ПРОГРАММА СОЗДАНИЯ В ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ И НА ДАЛЬНЕМ ВОСТОКЕ ЕДИНОЙ СИСТЕМЫ ДОБЫЧИ, ТРАНСПОРТИРОВКИ ГАЗА И ГАЗОСНАБЖЕНИЯ С УЧЕТОМ ВОЗМОЖНОГО ЭКСПОРТА ГАЗА НА РЫНКИ КИТАЯ И ДРУГИХ СТРАН АЗИАТСКО-ТИХООКЕАНСКОГО РЕГИОНА – Часть 3

17.07.2008
Источник: Минрегионразвития РФ
Дата публикации: 15.06.08

11. Оценка конкурентоспособности российского газа на внутреннем и внешнем рынках

Оценка конкурентоспособности российского природного газа на внутреннем и внешних рынках выполнена, исходя из прогноза цен на природный газ в регионах и с учетом прогнозной стоимости добычи и транспортировки природного газа.

Близость потребителей Сахалинской области, Республика Саха (Якутия), Хабаровского и Приморского краев, Иркутской области к ресурсам природного газа,  высокий уровень цен на другие топливно-энергетические ресурсы предопределяют высокую конкурентоспособность газа в этих регионах.

Поставки природного газа (включая сжиженный газ) также могут быть конкурентоспособны в Приморском крае, Амурской области, Еврейском автономном округе, Читинской области и в Республике Бурятия.

Наличие собственной добычи угля в Красноярский крае, цена на который является одной из самых низких в Восточной Сибири, обуславливает относительно низкую конкурентоспособность поставок газа в данный регион. Тем не менее, преобладание промышленности (металлургия, электроэнергетика и др.) в валовом региональном продукте, а также потребности коммунально-бытового сектора и экологические преимущества газа будут способствовать увеличению объемов потребления газа в Красноярском крае и его конкурентоспособности по сравнению с углем в долгосрочной перспективе.

В целом, несмотря на относительно низкую конкурентоспособность поставок природного газа в некоторые регионы Восточной Сибири и Дальнего Востока, реализация Программы в целом будет способствовать возрождению промышленности на Востоке России и позволит решать социальные и экологические проблемы.

Анализ конкурентоспособности российского природного газа на внешнем рынке показал, что поставки российского трубопроводного газа в долгосрочной перспективе будут конкурентоспособными на рынках отдельных регионов Китая – Северо-восточный Китай, район Бохайского залива и Центральный Китай, а также на рынках Республики Корея.

Поставки российского СПГ будут конкурентоспособны кроме  рынков Китая и Республики Корея также на рынках Японии и западного побережья США.

12. Концепция экспортной политики в области поставок российского газа в страны АТР и США

 

Распоряжением Правительства Российской Федерации от 16.07.2002 № 975-р предусмотрена разработка Концепции экспортной политики в области поставок газа в страны АТР. Концепция неразрывно связана с реализацией Программы и рассматривается в качестве ее неотъемлемой составной части.

Как показывают результаты исследований рынков газа стран Северо-Восточной Азии и тихоокеанского побережья США, приведенные в разделе 9 Программы, потребность в природном газе на этих рынках до 2010 г. будет удовлетворяться как за счет собственной добычи (Китай, США), так и за счет импорта газа, прежде всего СПГ, из различных регионов мира.

Перспективы значительного увеличения спроса на природный газ в АТР и на тихоокеанском побережье США, объективное стремление стран АТР диверсифицировать источники поставок, а также экономические преимущества газа в целом ряде секторов потребления в этих странах и его экологическая привлекательность для потребителей открывают возможности для активной реализации перспективных поставок российского газа на эти рынки.

Основным элементом стратегии развития экспорта газа из Российской Федерации является скоординированное сочетание поставок газа по магистральным газопроводам в страны континентальной Азии (Китай, Республика Корея) и СПГ как в вышеперечисленные страны, так и в Японию, США и Тайвань. Анализ газового рынка АТР показывает, что объемы поставок российского СПГ к 2020 г. могут составить 20 млрд. м3, а совокупный экспорт природного газа по трубопроводам – от 25 до 50 млрд. м3.

Реализация такой стратегии, отвечающей потребностям регионального газового рынка, даст возможность России добиться максимального эффекта диверсификации экспортных поставок и увеличить присутствие российского газа на всех потенциально возможных рынках АТР, избежав риска привязки к одной стране-потребителю. Это особенно актуально в связи с наличием на газовых рынках региона большого числа неблагоприятных факторов риска, отрицательно влияющих на развитие спроса на российский природный газ. В качестве таких неблагоприятных факторов могут рассматриваться:

-      возможность сдерживающего влияния высоких мировых цен энергоносителей на величину объема спроса на природный газ в регионе АТР, который отличается высокой ценовой эластичностью;

-      существенные маркетинговые риски в связи с высокой ценовой и емкостной неопределенностью, в частности,  на китайском рынке;

-      наличие конкуренции трубопроводного газа с СПГ, поставляемым из других регионов (Ближний Восток, Австралия, Индонезия и др.);

-      наличие конкуренции российского природного газа с развивающимися поставками других энергоресурсов из Российской Федерации – нефти и электроэнергии.

Поставки газа в АТР должны осуществляться по контрактам, соответствующим устоявшейся мировой практике, на основе принципа «бери-или-плати» в рамках межправительственных соглашений. Формула цены для поставок сетевого газа должна учитывать цены на альтернативные энергоносители с учетом преимущества газа как экологически чистого топлива; кроме того, в формуле должны использоваться международные индексы, отражающие состояние мирового рынка энергоносителей.

С целью укрепления позиций России на мировых энергетических рынках необходимо создание механизмов координации государственной политики в области внешнеторгового регулирования в энергетической сфере. Только такой подход обеспечит максимальный эффект для государства, поскольку он выводит на экспортные рынки такое количество именно «российского природного газа», а не газа отдельных проектов, которое реально будет востребовано на эффективных для государства условиях. Успешной реализации Программы будет способствовать обеспечение единой государственной политики в области экспорта газа в страны АТР на базе одного экспортера газа в соответствии с действующим законодательством. Актуальность государственной экспортной политики возрастает в связи с конкурентной борьбой мировых поставщиков газа за нишу на рынках стран АТР.

Необходимость усиления позиций государства в области организации экспортных поставок определяется следующими факторами:

-      обеспечение социально-экономического развития как региона Восточной Сибири и Дальнего Востока, так и Российской Федерации  в целом;

-      обеспечение максимальной эффективности экспорта газа в страны АТР;

-      обеспечение выполнения будущих межправительственных соглашений по поставкам российского газа на экспорт;

-      соблюдение принципа единого экспортного канала для оптимизации экспортных поставок и обеспечения надежности исполнения экспортных обязательств, необходимость координации перспективных и существующих проектов в регионе, включая проекты по соглашениям о разделе продукции, для исключения конкуренции на внешнем рынке российского газа с российским газом.

Период с 2005 по 2010 гг. должен быть использован государством для создания благоприятных условий будущих экспортных поставок российского газа в страны региона. Для оптимизации и координации усилий российских производителей газа и повышения эффективности экспорта должны быть реализованы следующие мероприятия:

-      осуществление маркетинговой стратегии, заключающейся, в частности, в подготовке и подписании  межправительственных соглашений по поставкам газа (определенный объем в определенное время) с потенциальными покупателями российского природного газа;

-      содействие созданию эффективной газовой отрасли на востоке России;

-      проведение представителями государства в органах управления проектами, реализуемыми на условиях соглашений о разделе продукции, согласованной политики, направленной на сбалансированное и эффективное развитие газовой промышленности в регионе.

Таким образом, в обозримый период экспорт природного газа в страны АТР может стать важной составляющей региональной внешней торговли России и источником валютных поступлений в бюджет страны.


13. Гелий и проблемы его использования

Гелий – уникальный продукт, имеющий широкий круг областей использования. Без него невозможно развитие ряда ключевых отраслей современного хозяйства, определяющих экономический, интеллектуальный и военный потенциал любой страны, в т.ч. авиаракетно-космической, электронной, атомной промышленности, медицины (МР, МРТ – магнитно-резонансно-томографические исследования), фундаментальных и прикладных наук (исследований Мирового океана, сверхпроводимости и других). В некоторых областях использования гелий является незаменимым продуктом. В целом он может рассматриваться в качестве стратегического товара, роль которого в перспективе будет только возрастать. Ниже на рисунке 13.1 представлена структура потребления гелия по областям применения в мире в 2005 г.

