Информационный портал  "TRANSFORMаторы"

transform.ru ::Дискриминация потребителей электроэнергии при "недискриминационном" доступе к услугам по её передаче, А. И. Сюсюкин//Электрика. - 2007, № 8. - С.3-4.
 

Стратегическая угроза энергобезопасности – запаздывание с освоением запасов газ

        В.И Рабчук, С.М. Сендеров


 

 

Отставание с освоением запасов газа на Ямале, Гыданском полуострове и шельфе северных морей приведет к дефицитности российского энергобаланса. Такой вывод авторы статьи сделали в результате сопоставления возможностей ТЭК по обеспечению страны первичными энергоресурсами (ТЭР) до 2030 года со значениями расчетных потребностей в этих ТЭР для разных вариантов среднегодового прироста ВВП и для разных темпов снижения удельной энергоемкости ВВП (табл. 1 и 2).

В табл. 2 возможности ТЭК по обеспечению внутренних потребностей стра­ны в первичных ТЭР показаны без учета собственной добычи газа в стране, а возможности эти таковы. В 2006 году в стране было добыто 656 млрд куб. метров газа. Основным районом добычи является Западная Сибирь (чуть более 90% всей добычи), еще 5% добывается в Оренбургской и Астраханской областях, 5% приходится на остальные районы.

В настоящее время:

  • фактически достигнут проектный уровень добычи газа на Заполярном месторождении;

  • высока выработанность запасов газа на особо значимых месторождениях; Уренгой, Ямбург, Медвежье и Вынганур уже давно работают в режиме падающей добычи; другие районы (кроме Томской области) же работают в режиме падающей добычи

  • 90% всего газа добывается из сеноманских залежей, где запасы стремите, сокращаются (этот газ легко и относительно недорого извлекается);

  • более 50% оставшихся запасов в ныне действующих районах газодобычи относится к валанжинским и ачимовским залежам, извлечение которых будет обходиться заметно дороже по сравнению с сеноманским газом.

С учетом различных прогнозов были оценены возможности ныне действующих районов газодобычи (табл. 3). Здесь дана суммарная оценка предполагаемых объемов добычи газа в потенциально новых районах, к которым относятся: Западно-Арктическая зона (Ямал, шельф северных морей, полуостров Гыдан), Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция, юг Красноярского края как часть об газодобывающего района вместе с Томской областью, Иркутская область (Kовыктинское газоконденсатное месторождение), морской шельф Сахалина.

Объемы добычи газа оценивались исходя из следующих соображений:

  • добыча газа на Ямале начнется в 2010 году и затем будет нарастать достигнув к 2020-2025 годам уровня в 250 млрд. куб. метров в год;

  • с 2011-2012 годов может начаться добыча газа на Штокмановском  месторождении с выходом на максимум га; добычи к 2020-2025 годам в 60-80 куб. метров в год; этот уровень добычи до 2030 года должен быть неизменным;

  • после 2025 года начнется освоение запасов газа на шельфе Карского моря (Ленинградское и Русановское месторождения), а также на полуострове Гыдан; в 2030 году суммарный объем добычи в указанных районах может составить 50-70 млрд. куб. метров в год;

  • суммарный объем добычи во всех остальных новых районах (из перечисленных выше) в 2010 году не превысит 30 млрд. куб. метров, уровень добычи газа 2015-2020 годах может составить 40-60 млрд куб. метров в год, а в 2030 году — 80 млрд. куб. метров в год.

Оценка базировалась на сегодняшних представлениях о разведанных запасах газа (45-48 трлн. куб. метров) и об их доступности. В случае резкого усиления геологоразведочных работ и открытия новых месторождений (в районах с относительно неплохими природно-климатическими условиями) возможности по добыче газа могут  оказаться  выше.

Ожидаемые значения дефицитов газа, необходимого для полного покрытия внутренних потребностей страны в первичных ТЭР и для обеспечения обязательных объемов экспорта газа (которые приняты для всего периода до 2030 года как 200 млрд. м3/год или 230 млн. т у.т./год), представлены в табл. 4.

Дефициты определены для тех сценарных условий по среднегодовым приростам ВВП и темпам снижения удельной энергоемкости ВВП, что выбраны ранее. Дефициты рассчитывались по данным табл. 1-3 для наиболее вероятных значений возможнос­тей отраслей ТЭК, включая возможности газовой отрасли.

При разработке стратегии освоения газовых запасов Ямала в ООО «ВНИИ-Газ» был определен рациональный график такого освоения и предельное значение объема годовой добычи газа на полуострове в 250 млрд. м3/год. Можно считать, что при любом временном сдвиге начала добычи газа на Ямале вид упомянутого графика существенно не изменится, а время выхода на предельные объемы годовой добычи будет примерно одинаково .

С учетом указанных зависимостей и данных табл. 4 были получены значения дефицитов первичных ТЭР в целом по России при разных сдвигах на более поздние сроки (по сравнению с 2010 годом) начала освоения Ямала (табл. 5).

