-за удаленности американский рынок в целом не интересен для России, но его состояние требует внимательного анализа. Дело в том, что добыча газа в США и Канаде слабо обеспечена запасами сырья в недрах. В этой связи прогнозы роста добычи газа к 2010 г. – на 20% в США и на 37% в Канаде, высказываемые энергетическими агентствами двух стран, довольно оптимистичны. Но даже в случае, если эти прогнозы подтвердятся, прирост добычи не компенсирует планируемого роста потребления газа за этот период – более чем на 38% в США и на 29% в Канаде.
При этом Канаде с каждым годом будет все труднее удовлетворять запросы США в газе. Цены на газ на североамериканском рынке, по-видимому, будут расти быстрее, чем в других регионах, а дефицит придется покрывать за счет значительного роста импорта сжиженного природного газа, тем более что мощности четырех имеющихся в США терминалов (26.7 млрд куб.м) загружены менее чем на 10%. При благоприятном для нашей страны развитии событий одним из источников сжиженного газа для американского рынка в далекой перспективе может стать Дальний Восток России.
Газовый рынок стран Азиатско-Тихоокеанского региона развивается наиболее стремительно. В последнее десятилетие на Японию, Китай и Южную Корею приходилось 34.6% роста потребления первичных энергоносителей в мире. Предполагается, что к 2010 г. на эти три страны придется 67% мирового роста потребления первичных энергоносителей. Страны АТР всегда импортировали газ только в сжиженном виде. 30 июля 1998 г. начались поставки газа по трубопроводу из Мьянмы в Таиланд. В этом году планируется ввод в эксплуатацию газопровода из Индонезии в Сингапур, однако географические особенности региона не способствуют развитию трубопроводных сетей, а значит и цены на газ сохранятся на более высоком, по сравнению с Европой, уровне.
Текущие и планируемые объемы импорта газа странами АТР представлены в левой части таблицы 2. В правой части таблицы приведены текущие и планируемые объемы внутрирегиональных поставок газа из тех стран АТР, которые являются экспортерами сырья.
Дефицит газа на рынке стран АТР составлял в 1999 г. 14.7 млрд куб.м; он был покрыт поставками сырья из стран Ближнего Востока и, в малой степени, с Аляски. К 2010 г. дефицит составит 17-53 млрд куб.м, а к 2020 г. – 51-85 млрд куб.м. Учитывая реальную возможность трубопроводной транспортировки газа в страны АТР с месторождения Иркутской области и Якутии, Россия имеет хорошие шансы на успех в конкурентной борьбе за рынок с поставщиками более дорогого сжиженного газа из стран Ближнего Востока.
Конкурентное окружение.
Конкуренция на европейском рынке.
Конкуренцию России на газовых рынках стран Западной и Центральной Европы, помимо уже действующих здесь экспортеров (прежде всего, Алжира и Норвегии), в перспективе могут составить республики СНГ (Туркменистан, Азербайджан, Казахстан) и страны Ближнего Востока (в основном Иран и Катар).
В Казахстане основная часть ресурсов природного газа сосредоточена в Прикаспийской впадине. Промышленные запасы газа содержатся в 86 месторождениях, в том числе 29 газовых и газоконденсатных, а также 57 нефтяных и нефтегазоконденсатных. Перспективные ресурсы газа на подготовленных к бурению площадях составляют около 670 млрд куб.м.
В Туркменистане около 63% доказанных запасов газа сосредоточено в Аму-Дарьинском бассейне, где расположены наиболее крупные газовые месторождения: Даулетабад-Донмез (запасы – 707 млрд куб.м) и Яшлар (764 млрд куб.м). Туркменистан упорно ищет возможность выхода на рынки за пределами СНГ. Пока что он поставляет газ только в Иран.
В Азербайджане в 1999 г. компанией BP Amoco открыто крупное газоконденсатное месторождение Шах-Дениз в Каспийском море. Государственная компания «ГНКАР» оценивает открытие в 700 млрд куб.м газа; компания BP Amoco – в 425 млрд куб.м газа.
Примерно треть мировых запасов газа сосредоточена в странах Ближнего и Среднего Востока. В настоящее время экспорт газа (в виде СПГ) из стран региона осуществляет только Катар.
В Катаре расположено крупнейшее в мире морское газовое месторождение Норт; его запасы 6.76 трлн куб.м, ресурсы – 10.75 трлн куб.м. Газонефтяное месторождение Духан содержит 140 млрд куб.м попутного и 14 млрд куб.м свободного газа. Планируется, что к 2010 г. эта страна будет поставлять на мировые рынки газа 16.5 млрд куб.м/год (в виде СПГ). Пока Катар снабжает своим газом в основном рынок Юго-Восточной Азии.
Иран находится на втором месте в мире по запасам природного газа (после России). Месторождения, расположенные вдоль восточного побережья Персидского залива, имеют суммарные запасы 8.5 трлн куб.м. Ресурсы газоконденсатного месторождения Южный Парс по последним оценкам превышают 12 трлн куб.м газа, морского месторождения Северный Парс – 1.3 трлн куб.м, месторождения Кенган – 3 трлн куб.м. Планируется, что после 2005 г. добыча газа в стране превысит 100 млрд куб.м в год.
Географическое положение Турции определяет ее ключевую роль в транспортировке газа из стран СНГ и Ближнего Востока в Европу. Пока же основная борьба разворачивается за газовый рынок самой Турции – один из самых перспективных и емких в Европе. Турция имеет долгосрочные контакты на закупку газа в России, Алжире, Нигерии и Иране.
