CC BY
54
УДК 622.691
ИССЛЕДОВАНИЕ РАЗВИТИЯ СИСТЕМ ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РФ
НА ПЕРСПЕКТИВУ ДО 2030 г. (С ДЕТАЛИЗАЦИЕЙ ВОСТОЧНОГО КРЫЛА ГАЗОВОЙ
ОТРАСЛИ)
© Н.И. Илькевич1, Т.В. Дзюбина2, Ж.В. Калинина3
12 3
' ' Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева (ИСЭМ СО РАН), 664033, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130. 1,2Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Дана оценка возможностей развития систем газоснабжения России с учетом обеспечения внутренней потребности рынков и заданных экспортных поставок в страны ближнего и дальнего зарубежья до 2030 г. Рассмотрены основные проблемы при добыче газа на существующих месторождениях и в освоении новых, а также вопросы, связанные с необходимостью развития газотранспортной системы. Более подробно показано развитие системы газоснабжения регионов Восточной Сибири. Ил. 1. Табл. 1. Библиогр. 3 назв.
Ключевые слова: потребность в газе; субъекты РФ; импорт и экспорт газа; добывные возможности; оценка развития; обеспечение газом потребителей.
STUDYING RUSSIAN FEDERATION GAS INDUSTRY SYSTEMS DEVELOPMENT UNTIL 2030 (WITH DETAILED CONSIDERATION OF EASTERN GAS BRANCH WING) N.I. Ilkevich, T.V. Dzyubina, Zh.V. Kalinina
L.M. Melentiev Energy Systems Institute SB RAS,
1Илькевич Николай Иванович, доктор технических наук, зав. лабораторией «Развитие систем газоснабжения» ИСЭМ СО РАН, тел.: 89148924076, e-mail: ilkev@isem.sei.irk.ru
Ilkevich Nikolai, Doctor of technical sciences, Head of the Laboratory "Development of Gas Supply Systems" at ESI SB RAS, tel.: 89148924076, e-mail: ilkev@isem.sei.irk.ru
2Дзюбина Татьяна Владимировна, кандидат технических наук, старший научный сотрудник лаборатории «Развитие систем газоснабжения» ИСЭМ СО РАН, тел.: 89041506053, e-mail: tvleo@isem.sei.irk.ru
Dzyubina Tatyana, Candidate of technical sciences, Senior Researcher of the Laboratory "Development of Gas Supply Systems" at ESI, SB RAS, tel.: 89041506053, e-mail: tvleo@isem.sei.irk.ru
3Калинина Жанна Вадимовна, научный сотрудник лаборатории «Развитие систем газоснабжения» ИСЭМ СО РАН, тел.: 89149173950.
Kalinina Zhanna, Researcher of the Laboratory "Development of Gas Supply Systems" at ESI SB RAS, tel.: 89149173950.
216
ВЕСТНИК ИрГТУ №9 (80) 2013
130 Lermontov St., Irkutsk, 664033, Russia. Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.
The paper assesses the development capacities of Russian gas supply systems with regard to the domestic gas demands and specifies the export to CIS and non-CIS countries until 2030. It examines the main gas production problems at the existing fields and at to-be-developed new ones. The issues associated with the necessity of gas transportation system development are considered as well. A more detailed description is given to gas supply system development in the regions of Eastern Siberia. 1 figure. 1 table. 3 sources.
Key words: gas demand; entities of the Russian Federation; gas import and export; production capacities; development assessment; consumer gas supply.
Введение. В условиях развития современных рыночных отношений, когда спрос на природный газ и его поставка различным потребителям нестабильна, а также при наличии существующих политических проблем, связанных с транспортом газа в страны Европы, возникает необходимость отслеживать рациональные объемы добычи газа и его транспортные маршруты.
