Трубопроводный транспорт в Сибири

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство науки и высшего образования Российской федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

Иркутский национальный исследовательский технический университет

Институт экономики, управления и права

Кафедра экономики и цифровых бизнес-технологий

Экономика и управление нефтегазовым производством

Трубопроводный транспорт в Сибири

Выполнил студент А.Ю. Ган

Иркутск 2023 г.



Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

Иркутский национальный исследовательский технический университет

Институт экономики, управления и права

Кафедра экономики и цифровых бизнес-технологий наименование кафедры

Задание на курсовую работу

По дисциплине	"Экономика и управление нефтегазовым производством"
Студентке	ЭМЭНмз-22-1		Ган А.Ю.
Тема курсовой работы	"Экономика трубопроводного транспорта Сибири"
Исходные данные:	1. Браева Т.С. Логистические аспекты
транспортировки грузов трубопроводным видом транспорта. Изд-во СамНЦ
РАН, 2019. - С. 187-192.
Рекомендуемая литература:
1. Топливно-энергетический комплекс Байкальского региона: современное
состояние, перспективы развития: монография / Г.В. Агафонов [и др.]; под ред. Б.
Г. Санеева, 2015. - 172 с.
2. Управленческая экономика: учебник и практикум для бакалавриата и



План

Введение

1. Теоретические основы функционирования трубопроводного транспорта Сибири

1.1 Особенности развития нефтепроводного транспорта в России

1.2 Особенности развития газопроводного транспорта в России

1.3 Преимущества и недостатки трубопроводного транспорта России

2. Анализ основных показателей реализации трубопроводного транспорта Сибири

2.1 Характеристика действующих и перспективных проектов в сфере трубопроводного транспорта с Сибири

2.2 Анализ достигнутых показателей реализации трубопроводного транспорта в Сибири в 20-21 годы

2.3 Проблемы функционирования трубопроводного транспорта России и Сибири в условиях санкций

Заключение

Список используемых источников



Введение

Трубопроводный транспорт - вид транспорта, осуществляющий передачу на расстояние жидких, газообразных или твёрдых продуктов по трубопроводам. Трубопроводный транспорт предназначен главным образом для транспортировки газа (Газопроводный транспорт), нефти (Нефтепроводный транспорт), твёрдых материалов (Гидравлический транспорт, Пневматический транспорт). Трубопроводный транспорт России имеет более чем вековую историю. У истоков создания трубопроводного транспорта был Д.И. Менделеев, считавший, что только строительство трубопроводов обеспечит надежную основу развития нефтяной промышленности и выведет российскую нефть на мировой рынок. В России преобладают трубопроводы большого диаметра и большой протяженности в широтном направлении. транспорт трубопроводный сибирь

Актуальность данной темы заключается в том, что Россия является одним из крупнейших экспортёров нефти и газа в мире, а значит, по ее территории проходит немало магистральных трубопроводов.

Целью данной работы является характеристика трубопроводного транспорта России, а также определение особенностей его развития.

Для достижения цели были поставлены следующие задачи:

ѕ рассмотрение особенностей развития нефтепроводного транспорта в России;

ѕ рассмотрение особенностей развития газопроводного транспорта в России;

ѕ изучение преимуществ и недостатков трубопроводного транспорта в России;

ѕ анализ основных показателей реализации трубопроводного транспорта России.



1. Теоретические основы функционирования трубопроводного транспорта Сибири

1.1 Особенности развития нефтепроводного транспорта в России

В развитии нефтепроводного транспорта нефти России так же, как и в развитии нефтяной промышленности, можно выделить 5 периодов: дореволюционный, довоенный, военный, до распада СССР и современный.

Дореволюционный период:

Первый нефтепровод диаметром 76 мм и длиной 9 км был построен в России для "Товарищества братьев Нобель" по проекту и под руководством В.Г. Шухова в 1878 г. Он служил для перекачки 1300 т нефти в сутки с Балаханских промыслов на нефтеперерабатывающий завод в Черном городе (район Баку).

Второй нефтепровод такого же диаметра, но длиной 12, 9 км был построен под руководством Шухова там же в 1879 г. для фирмы Г.М. Лианозова.

Преимущества трубопроводного транспорта (высокая производительность, непрерывность работы, высокая степень механизации и др.) оказались столь очевидными, что и другие нефтепромышленники последовали примеру Нобелей и Лианозова. В результате к 1883 г. общая длина нефтепроводов в районе Баку достигла 96 км, а к 1895 г.-317 км.

Следует подчеркнуть, что хотя в США нефтепроводы начали прокладывать несколько раньше, чем в России, но именно в нашей стране В.Г. Шуховым были заложены научные основы расчета и проектирования трубопроводов. Его классический труд "Трубопроводы и их применение в нефтяной промышленности", изданный в 1881 г., и в наши дни не потерял своего значения.

В последующем были сооружены следующие нефтепроводы:

ѕ в 1911 году (для майкопской нефти) от станицы Ширванской до Екатеринодара (ныне Краснодар), протяженностью 110 км;

ѕ в 1912 году от Ширванской до Туапсе (103 км);

ѕ в 1914 году от Петровска (ныне Махачкала) до Грозного (165 км) и от Доссора на Эмбе до порта Большая Ракуша (96 км).

