Состояние и перспективы развития газа в Казахстане

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Газовая промышленность Казахстана стала развиваться относительно недавно, в 70-е годы прошлого столетия. Конечно, среди других крупных отраслей топливно-энергетического комплекса - угольной, нефтяной, электроэнергетики, имеющих более чем столетнюю историю, она представляется довольно юным организмом. Но даже сейчас, в условиях кризиса, отрасль демонстрирует гибкость и умение находить зоны стабильности и ниши роста. На природный газ возлагаются большие надежды, как на наиболее дешевое высокоэкологичное топливо в период подготовки к переходу на более широкое использование альтернативных нетрадиционных видов электроэнергии (ветра, солнца, внутреннего тепла земли).

Благодаря высоким потребительским свойствам, низким издержкам добычи и транспортировки, широкой гамме применения во многих сферах человеческой деятельности, природный газ занимает особое место в топливно-энергетической и сырьевой базе. В этой связи наращивание его запасов и потребления идет высокими темпами. Природный газ, являясь одним из наиболее высокоэкономичных источников топливно-энергетических ресурсов, обладает высокой естественной производительностью труда, что способствует широкому использованию его во многих отраслях народного хозяйства. Благоприятные естественные предпосылки природного газа и высокий уровень научно-технического прогресса в его транспортировке во многом обеспечивает ускоренное развитие газодобывающей промышленности. Динамика добычи газа последних лет по республике указывает на устойчивую положительную тенденцию к росту. Газовая промышленность не является чисто монопродуктовой отраслью. Наряду с природным добывается попутный газ (вместе с нефтью на нефтяных месторождениях). Раньше при выходе на поверхность он сжигался, теперь научились газ отводить и использовать его для получения горючего и разных химических продуктов. При использовании газа на электростанциях уменьшаются эксплуатационные расходы, связанные с хранением, приготовлением и потерями топлива и эксплуатацией системы золоудаления, увеличивается межремонтный пробег котлов, не занимаются земли для золоотвалов, снижается расход электроэнергии на собственные нужды, уменьшается количество эксплуатационного персонала, снижаются капитальные затраты.

1.Состояние и перспективы развития добычи газа в РК

Доля Республики Казахстан в общемировых запасах газа, по статистическим данным, составляет порядка 1,1%, в мировом рейтинге по запасам газа республика занимает 15 место.

Разведанные запасы природного газа, с учетом новых открытых месторождений на Каспийском шельфе, и утвержденные Государственной комиссией по запасам, составляют 3,7 трлн. куб.м, в том числе: растворенного газа - 2,4 трлн. куб м, и свободного газа - 1,3 трлн. куб.м., потенциальные и прогнозные ресурсы по газу достигают 6-8 трлн. куб.м, что связано с активным освоением казахстанского шельфа Каспия.

Тем не менее, в общемировом объеме добычи природного газа доля Казахстана составляет всего 0,9%. Кроме того, значительный объем добываемого газа в республике приходится на нефтегазоконденсатное месторождение Карачаганак, доля которого составляет более 45%.

Следует отметить, что практически все наиболее крупные нефтегазовые месторождения республики имеют в составе добываемой нефти растворенный газ с повышенным содержанием сероводорода и других сернистых соединений. Поэтому одной из основных проблем развития газовой промышленности является необходимость очистки добываемой нефти и газа от сернистых соединений с последующей утилизацией получаемой серы и доведения ее до товарного состояния.

Доля попутного нефтяного газа достигает 50% и продолжает увеличиваться, поэтому компании предпринимают меры по обратной закачке газа в продуктивные пласты месторождений для поддержания давления и повышения эффективности извлечения жидких компонентов углеводородного сырья.

Особенностью разведанных запасов газа в республике является то, что практически на всех месторождениях добыча газа ведется попутно с добычей нефти и газового конденсата.

Запасы свободного газа промышленных категорий разведаны на более чем 70 газовых, газоконденсатных и нефтегазовых месторождениях. В разработке находится около 30 месторождений, с которыми связано 86%начальных запасов газа промышленных категорий.

При этом следует отметить, что добыча газа составляет всего 5% от начальных извлекаемых запасов газа по разрабатываемым месторождениям.

Доля природного газа в топливно-энергетическом балансе Казахстана составляет свыше 16%. В качестве исходного топлива природный газ обеспечивает выработку около 30% электроэнергии.