Оценка возможностей развития систем газоснабжения России с учетом обеспечения внутренней потребности рынков и заданных экспортных поставок в страны ближнего и дальнего зарубежья производилась на сетевой потоковой модели [2] (программное средство РОТОК разработано в ИСЭМ СО РАН). Сов-
местно с восточным крылом газовой отрасли на 2015, 2020, 2025 и 2030 гг. для максимального и минимального сценариев экономики была рассчитана квазидинамика развития систем газоснабжения европейской части России
В таблице обобщены модельные расчеты. Здесь значения показателей даны в виде интервалов (первая цифра соответствует минимальному сценарию развития экономики, а вторая - максимальному), кроме 2009 г., для которого приведены фактические показатели [1]. Из таблицы видно, что суммарный спрос на газ для всех субъектов РФ характеризует некоторый рост в динамике развития до 2030 г.
Баланс основных показателей развития газовой отрасли, млрд м
Статьи баланса Годы
2009 2015 2020 2025 2030
Потребление газа в РФ, всего: 396,3 447-475 475-507 507-535 535-554
Приволжский 101,4 112-115 115-119 119-122 122-125
Центральный 100,3 120-130 130-142 142-150 150 - 160
Уральский 77,6 80-81 81-84 84-86 86-87
Южный и Северо-Кавказский 50,9 58-66 66-72 72-77 77-82
Северо-Западный 36,5 39-43 43-45 45-48 48-51
Сибирский 15,6 23-24 24-27 27-32 32-37
Дальневосточный 14,1 15-16 16-18 18-20 20-22
Экспорт, всего: 203 205-260 225-440 265-470 265-470
Дальнее зарубежье 148 150-180 170-360 210-390 210-390
Ближнее зарубежье 55 55-80 55-80 55-80 55-80
Использование газа на технологические нужды МГ 35,9 55-57 57 58-73 58-75
Всего газа для распределения 635,2 707-792 757-1004 830-1080 858-1099
Добыча газа в РФ, всего 598,3 676-761 726-973 799-1049 827-1068
Надым-Пур-Тазовский р-н 477,2 543-544 483-504 387-424 282-328
Ямал + Гыдан - 46-120 120-221 136-294 235-334
Баренцево море - - 0-60 70-90 80-100
Центральная часть РФ 95,9 50 103-120 125-135 139-150
Томская область 2,9 3 1 1 1
Восточная Сибирь 6 10-20 20-43 40-70 40-75
Дальний Восток 16,3 24 30-55 40-55 50-80
Поступление газа из Центральной Азии 36,9 31 31 31 31
Ресурсы газа, всего 635,2 707-792 757-1004 830-1080 858-1099
Он обеспечивается увеличением спроса на газ в отраслях промышленности (в основном в газохимии, производстве строительных материалов, химической и нефтехимической промышленности), увеличением потребления газа коммунально-бытовым сектором и населением практически во всех субъектах РФ. Рост газопотребления в ряде регионов (Мурманская область, Восточная Сибирь и Дальний Восток) связан с развитием здесь проектов добычи и транспорта газа.
Самым развитым в промышленном отношении является Центральный федеральный округ, затем по показателям индустриального и социально-экономического развития за ним следуют Приволжский и Уральский. Южный и Северо-Кавказский федеральные округа представляют собой индустриально-аграрные регионы, где в структуре потребления газа доминирующее положение занимает коммунально-бытовой сектор и население. Северо-Западный федеральный округ является традиционно промышленно развитым регионом. Сибирский федеральный округ в перспективе по своему промышленному потенциалу займет одно из ведущих мест. Дальневосточный федеральный округ располагает значительным потенциалом социально-экономического развития, однако, в настоящее время природный газ здесь используется в незначительных объемах.
Несмотря на кризисные явления, развивающиеся в мировой экономике, газ по-прежнему будет основным энергоносителем. Поэтому в максимальном сценарии предусмотрено увеличение экспорта российского газа в страны Ближнего и Дальнего зарубежья.