Общая протяженность нефтепроводов в дореволюционной России составляла около 500 км.

Период до Великой Отечественной войны:

В период с 1917 по 1927 г. магистральные нефтепроводы в нашей стране не строились, так как все усилия были направлены на восстановление нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, разрушенных в ходе гражданской войны. Тем не менее, за это время было построено и введено в действие около 600 км нефтепроводов местного значения - внутрипромысловых, межпромысловых и подводящих к НПЗ.

К середине 20-х годов железные дороги в основных нефтедобывающих регионах (Баку, Грозный, Майкоп) оказались перегружены. Это дало толчок проектированию и строительству новых нефтепроводов.

В 1928 г. вступил в действие нефтепровод Грозный-Туапсе диаметром 250 мм и протяженностью 618 км, с семью перекачивающими станциями. По нему нефть с грозненских нефтепромыслов стала поступать в черноморский город-порт, откуда морским транспортом вывозилась в другие районы страны и на экспорт.

В 1930 г. был введен в эксплуатацию нефтепровод Баку-Батуми диаметром 250 мм, протяженностью 832 км, с тринадцатью перекачивающими станциями. Он был проложен параллельно работающему с 1906 г. керосинопроводу, который с 1927 г. стал использоваться для перекачки нефти.

В течение 1932-35 гг. был построен нефтепровод Гурьев-Орск диаметром 300 мм, протяженностью 709 км, с семью перекачивающими станциями. Для своего времени это был самый мощный нефтепровод в Европе. Он предназначался для транспортирования нефти с Эмбинских нефтепромыслов на Орский НПЗ.

После того как в мае 1932 г. вблизи с. Ишимбаево была открыта нефть, ее первоначально вывозили в Уфу на НПЗ баржами по р. Белой. Когда же добыча нефти резко возросла в 1936-1937 г. был построен нефтепровод Ишимбай-Уфа диаметром 300 мм и протяженностью 166 км с одной (головной) перекачивающей станцией.

Кроме того в довоенный период были построены нефтепроводы Махачкала-Грозный, Косчагыл-станция № 3 нефтепровода Гурьев-Орск, Малгобек-Грозный и другие. Общая протяженность нефтепроводов в нашей стране составила около 3600 км.

Период Великой Отечественной войны:

В годы Великой Отечественной войны, когда угольный Донбасс был оккупирован, а нефть Кавказа отрезана линией фронта, снабжение страны топливом резко ухудшилось. Поэтому, несмотря на крайнюю ограниченность в средствах, принимались все возможные меры для улучшения сложившегося положения.

В этот период были построены нефтепроводы Зольное-Сызрань протяженностью 134 км, Оха-Софийск протяженностью 387 км и диаметром 325 мм, а также ряд промысловых трубопроводов.

Период до распада СССР:

После окончания Великой Отечественной войны до начала 50-х годов строительство нефтепроводов велось в очень ограниченных масштабах. В частности, в 1946 г. был продлен до Комсомольска-на-Амуре нефтепровод Оха-Софийск.

В последующем, до середины 60-х годов нефтепроводы строились, в основном, в Урало-Поволжье и Закавказье. В этот период, например, были построены трансконтинентальные нефтепроводы Туймазы-Омск (впервые применены трубы диаметром 530 мм), Туй-мазы-Омск-Новосибирск-Иркутск диаметром 720 мм и длиной 3662 км, нефтепроводы Альметьевск-Горький (первая нитка), Альметьевск-Пермь, Ишимбай-Орск, Горький-Рязань, Тихорецк-Туапсе, Рязань-Москва и ряд других. Необходимо отметить, что в 1955 г. был введен в эксплуатацию первый "горячий" нефтепровод Озек-Суат-Грозный диаметром 325 мм и протяженностью 144 км; по нему впервые в нашей стране стали перекачивать нефть после предварительного подогрева.

В 1964 г. был пущен крупнейший в мире по протяженности (5500 км вместе с ответвлениями) трансевропейский нефтепровод "Дружба", соединивший месторождения нефти в Татарии и Куйбышевской области с восточно-европейскими странами (Чехия, Словакия, Венгрия, Польша, Германия).

Открытие крупнейших месторождений нефти в Западной Сибири в корне изменило приоритеты трубопроводного строительства. Транспортировка нефти из данного региона до существовавших промышленных центров была крайне затруднена. Расстояние от месторождений до ближайшей железнодорожной станции составляло более 700 км. Единственная транспортная магистраль - реки Обь и Иртыш - судоходны не более 6 месяцев в году. Обеспечить транспортировку все возрастающих объемов нефти мог только трубопроводный транспорт.

В декабре 1965 г. было завершено строительство и введен в эксплуатацию первый в Сибири нефтепровод Шаим-Тюмень диаметром 529-720 мм и протяженностью 410км. В ноябре 1965 г. начато и в октябре 1967 г. завершено строительство нефтепровода Усть-Балык-Омск диаметром 1020 мм и протяженностью 964 км (в США трубопроводов такого диаметра еще не было). Осенью 1967 г. начато и в апреле 1969 г. завершено строительство нефтепровода Нижневартовск-Усть-Балык диаметром 720 мм и протяженностью 252 км. В последующие годы на базе западно-сибирских месторождений были построены трансконтинентальные нефтепроводы Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск (1973 г.), Александровское-Анжеро-Судженск-Красноярск-Иркутск (1973 г.), Нижневартовск-Курган-Куйбышев (1976 г.), Сургут-Горький-Полоцк (1979-81 гг.) и ряд других.

