ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ОСВОЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ РЕСУРСОВ НА ПЕРИОД ДО 2020 Г.

Метки: газ

В 2001 г. "Газпромом" быт добыто около 512 млрд м куб. газа, из которых 92 % пришлось на территорию Надым-Пур-Тазовского региона (НПТР). При этом около 74 % добычи газа приходилось на Уренгойское, Ямбургское и Медвежье месторождения, которые в настоящее время находятся в стадии падающей добычи, требующей значительных операционных затрат, приводящих к ежегодному росту себестоимости добычи газа. Высокий рост затрат связан с тем, что технологии добычи газа, используемые сегодня, были разработаны в 70-80-е гг. прошлого века в условиях плановой системы хозяйствования. На современном этапе, когда резко изменилась экономическая среда, данные технологии оказались неконкурентоспособными и их использование приводит к объективному ухудшению технико-экономических показателей.

 

В последние годы XX в. газовая промышленность являлась наиболее устойчивым и эффективным сектором ТЭК страны, обеспечивающим около 50 % внутреннего энергопотребления, более 40 % выручки от экспорта топливно-энергетических ресурсов, около 25 % налоговых поступлений в бюджет.

 

Устойчивая и эффективная работа отрасли была обусловлена эксплуатацией уникальных по мощности и эффективности месторождений и газотранспортных систем, сооруженных в 70-80-е гг. Созданные предпосылки и сохранение целостности ЕСГ с поэтапной реструктуризацией отрасли (выделение непрофильных производственных структур) позволили обеспечить устойчивое ее функционирование в ходе экономических реформ. Это было бы невозможно без соответствующей работы газодобывающих предприятий "Газпрома", разрабатывающего 68 месторождений, из них 10 -в Западной Сибири. Следует отметить, что, несмотря на имеющийся потенциал, добыча газа в 1991-2001 гг. по Обществу снизилась на 9,1 % в основном вследствие сокращения платежеспособного спроса на газ в России и странах СНГ. За этот период деятельность газодобывающей подотрасли характеризовалась:

 

* ухудшением геолого-промысловых факторов разработки месторождений;

 

* дефицитом инвестиций;

 

* ростом затрат на добычу газа;

 

* дефицитом финансовых ресурсов.

 

Складывающиеся условия для воспроизводства ведут к росту затрат на добычу и транспорт газа. В силу этого эффективность производства в газовой отрасли не может основываться на концепции безусловного повышения эффективности капитальных вложений и использования производственных фондов, а должна учитывать и неблагоприятные тенденции, связанные с объективным усложнением условий для воспроизводства.

 

Естественное ухудшение горно-промысловых характеристик месторождений за последние 10 лет обусловило падение дебита скважин по месторождениям и, как следствие, сокращение объемов добычи газа. По всем предприятиям "Газпрома" дебит одной газовой скважины снизился на 40 % (таблица). Максимальное снижение дебита газа за рассматриваемый период произошло в Ямбурггаздобыче ( на 45 %), причем темп снижения дебита стал возрастать. Падение дебита обусловило необходимость ввода в эксплуатацию новых скважин. Максимальное число скважин было введено в 1996 г. - 245, что в 1,6 раза превысило уровень 1992 г., в 2000 г. было введено в эксплуатацию 105 скважин.

 

Дефицит финансовых ресурсов в последние годы сдерживал подготовку к вводу в разработку новых объектов. Динамика инвестиций, направляемых в добычу газа (рис. 1), свидетельствует о том, что в отдельные годы выделялось всего 25 % от потребности в них. Всего за 1997-2000 гг. дефицит инвестиций в добычу газа составил более 4 млрд долл. США. Недостаток финансовых средств привел к тому, что Заполярное месторождение было введено в эксплуатацию только в 2001 г. вместо 1998 г.

 

За последние годы себестоимость добычи газа газодобывающих предприятий НПТР, занимающего основной удельный вес в этом виде подотрасли, возросла более чем в 2,5 раза, а внутренняя оптовая цена на газ для всех газодобывающих предприятий - в 4 раза. Подобный рост цен отражает сложившуюся структуру эксплуатационных расходов в процессе добычи, увеличение затрат, связанных с естественным ухудшением геолого-промысловых характеристик месторождений, и необходимость обеспечения экономической эффективности работы газодобывающих предприятий.