В организации производства, переработки и сбыта гелия, в структуре его мирового рынка выделяются 3 основных блока или «этажа»: производство сырого гелия или гелиевого концентрата (путем извлечения из природного газа), производство гелия очищенного (марки А), транспортировка и распределение очищенного гелия (с использованием специальных средств, специальных центров хранения и наполнения), в каждом из которых действуют различные корпоративные структуры.Доминируют в гелиевом бизнесе вертикально интегрированные фирмы, хорошо представленные во всех вышеназванных звеньях цепи передела (Air Liquids, BOC, Air Products, Praxair, Linde). Вместе с тем в указанном бизнесе действуют и узкоспециализированные фирмы, которые могут заниматься лишь производством гелиевого концентрата (Эксон Мобил) или получением и распределением очищенного гелия (многие фирмы западноевропейских стран, Японии, Республики Корея, Китая и других).

Сегодня, как и прежде, монополия на мировом рынке гелия принадлежит США, на которые приходится 70 % мировых мощностей выпуска и потребления гелия. В основе этой монополии лежит контроль над выпуском, хранением и поставками сырого гелия (концентрата), который, помимо самих США, поступает на 2 основных региональных рынка – в страны  Западной Европы и АТР. Все эти страны более чем на 50 % в своем импорте сырого гелия зависят от поставок из США.

В таблице 13.1 представлены суммарные мировые запасы гелия, которые по состоянию на 2005г. оцениваются в 27,8 млрд. м3. Суммарные мировые запасы приведены для России по категориям А,В,С1 и соответствующие им для других стран – по категориям «доказанные» или «промышленные».

Крупнейшими запасами гелия в мире обладают Россия, США, Алжир, Катар, Канада.

В США сосредоточено до 9 млрд. м3 гелия (из них 1/3 – в плохих месторождениях), причем разработка месторождений гелия в США на ближайшую перспективу не планируется. Будет сокращен до минимума и национальный стратегический резерв гелия  – путем его распродажи на рынке. Следствием этого явится обострение общего дефицита гелия на мировом рынке (дефицит ощущается уже сегодня), который США за счет своих ресурсов покрыть не смогут. Именно по этой причине новые проекты развития реализуются в настоящее время в основном в других странах мира, богатых природным газом (Алжир, Катар), а основными разработчиками и инвесторами этих проектов развития выступают американские и западноевропейские фирмы, которые проявляют большой интерес и к России.

Таблица 13.1 – Суммарные мировые запасы гелия

млрд. м3

Страна

1995

1997

1999

2001

2003

2005

Содержание,

%

Доля в

мире, %

Россия

6,0

6,2

7,1

9,0

9,1

9,8

0,10-0,60

35,3

США

13,0

11,1

11,1

8,9

8,9

8,9

0,10-1,90

32,0

Алжир

2,1

2,1

2,1

2,3

2,3

2,3

0,17-0,19

8,3

Катар

1,1

1,1

1,5

2,0

2

2,0

0,10-0,20

7,2

Канада

2,1

2,1

2,1

2,0

2

2,0

0,05-0,19

7,2

Китай

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

0,12-0,20

4,0

Нидерланды

0,7

0,7

0,6

0,6

0,6

0,6

0,02-0,12

2,1

Польша

0,8

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,06

1,0

Другие

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

-

2,9

Всего

27,7

25,5

26,7

27,0

27,1

27,8

-

100

Спрос на гелий растет гораздо быстрее ВВП (коэффициент опережения – 1,5-2 раза). Ожидается, что в перспективе темпы этого роста останутся высокими – ввиду бурного развития ряда потребляющих отраслей. В их числе – электроника (внутри нее – производство полупроводников, микросхем, плоских панельных дисплеев и других изделий), медицина (магниторезонансная диагностика и другие применения) и некоторые другие отрасли, где темпы роста потребления гелия достигают 15-20% в год.

В таблице 13.2 представлена структура потребления гелия в мире в 2005г. Основными потребителями гелия в рассматриваемый период стали: Северная Америка (в частности США – порядка 60 %), Европа ~ 22 %, страны АТР ~ 15 %.

Согласно прогнозам Российской академии наук спрос на гелий в мире в период до 2030 г. может расти до 6 % в год. По экспертным оценкам к 2030 г. суммарное потребление гелия достигнет порядка 250 млн. м3. Особенно быстро будет расти потребление гелия в странах АТР.

Таблица 13.2 – Структура потребления гелия в мире в 2005 г.

Страна %
США 59,4
Канада

2,2

Европа

22,0

Япония

8,5

Республика Корея

1,6

Китай

1,6

Тайвань

0,7

Сингапур

0,7

Индия

0,7

Малайзия

0,2

Таиланд

0,2

Россия

0,7

Другие страны

1,5

 

В условиях быстрорастущего мирового спроса внутреннее потребление гелия в США будет обеспечено постоянно снижающимися объемами собственного производства гелия и поставками из стратегического резерва лишь до 2013 г. включительно. При этом прогнозируется, что экспорт гелия из США прекратится к 2011 г. Начиная с 2014 г. США, для обеспечения внутреннего потребления, вынуждены будут импортировать гелий.

Таким образом, американская монополия на мировом рынке гелия будет терять свои позиции, и роль других участников на рынке гелия в ближайшие годы будет быстро возрастать – за счет Катара, Алжира, России и других газодобывающих и газоперерабатывающих стран. Более того, с учетом ограниченности мировых ресурсов гелия именно эти богатые газом страны станут основными игроками на рынке.

Полюсами роста на мировом рынке гелия рассматриваются, прежде всего, страны АТР – Япония, Индия, Китай, Республика Корея, Тайвань, Малайзия, Индонезия, Сингапур.

В таблице 13.3 представлен прогнозный баланс производства и потребления гелия в мире в период до 2030 г.

Таблица 13.3 – Прогнозный баланс производства и потребления гелия в мире по оценкам ООО «ВНИИГАЗ» на период  до 2030 г.

млн. м3

Производство*

2008

2010

2015

2020

2025

2030

США добыча

77,0

73,0

64,0

57,0

50,0

44,0

США из хранилища

33,0

29,0

34,0

34,0

34,0

34,0

Алжир

23,0

28,0

33,0

33,0

33,0

33,0

Катар

13,0

14,0

14,0

14,0

14,0

14,0

Польша

2,0

2,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Россия (Оренбург)

6,0

3,9

3,9

3,6

3,4

2,8
Австралия

3,0

3,0

3,0

3,0

3,0

3,0

Всего производство 157 152,9 151,9

144,6

137,4

130,8

Потребление

2008 2010

2015

2020

2025

2030

США и Канада

92,0

96,0

106,0

114,0

123,0

134,0

Европа

33,0

34,0

37,0

40,0

43,0

46,0

АТР

25,0

27,0

35,0

41,0

48,0

55,0

Россия

1,0

2,0

2,0

3,0

5,0

7,0
Другие

3,0

4,0

5,0

7,0

9,0

11,0

Всего потребление

154,0

163,0

185,0

205,0

228,0

253,0

Дефицит

-3,0

10,1

33,1

60,4

90,6

122,2

* – без учета месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока

Анализ данных таблицы 13.3 позволяет сделать следующие выводы:

-      производство гелия в мире будет неуклонно снижаться и к 2030 г. может составить порядка 130 млн. м3 в год;

-      к 2030 г. потребление гелия может составить порядка 250 млн. м3 в год;

-      мировой рынок гелия с 2010 г. будет носить дефицитный характер, дефицит к 2030 г. составит порядка 120 млн. м3 гелия в год;

-      прогнозируемый дефицит фактически является рыночной нишей для реализации гелия Восточной Сибири и Дальнего Востока;

-      внутреннее потребление гелия в России составляет в настоящее время около 1 млн. м3/год, постепенно увеличиваясь к 2030 г. и достигая значения 7 млн. м3/год;

-      производство гелия в России на Оренбургском ГПЗ будет неуклонно снижаться и к 2030 г. составит порядка 3 млн. м3 в год;

-      усилится значение поставок из Алжира, где будет построен новый крупный завод гелия. Новым крупным экспортером гелия станет также Катар.

Все это открывает благоприятные возможности для освоения богатых месторождений гелия в России (Восточная Сибирь и Дальний Восток), по запасам которого страна занимает первое место в мире, и ее превращения в производителя гелия мирового масштаба. Финансирование работ по выделению, хранению и реализации гелия будет производиться за счет средств недропользователей. Развитие этой отрасли в России может осуществляться на базе  международного сотрудничества, прежде всего – с американскими и западноевропейскими  фирмами.

