История развития газовой промышленности

10 Ирак 3,11

Источник:

Нефть и газ: Мировой рынДостоверные запасы природного газа в мире в 1998 г. увеличились незначительно (на 1,1%) и на конец года составили 146,4 трлн. куб. м. По их объему продолжали лидировать страны бывшего СССР, на них приходилось 56,7, включая РФ – 48,1, далее следовали государства Ближнего и Среднего Востока – 49,5, включая Иран –23. Таким образом, на указанные два региона по-прежнему приходилось свыше 70% мировых ресурсов газа. Доля стран Северной Америки - около 5%, Западной Европы - 4%.

Самые богатые  природным газом зарубежные страны — Иран, Саудовская Аравия, США, Алжир, ОАЭ, Нидерланды, Норвегия, Канада.

В целом доля промышленно развитых стран с  рыночной экономикой в мировых запасах  природного газа намного меньше, чем  развивающихся. Однако основная часть  добычи сосредоточена именно в промышленно  развитых странах, а также в странах СНГ, что связано в большой степени с особенностями транспортировки газа. Далее обратимся к таблице.

Таблица №4.

Первые десять стран мира по добыче природного газа.

№ Страны мира Производство газа (млрд.куб. м)

1 Россия 590

2 США 528

3 Канада 156

4 Нидерланды 84

5 Великобритания 74

6 Индонезия 62

7 Алжир 57

8 Узбекистан 47

9 Саудовская  Аравия 39

10 Иран 34

Источник:

Морозова Т.Г. и др. Экономическая география  России. - М.:1999.

Мировая добыча природного газа ежегодно растет и с 1995 г. превышает 2,2 трлн.куб. м (или в пересчете 2790 млн. тонн условного топлива). География добычи ПГ существенно отличается от географии добычи нефти.

Около 30% природного газа добывается на территории республик  СНГ (причем среди них 80% — в России, далеко опережающей все остальные страны мира по этому показателю) и в США (25% мировой добычи). Затем, многократно отставая от первых двух стран, следуют Канада, Нидерланды, Норвегия, Индонезия, Алжир. Эти государства являются также крупнейшими экспортерами природного газа. На следующем рисунке №2 изображены страны импортеры и экспортеры природного газа и основные транспортные потоки газа.

Основная часть  экспортируемого газа идет по газопроводам и транспортируется в сжиженном  виде. Протяженность газопроводов быстро растет (900 тыс. км в мире). Крупнейшие межгосударственные газопроводы действуют в Северной Америке (между Канадой и США); в Западной Европе (от крупнейшего голландского месторождения Гронинген через территорию Германии и Швейцарии в Италию; из норвежского сектора Северного моря в Германию, Бельгию и Францию). С 1982 г. действует газопровод из Алжира через Тунис, далее по дну Средиземного моря в Италию и далее в другие страны.

США потребность  в природном газе удовлетворяют  за счет добычи в Техасе, Луизиане, Оклахоме, Нью-Мексико, Вайоминге, а также за счет импорта из Канады. По добычи природного газа (свыше 500 млрд.куб. м) страна уступает лишь России.

В Азербайджане разрабатывается Карадагское месторождение  природного газа на Апшеронском полуострове. Однако своих запасов газа уже не хватает, поэтому Азербайджан покупает природный газ в Туркменистане, который поступает по газопроводам через территорию России.

В Казахстане большие  перспективы для дальнейшего  развития имеет газовая промышленность в связи с открытием и разработкой крупного Карачаганского газоконденсатного месторождения. Кроме того, используется попутный газ, который получают при добычи нефти. В городе Новый Узень его перерабатывают в сжиженный газ для потребления в юртах на овцеводческих пастбищах.

В Узбекистане  наиболее развита газовая промышленность. Она удовлетворяет не только нужды  хозяйства Узбекистана, но и поставляет природный газ в другие республики СНГ – в Киргизию, Казахстан, Украину, Россию, а также в Закавказье. По размерам добычи газа Республика Узбекистан занимает 3 место после России и Туркменистана. Годовая добыча газа превышает 30 млрд.куб. м. Газовая промышленность позволила перестроить топливный баланс республики, развивать электроэнергетику и отрасли химической промышленности.

Газовая промышленность является ведущей отраслью в ТЭКе Туркмении. По запасам и добычи природного газа республика занимает 2 место среди  стран СНГ, уступая России. Наиболее крупные газовые месторождения  – Шатлыкское и Майское – стали  центрами газовой промышленности республики. Годовая добыча превышает 40 млрд.куб. м, что позволяет экспортировать его в Россию, на Украину и в Закавказье.

Практически во все страны Восточной Европы (кроме  Албании), а также в ряд стран  Западной Европы (в Германию, Австрию, Италию, Францию, Грецию, Финляндию) природный газ поступает из России (по газопроводам), являющейся крупнейшим в мире экспортером этого сырья.

Растут межгосударственные морские перевозки сжиженного природного газа (СПГ) с использованием специальных газовозных танкеров. Крупнейшими поставщиками СПГ являются Индонезия, Алжир, Малайзия, Бруней. Около 2/3 всего экспортируемого СПГ ввозится в Японию.

2.2. Развитие  и размещение газовой промышленности  России.

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 расположению 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, Сспсрный Кавказ-Центр (начиная с газопровода Ставрополь- Москва), Шебелинка-Курск-Смоленск-Брянск, Шебелинка-Полтава-Киев, Шебелинка-Днепропетровск-Одесса и пр.

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.

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.

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-с 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.

Не претендуя  на точность, пожалуй, 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.