 

Эффективное развитие газодобывающей промышленности в перспективе будет зависеть от того, достаточен ли научно-технический, организационный и управленческий потенциал "Газпрома", чтобы управлять и реально воздействовать на стабилизацию и снижение негативных факторов, основными из которых являются:

 

* вступление в ближайшее время в стадию падающей добычи уникальных месторождений НПТР;

 

* переход к освоению сложно построенных объектов разработки с аномальными термобарическими характеристиками, глубокозалегающими горизонтами, низкими продуктивными свойствами и сложным составом ресурсов (газ, конденсат, нефть, сероводород, гелий и др.);

 

* проблема использования газа низкого давления на заключительных этапах разработки месторождений, подача которого в магистральные газопроводы при сегодняшнем уровне газопромысловых технологий и оборудования становится нерентабельной;

 

* освоение новых регионов газодобычи, которое требует значительных финансовых вложений из-за экстремальных природно-климатических условий, отдаленности, неразвитой транспортной и социальной инфраструктуры, увеличения объема вложений в природоохранные мероприятия и необходимости решений региональных социальных проблем;

 

* освоение объектов добычи на шельфе, требующих применения нетрадиционных методов и значительных инвестиций.

 

Начиная с 2007 г., в связи с падением добычи газа, недостающие объемы могут восполняться за счет ввода в разработку месторождений новых газоносных районов со сложными географическими и геолого-промысловыми характеристиками разработки (п-ов Ямал, Обская и Тазовская губы, шельф Баренцева и Карского морей, объекты ачимовской свиты НПТР). С перемещением центра газодобычи в районы Крайнего Севера и на арктический шельф России значительно увеличиваются капитальные вложения и эксплуатационные расходы на разработку месторождений.

 

Удельные капитальные вложения в разработку новых месторождений п-ова Ямал (Бованенковское, Харасавэйское, Крузенштернское, Тамбейская группа) на период до 2030 г. с учетом развития производственной и социальной инфраструктуры достигнут примерно 85-110 долл/1000 м куб. Освоение месторождений на акватории Обской и Тазовской губ и примыкающей суши при максимальном уровне добычи около 90 млрд м куб. потребует привлечения таких инвестиций, при которых удельные капитальные вложения достигнут 60-70 долл/1000 м куб. Удельные капитальные вложения в разработку Штокмановского месторождения при уровне добычи 90 млрд м куб. будут достигать 122 долл/ 1000 м куб., этот показатель для объектов ачимовской свиты НПТР составляет около 120-130 долл/1000 м куб. Увеличение затрат приведет к значительному росту себестоимости углеводородов и стоимости их добычи.

 

Прогнозная стоимость добычи газа, долл/1000 м куб.

 

П-ов Ямал (на условиях действующего налогового законодательства) 19-35

 

Обская и Тазовская губы (на условиях СРП) 16-20

 

Ачимовская свита НПТР (на условиях действующего налогового законодательства) 26-35

 

Штокмановское ГКМ (на условиях СРП) 33

 

Анализ динамики соотношения цен на газ на промысле к цене реализации газа конечному потребителю показал, что если в 1998 г. она составляла 15 %, а в 2002 г. - 25 %, то в 2030 г. (при цене на газ 19-35 долл/1000 м куб.) -от 40 до 60 %. Понятно, что такой уровень цен на промысле не выдержит ни отечественный, ни зарубежный потребитель.

 

Не менее пессимистическую картину представляет и прогноз цен на добычу и транспортировку газа до 2010 г., т.е. цен на газ для конечного потребителя (рис. 2). К 2010 г. на грани рентабельности будут находиться месторождения НПТР. Затраты на освоение месторождений п-ова Ямал и месторождений шельфовой зоны (Штокмановское) значительно превышают цену на газ у конечного потребителя, определенную Энергетической стратегией России. Можно ли изменить столь непривлекательный прогноз? Анализ зарубежного опыта показал, что за последние три-четыре года крупные компании ("Бритиш Газ", "Статойл" и др.) добились снижения реальных затрат на добычу газа в 1,5 раза за счет внедрения новых технологий и совершенствования системы управления объектами добычи.