В таблице 13.4 представлены запасы гелия основных гелийсодержащих месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока по категориям А+В+С1 и С2.

Реализация возможных объемов гелия с месторождений Восточной Сибири и  Дальнего Востока на внутреннем и внешнем рынках России в период до 2030 г. представлена в таблице 13.5.

Таблица показывает, что перспективы России как страны-экспортера гелия связаны, прежде всего, с гелием Восточной Сибири и Дальнего Востока, экспорт которого из России к 2030 г. может составить порядка 95 млн. м3 чистого гелия в год. Основными рынками реализации гелия на экспорт будут страны АТР и США. Начиная с 2020 г. гелий Восточной Сибири и Дальнего Востока будет экспортироваться и в Западную Европу. Начиная с 2010 г. и вплоть до 2030 г. часть гелия рассматриваемых регионов России будет реализована на внутреннем рынке. К 2030 г. этот показатель составит порядка 7 млн. м3 гелия в год.

В таблице 13.6 представлен прогнозный накопительный объем хранения гелия в ПХГ на базе месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока с учетом различных вариантов добычи природного газа. Максимальный объем хранения гелия достигается при реализации интенсивного варианта с поставкой природного газа в ЕСГ. При этом суммарный накопленный объем хранения гелия составит порядка 3,5 млрд. м3 гелия.

Таблица 13.4 – Запасы гелия основных гелийсодержащих месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока (с начальными извлекаемыми запасами категорий А+В+С1 более 30 млн. м3)

млн. м3

Месторождения

Запасы на начало 2005 г.

А+В+С1

С2

Всего

% от запасов России

Эвенкийский АО

1062,8

10,8

619,9

Иркутская область

4280,7

43,4

1383,5

Республика Саха (Якутия)

3225,2

32,7

5698,6

Таблица 13.5 - Возможный объем реализации чистого сжиженного гелия Восточной Сибири и Дальнего Востока на внутреннем и внешнем рынках в период до 2030 г.

млн. м3

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2020

2025

2030

Реализация гелия РФ, в том числе:

10,7

16,8

18,0

20,1

24,3

29,4

51,0

74,5

97,0

Внутренний рынок

1,7

1,8

2,0

2,1

2,3

2,4

3,0

5,0

7,0

Экспорт в том числе:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Западная Европа

-

-

-

-

-

-

3,0

6,5

9,0

АТР (Япония, Китай, Республика Корея)

9,0

15,0

16,0

18,0

19,0

21,0

28,0

35,0

42,0

США

-

-

-

-

3,0

6,0

17,0

28,0

39,0

Всего реализация гелия  из ВС и ДВ

6,7

12,9

14,0

16,2

20,1

25,1

47,2

71,1

94,4

Таблица 13.6 – Прогнозный накопительный объем хранения гелия в ПХГ на базе месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока

млн. м3

Варианты

2010-2030
Без ЕСГ интенсивный

«Восток»

 

178

«Запад»

 

1073

«Центр»

 

1399

Без ЕСГ целевой

«Восток»

 

-

«Запад»

 

174

«Центр»

 

472

С ЕСГ интенсивный

«Восток»

 

1610

«Запад»

 

3273

«Центр»

 

2960

С ЕСГ целевой

«Восток»

 

1045

«Запад»

 

2708

«Центр»

 

2395
Вариант 50

«Восток»

 

1191

«Запад»

 

1683

«Центр»

 

1295

Подземные хранилища гелиевого концентрата могут создаваться на базе отработанных месторождений природного газа, но наиболее целесообразным является создание хранилищ гелия в соляных кавернах.

В состав технологического оборудования подземного хранилища гелия входят:

-      компрессоры среднего давления;

-      компрессоры высокого давления;

-      трубопроводы;

-      скважины для закачки гелия;

-      скважины для отбора гелия;

-      система осушки извлекаемого гелия;

-      система очистки извлекаемого гелия от метана и азота.

Так как российский рынок гелия в перспективе сохранит экспортную направленность, то для осуществления конкурентных поставок необходимо проводить гибкую ценовую политику, ориентируясь на относительно низкий уровень мировых цен, которые в настоящее время составляют порядка 2-2,5 долл. США/м3, а к 2030 г., из-за увеличения мирового дефицита гелия, связанного с отставанием объемов производства от объемов потребления гелия, могут достигнуть 8-10 долл. США/м3.

Разработка месторождений гелийсодержащего природного газа Восточной Сибири и Дальнего Востока потребует государственного регулирования объемов производства и хранения гелия.

В этой связи, с целью эффективного государственного регулирования указанных вопросов, связанных с гелием, необходимо разработать государственную Программу по рациональному использованию гелия Восточной Сибири и Дальнего Востока, учитывающую, в том числе, проведение следующих мероприятий:

-      определение правовыми и нормативными документами ресурсной базы месторождений природного и попутного газа для промышленного выделения гелия. Пороговая концентрация гелия в таких месторождениях должна быть не менее 0,1 % об. Это соответствует мировым тенденциям строительства новых гелиевых заводов;

-      рассмотрение вопроса резервирования гелия с целью предотвращения его безвозвратных потерь и создания надежной ресурсной базы России для развития высоких технологий, особенно в области энергетики, с учетом существенного превышения добычи гелия по сравнению с возможностями его текущей реализации на рынке;

-      создание благоприятных экономических условий для строительства частных хранилищ гелия и хранилищ со смешанной (частной и государственной) формой собственности;

-      создание подземных хранилищ гелия объемом 1-2 млрд. м3 на базе соляных пачек усольской свиты. Подземные резервуары в каменной соли, отложения которой распространены на достаточно обширной территории Восточной Сибири;

-      освобождение собственников подземных хранилищ гелия от налоговых платежей за недропользование, на основные средства и запасы хранимого гелиевого концентрата с целью привлечения инвестиций в развитие инфраструктуры гелия в Восточной Сибири и Якутии при эксплуатации ПХГ;

-      создание нового типа крупногабаритных, до 120 м3 жидкого гелия, транспортных железнодорожных цистерн для стабильной перевозки гелия.

14. Концептуальные предложения по созданию перерабатывающих мощностей в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке

К уникальным месторождениям Восточной Сибири (рисунок 14.1) относятся Ковыктинское ГКМ, Собинско-Пайгинское НГКМ и Юрубчено-Тохомское НГКМ. Наибольшими запасами газа и нефти дальневосточных месторождений обладают Чаяндинское НГКМ и Талаканское НГКМ. Ряд из указанных месторождений (Ковыктинское ГКМ, Собинско-Пайгинское НГКМ, Юрубчено-Тохомское НГКМ и Чаяндинское НГКМ) относятся к гелиеносным. Содержание гелия в газах этих месторождений составляет 0,1-0,6 %, что на порядок выше, чем в газе Оренбургского НГКМ. Состав газа Собинско-Пайгинского НГКМ месторождения отличается от состава газов других Восточно-Сибирских месторождений в части повышенного содержания азота.

Освоение месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока должно рассматриваться комплексно с созданием новых перерабатывающих предприятий по подготовке газа к транспорту, извлечению из него гелия, СУГ и более тяжелых углеводородов. В дальнейшем с целью повышения эффективности использования добываемого углеводородного сырья целесообразно рассмотреть возможность организации производств на базе добываемого газа по выпуску синтетической углеводородной продукции.

Чаяндинское НГКМ, Ковыктинское ГКМ и Юрубчено-Тохомское НГКМ месторождения являются базовыми месторождениям для развития российской нефте-газохимии. Отнесение базовых месторождений Программы к особой категории – федеральному фонду месторождений для развития нефте-газохимии осуществлялось с учетом следующих требований:

-      величина запасов газа, обеспечивающая его подачу на переработку на ГПЗ и ГХК в течение 20- 25 и более лет;

-      расположение месторождений в зонах действия газопроводов, обеспечивающих работу ГПЗ и ГХК;

-      высокое содержание в газе этана и более тяжелых углеводородов.

Разведанные запасы газа Восточной Сибири и Дальнего Востока позволяют рассматривать различные варианты их освоения и создания систем газоснабжения. В настоящее время разработаны 3 варианта добычи, переработки и реализации углеводородного сырья месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока: «Запад», «Центр» и «Восток». Рассматриваемые варианты отличаются маршрутами транспортировки и подачи газа:

-      внутренним потребителям;

-      на экспорт

-      на газохимические комплексы;

-      в действующую ЕСГ России.