Европейский газовый рынок в настоящее время характеризуется снижением спроса на газ в результате финансово-экономического кризиса. В Западной Европе происходят также и процессы деиндустриализации, выражающиеся в выводе энергозатратных производств в третьи страны. Однако в перспективе спрос на природный газ будет расти из-за его конкурентных преимуществ по сравнению с другими видами топлива и сокращением собственной добычи в результате истощения месторождений в Англии, Нидерландах, Италии и других странах. Перспективы развития добычи сланцевого газа в Европе весьма призрачны и не вызывают существенного оптимизма.
В настоящее время на рынки Ближнего и Дальнего зарубежья поставляется около 40% газа, а 60% используется в РФ. Из всего газа, вывозимого за рубеж, в страны Ближнего зарубежья экспортируется 35%, а в страны Дальнего зарубежья - 65%. Стопроцентным обеспечением российским газом обладают Белоруссия, Словакия, Болгария, Молдавия и государства Прибалтики. Украина, Турция, Чехия, Греция и Сербия снабжаются российским газом на 70%. Значительный объем российского газа используется Германией и Италией. Существуют следующие экспортные коридоры. Из газотранспортной системы Ленинградской области в ФРГ, страны западной Европы, Финляндию и Эстонию (газопровод «Северный поток», пропускная способность 55 млрд м3, срок окупаемости - 14-15 лет), может поставляться примерно 35% газа.
Транзит газа из Псковской области в страны При-
балтики обеспечивает Калининградскую область примерно на 1%. Из газотранспортной системы Смоленской области в Белоруссию, Польшу, Украину и далее в страны Восточной и Западной Европы поставляется около 30% газа. По газотранспортным системам из Курской, Воронежской и Ростовской областей в Украину и далее в страны Восточной и Западной Европы может транспортироваться свыше 30% газа. Из газотранспортной системы Краснодарского края в Турцию доставляется примерно 8%; газотранспортные системы Северного Кавказа поставляют в Грузию и Армению примерно 1% от всего экспортируемого газа. Имеется проект подачи природного газа «Южный поток» (через Черное море до Болгарии и далее в страны Восточной и Западной Европы). Незначительное количество сжиженного метана из Сахалинской области поступает на рынки США, Европы и АТР.
Перспективы обеспечения потребностей газом стран Северо-Восточной Азии достаточно неопределенны. Китайская народная республика может стать крупнейшим импортером российского газа. Вряд ли следует ожидать существенного роста спроса на российский газ в Японии, тем более что экономика Японии базируется на применении сжиженного метана.
Из таблицы видно, чтобы обеспечить в 2030 г. спрос на газ в РФ и экспорт в страны Ближнего и Дальнего зарубежья (с учетом расхода газа в виде топлива для работы КС и потерь из-за технологических и аварийных условий) необходимо будет иметь для распределения 858-1099 млрд м3 газа. Для этого в Надым-Пур-Тазовском районе должно быть добыто 282-328 млрд м3, на Ямальском и Гыданском полуостровах - 235-334 млрд м3, Штокмановском ГКМ (Баренцево море) - 80-100 млрд м3, Центральной части РФ, включая шельф Каспийского моря - 139-150 млрд м3, в Восточной Сибири - 40-75 млрд м3 и на Дальнем Востоке - 50-80 млрд м3. Импорт газа из Центральной Азии предполагается в размере 31 млрд м .
Основным газодобывающим районом является Западная Сибирь (Надым-Пур-Тазовский регион). Однако в перспективе добыча газа в этом регионе будут снижаться из-за высокого уровня выработанности месторождений, снижения пластового давления, подъема уровня газоводяного контакта и длительного срока службы оборудования. Следует подчеркнуть, что дальнейшее развитие добычи газа здесь связано с разработкой валанжинских глубоко залегающих залежей, характеризующихся сложными горногеологическими условиями и высоким содержанием жидких углеводородов. Большой проблемой также является извлечение остаточных запасов «низконапорного» газа. Существующие технологии не обеспечивают экономически эффективную возможность ком-примирования газа низкого давления для его дальнейшей транспортировки потребителям.