Продолжалось строительство нефтепроводов и в других регионах. В 1961 г. на месторождениях Узень и Жетыбай (Южный Мангышлак) были получены первые фонтаны нефти, а уже в апреле 1966 г. вступил в строй нефтепровод Узень-Шевченко длиной 141, 6 км. В дальнейшем он был продлен до Гурьева (1969 г.), а затем до Куйбышева (1971 г.). Ввод в эксплуатацию нефтепровода Узень-Гурьев-Куйбышев диаметром 1020 мм и протяженностью около 1500 км позволил решить проблему транспорта высоковязкой и высокозастывающей нефти Мангышлака. Для этого была выбрана технология перекачки с предварительным подогревом в специальных печах. Нефтепровод Узень-Гурьев-Куйбышев стал крупнейшим "горячим" трубопроводом мира.

Были продлены нефтепроводы Альметьевск-Горький и Туймазы-Омск-Новосибирск на участках соответственно Горький-Ярославль-Кириши и Новосибирск-Красноярск-Иркутск.

На других направлениях в 1971-1975 гг. были построены нефтепроводы Уса-Ухта-Ярославль-Москва, Куйбышев-Тихорецкая-Новороссийск и др., в 1976-80 гг. - нефтепроводы Куйбышев-Лисичанск-Одесса, Холмогоры-Сургут, Омск-Павлодар и др., в 1981-85 гг. - нефтепроводы Холмогоры-Пермь-Альметьевск-Клин, Кенкияк-Орск, Красноленинский-Шаим, Тюмень-Юргамыш и др.

На момент распада СССР общая протяженность сети магистральных нефтепроводов составляла свыше 70 тыс. км. Координацией и оптимизацией их работы занималось Главное управление по транспорту и поставкам нефти (Главтранснефть). В состав Главтрансиефти входили 16 управлений магистральными нефтепроводами, специализированное управление пусконаладочных работ, дирекция по строительству трубопроводов, экспедиционный отряд подводно-технических работ и другие подразделения.

Современное состояние:

Современное состояние системы нефтепроводного транспорта России сложилось, с одной стороны, в ходе ее постепенного развития на протяжении последних 50-ти лет, а с другой, в результате разделения единой системы нефтеснабжения на национальные подсистемы при распаде СССР.

Первоначальный, достаточно длительный период, когда нефтепереработка была сосредоточена в районах добычи нефти, закончился в начале 60-х годов. Его итогами были, как правило, локальные сети нефтеснабжения Волго-Уральского региона, сформированные нефтепроводами диаметром до 500 мм и небольшой протяженности, а также первый экспортный нефтепровод "Дружба -I".

С момента открытия и начала разработки нефтяных месторождений Западной Сибири основной концепцией стало размещение нефтепереработки в местах массового потребления нефтепродуктов, отдаленных от мест добычи на тысячи километров. Такая стратегия потребовала сооружения сверхдальних нефтепроводов диаметром 1020-1220 мм, которые в основном определяют нынешний облик нефтепроводного транспорта России и стран СНГ.

После распада СССР в остальных странах оказались локальные нефтепроводы, либо транзиты, обслуживающие Россию.

1.2 Особенности развития газопроводного транспорта в России

Система, доставляющая это сырье, считается самой молодой. Следует отметить, что трубопроводный транспорт является единственно возможным для отправки этого материала потребителям. Первые магистрали были сооружены в годы Великой Отечественной. В качестве оператора газопроводной системы выступает госкомпания "Газпром". Это предприятие считается крупнейшим не только в РФ, но и в мире. Компания "Газпром" обладает эксклюзивным правом на экспорт отечественного газа. Протяженность магистрали составляет больше 160 тыс. км.

Крупнейшие системы газопроводного транспорта РФ можно подразделить на 4 основные магистрали:

Газопровод от Саратова до Москвы. Его строительство началось в годы ВОВ, а в строй он вступил в 1946-м. Это первая магистраль в стране, задействованная для доставки газа. Протяженность системы - 843 км. В магистрали используются трубы с диаметром 325 мм. Магистраль проходит по Московской, Рязанской, Тамбовской, Пензенской и Саратовской областям.

Система "Уренгой - Помары - Ужгород". Это первая советская экспортная газопроводная магистраль. Система соединяет месторождения на севере Западной Сибири и на Западе Украины. Затем сырье доставляется конечным потребителям в Европе. Магистраль пересекает границу РФ с Украиной севернее г. Сумы.

Экспортная система "Ямал - Европа". Эта магистраль соединяет месторождения в Западной Сибири с потребителями в Европе. Она проходит по территории Польши и Белоруссии.

Система "Голубой поток". Эта магистраль соединяет Турцию и Россию и проходит по Черному морю. Ее общая протяженность - 1213 км. В ее числе:

Сухопутный участок, расположенный на российской территории от г. Изобильный (Ставропольский кр.) до с. Архипо-Осиповка (Краснодарский кр.). Его длина 373 км.