Основная часть газовых ресурсов в Казахстане сосредоточена на крупных разрабатываемых или подготовленных к разработке месторождениях, в том числе нефтяных - Тенгизское, Кашаган, Королевское (Атырауская область), газоконденсатных - Карачаганак (Западно-Казахстанская область), Жанажол, Урихтау (Актюбинская область) и других.

Отличительная особенность прогнозируемых ресурсов газа заключается в том, что они в основном располагаются в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины, и характеризуются сложностью извлечения, прежде всего, из-за больших глубин (более 5 тысяч метров), многокомпонентностью состава и повышенным содержанием сероводородных соединений.

В то же время месторождения, расположенные на небольших глубинах и не содержащие сернистые соединения, имеют сравнительно небольшие запасы газа, что особенно важно для локальной газификации местных территорий.

Если сравнивать запасы газа в региональном разрезе, то значительная часть ресурсов природного газа сосредоточена в Атырауской области - примерно 43%, затем в Мангистауской - 29%, далее в Западно-Казахстанской- 19% и в Актюбинской области - 5%.

В таблице 1 приведены основные углеводородные месторождения природного газа, запасы в которых превышают 0,5% от государственных запасов. Вместе с тем, основная доля запасов природного газа около 65% приходится на месторождения Тенгизское и Карачаганак.

2.Динамика производства природного газа

Как показывает анализ, объем производства газа в Казахстане ежегодно растет.

Так, если в 2001 году нефтегазодобывающими предприятиями было добыто 5,46 млрд. куб. м газа (в том числе свободного - 4,95 млрд. куб.м, нефтяного попутного газа - 0,51 млрд. куб. м), то в 2009 году производство природного газа (валовой выпуск) достигло 35,94 млрд. куб.м (109,3% к 2008 году).

Динамика производства природного газа в натуральном выражении в Республике Казахстан за период 2001-2010 годы показана в таблице 2.

По прогнозным данным, в 2010 году объем газодобычи возрастет до 35 млрд. куб.м, к 2015 году - до 45-50 млрд. кубометров.

По предварительной оценке Национальной компании «КазМунайГаз» объем добычи природного газа к 2020 году увеличится до 114 млрд. куб.м, товарного газа - до 30 млрд.куб.м. Вместе с тем согласно прогнозным данным ожидается, что потребление газа в Казахстане возрастет до 18,7 млрд.куб.м. к 2020 году.

Наиболее крупными предприятиями по добыче природного газа являются: Karachaganak Petroleum Operating B.V., KPO (48%), СП ТОО «Тенгизшевройл» (24,4%), АО «СНПС-Актобемунайгаз» (9,8%), Толкыннефтегаз (4,2%), АО «Разведка Добыча «КазмунайГаз» (3,7%), СП «Казгермунай» (1,9%), АО «Мангистаумунайгаз» (1,3%) и АО «Амангельды Газ» (1,1%), в скобках указана доля компании в добыче природного газа.

Дальнейший рост объемов газодобычи будет во многом зависеть от разработки крупнейшего Карачаганакского месторождения, эксплуатируемого Karachaganak Petroleum Operating.

На первом этапе развития этого проекта, реализованного в 1995-1997годы, объем инвестирования составил 160 млн. долларов США. В 1998-2000 годах компании-участники консорциума (BG, Chevron, Eni и Лукойл)проинвестировали строительство производственных объектов в объеме 4 млрд. долларов США.

В рамках реализации третьего этапа разработки Карачаганакского месторождения предусматривается ввод в эксплуатацию дополнительных производственных мощностей непосредственно на месторождении. Однако реализация газового проекта вначале была перенесена на 2005 год, затем на 2008 год. Оказывается, что более выгодным является переработка добываемого газа на Оренбургском газоперерабатывающем заводе, вместо того чтобы инвестировать свыше 1,3 млрд. долларов США на строительство ГПЗ непосредственно на месторождении.

Совместное предприятие ТОО «Тенгизшевройл», партнерами которого являются Chevron (50%), "КазМунайГаз" (20%), ExxonMobil (25%), Lukarko (5%), увеличило газовый потенциал за счет реализации масштабного проекта расширения - завода второго поколения и закачки сырого газа, что позволило удвоить производственную мощность Тенгиза.