Добыча газа на полуострове Ямал связана с осуществлением дорогостоящих мероприятий по соблюдению режимов освоения территорий, использованию щадящих технологий и режимов работы в притундро-вых лесах, охране мест традиционного хозяйствования коренного населения, охране мест обитания ред-
ких и исчезающих видов растений и животных и т.д. Все это приводит к существенному вложению капитала, эксплуатационным издержкам, и, в конечном счете, к повышению цены добычи природного газа.
Освоение Штокмановского ГКМ связано со сложными природно-климатическими и инженерно-геологическими условиями. Основные газоносные районы шельфа характеризуются наличием дрейфующего ледового покрова, возможностью вторжения тяжелых льдов и айсбергов из более северных районов и требуют проведения специальных инженерных мероприятий. Объективно возможен большой риск неполучения прогнозных объемов добычи углеводородов.
Месторождения Восточной Сибири и Дальнего Востока являются газоконденсатными или нефтегазо-конденсатными с высоким газовым фактором. Возникает необходимость одновременно с освоением месторождений создавать газоперерабатывающие и газохимические мощности для выделения из газа ценных компонентов (этан, пропан, бутан, тяжелые углеводороды, гелий). В соответствии с нашими расчетами для развития газовой отрасли на уровне 2030 г. необходимо предусмотреть добычу 90-155 млрд м3 газа, из которых 63,2-85,2 млрд м3 в сжиженном виде будет поставляться на рынки США, Европы и АТР. Объем в 26,8-69,8 млрд м3 в виде сетевого газа предполагается использовать для внутреннего рынка и экспорта в Китай.
Импорт газа в РФ. В Туркменистане открыты новые крупнейшие газовые месторождения - Южный Иолотань - Осман, Большой Яр и другие с ожидае-
мыми запасами газа около 2 трлн м каждое. Однако для разработки этих месторождений требуется ускорение геологоразведочных работ, резкое наращивание объемов разведочного бурения, большие капиталовложения и время для их освоения. Следует учитывать, что построены два магистральных газопровода для экспорта газа в Северный Китай, которые будут подавать около 60 млрд м3 в год.
На уровне 2015-2020 гг. в Узбекистане имеется небольшой потенциал роста добычи газа и сохранения экспорта на уровне 10 млрд м3 в год. Запасы газа в Казахстане (месторождения Тенгиз, Кашаган, Кара-чаганкское) позволяют рассчитывать на экспорт около 20 млрд м газа в год. Таким образом, импорт газа для РФ составит величину около 30 млрд м3 в год.
Анализ добывных возможностей регионов России, предусмотренных в Генеральной схеме развития газовой отрасли (при максимальном сценарии развития экономики), показывает, что примерно 70% потребности в газе на уровне 2030 г. будет покрываться из источников, расположенных на шельфе арктических морей. На промыслах этих месторождений будут использоваться пионерные технологии добычи газа, где очень велик риск недополучения запланированных объемов. В то же время не достаточно принимаются во внимание хорошо разведанные ресурсы углеводородов Иркутской области, юга Красноярского края и Центральной Якутии.
Системная оценка газоснабжения в Восточной Сибири выполнялась на расширенной сетевой потоковой модели развития газоснабжения в РФ (см. рисунок).
Схема развития систем газоснабжения Восточной Сибири в 2030 г.
Исходя из запасов газа в Восточной Сибири и анализа существующих проектов разработки месторождений, подобных уже освоенным, были определены потенциальная добыча газа и капиталовложения.
Определение цен самофинансирования для месторождений Восточной Сибири выполнялось на модели движения денежных средств (упрощенный бизнес-план) по годам расчетного периода. Рассчитывались основные фонды, текущие издержки (амортизация, прочие затраты, налоги, процент за кредит и пр.), а также находились поток денежной наличности, состояние текущего счета и т.д. Рентабельность добычи газа задавалась 15%.
Детализированное моделирование развития систем газоснабжения в Восточной Сибири [3] показало целесообразность осуществления следующих этапов:
Первый этап - 2015 г. Начало освоения Ковыктин-ского ГКМ и строительство газоперерабатывающего завода, а также развитие системы газопроводов в Иркутской области до Тайшето-Бирюсинского промузла. Одновременно обеспечивается подача газа потребителям на севере Иркутской области. В этот период начинает осваиваться Собинское ГКМ с подачей газа потребителям юга Красноярского края.