Учитывая то, что месторождения Восточной Сибири и Дальнего Востока (Ковыктинское, Юрубчено-Тохомское, Чаяндинское и др.) относятся как к гелийсодержащим, так и этансодержащим, целесообразно создать сеть новых ГПЗ, на которых должна быть применена криогенная технология извлечения целевых компонентов. Схема размещения новых ГПЗ приведена на рисунке 14.2. Размещение перерабатывающих объектов осуществлялось с учетом имеющихся систем реализации и потребления продукции, систем электроснабжения, наличия соляных пластов (для обеспечения долгосрочного хранения гелиевых концентратов) и т.п.

В настоящее время предполагается, что добываемые с месторождений флюиды предварительно будут подвергаться сепарации с получением газа сепарации и обезвоженной нестабильной нефтегазоконденсатной смеси, которые будут направлены на вновь создаваемые ГПЗ для дальнейшей подготовки к транспорту и переработки. На ГПЗ из поступающего углеводородного сырья должны быть выделены гелиевый концентрат, жидкий гелий, этановая фракция, ПБТ, стабильная нефтегазоконденсатная смесь, а также, при необходимости, азот (для обеспечения требуемой калорийности газа и использования его в качестве сырья для НГХК).

На базе добываемого углеводородного сырья могут быть созданы четыре  новых газоперерабатывающих предприятия, в т.ч.: ГПЗ в Красноярском крае на базе группы Юрубчено-Тохомского НГКМ и Собинско-Пайгинского НГКМ месторождений и других перспективных объектов Красноярского края; ГПЗ в Иркутской области на базе Ковыктинского месторождения и перспективных объектов Иркутской области; ГПЗ в Республике Саха (Якутия) на базе месторождений Чаяндинского НГКМ, ГПЗ в Хабаровском крае на базе месторождений о. Сахалин. При создании ГПЗ в Республике Саха (Якутия) (г. Ленск) необходимо строительство железной дороги.

На рисунке 14.3 приведена предполагаемая блок-схема одной технологической линии ГПЗ комплексной переработки гелийсодержащего газа. Применительно к ГПЗ в Красноярском крае в эту схему может быть добавлен блок извлечения азота.



Ниже в таблицах 14.1-14.5 представлены ожидаемые потоки товарной продукции, получаемые с планируемых к вводу ГПЗ по подвариантам разработки месторождений. При расчете количества продукции после ГПЗ учитывались объемы добычи газа по годам, а также ожидаемые показатели состава газов сепарации после установок комплексной подготовки газа, расположенных на промыслах и после установок сепарации нефти. Кроме того, в расчетах принимались следующие (практически обоснованные) коэффициенты извлечения из газа компонентов, %: гелий-95, водород-90, этан-85, ПБТ-98, С5+~100. Состав гелиевого концентрата был принят по аналогии с производимым на ОГЗ: гелий + водород – 85% об., азот -15% об.

Объем заложенного производства на ГПЗ товарной продукции – жидкого гелия принят на уровне соответствующего его потребности на рынке. Остальной объем извлекаемого гелия в виде гелиевого концентрата предполагается закачивать в подземные хранилища гелия для его долгосрочного хранения.

Таблица 14.1 – Ожидаемая общая продукция  ГПЗ – Вариант без ЕСГ (целевой)

(вариант – «Восток»)

Общая продукция ГПЗ

2010

2015

2020

2025

2030

Сухой газ

млрд.м3

3

17

40

41

43

Этан

тыс.т

170

865

1839

1860

1854

ПБТ

тыс.т

257

1267

2726

2702

2646

Стабильный конденсат

тыс.т

33

187

724

792

840

Гелиевый концентрат

млн.м3

0

1

15

17

18

в т.ч. Гелий

млн.м3

0

1

13

15

16

(вариант – «Запад»)

Общая продукция ГПЗ

2010

2015

2020

2025

2030

Сухой газ

млрд.м3

3

18

41

43

45

Этан

тыс.т

169

1196

2677

2716

2715

ПБТ

тыс.т

261

1365

2849

2775

2664

Стабильный конденсат

тыс.т

49

847

2150

2033

1909

Гелиевый концентрат

млн.м3

0

1

95

98

100

в т.ч. Гелий

млн.м3

0

1

81

83

85

(вариант – «Центр»)

Общая продукция ГПЗ

2010

2015

2020

2025

2030

Сухой газ

млрд.м3

4

19

41

42

44

Этан

тыс.т

210

1087

2335

2357

2352

ПБТ

тыс.т

296

1356

2831

2801

2735

Стабильный конденсат

тыс.т

58

366

1140

1189

1205

Гелиевый концентрат

млн.м3

5

47

131

134

135

В т.ч. Гелий

млн.м3

4

36

102

104

105

Таблица 14.2 – Ожидаемая общая продукция ГПЗ – Вариант без ЕСГ (интенсивный)

(вариант – «Восток»)

Общая продукция ГПЗ

2010

2015

2020

2025

2030

Сухой газ

млрд.м3

3

17

53

54

56

Этан

тыс.т

170

865

2604

2626

2620

ПБТ

тыс.т

257

1267

3428

3380

3310

Стабильный конденсат

тыс.т

33

187

1256

1253

1258

Гелиевый концентрат

млн.м3

0

1

108

110

111

в т.ч. Гелий

млн.м3

0

1

87

89

90

(вариант – «Запад»)

Общая продукция ГПЗ

2010

2015

2020

2025

2030

Сухой газ

млрд.м3

3

18

54

56

57

Этан

тыс.т

169

1196

3443

3481

3481

ПБТ

тыс.т

258

1362

3614

3512

3382

Стабильный конденсат

тыс.т

39

838

2868

2670

2489

Гелиевый концентрат

млн.м3

0

1

188

191

192

в т.ч. Гелий

млн.м3

0

1

156

158

159

(вариант – «Центр»)

Общая продукция ГПЗ

2010

2015

2020

2025

2030

Сухой газ

млрд.м3

4

19

54

55

57

Этан

тыс.т

210

1087

3100

3123

3118

ПБТ

тыс.т

296

1356

3536

3484

3405

Стабильный конденсат

тыс.т

58

366

1679

1661

1641

Гелиевый концентрат

млн.м3

5

47

224

227

228

в т.ч. Гелий

млн.м3

4

36

176

178

179

Таблица 14.3 – Ожидаемая общая продукция  ГПЗ – Вариант с ЕСГ (целевой)

(вариант – «Восток»)

Общая продукция ГПЗ

2010

2015

2020

2025

2030

Сухой газ

млрд.м3

3

53

75

77

80

Этан

тыс.т

169

3031

4014

4109

4233

ПБТ

тыс.т

256

2755

4188

4238

4312

Стабильный конденсат

тыс.т

33

867

1306

1408

1489

Гелиевый концентрат

млн.м3

0

62

170

159

137

в т.ч. Гелий

млн.м3

0

52

144

135

116

(вариант – «Запад»)

Общая продукция ГПЗ

2010

2015

2020

2025

2030

Сухой газ

млрд.м3

3

54

76

79

82

Этан

тыс.т

169

3718

5167

5303

5432

ПБТ

тыс.т

258

4204

5357

5317

5312

Стабильный конденсат

тыс.т

39

4096

4240

3966

3817

Гелиевый концентрат

млн.м3

0

152

308

296

274

в т.ч. Гелий

млн.м3

0

123

251

240

222

(вариант – «Центр»)

Общая продукция ГПЗ

2010

2015

2020

2025

2030

Сухой газ

млрд.м3

4

54

76

78

81

Этан

тыс.т

209

3253

4510

4605

4727

ПБТ

тыс.т

295

2844

4293

4338

4374

Стабильный конденсат

тыс.т

58

1046

1721

1805

1811

Гелиевый концентрат

млн.м3

5

108

286

275

253

в т.ч. Гелий

млн.м3

4

88

233

224

205

Таблица 14.4 – Ожидаемая общая продукция  ГПЗ – Вариант с ЕСГ (интенсивный)

(вариант – «Восток»)

Общая продукция ГПЗ

2010

2015

2020

2025

2030

Сухой газ

млрд.м3

3

53

89

91

93

Этан

тыс.т

169

3031

4958

5052

5174

ПБТ

тыс.т

256

2755

5126

5129

5153

Стабильный конденсат

тыс.т

33

867

2080

2043

2013

Гелиевый концентрат

млн.м3

0

62

232

221

199

в т.ч. Гелий

млн.м3

0

52

193

184

165

(вариант – «Запад»)