Морской участок от с. Архипо-Осиповка до расположенного в 60-ти км от турецкого города Самсун терминала "Дурусу". Его длина - 396 км.

Сухопутный участок от г. Самсун до г. Анкара, расположенный на турецкой стороне. Его протяженность - 444 км.

1.3 Преимущества и недостатки трубопроводного транспорта России

Трубопроводный транспорт по сравнению с другими видами транспорта обладает ценнейшими преимуществами, основными из них являются:

ѕ наиболее низкая себестоимость перекачки;

ѕ небольшие удельные капитальные вложения на единицу транспортируемого груза и быстрая окупаемость затрат при строительстве трубопроводов;

ѕ возможность прокладки трубопровода в любом направлении и на любое расстояние - это кратчайший путь между начальным и конечным пунктами;

ѕ бесперебойная поставка в течение года, практически не зависящая от климатических условий;

ѕ наибольшая степень автоматизации;

ѕ высокая надежность и простота эксплуатации;

ѕ сравнительно короткие сроки строительства;

ѕ разгрузка традиционных видов транспорта.

Трубопроводный транспорт имеет и ряд недостатков, в определенной мере снижающих экономическую эффективность и сдерживающих темпы роста трубопроводного строительства, к ним следует отнести:

ѕ крупные единовременные капитальные вложения в строительство, поскольку для ввода в эксплуатацию необходимо проложить весь трубопровод;

ѕ определенные ограничения на количество сортов (типов, марок) энергоносителей, транспортируемых по одному трубопроводу;

ѕ "жесткость" трассы трубопровода, вследствие чего для организации снабжения энергоносителями новых потребителей нужны дополнительные капиталовложения.



2. Анализ основных показателей реализации трубопроводного транспорта Сибири

2.1 Характеристика действующих и перспективных проектов в сфере трубопроводного транспорта с Сибири

Подавляющее большинство трубопроводов России перинадлежат двум компаниям, которые являются монополиями: ПАО "Транснефть" и ПАО "Газпром". Общая протяженность магистральных трубопроводов "Транснефти" по состоянию на конец 2022 г составила более 68 тысяч км, "Газпрома" - более 172 тысяч км.

За последние десятилетия эти компании реализовывали новые проекты как в Сибири так и на европейской части России. При этом доля трубопроводов, сооружаемых в Сибири, составляет все большее значение. Последними реализованными проектами здесь стали главным образом, нефтепроводы первой и второй очереди трубопроводной системы "Восточная Сибирь - Тихий Океан" (ВСТО), целью которой является транспортирование нефти одноименной марки на российские нефтеперерабатывающие заводы и на экспорт. Первая очередь ВСТО начала перекачку нефти от нефтеперекачивающей станции (НПС) "Тайшет" до НПС "Сковородино" в 2009 году. Затем в 2012 году был введен в эксплуатацию нефтепровод второй очереди, транспортирующий нефть от Сковородино до нефтеналивного порта "Козьмино". Также для подключения в системе трубопроводного транспорта месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа и Красноярского края в 2016 году были построены нефтепроводы "Заполярье-Пурпе" и "Куюмба-Тайшет".

Значительная часть реализованных за последние годы проектов по строительству газопроводов направлена на транспортировку гоза в западном направлении. В частности, газопроводы "Бованенково-Ухта" и "Бованенково-Ухта-2" были введены в эксплуатацию в 2012 и 2017 годах соответственно. Газ по ним транспортируется с месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа в единую газотранспортную систему России. В 2019 году был открыт газопровод "Сила Сибири", газ по которому перекачивается с Чаядинского до Ковыктинского месторождений в целях экспорта.

Среди проектов, находящихся на стадии реализации в настоящее время, присутствует строительство газопровода "Сила Сибири 2".

"Газпром" запланировал строительство нового магистрального газопровода (МГП) "Сила Сибири - 2". Первые разговоры об этом начали появляться еще в 2020 году. Подтверждала эти сведения значительная разгрузка газопровода "Сила Сибири - 1".

Известно, что газовый ресурс будет черпаться из месторождения Ямала и Надым-Пур-Тазовского региона в ЯНАО, Ковыктинского месторождения и газоносных провинций Красноярского края, сообщает РИА Новости.

Изначально ожидалось, что новая трубная трасса пройдет по кратчайшему пути через путь Барнаул - Бийск - Горно-Алтайск. Однако позднее стало ясно, что этот маршрут будет стоить дороже из-за технико-экономических обоснований. В результате утвердили путь через Томск, Красноярск, Иркутск, в обход Байкала, южнее Монголии и до Улан-Батора. Быстрее всего подсчет стоимости проекта провели западные аналитики, насчитав 10-13 млрд долларов.

Вопрос строительства нового газопровода недавно обсуждался на Красноярском экономическом форуме (КЭФ-2023). Там обсуждалась возможность возведения промышленного газоотвода от самого МГП. Это позволит газифицировать весь регион и сам Красноярск. Это крайне важный факт, поскольку газа в этой области не хватает, а из-за повсеместного применения угольной генерации часто объявляется так называемый режим черного неба. На реализацию этого проекта заложено 2 млрд кубометров мощности газопровода с допустимым увеличением квоты до 5,2 млрд.