 

Ни для кого не секрет, что все наши уникальные месторождения (Медвежье, Уренгойское и Ямбургское) проектировались на научно-технической и управленческой базе 70-80-х гг. прошлого века, в условиях социалистической системы хозяйствования. Переход отрасли на самофинансирование, государственное регулирование цен на газ ОАО "Газпром" при либерализации цен в промышленности, низкие цены на внутреннем рынке обусловили предельно низкий уровень рентабельности. Крупные расходы по обслуживанию кредитов крайне сузили финансовую возможность процесса воспроизводства в отрасли, резко снизилась доля собственных источников финансирования.

 

На современном этапе, учитывая отмеченные факторы функционирования и развития добычи газа, существенно возрастает значение экономических аспектов деятельности, направленных на снижение затрат на добычу газа, повышение эффективности производственной и инвестиционной деятельности, оптимальное использование системных свойств ЕСГ. Важным также является объективный прогноз цен, конкурентных возможностей отрасли и перспектив снижения налогообложения.

 

В настоящее время в отрасли сложилась следующая ситуация:

 

* продолжает увеличиваться диспаритет цен на газ и промышленную продукцию, полученную с использованием газа;

 

* сохраняется энергетическое несоответствие между ценами на различные виды топлива (природный газ при действующем регулировании цен оказался самым дешевым среди первичных энергоносителей);

 

* объективно существует зависимость конъюнктуры внешних цен на газ от конъюнктуры цен на нефть и нефтепродукты;

 

* сохраняется существенное различие внутренних и внешних цен на газ (внутренние цены примерно в 6 раз ниже экспортных цен и пока тенденция к их сближению весьма неопределенна).

 

Дальнейшее развитие отрасли будут определять инвестиционная политика, повышение эффективности производства за счет внедрения новых технологий и техники добычи газа. Таким образом, необходимо изменение в экономической работе компании, в ценовой и налоговой политике, т. е. реформирование, цели которого:

 

* повышение эффективности и хозяйственной самостоятельности всех субъектов рынка при расширении сфер их деятельности, исходя из коммерческих интересов компании, в том числе акционерных обществ, входящих в "Газпром", при сохранении его целостности;

 

* расширение деятельности на рынке независимых производителей и поставщиков газа при условии свободного доступа к газотранспортной системе и цивилизованной конкуренции между участниками рынка;

 

* снижение налоговой нагрузки на вновь вводимые труднодоступные месторождения на период срока окупаемости (возврат инвестиций);

 

* введение дифференцированного налога на добычу газа в зависимости от стадии разработки месторождения. Например, к существующему уровню ставки (16,5 %) ввести механизм (шкалу) уменьшения этой ставки на завершающей стадии разработки месторождений, что создаст возможность для внедрения новых технологий для рентабельной добычи низконапорного газа;

 

* введение широкой дифференциации систем налогообложения в зависимости от качества осваиваемых запасов газа;

 

* внедрение других мер государственной поддержки и протекционизма.

 

Реформирование хозяйственных отношений в отрасли потребует опережающей подготовки нормативно-правовой базы, разработки новых законодательных актов, контрактных отношений субъектов рынка, правил доступа к сетям, методов регулирования естественно-монопольных сфер деятельности и т. д.

 

Наряду с реформированием внешних условий необходимо дальнейшее совершенствование деятельности Общества по экономическому обоснованию вариантов перспективного развития добычи газа, минимизации капитальных вложений, более эффективное управление операционными затратами за счет внедрения сервисного обслуживания и активное освобождение от непрофильных видов деятельности.

 

 

 

  • Узнавать новости по rss

    Подписаться Подписаться на новости
  • Дополнительно о других моторных топливах

    Поиск


    Ключи

    Ваше мнение!

    Защита газопроводов откоррозии

    Какая защита от коррозии газопроводов эффективнее

    активная
    пассивная


    Результаты опроса

    Статистика

    fuel.megapaskal.ru/fuel-gas