Общая продукция ГПЗ

2010

2015

2020

2025

2030

Сухой газ

млрд.м3

3

54

90

93

95

Этан

тыс.т

169

3718

6111

6247

6375

ПБТ

тыс.т

258

4142

6212

6151

6137

Стабильный конденсат

тыс.т

39

3911

4768

4433

4258

Гелиевый концентрат

млн.м3

0

152

370

358

336

в т.ч. Гелий

млн.м3

0

123

300

289

271

(вариант – «Центр»)

Общая продукция ГПЗ

2010

2015

2020

2025

2030

Сухой газ

млрд.м3

4

54

90

92

94

Этан

тыс.т

209

3253

5454

5549

5671

ПБТ

тыс.т

295

2844

5225

5226

5240

Стабильный конденсат

тыс.т

58

1046

2479

2433

2372

Гелиевый концентрат

млн.м3

5

108

348

338

316

в т.ч. Гелий

млн.м3

4

88

282

273

254

Таблица 14.5 – Ожидаемая общая продукция  ГПЗ – Вариант – 50

(вариант – «Восток»)

Общая продукция ГПЗ

2010

2015

2020

2025

2030

Сухой газ

млрд.м3

3

17

67

69

71

Этан

тыс.т

170

865

3466

3490

3486

ПБТ

тыс.т

257

1267

4307

4279

4215

Стабильный конденсат

тыс.т

33

187

1727

1776

1797

Гелиевый концентрат

млн.м3

0

1

210

212

214

в т.ч. Гелий

млн.м3

0

1

161

163

165

(вариант – «Запад»)

Общая продукция ГПЗ

2010

2015

2020

2025

2030

Сухой газ

млрд.м3

3

19

66

68

70

Этан

тыс.т

169

1237

4172

4210

4209

ПБТ

тыс.т

256

1155

3688

3676

3619

Стабильный конденсат

тыс.т

33

154

1402

1465

1498

Гелиевый концентрат

млн.м3

0

1

255

259

261

в т.ч. Гелий

млн.м3

0

1

204

207

209

(вариант – «Центр»)

Общая продукция ГПЗ

2010

2015

2020

2025

2030

Сухой газ

млрд.м3

4

18

53

55

57

Этан

тыс.т

210

1077

3022

3043

3037

ПБТ

тыс.т

296

1347

3549

3514

3444

Стабильный конденсат

тыс.т

58

359

1549

1587

1591

Гелиевый концентрат

млн.м3

5

46

206

208

210

в т.ч. Гелий

млн.м3

4

35

159

160

162

Отметим, что весь объем добываемого газа и конденсата перерабатывается на ГПЗ с извлечением компонентов С2+ и С3+ на ГПЗ в Республике Саха (Якутия), на ГПЗ в Красноярском крае и ГПЗ в Иркутской области.

Как отмечалось выше, на базе товарной продукции (сухой газ, этановая фракция, ПБТ, стабильная НГКС) получаемой на ГПЗ, могут быть созданы новые газохимические комплексы или расширены существующие мощности, расположение которых также представлено на рисунке 14.2.

На данной стадии предполагается, что из газа о. Сахалин, поступающего на сжижение, будет выделяться ШФЛУ, которая будет использована для регулирования калорийности СПГ или реализована в качестве самостоятельного продукта. Другую часть природного газа, добываемого на о. Сахалин, и реализуемую по газопроводу, предполагается перерабатывать на ГПЗ в Хабаровском крае. На данной стадии предполагается, что из перерабатываемого на ГПЗ в Хабаровском крае газа будут выделяться пентан – гексановая фракция, сжиженные углеводородные газы  и этановая фракция.

Анализ текущего состояния спроса и предложения нефтегазохимической продукции на внутреннем и мировом рынках свидетельствует о следующем:

-      в настоящее время страны ближневосточного региона имеют ярко выраженную экспортную ориентацию на рынки АТР;

-      в результате развития нефтехимической промышленности в регионе Ближнего Востока и стран АТР, центр мирового нефтехимического рынка смещается с Запада на Восток. Этому способствует наличие в регионе дешевого нефтехимического сырья, дешевой рабочей силы, современных технологий и быстрого роста спроса на продукты нефтехимии в Азии. Западные нефтехимические производители находятся на спаде, вызванном нехваткой дешевого сырья, медленным ростом производительности и дороговизной рабочей силы;

-      в результате активного расширения мощностей по выпуску нефтехимической продукции в странах Ближневосточного и Азиатско-Тихоокеанского регионов промышленно развитые страны утратят лидерство в выработке данной продукции: по оценке западных экспертов их доля в мировых мощностях в ближайшие годы составит не более 40%;

-      в настоящее время во внешнем торговом обороте  российской химической и нефтехимической продукции основными товарными продуктами являются минеральные удобрения, термопласты, синтетические каучуки, аммиак;

-      потребность химического комплекса России в углеводородном сырье может увеличиться к 2030 г. в 3,5 раза по сравнению с 2005 г. При этом более интенсивно будет возрастать потребность в этане (в 6,7 раза), менее интенсивно – потребность в ШФЛУ и изо- пентане (в 4,8 и 1,8 раза соответственно), спрос на прямогонные бензиновые фракции и сжиженные газы увеличится в 3,4 и 4,4 раза соответственно;

-      в связи со значительной конкуренцией со стороны  стран Ближневосточного региона и наличием собственных мощностей (в Китае, Республике Корея и Японии), относительно высокой стоимостью сырья, высокими транспортными затратами можно ожидать, что для расширения экспорта нефтегазохимической продукции из ВС и ДВ в период до 2030 гг. потребуется проведение специальных мероприятий по продвижению товарной продукции на мировой рынок.

Выполненная оценка спроса на планируемую продукцию с предприятий ВС и ДВ свидетельствует о том, что основной дефицит вышеуказанной продукции на внутреннем и внешнем рынках будет наблюдаться после 2015 г.

В качестве примера на рисунках 14.4-14.7 представлены ожидаемые показатели производства и потребления основных видов нефтегазохимической продукции (без ввода новых мощностей) таких, как полиэтилен, метанол и т.п.

 

На основании выполненного анализа спроса  и предложений на нефтегазохимическую продукцию на планируемых мощностях в ВС и ДВ был рекомендован к выпуску ассортимент, представленный в таблице 14.6

Таблица 14.6 – Рекомендованная к выпуску нефтегазохимическая продукция на планируемых мощностях в ВС и ДВ

Планируемая продукция
Нефтехимическая продукция
Этилен
Пропилен
Полиэтилен
Полистирол и сополимеры стирола
ПВХ и сополимеры ВХ
Этиленгликоль
Полиэтилентерефталат
Газохимическая продукция
Аммиак
Карбамид
Метанол
МТБЭ
СЖТ
ДМЭ (диметиловый эфир)

Предполагается, что продукция ГПЗ и НГХК будет использована в основном для нужд Российской Федерации или частично экспортирована в страны АТР. Сроки ввода новых мощностей НГХК определеныс учетом объемов добычи сырья и ожидаемой потребностью в нефтегазохимической продукции. Ожидаемые суммарные мощности и сроки ввода на планируемых производствах в ВС и ДВ по подвариантам разработки месторождений представлены в таблице 14.7

В таблицах 14.8-14.12 представлены ожидаемые потоки товарной продукции, получаемые с планируемых к вводу производств НГХК по подвариантам разработки месторождений ВС и ДВ. Ожидаемое размещение мощностей ГПЗ и НГХК в зависимости от варианта маршрута транспортировки и подачи газа потребителям представлено в таблице 14.13.

Таблица 14.7 – Суммарные мощности и сроки ввода на планируемых производствах в ВС и ДВ по подвариантам разработки месторождений (вариант «Восток»)

Вид продукции

год ввода

Суммарная мощность, тыс. тонн

Без ЕСГ «Восток» интенсивный

С ЕСГ «Восток» интенсивный

С ЕСГ «Восток» целевой

Без ЕСГ «Восток» целевой

«Восток 50»

Этилен

2012

2000

3700

3300

1500

2800

Пропилен

2015

1700

2300

2000

1300

1700

Полиэтилен

2020

700

1000

900

600

1000
Винилхлорид и поливинилхлорид

2012

800

1500

1400

520

1000

Полистирол и сополимеры стирола

2017

700

1000

1000

360

800

Этиленгликоль

2013

400

800

700

230

650

Полиэтилентерефталат

2013

800

1000

1000

680

750

Аммиак

2017

3800

3800

 

 

 

Карбамид

2017

1000

1000

 

 

 

Метанол

2018

1500

1500

 

 

 

МТБЭ 2018

270

270

 

 

 

СЖТ

2020

3000

3000

 

 

 

ДМЭ

2020

500

500

 

 

 

При организации переработки добываемого углеводородного сырья месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока по «интенсивным» вариантам  планируется создание газохимических комплексов в Красноярском крае, в Республике Саха (Якутия), а также реконструкция Ангарского и Саянского НХК с целью увеличения выпуска высоколиквидной продукции. Для удовлетворения нужд газохимии предусмотрена подача сухого газа в объеме 13,6 млрд. м3, в том числе: 3 млрд. м3 на НГХК в Красноярском крае с 2017 г., 3,6 млрд. м3 на НХК в Иркутской области – с 2018 г., 7 млрд. м3 на НГХК в Республике Саха (Якутия) с 2020 г.