АО "CNPC-Актобемунайгаз", контрольным пакетом которого владеет Китайская национальная нефтяная корпорация (CNPC), разрабатывающее месторождения «Кенкияк» и «Жанажол», запланировало в 2009 году подготовить на Жанажолском нефтегазоперерабатывающем комплексе свыше 3 млрд. 553 млн. куб. м газа против 2 млрд. 970 млн. 197 тыс. кубометров в 2008 году.

В настоящее время продолжается разработка Амангельдинской группы месторождений, расположенной в Жамбылской области. Эта группа месторождений была введена в опытно-промышленную эксплуатацию в 2002 году, а в промышленную разработку - только в 2008 году. В настоящее время в эксплуатации этого месторождения, имеющего важное социально-экономическое значение для Южного региона, находятся 25 добывающих скважин.

В 2009 году показатели добычи газа на Амангельдинском месторождении составили 345 млн. куб. м природного газа и 25,7 тыс. тонн газоконденсата.

В соответствии с контрактом между Министерством нефти и газа РК и НК "КазМунайГаз" предусматривается проведение разведки и добычи сырья на месторождении «Урихтау».. Для детального изучения геологического строения этого месторождения планируется провести сейсморазведочные 3D- работы и строительство 5 поисково-разведочных скважин. Добычу газа планируется начать в 2016 год в объеме 1,5-2 млрд. куб.м ежегодно.

Перспективным является также Имашевское месторождение, которое расположено восточнее Астраханского газоконденсатного месторождения, через которое проходит линия государственной границы между Российской Федерацией и Республикой Казахстан. Сейчас на стадии согласования находится проект Соглашения между Правительствами РК и РФ о совместном геологическом изучении и разведке данного месторождения. Соответствующее соглашение будет подписано после завершения геологического изучения и разведки месторождения, постановки запасов полезных ископаемых на государственный баланс каждой из стран, а также определения экономической целесообразности его освоения.

Газпром поддержал предложение КазМунайГаза о назначении совместного казахстанско-российского предприятия "КазРосГаз" единым оператором по совместной разработке Имашевского месторождения.

В акватории Каспия помимо Кашагана перспективной считается структура Центральная, расположенная на границе между Россией и Казахстаном в пределах российского сектора Каспия.

В конце мая 2008 года «ЦентрКаспнефтегаз", созданный Лукойлом и Газпромом на паритетной основе, открыл здесь новое крупное нефтегазоконденсатное месторождение. Ожидается, что запасы этого месторождения составят около 2 млрд. баррелей нефтяного эквивалента, из которых 45% - приходятся на газ, остальные 55% - на жидкие углеводороды.

19 декабря 2008 года президенты РФ и РК совместным заявлением утвердили План совместных действий двух стран на 2009-2010 годы. В связи с этим ведется комплекс подготовительных мероприятий по созданию СП между ЦентрКаспнефтегазом и КазМунайГазом и осуществляется подготовка к подписанию Соглашение о разделе продукции при пользовании месторождения Центральное.

Добыча природного газа в Казахстане ведется в Актюбинской, Атырауской, Западно-Казахстанской, Кызылординской и Мангистауской областях. Основная доля производства приходится на предприятия Западно-Казахстанской и Атырауской областей. Значительную часть объема добываемого газа составляет попутный газ, на долю которого риходится около 50% валовой добычи.

Добыча природного газа (валовой выпуск) в разрезе областей Казахстана, ранжированная по убыванию, показана в таблице 2.

3. Производственные мощности

В республике действуют три газоперерабатывающих завода (ГПЗ): Казахский ГПЗ, Тенгизский ГПЗ и Жанажольский ГПЗ с общей проектной мощностью по переработке 6,85 млрд.куб.м газа в год. Однако производственные мощности действующих заводов не обеспечивают полной переработки добываемого в стране газа.

Казахский газоперерабатывающий завод, расположенный в г. Жанаозень Мангистауской области, был построен для утилизации попутного газа месторождений Мангышлака и для обеспечения сырьем завода пластмасс в Актау.