Протяженность монгольского участка составит около 960 км, а проходить он будет вблизи монгольской столицы. Улан-Батор получит не просто транзитную трубу, а полноценный внутренний газопровод "Союз Восток". Соответствующий протокол утверждения проекта еще в начале 2022 года подписали Алексей Миллер и вице-премьер Монголии Сайнбуянгийн Амарсайхан. Это так же позволит Монголии снизить потребление угля и перейти на газ.

Датой окончания строительства "Силы Сибири - 2" объявлен конец 2023 года.

Крупнейшая в мире система магистральных трубопроводов "Дружба", связавшая между собой социалистические страны Совета экономической взаимопомощи, проходит и в Сибири. По этому нефтепроводу также осуществляется поставка нефти в страны дальнего зарубежья. К числу наиболее известных нефтепроводов Сибирского региона относятся:

ѕ "Нижневартовск-Куйбышев";

ѕ "Нижневартовс-Усть-Балык";

ѕ "Усть-Балык-Омск";

ѕ "Усть-Балык-Уфа-Альметьевск";

ѕ "Александровское-Анжеро-Судженск";

ѕ "Сургут-Полоцк".

За последние десять лет было построено несколько новых магистральных трубопроводных сетей, необходимых для формирования альтернативы транзита газа через Прибалтику. Важным проектом по поставке нефти является строительство трубопроводной системы "Восточная Сибирь-Тихий океан", часть которой на отрезке "Тайшет-Сковородино" была введена в эксплуатацию в 2009 году и позволила поставлять нефть к нефтеналивному порту на Дальнем Востоке и нефтеперерабатывающему заводу под Находкой. Сейчас продолжается строительство отвода от основного нефтепровода "Восточная Сибирь-Тихий океан" на КНР под названием "Сковородино-Дацин" и ведутся строительные работы на участке "Унеча-Усть-Луга".

Вся система газопроводов страны объединена между собой в Единую систему газоснабжения России. Она дает возможность обеспечить газом населенные пункты вдоль трассы газопровода, создавать новые рабочие места и приносит доход в бюджет региона. Газопроводы Сибирского региона также включены в Единую систему газоснабжения России, к ним относятся "Ямал-Европа", "Сахалин-Хабаровск-Владивосток", "Бованенково-Ухта", "Ухта-Торжок", "Туймазы-Омск-Ангарск", "Уфа-Новосибирск", "Шаим-Тюмень", "Ухта-Ярославль" и "Алтай". Многие проекты по строительству новых веток газопровода еще не завершены, поэтому на данный момент продолжаются строительные работы, которые позволят соединить месторождения газа в Сибири со странами Востока, в частности с Китаем. Развитие магистральной сети трубопроводов позволяет развивать местную инфраструктуру и улучшить жизнь жителей региона.

Сведения о крупнейших Сибирских нефтепроводов представлены в таблице 2.1:

Таблица 2.1- Крупнейшие нефтепроводы Сибири

Нефтепровод	Диаметр, мм	Длина, км	Год постройки
Туймазы-Омск-Красноярск-Иркутск	720	3662	1959-1964
"Дружба" (первая нитка)	529-1020	5500	1962-1964
"Дружба" (вторая нитка)	529-720	4500	1966
Усть-Балык-Омск	1020	964	1967
Узень-Гурьев-Куйбышев	1020	1750	1971
Уса-Ухта-Ярославль-Москва	720	1853	1975
Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск	1220	2119	1973
Александровское-Анжеро-Судженск-Красноярск-Иркутск	1220	1766	1973
Куйбышев-Тихорецк-Новороссийск	1220	1522	1979
Нижневартовск-Курган-Куйбышев	1220	2150	1976
Сургут-Горький-Полоцк	1020	3250	1979-1981
Холмогоры-Клин	1220	2430	1985
Тангиз-Новороссийск	720	1580	2001

2.2 Анализ достигнутых показателей реализации трубопроводного транспорта в Сибири в 20-21 годы

АО "Транснефть" в 2022 году в рамках реализации программ технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта модернизировало и ввело в эксплуатацию 154 объекта линейной части магистральных нефтепроводов (МН) и нефтеперекачивающих станций (НПС).

С целью повышения надежности системы магистральных нефтепроводов в минувшем году заменены и введены в эксплуатацию 12 участков линейной части МН общей протяженностью 68 км, в том числе выполнена замена почти 3 км коррозионных участков трассы. В местах пересечения с водными преградами заменено 4,7 км линейной части.

В Сибири наибольшими газопроводными путями являются "Сила Сибири" и "Бованенко-Ухта-2", проведем анализ показателей данных путей в таблице 2.2:

Таблица 2.2- Анализ показателей газопроводных путей Сибири

Наименование	Грузооборот, млн т	Темп роста, %	Объем перекачки, млн т	Темп роста, %
	2021 г	2020 г		2021 г	2020 г
Сила Сибири	3,8	2,9	131,03	97	88	110,23
Бованенко-Ухта	2,1	1,7	123,53	75	71	105,63

Из анализа мы видим, что показатели обоих газопроводных путей в отчетном году увеличились по сравнению с прошлым, что говорит о развитии данных потоков.