В период с 2010-2030 гг. может быть получено до 70 млн. т. сжиженных углеводородных газов, до 80 млн. т. стабильной НГКС и до 4,5 млрд. м3 гелия.

Таблица 14.8 – Ожидаемый общий поток продукции с планируемых ГПЗ и НГХК – Вариант без ЕСГ (целевой)

вариант «Восток»

2010

2015

2020

2025

2030

ПБТ, тыс. т

126

436

324

239

107

НГКС, тыс. т

33

187

724

792

840

Полиолефины, тыс. т

0

6

149

741

743

Нефтехимическая продукция, тыс. т

0

630

2140

1754

1663

Газохимическая продукция, тыс. т

0

0

0

0

0

Выработка гелиевого концентрата, млн.м3

0

1

15

17

18

вариант «Запад»

2010

2015

2020

2025

2030

ПБТ, тыс. т

130

671

1480

859

678

НГКС, тыс. т

49

847

2150

2033

1909

Полиолефины, тыс. т

0

41

427

492

818

Нефтехимическая продукция, тыс. т

0

835

2836

3266

2868

Газохимическая продукция, тыс. т

0

0

0

0

0

Выработка гелиевого концентрата, млн.м3

0

1

95

98

100

вариант «Центр»

2010

2015

2020

2025

2030

ПБТ, тыс. т

165

476

764

674

531

НГКС, тыс. т

58

366

1140

1189

1205

Полиолефины, тыс. т

0

37

366

411

766

Нефтехимическая продукция, тыс. т

0

469

2574

2905

2534

Газохимическая продукция, тыс. т

0

0

0

0

0

Выработка гелиевого концентрата, млн.м3

5

47

131

134

135

Таблица 14.9 – Ожидаемый общий поток продукции с планируемых ГПЗ и НГХК – Вариант без ЕСГ (интенсивный)

вариант «Восток»

2010

2015

2020

2025

2030

ПБТ, тыс. т

126

436

546

437

290

НГКС, тыс. т

33

187

1256

1253

1258

Полиолефины, тыс. т

0

6

406

643

884

Нефтехимическая продукция, тыс. т

0

628

2694

3022

2675

Газохимическая продукция, тыс. т

0

0

8930

8930

8930

Выработка гелиевого концентрата, млн.м3

0

1

108

110

111

вариант «Запад»

2010

2015

2020

2025

2030

ПБТ, тыс. т

127

668

1899

1250

1051

НГКС, тыс. т

39

838

2868

2670

2489

Полиолефины, тыс. т

0

41

356

534

1048

Нефтехимическая продукция, тыс. т

0

425

2700

3835

3621

Газохимическая продукция, тыс. т

0

0

8930

8930

8930

Выработка гелиевого концентрата, млн.м3

0

1

188

191

192

вариант «Центр»

2010

2015

2020

2025

2030

ПБТ, тыс. т

165

476

1334

1222

1067

НГКС, тыс. т

58

366

1679

1661

1641

Полиолефины, тыс. т

0

37

378

423

916

Нефтехимическая продукция, тыс. т

0

469

3454

3925

3422

Газохимическая продукция, тыс. т

0

0

9083

9083

9083

Выработка гелиевого концентрата, млн.м3

5

47

224

227

228

Таблица 14.10 – Ожидаемый общий поток продукции с планируемых ГПЗ и НГХК – Вариант с ЕСГ (целевой)

вариант «Восток»

2010

2015

2020

2025

2030

ПБТ, тыс. т

125

1494

1428

935

939

НГКС, тыс. т

33

867

1306

1408

1489

Полиолефины, тыс. т

0

46

381

835

1118

Нефтехимическая продукция, тыс. т

0

1170

4025

4186

4524

Газохимическая продукция, тыс. т

0

0

0

0

0

Выработка гелиевого концентрата, млн.м3

0

62

170

159

137

вариант «Запад»

2010

2015

2020

2025

2030

ПБТ, тыс. т

127

2965

3488

2901

2826

НГКС, тыс. т

39

4096

4240

3966

3817

Полиолефины, тыс. т

0

91

371

1062

1430

Нефтехимическая продукция, тыс. т

0

891

3465

5301

5344

Газохимическая продукция, тыс. т

0

0

0

0

0

Выработка гелиевого концентрата, млн.м3

0

152

308

296

274

вариант «Центр»

2010

2015

2020

2025

2030

ПБТ, тыс. т

164

1533

1868

1370

1336

НГКС, тыс. т

58

1046

1721

1805

1811

Полиолефины, тыс. т

0

76

398

487

888

Нефтехимическая продукция, тыс. т

0

996

3725

5219

5057

Газохимическая продукция, тыс. т

0

0

0

0

0

Выработка гелиевого концентрата, млн.м3

5

108

286

275

253

Таблица 14.11 – Ожидаемый общий поток продукции с планируемых ГПЗ и НГХК – Вариант с ЕСГ (интенсивный)

вариант «Восток»

2010

2015

2020

2025

2030

ПБТ, тыс. т

125

1494

2019

1480

1433

НГКС, тыс. т

33

867

2080

2043

2013

Полиолефины, тыс. т

0

46

334

918

1291

Нефтехимическая продукция, тыс. т

0

1206

3715

4904

4817

Газохимическая продукция, тыс. т

0

0

8930

8930

8930

Выработка гелиевого концентрата, млн.м3

0

62

232

221

199

вариант «Запад»

2010

2015

2020

2025

2030

ПБТ, тыс. т

127

2903

4343

3735

3652

НГКС, тыс. т

39

3911

4768

4433

4258

Полиолефины, тыс. т

0

91

371

548

1533

Нефтехимическая продукция, тыс. т

0

445

3950

6273

5961

Газохимическая продукция, тыс. т

0

0

9083

9083

9083

Выработка гелиевого концентрата, млн.м3

0

152

370

358

336

вариант «Центр»

2010

2015

2020

2025

2030

ПБТ, тыс. т

164

1533

2800

2258

2202

НГКС, тыс. т

58

1046

2479

2433

2372

Полиолефины, тыс. т

0

76

398

509

1229

Нефтехимическая продукция, тыс. т

0

603

3676

5786

5605

Газохимическая продукция, тыс. т

0

0

9083

9083

9083

Выработка гелиевого концентрата, млн.м3

5

108

348

338

316

Таблица 14.12 – Ожидаемый общий поток продукции с планируемых ГПЗ и НГХК – Вариант – 50

вариант «Восток»

2010

2015

2020

2025

2030

ПБТ, тыс. т

126

436

1405

1316

1176

НГКС, тыс. т

33

187

1727

1776

1797

Полиолефины, тыс. т

0

6

343

619

1195

Нефтехимическая продукция, тыс. т

0

619

3607

3901

3276

Газохимическая продукция, тыс. т

0

0

0

0

0

Выработка гелиевого концентрата, млн.м3

0

1

210

212

214

вариант «Запад»

2010

2015

2020

2025

2030

ПБТ, тыс. т

125

436

1819

1260

1134

НГКС, тыс. т

33

154

1402

1465

1498

Полиолефины, тыс. т

0

44

371

994

1441

Нефтехимическая продукция, тыс. т

0

873

3222

4271

4111

Газохимическая продукция, тыс. т

0

0

0

0

0

Выработка гелиевого концентрата, млн.м3

0

1

255

259

261

вариант «Центр»

2010

2015

2020

2025

2030

ПБТ, тыс. т

165

475

1372

1277

1130

НГКС, тыс. т

58

359

1549

1587

1591

Полиолефины, тыс. т

0

36

344

438

1006

Нефтехимическая продукция, тыс. т

0

508

3289

3689

3086

Газохимическая продукция, тыс. т

0

0

0

0

0

Выработка гелиевого концентрата, млн.м3

5

46

206

208

210

Таблица 14.13 – Ожидаемое размещение мощностей ГПЗ и НГХК по вариантам

Объекты

Подварианты разработки

«Запад»