Завод предназначен для переработки попутного газа с местных прилегающих нефтяных месторождений: Узень Восточный, Тенге, Западное, Жетыбай Южный, Тасбулат, Актас, Нормаул Восточный и другие. Проектная мощность ГПЗ составляет 2,9 млрд.куб.м газа в год. В 1979 году завод был модернизирован с целью обеспечения сырьем нефтехимического завода для производства полиэтилена в г.Актау со строительством трубопровода для транспортировки этана. Тенгизский ГПЗ расположен в районе нефтегазового месторождения «Тенгиз», проектная мощность завода составляет 2,55 млрд.куб.м газа в год. Вместе с тем попутный газ Тенгизского месторождения характеризуется большим содержанием пропан-бутановой фракции и отличается высоким содержанием сероводорода, наличием углекислого газа и сопутствующих компонентов, требующих очистки и дополнительной переработки. Предполагается, что после достижения полной производственной мощности завода около трети добываемого газа будет закачиваться обратно в коллектор, а оставшиеся объемы будут использоваться для выпуска товарного газа, пропана, бутана и серы. Жанажольский ГПЗ первоначально был рассчитан на переработку 710 млн. куб.м газа в год. После реконструкции завода, выполненной компанией «CNPC-Актобемунайгаз», производственная мощность его достигла800 млн. куб.м. газа в год. В сентябре 2003 года был введен в эксплуатацию второй Жанажольский ГПЗ мощностью 1,4 млрд. куб.м природного газа в год, а в 2007 году запущена первая очередь третьего Жанажольского ГПЗ. Завод обеспечит переработку 6 млрд.куб.м газа в год. Запуск в эксплуатацию второй очереди третьего ГПЗ ожидается в конце 2010 года, что значительно увеличит мощность этого завода по переработке природного газа.

4.Транзитный и экспортный потенциал природного газа

Казахстанская газопроводная инфраструктура исторически была ориентирована на транзит, в основном среднеазиатского газа. Поэтому по существующим газопроводам Средняя Азия - Центр, Бухара- Урал, Оренбург-Новопсков транзитный объем составляет около 100 млрд. куб. м газа в год. Действующая схема газопроводов в основном обслуживает транзитные потоки природного газа из Средней Азии в европейскую часть России.

Однако, основываясь на принципах многовекторности поставок углеводородов на внутренние и внешние рынки, Казахстан стремится развивать экономически выгодные маршруты по транзиту и экспортным поставкам природного газа.

Сегодня Казахстан делает большую ставку на газопровод Туркменистан-Узбекистан-Казахстан-Китай с пропускной способностью 30 млрд. куб.м в природного газа в год, который введен в эксплуатацию в декабре 2009 года и является крупнейшим инвестиционным проектом в нефтегазовой отрасли.

Что касается Прикаспийского газопровода, то еще в 2007 году Президенты России, Казахстана и Туркменистана подписали Совместную декларацию, а в дальнейшем правительства трех стран заключили Соглашение о сотрудничестве. В 2008 году «КазМунайГаз», «Газпром» и «Туркменгаз» подписали Соглашение об основных принципах сотрудничества в строительстве Прикаспийского газопровода. Весной 2009 года это соглашение было ратифицировано Парламентом РК. После завершения технической документации, стороны будут готовы приступить к строительству этого важного газопровода.

Сегодня с ростом газового потенциала стран Центральной Азии и Прикаспия усиливается конкуренция среди маршрутных поставок топлива мировым потребителям. Прогнозируется, что к 2015 году основными направлениями экспорта казахстанского природного газа станут Россия и Западная Европа.

Сегодня Евросоюз делает ставку на проект Nabucco, который является символическим примером политической воли ЕС и существует пока только на бумаге. Для Казахстана же главным параметром в выборе экспортных маршрутов является коммерческая составляющая и ресурсное обеспечение.

Следует отметить, что в план развития КазМунайгаза на 2010-2014 годы вошли проекты диверсификации нефтегазотранспортной инфраструктуры, в том числе строительство магистрального газопровода Бейнеу-Бозой-Акбулак, формирование Казахстанской Каспийской системы транспортировки нефти и расширение КТК.

Что касается инвестиций, то в мае 2006 года АО «КазТрансГаз» инвестировало в ООО «КазТрансГаз-Тбилиси» более 100 млн. долларов США. Основная часть этих инвестиционных ресурсов была направлена на модернизацию и ремонт газораспределительной системы Тбилиси, приобретение и установку приборов учета газа, что позволило снизить потери природного газа с 60 до 20%.