В нефтяной сфере самыми крупнейшими трубопроводами Сибири считаются "Восточная Сибирь-Тихий океан" и "Тайшет-Сковородино", был проведен так же анализ основных показателей, представленный в таблице 2.3:

Таблица 2.3- Анализ основных показателей нефтепроводных путей Сибири

Наименование	Грузооборот, млн т	Темп роста, %	Объем перекачки, млн т	Темп роста, %
	2021 г	2020 г		2021 г	2020 г
Восточная Сибирь-Тихий океан	4,2	3,9	107,69	91	85	107,06
Тайшет-Сковородино	3,7	2,6	142,31	74	69	107,25

Из анализа вышеприведенных данных мы видим, что темп роста грузооборота и объема перекачки сырья у обоих нефтепроводных путей выше 100%, что говорит нам об увеличении объемов деятельности.

2.3 Проблемы функционирования трубопроводного транспорта России и Сибири в условиях санкций

Начиная с 2014 года российский ТЭК находится под влиянием экономических санкций со стороны США и стран ЕС, при этом нефтегазовая отрасль подверглась наиболее масштабным из них. Так, в 2014 году США и ЕС впервые ввели секторальные санкции, которые коснулись финансового и энергетического секторов, включая поставки технологий и оборудования для добычи нефти на арктическом шельфе, глубоководных месторождениях и в сланцевых проектах. В том же году была инициирована вторая стадия санкций, которая уже распространялась не только на поставки оборудования, но и на предоставление услуг (включая бурение, испытания скважин, а также поставку специализированных плавучих судов для проектов вышеуказанных типов в России), обмен информацией с российскими партнерами, а также на участие западных компаний в наиболее технологичных нефтедобывающих проектах.

Как и США, ЕС наложил ограничения на финансовые сделки с определенными российскими юридическими лицами, работающими в нефтяной, финансовой и оборонной промышленности. В результате крупнейшие нефтегазовые компании России были существенно ограничены в возможности привлечения долгосрочного финансирования одновременно на двух самых развитых финансовых рынках мира - США и ЕС.

Принятие летом 2017 года очередного пакета санкций в отношении российской нефтяной отрасли в сочетании с объективным ухудшением качества российских запасов поставило вопрос о перспективах добычи нефти в России и об устойчивости бюджетных поступлений от отрасли в долгосрочном периоде. Однако российские нефтяные компании сумели адаптироваться к новым условиям и санкционному режиму.

Анализ всего комплекса санкций 2014-2017 годов показывает их высокую кондициональность: важной особенностью этих документов стали очень размытые формулировки, создающие большую вариативность трактовок и применения в зависимости от обстоятельств и степени геополитической конфронтации.

Крупные инвестиции прошлых лет, многочисленные налоговые льготы, а также девальвация рубля не только позволили избежать сокращения добычи, но и обеспечили ее рекордный рост. Так, на фоне введенных против Российской Федерации санкционных ограничений, а также мирового экономического спада, связанного с ограничительными мерами по противодействию пандемии COVID-19, в 2021 году добыча нефти составила 525 млн т, экспорт нефти - 225 млн т, нефтепродуктов - 145 млн т (в эксплуатацию было введено 11 нефтяных месторождений); продолжена модернизация нефтеперерабатывающих заводов.

Несмотря на рост в 2021 году мировых цен на нефть с 40 до 70 долл. за баррель (более чем на 70%), правительством Российской Федерации было обеспечено сдерживание стоимости нефтепродуктов на внутреннем рынке. Динамика цен на бензин и дизельное топливо была на уровне инфляции. Продолжено взаимодействие со странами ОПЕК+, которое позволило обеспечить восстановление и балансировку мирового нефтяного рынка.

С учетом добавившихся в 2022 году беспрецедентных по своему масштабу санкций (в том числе введенного запрета на осуществление новых инвестиций в российский энергетический сектор, запрета на поставки европейского оборудования для энергетической отрасли, запрета на сделки с российскими госкомпаниями из перечня, в который вошли, в частности, крупные российские нефтяные компании) поддержание объемов добычи нефти в России в долгосрочной перспективе становится все более сложной задачей - в первую очередь в связи с ростом трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) и ухудшением качественных характеристик нефти. Представляется, что оно могло бы быть обеспечено за счет: углубленной разработки действующих традиционных нефтяных месторождений с применением методов интенсификации добычи; разработки нетрадиционных запасов нефти на суше; разработки морских месторождений (в том числе на арктическом шельфе). Однако у российских компаний практически отсутствуют свои технологии и оборудование для освоения нетрадиционных и морских запасов, а введенные санкции жестко ограничивают возможности доступа к зарубежным технологиям. Наиболее критическая технология для поддержания объемов российской нефтедобычи - гидроразрыв пласта (далее - ГРП), способная обеспечить поддержание добычи на действующих месторождениях.