Второй этап - 2020 г. Завершается освоение Со-бинского ГКМ и дальнейшее развитие системы газоснабжения в Восточной Сибири, при этом по имеющимся запасам газа может быть организован транзит газа на запад и экспорт газа в страны АТР.
Третий этап - 2025 г. Целесообразно подключение северных месторождений Иркутской области к Ковык-тинскому ГКМ, что обеспечит увеличение транзита на Запад и экспорт газа в страны АТР.
Четвертый этап - 2030 г. Полное использование запасов месторождений газа Иркутской области и частично запасов газа юга Красноярского края, так как это позволит увеличить транзит газа на Запад и его экспорт в страны АТР.
Из рисунка видно, что на уровне 2030 г. природной газ, добываемый из месторождений Восточной Сибири величиной около 60 млрд м3/год (30 млрд м3 - Ко-выктинское ГКМ, около 30 млрд. м3/год - месторождения севера Иркутской области, Республики Саха, а
также 10 млрд. м - Собинское ГКМ), обеспечивает спрос на газ в Иркутской области, юга Красноярского края, Республики Бурятия и Читинской области и подается в район узловой компрессорной станции (КС) «Проскоково» объемом около 30 млрд м3 в год. Этот газ будет покрывать спрос потребителей Западной Сибири и вытеснять газ Надым-Пур-Тазовского региона в западном направлении.
Таким образом, исследования показали, что для обеспечения спроса потребителями газа из субъектов РФ и его экспорта (загрузка экспортных магистральных газопроводов Северного и Южного направления), исходя из добычи газа на месторождениях арктических морей по нижним значениям показателей добычи газа, показанных в Генеральной схеме, возникает риск нехватки добывных мощностей объемом порядка 30 млрд м3/год. Этот риск можно уменьшить за счет Восточно-Сибирского газа или его импорта из Средней Азии.
Выводы
1. Основные существующие газодобывающие районы РФ характеризуются достаточно высоким уровнем выработанности месторождений, а новые источники в арктических широтах сложными природно-климатическими, ледовыми и инженерно-геологическими условиями. Все это определяет высокие риски неосвоения прогнозных запасов.
2. Ресурсы газа государств Средней Азии требуют большого времени и средств на геологоразведочные работы и их освоение. Поэтому увеличение импорта газа из Средней Азии в рассматриваемом периоде времени представляется весьма рискованным мероприятием.
3. Развитие системы газоснабжения в Восточной Сибири (освоение ресурсов газа месторождений Иркутской области и юга Красноярского края) позволяет надежно обеспечить спрос в газе собственных потребителей и «закрыть» спрос на газ в Западной Сибири. Подаваемый в настоящее время из Надым-Пур-Тазовского региона в Западную Сибирь газ можно будет перенаправить в западном направлении, частично обеспечив спрос на газ в Европейской части РФ и экспорт в страны ближнего и дальнего зарубежья.
Библиографический список
1. Энергетическая стратегия России на период до 2030 г. (утверждена распоряжением Правительства РФ от 13 ноября 2009 г. № 17 15-р) // Собрание законодательства Российской Федерации. 2009. № 48. Ст. 5836.
2. Илькевич Н.И., Дзюбина Т.В., Ельников В.В., Окунева С.Т. Исследование устойчивости цен самофинансирования на
природный газ // Экономика и математические методы. 2002.
Т. 38, №3. С. 25-30.
3. Илькевич Н.И., Дзюбина Т.В., Калинина Ж.В. Развитие системы газоснабжения Восточного крыла РФ // Энергетика России в XXI веке: стратегия развития - Восточный вектор. Энергетическая кооперация в Азии: что после кризиса: сб. докл. Объединенного симпозиума. Иркутск: ИСЭМ СО РАН. 2010. С. 567-571.