Однако, несмотря на улучшение производственных показателей у «КазТрансГаз-Тбилиси» образовалась задолженность перед «Корпорацией нефти и газа Грузии» за поставленный газ. Главной причиной задолженности явилось несоблюдение государственными органами Грузии договоренностей в части повышения тарифов для «КазТрансГаз-Тбилиси» и содействия в снижении покупной цены на природный газ.

Объем транспортировки природного газа по магистральным газопроводам АО «Интергаз Центральная Азия» за январь-октябрь 2010 года составил 81 773 млрд. куб. м., что на 10,6% превысило аналогичный показатель 2009 года.

Тем не менее, рынки казахстанского экспорта являются традиционными и не оказывают существенного влияния на мировые товарные рынки природного газа. Природный газ Казахстана экспортируется в основном вРоссию (51,4%), Украину (48,3%) и Германию (0,2%). Приоритетными рынками сбыта природного газа на перспективу являются китайские и иранские направления.

Основной объем импортируемого газа в Казахстан поставляется из Узбекистана (42,8%), Туркменистана (29%) и России (28,2%).

5. Оценка развития газовой промышленности

газ природный завод инфраструктура

Газовая промышленность Казахстана сегодня представляет собой больше территориально разобщенную совокупность отдельных технологических звеньев, чем хорошо сбалансированную отраслевую систему.

Следует подчеркнуть, что не в полной мере осуществляется переработка добываемого природного газа, а производственные мощности газоперерабатывающих заводов загружены на 70%. Кроме того, отсутствует возможность перераспределения газа с месторождений, где ведется его добыча, в регионы основного потребления в целях удовлетворения потребностей республики за счет собственных ресурсов.

В среднесрочной перспективе необходимо расширение действующих и строительство новых газоперерабатывающих заводов с одновременным сооружением специальных установок по очистке газа. В долгосрочной перспективе планируется увеличение доли природного газа в общей структуре топливно-энергетических ресурсов как экологически чистого вида топлива.

Уровень газификации населения является не достаточным. Так, в Мангистауской области уровень газификации составляет 91%, Западно-Казахстанской - 67%, Актюбинской - 58,3%, Атырауской - 56%, в г.Алматы - 81% , Жамбылской - 24% , Южно-Казахстанской - 41,5% , г. Кызылорда - 44,5%, Костанайской - 16%, Алматинской - 5,7%.

Направления сбыта казахстанского природного газа в течение последних лет не меняются - это, в первую очередь, внутренний рынок и рынки стран СНГ. В структуре потребления доля газа, используемого для обеспечения предприятий и населения, составляет порядка 50%, на преобразование в другие виды энергии уходит около 40%.

Серьезным препятствием расширения экспорта и обеспеченности внутреннего рынка природным газом является недостаточный уровень развития разветвленной системы магистральных газопроводов.

Динамика внутренних цен на природный газ в 2002-2009 годы показывала устойчивую тенденцию к росту, вызванная увеличением объема его потребления и ростом цен газ на мировых товарных рынках. При этом цены приобретения природного газа превышали уровень цен производства более чем 3 раза.

В целом экономическое состояние газовой промышленности характеризуется стабильностью, имеющей тенденцию к росту, при этом многие показатели отрасли взаимно коррелируются с показателями по добыче сырой нефти.

Повышение экологических требований к добыче и разработке нефтегазовых месторождений потребует более высоких затрат на утилизацию и отчистку газа, а также проведения природоохранных мероприятий в процессе переработки природного газа.

Необходимо отметить также структурное различие в цене реализации нефти и природного газа. В отличие от жидкой нефти, для природного газа весь путь от месторождения до потребителя требует более тщательной герметизации или низкотемпературного сжижения. В результате транспортные издержки в цене газа составляют до 2/3 его стоимости, в то время как для нефти этот показатель достигает уровня ј.

Если ранее соотношение мировых цен на нефть и газ показывало устойчивое превышение цен на нефть над ценами по природному газу причем за длительный период, то сегодня ситуация меняется. Сопоставление ценового уровня британской тепловой единицы в нефти и газе за период с 1998 по 2008 год показывает, что с 2003 года нефть имела более дорогостоящую теплотворность, нежели природный газ. Тогда как сжиженный природный газ, начиная с 2006 года, является наиболее дешевым из сопоставляемых видов топлива. Несмотря на то, что в 2008 году цена сжиженного газа приблизилась к цене газообразного продукта, а в 2009 году превысила ее.

Размещено на Allbest.ru