Санкции заметно повлияли и на российский рынок нефтесервисных услуг, на котором в 2015 году доля крупнейших западных сервисных компаний составляла 24%. При этом следует отметить, что зарубежные сервисные компании практически монополизировали наиболее его критические сегменты. Так, в сфере интенсификации добычи, главным образом ГРП, около 90% рынка приходится на компании-нерезиденты. На рынке геофизики, где под удар попадет программное обеспечение для интерпретации сейсмических данных, на долю нерезидентов приходится около 50%. Рынок горизонтального бурения также сильно зависит от зарубежного оборудования, при этом чем более высокотехнологичным является сервис, тем выше доля зарубежных компаний. Российские нефтесервисные компании выполняют в основном наиболее простые работы. Более того, велика проблема износа основных фондов, в частности парка бурового оборудования. Средний возраст 60% бурового оборудования оценивается более чем в 20 лет (при нормативном сроке службы в 25 лет). Основная доля буровых установок - импортные запчасти и техническое обслуживание также производятся западными компаниями. Реакцией на введение санкций в 2014-2017 годах стал рост количества сделок по слиянию и поглощению компаний нефтесервиса.

В наибольшей уязвимости от санкций находится оборудование для шельфовых проектов, а также оборудование для увеличения нефтеотдачи пластов, в том числе и ГРП (до 90%). При этом обе технологии являются критическими для нефтедобывающей отрасли России. Первая - залог успешного функционирования нефтяной промышленности в будущем, а вторая - гарантия возможности поддержания добычи на текущих месторождениях в среднесрочном периоде, а также разработки сланцевых формаций. ГРП стал неотъемлемой частью процесса разработки нефтяных месторождений. Он проводится на 50-80% добывающих скважин. Вклад ГРП в достижение конечного значения коэффициента извлечения нефти на новых нефтегазовых месторождениях достигает 80%.

В этой связи особую актуальность приобретает вопрос импортозамещения. Как было отмечено выше, с технологической точки зрения технология ГРП является наиболее критической технологией для поддержания российской нефтедобычи, способной обеспечить поддержание добычи как на действующих, так и на перспективных месторождениях. Более того, разработка и производство собственных ГРП флотов позволит снизить фактическую монополию зарубежных сервисных компаний в этом сегменте.

Следует отметить, что в ноябре 2021 года при поддержке государства был разработан комплекс оборудования для проведения ГРП для освоения трудноизвлекаемых запасов; продолжаются и по другим ключевым технологиям: завершились испытания роторно-управляемой системы для бурения наклонно направленных, горизонтальных и многоствольных скважин; организована работа по замещению оборудования для морской геологоразведки.

Выполнение вышеобозначенных задач требует комплексного подхода как со стороны регуляторов, так и со стороны компаний. Представляется, что регуляторы должны обеспечить прозрачные и преференциальные режимы для данного сегмента. К примеру, снижение налоговых ставок для производства или импорта комплектующих для ГРП флота.

В настоящее время перед российской нефтяной отраслью стоит достаточно трудная задача по оптимальному выбору вектора развития в новых условиях. С одной стороны, действующие месторождения истощаются по естественным причинам, а большинство новых проектов либо удалено от мест потребления нефти, либо классифицируется уже как ТРИЗ. С другой стороны, введенные санкции будут оказывать все нарастающее давление на сектор, и если не удастся развить собственные технологии и экспертизу, то падение нефтедобычи может стать весьма чувствительным.

Следует отметить, что нормативно-правовая база в сфере импортозамещения была основательно модернизирована.

При этом первоочередной задачей, которая стоит сегодня перед нефтегазовой отраслью на внутреннем рынке, является обеспечение потребителей доступными нефтепродуктами и газом.

Газовая отрасль. В 2021 году добыча природного газа стала рекордной и составила 763 млрд куб. м, что на 10% выше показателя 2020 года и на 3% - уровня 2019 года. Экспорт вырос на 3%, достигнув 250 млрд куб. м.

В целях реализации положений Послания президента Российской Федерации Владимира Путина Федеральному собранию Российской Федерации от 21 апреля 2021 года правительством Российской Федерации совместно с субъектами Российской Федерации и организациями, осуществляющими деятельность в сфере газоснабжения, была налажена работа в рамках реализации плана мероприятий ("дорожной карты") по внедрению социально ориентированной и экономически эффективной системы газификации. Если говорить о природном газе как стратегическом виде топлива на ближайшие десятилетия, необходимо отметить высочайший экспортный потенциал России в этом направлении.

В марте 2022 года Еврокомиссия опубликовала материалы, в соответствии с которыми в том числе планируется значительное снижение закупок российского газа (включая СПГ) в 2022 году (приблизительно на две трети общего объема поставок в 2021 году) с последующим сокращением. Основной мерой по снижению зависимости от российского газа предполагается увеличение импорта СПГ, которое, по предварительным оценкам Еврокомиссии, может составить 50 млрд куб. м уже в 2022 году. При этом с целью замещения поставок газа из России Еврокомиссия рассматривает и другие альтернативные источники энергоресурсов, включая ввод новых мощностей ветряной и солнечной генерации, производства биогаза.

Критичными для развития российской газовой отрасли являются технологические санкции со стороны ЕС и США, связанные с запретом на поставку в Россию оборудования для добычи, а также переработки и сжижения природного газа. Данное ограничение затруднит реализацию в ближайшей перспективе проектов освоения месторождений с применением подводных добычных комплексов, строительства СПГ-заводов, газоперерабатывающих и газохимических производств.