«Центр»

«Восток»

Доп. Вариант 50

без ЕСГ

с ЕСГ

без ЕСГ

с ЕСГ

без ЕСГ

с ЕСГ

Целевой

целевой

интенсивный

целевой

интенсивный

целевой

интенсивный

целевой

интенсивный

целевой

интенсивный

целевой

интенсивный

Центр

Запад

Восток

ГПЗ в Иркутской области (Саянск)

 

 

V

V

 

 

V

V

 

 

V

V

 

 

 

ГПЗ в Иркутской области (Ангарск)

V

V

 

 

V

V

 

 

V

V

 

 

V

V

V

ГПЗ в Красноярском крае (Ниж. Пойма)

 

 

V

V

 

 

V

V

 

 

V

V

 

 

 

ГПЗ в Красноярском крае (Канск)

V

V

 

 

V

V

 

 

V

V

 

 

V

V

V

ГПЗ в Иркутской области (Кунерма)

V

V

V

V

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ГПЗ в Республике Саха (Якутия) – Ленск

 

V

 

 

V

V

V

V

 

V

 

V

V

V

V

ГПЗ в Хабаровском крае

V

V

V

V

V

V

V

V

V

V

V

V

V

V

V

НХК в Красноярском крае (производство нефтехимической продукции) (Ниж. Пойма, Канск)

V

V

V

V

V

V

V

V

V

V

V

V

V

V

V

НХК в Иркутской обл (Кунерма) (производство нефтехимической продукции)

V

V

V

V

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

НХК в Республике Саха (Якутия) (производство нефтехимической  продукции) – Ленск

 

 V

 

 

V

V

V

V

 

 

V

V

V

V

Ангарский НХК Саянскхимпласт (производство нефтехимической продукции)

V

V

V

V

V

V

V

V

V

V

V

V

V

V

V

НГХК в Хабаровском крае (производство нефтехимической продукции)

V

V

V

V

V

V

V

V

V

V

V

V

V

V

V

НГХК в Красноярском крае (производство газохим. прод.) (Ниж. Пойма, Канск)

 

V

 

V

 

V

 

V

 

V

 

V

 

 

 

Кунерменский ГХК (производство газохим. прод.)

 

V

 

V

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ГХК в Республике Саха (Якутия) (производство газохим. прод.) – Ленск

 

V

 

 

 

V

 

V

 

V

 

V

 

 

 

Ангарский НХК (производство газохим. прод.)

 

V

 

 

 

V

 

 

 

V

 

 

 

 

 

Саянский ГХК  (производство газохим. прод.)

 

 

 

V

 

 

 

V

 

 

 

V

 

 

 

15. Перспективы создания ПХГ в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке

15.1. Потребность в ПХГ

Основной целью создания ПХГ является регулирование сезонной неравномерности внутреннего газопотребления, а также поставок газа на экспорт и обеспечение надежности поставок газа в случае аномально холодных зим и аварий в газотранспортной системе. Эксплуатация газохранилищ позволяет избежать излишних затрат в развитие газодобывающих и газотранспортных мощностей.

Потребность в активном объеме газа ПХГ (без долгосрочных резервов) на уровень 2030 г. оценивается в объеме 5,9 млрд. м3:

-      для потребителей Восточной Сибири – 1,9 млрд. м3;

-      для потребителей Дальнего Востока – 1,5 млрд. м3;

-      для регулирования поставок газа на экспорт по магистральным газопроводам (5% от объема экспорта) – 2,5 млрд. м3.

При этом учитывалось, что сезонная неравномерность добычи газа будет составлять около 2% от объема добычи (при трубопроводных поставках), т.е. часть неравномерности газопотребления (до 1,8 млрд. м3 в 2030 году) будет регулироваться за счет добычи и магистрального транспорта газа.

15.2. Геологические перспективы создания ПХГ

Большая часть южных районов Красноярского края к востоку от г. Красноярск и к югу от линии Красноярск-Ачинск-Мариинск является тектонически открытой территорией. Здесь на дневную поверхность выходят породы складчатого основания Восточного Саяна, и осадочный чехол, развитый в межгорных впадинах, имеет малую мощность, что исключает создание здесь ПХГ. Перспективы создания ПХГ на юге Красноярского края следует связывать только с южными районами Приенисейской части Западно-Сибирской низменности к западу от г. Красноярск. Наиболее перспективный район для поиска структур в водоносных пластах расположен к северу от г. Ачинск.

На территории Иркутской области в районе г. Ангарска перспективными для создания ПХГ являются солевые пачки усольской свиты, которые залегают здесь в интервале глубин 750-1250 м и имеют мощность 50-90 м. Предварительный анализ показал, что в указанном районе возможно создание ПХГ в солях с активной емкостью до 600 млн.м3. Для чего потребуется размыть 9 каверн, при этом буферный объем составит всего 115 млн.м3. Суточная производительность может составить до 45 млн. м3/сут. Утилизацию строительного рассола предполагается реализовывать путем передачи на солепроизводящее предприятие в г. Усолье Сибирское.

Территория Дальнего Востока имеет сложное геологическое строение. Рассматриваемая часть Дальнего Востока, в районе городов Благовещенск, Хабаровск, Комсомольск-на-Амуре, расположена во внешней зоне Тихоокеанского подвижного пояса. Практически на всей рассматриваемой территории отсутствует осадочный чехол, поэтому для создания ПХГ ее большая часть является бесперспективной. Осадочный чехол достаточной мощности имеется лишь во впадинах: Зея-Буреинской и Средне-Амурской, расположенных в районах г. Благовещенска и г. Хабаровска, соответственно (рисунок 15.1).

 В Зея-Буреинской впадине в настоящее время отсутствуют локальные структуры, подготовленные к глубокому бурению, которые могут служить объектами под ПХГ. На территории впадины необходимо провести региональные геолого-поисковые работы, а для определения районов и объемов этих работ требуется проведение детальных камеральных исследований.

В пределах Средне-Амурской впадины перспективным для создания ПХГ является Переяславский грабен, где в настоящее время отсутствуют подготовленные под ПХГ структуры. Из выявленных структур в качестве первоочередного объекта для проведения разведочных работ рекомендуется локальная антиклинальная структура Малоситинская-1. Эта структура прослеживается по всем отражающим горизонтам в осадочном чехле. Мощность перспективных кайнозойских отложений в своде структуры достигает 1200 м. На структуре необходимо провести сейсморазведочные работы 3D и пробурить три разведочные скважины.

15.3. Предложения по созданию системы ПХГ в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке

В качестве первоочередного объекта создания ПХГ рекомендуется газохранилище в соляных кавернах в районе г. Ангарска, что позволит полностью обеспечить южные районы Иркутской области в мощностях ПХГ.

Для решения вопроса об обеспечении г. Красноярск и юга Красноярского края необходима постановка тематических и 2D сейсмических работ в наиболее перспективных районах. К ним относится район к северу от г.Ачинск. В случае положительного результата поисковых работ в районе возможно создание ПХГ с активной емкостью до 300 млн.м3, а при благоприятных условиях до 800 млн.м3.

В районе Хабаровска наиболее перспективным объектом является Малоситинская структура. Здесь необходимо проведение геологоразведочных работ для уточнения характеристик объекта хранения. Перспективы наращивания активной емкости ПХГ также связано с районом, примыкающим к Малоситинской  структуре.

В качестве резервных объектов могут выступать геологические структуры в районе городов Благовещенска – Белогорска. Для оценки возможности создания ПХГ в регионе необходима постановка тематических и региональных сейсмических работ.

15.4. Капитальные вложения в развитие ПХГ

Расчет капитальных вложений для рассматриваемых сценариев производился на основе экспертных оценок с учетом неопределенности геологических условий и условий строительства. В таблице 15.1 приведены объемы капитальных вложений на создание ПХГ в районах г. Ангарска и г. Хабаровска, а также  объемы капитальных вложений на проведение ГРР с целью выявления новых геологических структур в районах г. Ачинска и г. Благовещенска для развития системы ПХГ в восточных регионах страны.