Теоретически Иран, в силу своего значительного газового потенциала и выгодного географического положения, мог бы стать для Турции наиболее предпочтительным поставщиком. Снабжая Турцию газом и, может быть даже используя льготные тарифы, Иран мог бы осуществлять транзитные поставки газа в Центральную и Западную Европу. При таком сценарии Россия получает в лице Ирана опаснейшего конкурента. Однако до сих пор экспортные возможности и притязания Ирана разбиваются о непримиримую позицию США в отношении любых иранских проектов. По этой причине осуществление соглашения на поставку газа, заключенного в 1996 г. между Турцией и Ираном, уже не в первый раз откладывается. А тут еще Ирак.
Напряженная конкурентная борьба за турецкий рынок развернулась между Россией и Туркменистаном. Туркменистан при активной поддержке администрации США выступил с идеей строительства транскаспийского газопровода (пропускной способностью 16 млрд куб.м, а на втором этапе – 30 млрд куб.м в год). В ноябре 1999 г. президентами Туркменистана, Турции, Азербайджана и Грузии было подписано межгосударственное четырехстороннее «Соглашение о строительстве Транскаспийского газопровода». Однако весной 2000 г. возник спор по поводу выделяемых для Азербайджана квот на использования будущего газопровода, который привел к тому, что все работы по трубопроводу были прекращены. Таким образом, этот маршрут экспорта газа для Туркменистана оказался надолго заблокирован.
Перспективы российского экспорта газа
Европейский рынок.
Ситуация складывается таким образом, что дефицит природного газа в Европе будет расти, а реальные возможности его покрытия за счет внутриевропейских источников – снижаться. Возможности России увеличить свою долю в поставках газа на европейский рынок связываются, прежде всего, с освоением уникальных месторождений на севере Западной Сибири (суммарные текущие запасы 36100 млрд куб.м) и Штокмановского месторождения в Баренцевом море (разведанные запасы 3206 млрд куб.м).
На севере Западной Сибири разведано 196 месторождений горючего газа, в том числе 18 уникальных (с запасами свыше 500 млрд куб.м) и 64 крупных (с запасами свыше 30 млрд куб.м). Две трети текущей добычи газа в России обеспечивают Ямбургское и Уренгойское месторождения, в то время как большая часть крупных и уникальных месторождений региона не эксплуатируется.
Разведанные на сегодняшний день запасы ямальского газа могут обеспечить ежегодную добычу дополнительных 150 млрд куб.м газа на протяжении 80 лет. Ресурсный потенциал недр полуострова Ямал позволяет не только поддерживать, но и наращивать уровни добычи сырья за пределами текущего столетия. На перспективу предполагается увеличить объемы экспорта российского газа до 310 млрд куб.м в год в 2010 г. и до 365 млрд куб.м в год в 2020 г.
При этом доля российского газа в общем объеме потребления стран Западной и Центральной Европы увеличится до 56% в 2010 г. и до 61% в 2020 г.
Рынок стран АТР.
Географическое положение позволяет России успешно конкурировать на газовом рынке стран АТР, используя преимущества трубопроводной транспортировки перед танкерным флотом. Россия может реально претендовать на рынок Китая, Японии и Южной Кореи. Возможности выхода на него связаны с ускоренным освоением месторождений Восточной Сибири.
Планируемые объемы добычи газа на месторождениях Восточной Сибири (Иркутская область и республика Якутия) позволят к 2020 г. осуществлять трубопроводный экспорт газа в страны АТР (прежде всего, в Китай и Южную Корею) в объеме 50-65 млрд куб.м в год. Планируемые объемы добычи на месторождениях Сахалина позволят осуществлять экспортные поставки сжиженного газа в Японию в объеме 20-25 млрд куб.м в год.
ВЫВОДЫ
Реализация проектов освоения недр п-ова Ямал и Баренцева моря позволит увеличить объемы экспорта российского газа в Европу до 310 млрд куб.м в год в 2010 г. и до 365 млрд куб.м в год в 2020 г. При этом доля российского газа в общем объеме потребления европейских стран может увеличиться к 2020 г. до 61%.
Другие потенциальные продуценты (кроме Ирана и Катара) не являются конкурентами России на европейском рынке газа из-за несопоставимости ресурсного потенциала и менее благоприятного географического положения.
Иран и Катар располагают огромными запасами природного газа, Турция играет ключевую роль в транспортировке Ближневосточного газа в Европу, а европейские страны стремятся к диверсификации экспорта. Таким образом, проект освоения месторождений п-ова Ямал не может быть осуществлен без всесторонней политической поддержки. Для координации усилий, направленных на реализацию проекта освоения газовых месторождений Ямала, Баренцева моря и Восточной Сибири необходимо создать специальный экспертный орган при Совете Безопасности Российской Федерации.
Строительство новых газотранспортных систем в Европейской части Российской Федерации стимулирует освоение средних по масштабам месторождений Тимано-Печорского бассейна и позволит осуществить газификацию ее северных районов.
Реализация ресурсного потенциала природного газа Восточной Сибири и Дальнего Востока позволит России усилить геополитическое влияние в АТР, обеспечить экономику и население Дальнего Востока эффективным энергоресурсом.
В подготовке статей использовались материалы Минприроды, Миэнерго, Минэкономразвития РФ |
|
| Категория: Газ | Добавил: Админн
|
Добавлять комментарии могут только зарегистрированные пользователи. [ Регистрация | Вход ]
|
|
|
|
|