Несмотря на ограничения по иностранному финансированию, благодаря вертикальной интеграции ПАО "Газпром" и его исключительному праву экспорта трубопроводного газа, продолжается осуществление работы по газификации регионов страны, а также обеспечивается надежность поставок газа на внутреннем рынке, в том числе в периоды пикового потребления.

С учетом ужесточившихся в марте-апреле 2022 года санкций, заморозкой проекта "Северный поток - 2", отмечается в рекомендациях круглого стола, представляется важным наряду с выполнением контрактных обязательств по поставкам энергоресурсов на внешний рынок усилить программы диверсификации экспорта и сотрудничества со странами-партнерами.

Важно отметить, что в рекомендациях названы новые регионы добычи. В части ресурсного потенциала нефти и газа представляется целесообразным уделять равнозначное внимание как поддержке традиционных регионов добычи, так и новых провинций, таких как Таймыр, Восточная Сибирь, Арктика.

Участниками круглого стола отмечается, что нефтегазовая отрасль может внести существенный вклад в повышение доли несырьевого экспорта. В этой связи приоритетное внимание должно уделяться развитию нефтегазохимии. Речь идет о налоговых облегчениях в дополнение к уже принятым в предыдущие годы.



Заключение

Трубопроводный транспорт - один из наиболее динамично развивающихся видов транспорта. Главным отличием от других видов транспорта является тот факт, что в процессе транспортировки товара перемещается сам товар, но не транспортное средство. Для того чтобы обеспечить бесперебойную работу всей системы имеющихся магистральных, регулирование трубопроводного транспорта относится к сфере деятельности естественных монополий. В России такими естественными монополиями являются ПАО "Газпром" и государственная компания ПАО "Транснефть". Сибирь является одним из главных регионов развития трубопроводного транспорта РФ. Санкции заметно повлияли и на российский рынок нефтесервисных услуг, на котором в 2015 году доля крупнейших западных сервисных компаний составляла 24%. При этом следует отметить, что зарубежные сервисные компании практически монополизировали наиболее его критические сегменты.

Только динамичное развитие позволит России занять достойное место в мировой экономической системе. Это понятие включает в себя создание и поддержку мощной конкурентоспособной нефтегазовой промышленности мирового класса.



Список используемых источников

1. Федеральный закон "О газоснабжении в Российской Федерации (с изменениями на 3 августа 2018 года) (редакция, действующая с 1 сентября 2018 года)" от 31 марта 1999 № 69-ФЗ//Собрание законодательства Российской Федерации. 1999 г. - № 14. - Ст. ст.1667 с изм. и допол. в ред. от 03 августа 2018.

2. Постановление Правительства РФ "О государственном регулировании тарифов на услуги субъектов естественных монополий по транспортировке нефти и нефтепродуктов (с изменениями на 4 сентября 2015 года)" от 29 декабря 2007 № 980//Собрание законодательства Российской Федерации. - 2008 г. - № 2. - Ст. ст. 104 с изм. и допол. в ред. от 04 сентября 2015.

3. Браева Т.С. Логистические аспекты транспортировки грузов трубопроводным видом транспорта / Т.С. Браева, Н.Ю. Просвиркин // Математические модели современных экономических процессов, методы анализа и синтеза экономических механизмов. Актуальные проблемы и перспективы менеджмента организаций в России: сб. ст. XI Всерос. науч.-практ. конф. Вып. 11 / Ин-т проблем упр. им. В.А. Трапезникова Рос. акад. наук.; Самар. нац. исслед. ун-т им. С.П. Королева, под ред. Д.А. Новикова - Самара: Изд-во СамНЦ РАН, 2019. - С. 187-192.

3. Гаррис Н.А., Закирова Э.А. О постановке задач регулирования ореола протаивания вокруг трубопровода в районах распространения мерзлоты // Территория Нефтегаз. - 2021. - №1-2. - С. 100-106.

4. Годовой отчет ПАО "Газпром" за 2021 год. URL:http://www.gazprom.ru/f/posts/85/227737/gazprom_annual_report_2021_rus.pdf (дата обращения: 29.03.2023).

5. Годовой отчет ПАО "Транснефть" за 2021 год. URL: https://www.transneft.ru/u/section_file/31701/2021.07.12_go_2017_s_otmetkoi_n a_sait_.pdf (дата обращения: 29.03.2023).

7. Рейтинг экологической ответственности нефтегазовых компаний России 2022. URL: https://wwf.ru/upload/iblock/49f/zs_2017_rus_web.pdf (дата обращения: 29.03.2023).

8. Статья: Масленников С.Н. - "Государственно-частное партнерство как экономический механизм реализации стратегии развития речного транспорта Сибири". Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока. Научный журнал № 1, ФГОУ ВПО "НГАВТ", Новосибирск, 2019. - С.11-15.

9. "VIII Международный Сибирский транспортный форум -2019", [Электронный ресурс]. Тема доклада - "Стратегические направления развития водного транспорта Сибири", к.т.н. Масленников С.Н.

10. Статья: Бабаев А.В. - "Необходимость применения механизма государственно-частного партнерства на внутренних водных путях Сибири" Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока. Научный журнал 3-4. - Новосибирск - 2019. С. 40-43.

Размещено на Allbest.ru

...