Судя по данным табл. 5, в период с 2010 по 2020 год всякий сдвиг с нача­лом освоения запасов газа на Ямале на более поздние сроки заметно сказывается на значениях дефицитов. И это — только Ямал. В случае запаздывания с освоением и других новых районов (где есть месторождения-триллионники)положение стопливообеспечением страны и с экспортом газа будет обостряться. Возможно ли серьезное отставание начала освоения таких новых районов газодобычи, как Ямал, шельф северных морей и Гыдан, и, если возможно, каковы могут быть причины такого отставания? Главной объективной причиной отставания является большой экономический риск выхода в эти районы. В табл. 6 показана с позиций сегодняшнего дня себестоимость газа основных газовых месторождений Ямала (Бованенковское и Харасавэйское) шельфа Карского моря (Ленинградское и Русановское) и месторождений Гыдана (в их совокупности).

Себестоимость газа конкретного месторождения (в табл. 6) есть отношение сум­марных капитальных и эксплуатационных затрат за все время обустройства и эксплуатации месторождения к суммарной добыче газа за то же самое время. Суммарные затраты здесь — это затраты, связанные с созданием и эксплуатацией:

  • производственной и социальной инфраструктуры, необходимой для освоения
    данного месторождения и в последующем — его функционирования;

  • систем добычи и подготовки газа к дальнему транспорту;

  • систем дальнего транспорта газа отданного месторождения до района потребления.

В табл. 6 нет Штокмановского месторождения (шельф Баренцева моря), так как использование газа этого месторождения внутри страны явно нецелесообразно. Ранее проведенные исследования показали, что вариант освоения Штокмана с использованием технологий получения сжиженного природного газа (СПГ) и с продажей этого СПГ на внешних газовых рынках более предпочтителен «трубопроводному» варианту освоения (в табл. 6 даны показатели только для «трубопроводного» варианта).

Если показанные в табл. 6 значения себестоимости (пусть это будут наиболее ве­роятные значения) увеличить на 30-35% (дополнительные затраты на транспорт и таможенные сборы), можно получить порядок значений себестоимости газа рассматриваемых месторождений в странах Центральной Европы. Этот порядок для месторождений Ямала составляет 140 долл./1000 м3, для шельфа Карского моря — 180 долл./1000 м3 и для Гыдана — 160 долл./1000 м3.

Значения себестоимости газа, представленные в табл. 6, получены с использованием соответствующих удельных капитальных и эксплуатационных затрат, которые справедливы только для сегодняшнего дня. Отсюда полученный порядок цифр по себестоимости газа новых районов газодобычи в европейских странах надо счи­тать справедливым только для случая добычи газа сегодня.

В 2005 году средняя рыночная цена газа в европейских странах составила 225долл./1000 м3, в 2006 году -250 долл./1000 м3. Таким образом, сегодня разница между ценой газа на внешнем (европейском) рынке и «виртуальной» себестоимостью газа новых районов газодобычи находится в пределах от 70 до 110 долл./ 1000 м3 (показатель 110 относится к Ямалу, 70 - к шельфу Карского моря). Численное значение подобной разницы и сегодня, ив будущем надо считать «запасом прочности» при оценке степени экономического риска выхода в новые районы.

По мнению авторов, в практическом плане разницу в 70-110 долл./1000 м3  надо считать предельно допустимой с позиций экономического риска, так как из-за :лишком большой  неопределенности «пользуемые удельные затраты (при поучении данных табл. 6) нельзя считать достаточно адекватными тем реальным удельным затратам, что имели бы место случае добычи газа в новых районах сегодня. Аза пределами 2010-2015 гг. положение может резко измениться в связи; возможным заметным сокращением  указанного  «запаса прочности». Значимость фактора неопределенности в отношении величины этого «запаса прочности» по мере увеличения длительности рассматриваемой перспективы становится все более ощутимой для принятия решения по финансированию проектов освоения новых районов газодобычи.

Фактор неопределенности на момент реального начала добычи газа на том или ином месторождении нового района газодобычи теперь уже касается и ожидаемой рыночной цены на газ на внешнем рынке, и самой себестоимости газа рассматриваемого месторождения в месте расположения этого рынка.

В период с 1990 года по сегодняшний день цена газа на внешних рынках была «привязана» к рыночной цене нефти. Табл. 7 отражает среднегодовые цены на сырую нефть и газ в европейских странах в последние 15 лет. Здесь же показано для каждого года соотношение этих цен (по единому энергетическому эквиваленту).

Судя по данным табл. 7:

  • в период с 1990 по 1999 год средне­ годовая цена нефти за некоторым исклю­чением резко не менялась и составляла около 20 долл./барр.;

  • в период с 2000 по 2005 год эта цена стала нарастать и в 2005 году составила 57 долл./барр.;

  • за весь рассматриваемый период цена нефти была выше цены газа примерно на 25% (одного энергетического эквивалента).

 

 
 
Полное содержание статьи Вы можете найти в первоисточнике
Источник:  ©  Электрические станции
Материал размещен на www.transform.ru 19.12.2007 г.
 

 

Перейти в форум для обсуждения

  ©  TRANSFORMаторы 2004—2010


Рейтинг@Mail.ru Яндекс.Метрика ??????????? ????