Таблица 15.1 – Капитальные вложения в развитие ПХГ в Восточной Сибири и

Дальнем Востоке

млн. долл. США

 

2008-2010

2011-2015

2016-2020

2021-2025

2026-2030

Итого

Ангарское ПХГ (соли)

7,0

53,0

39,0

30,0

2,4

131,4

в т.ч. ГРР

7,0

 

 

 

 

7,0

Малоситинское ПХГ

4,5

150,0

 

 

 

154,5

в т.ч. ГРР

4,5

 

 

 

 

4,5

ГРР в перспективных районах

9,0

11,0

 

 

 

20,0

Всего

20,5

214,0

39,0

30,0

2,4

305,9

В случае положительного результата ГРР возможно увеличение капитальных вложений в создание ПХГ в разведанных структурах. В случае отсутствия благоприятных геологических условий создания ПХГ в водоносных структурах возможно изучение условий по созданию хранилищ в горных выработках (шахтах) и хранилищ СПГ.

16. Этапы освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока и принципиальная схема развития газотранспортной системы региона

С учетом изложенных в предыдущих разделах сценариев развития газовой промышленности в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке разработана модель освоения газовых ресурсов и формирования газотранспортной системы.

Схемы освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока представлены на рисунках 16.1 – 16.9.

Для каждого сценария определено 4 этапа освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока:

I этап

2007-2009 гг.

II этап

2010-2012 гг.

III этап

2013-2015 гг.

IV этап

2016-2030 гг.

Конкретные сроки этапов освоения Восточной Сибири и Дальнего Востока будут уточняться в ходе реализации Программы.

Этапы освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока следующие:

Первый этап для всех вариантов сценариев «Запад», «Центр» и «Восток» включает: начало промышленной добычи газа на месторождениях Иркутского и Сахалинского центра газодобычи (проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2»).

Вводятся в эксплуатацию газопроводы от Иркутского центра газодобычи до центров потребления газа в северо-восточных и южных районах Иркутской области. Для выделения гелия предусматривается строительство первой очереди газоперерабатывающего завода в Иркутской области.

Из Сахалинского центра газодобычи осуществляются поставки газа потребителям Сахалинской области и Хабаровского края по действующей газотранспортной системе.

В этот период завершается строительство завода по производству СПГ на о. Сахалин (проект «Сахалин-2») и начинаются его поставки в страны АТР и др.

В вариантах сценария «Запад» предусматривается начало строительства нового газопровода о.Сахалин – Владивосток (от Хабаровска к Владивостоку) для газификации потребителей Приморского края.

Варианты с перетоком газа в ЕСГ в сценариях «Запад», «Центр» и «Восток» предусматривают начало строительства магистрального газопровода от месторождений Иркутского центра газодобычи до Проскоково и от месторождений Красноярского края до Нижней Поймы.

Варианты без перетока газа в ЕСГ во всех сценариях предусматривают начало  строительства газопровода от месторождений Красноярского края до г. Красноярск.

На этом этапе в вариантах сценария «Центр» предусмотрено начало строительства магистральных газопроводов от месторождений Якутского центра газодобычи в направлении Благовещенска.

Второй этап во всех вариантах сценариев продолжаются вводы газотранспортных мощностей, начало строительства которых предусмотрено на 1 этапе, для увеличения объемов поставок газа российским потребителям.

Для вариантов с перетоком газа в ЕСГ во всех сценариях месторождений Иркутской области и Красноярского края направляется в ЕСГ России для покрытия спроса на газ в районах действующих газопроводов.

На этом этапе в вариантах без перетока газа в ЕСГ во всех сценариях предполагается удовлетворять спрос потребителей Красноярского края попутным газом из месторождений Красноярского центра газодобычи, а в вариантах с перетоком газа в ЕСГ также с Собинско-Пайгинского НГКМ.

Предусматривается начало промышленной добычи газа в Якутском центре (варианты «Центр» с ЕСГ и «Запад» с ЕСГ). Для выделения гелия из газа предусматривается строительство ГПЗ.

Во всех вариантах сценариев «Запад», «Центр» и «Восток» предусматривается строительство ГПЗ в Хабаровском крае для переработки сахалинского газа.

На этом этапе все варианты сценария «Запад» предусматривают строительство экспортных газопроводов от месторождений Иркутского центра газодобычи (в направлении Кунерма – Забайкальск). В вариантах с перетоком газа в ЕСГ предусмотрено строительство газопровода от месторождений Якутского центра газодобычи в направлении Кунермы.

В вариантах сценария «Центр» предполагается строительство экспортных газопроводов от месторождений Якутского центра газодобычи в направлении Благовещенска и от Сахалинского центра газодобычи в направлении Владивосток – побережье Республики Корея.

В вариантах сценария «Восток» предполагается строительство экспортного газопровода от месторождений Сахалинского центра газодобычи в направлении Дальнереченск – Владивосток – побережье Республики Корея.

В случае заключения долгосрочных контрактов на основе Межправительственных соглашений России и КНР, России и Республики Корея на этом этапе предусматриваются поставки газа в объемах спроса в этих странах.

Третий этап освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока предусматривает ввод в эксплуатацию Юрубчено-Тохомского НГКМ во всех целевых вариантах сценариев «Запад», «Центр» и «Восток».

Для вариантов с перетоком газа в ЕСГ по сценарию «Запад» предусматривается ввод в эксплуатацию перспективных месторождений Красноярского края.

Варианты сценария «Восток» предусматривают разработку месторождений по проекту «Сахалин-3» в Сахалинском центре газодобычи.

На этом этапе в вариантах сценария «Запад» предполагается начать строительство второй нитки нового газопровода о. Сахалин – Владивосток для удовлетворения растущей потребности потребителей Приморского края.

Вариант «Восток»-50 предусматривает начало строительства магистрального газопровода от месторождений Якутского центра газодобычи до Хабаровска.

На четвертом этапе освоения газовых ресурсов во всех интенсивных вариантах сценариев (за исключением «Запад» с ЕСГ) предусматривается ввод в эксплуатацию Юрубчено-Тохомского НГКМ, а в интенсивных вариантах сценариев без перетока газа в ЕСГ – Собинско-Пайгинского НГКМ со строительством газопровода для подачи газа на газохимическое производство.

Вариант «Запад»-50 предусматривает освоение Чаяндинского НГКМ и строительство газопровода до Кунермы для совместной подачи газа из Якутского и Иркутского центров газодобычи на экспорт в Китай и Республику Корея.

В варианте «Восток»-50 предусматривается освоение Чаяндинского НГКМ, завершение строительства газопровода от месторождений Якутского центра газодобычи до Хабаровска и начало поставок в страны АТР.

Во всех вариантах сценариев «Запад» и «Центр» предусматривается ввод в эксплуатацию добычных мощностей по проекту «Сахалин-3», а в вариантах по сценарию «Восток» – также и перспективных месторождений о. Сахалин.

В вариантах сценария «Запад» заканчивается строительство нового газопровода о. Сахалин-Владивосток для удовлетворения растущего спроса на газ потребителей Хабаровского и Приморского краев.

Все варианты интенсивного спроса на газ (для газохимии) предусматривают строительство и ввод в эксплуатацию газохимических комплексов в Красноярском крае, Республике Саха (Якутия) и Иркутской области.

В вариантах интенсивного спроса на газ по сценариям «Запад» без ЕСГ и «Восток» без ЕСГ предусматривается разработка Чаяндинского НГКМ и строительство газопроводов до газохимических комплексов.

Схемы потоков газа на внутреннее потребление в целевом и интенсивном вариантах сценариев представлены на рисунках 16.10 – 16.24. В них отсутствуют потоки газа для Камчатской области и в Норильском промузле в силу обособленности этих регионов и 100% внутренней реализации газа.

Согласно «Методическим рекомендациям по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция)», утвержденным Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ и Государственным комитетом по строительной, архитектурной и жилищной политике № ВК 477 от 21.06.1999 основным критерием эффективности сценариев и их приоритетности в условиях заданной внутренней нормы доходности и ставки дисконтирования является консолидированный накопленный дисконтированный денежный поток (NPV), характеризующий превышение суммарных денежных притоков над суммарными оттоками в сценариях Программы. При этом учитывается неравноценность эффектов, затрат, результатов, обусловленных различными временными этапами реализации Программы.

Для сценариев, имеющих положительный консолидированный накопленный дисконтированный денежный поток, кроме его размера, приведены показатели бюджетной эффективности, характеризующие объем дисконтированных поступлений в бюджет суммарно за весь период реализации Программы.

Часть 1

Часть 2

Часть 3

Часть 4

Часть 5

 

 

Теги: |Рубрики: Восточная газовая программа, Документы, Концепции | Комментариев нет »

Комментарии закрыты