Правительство Республики Казахстан ПОСТАНОВЛЯЕТ:
1. Утвердить прилагаемую Концепцию развития газового сектора Республики Казахстан до 2030 года (далее – Концепция).
2. Центральным государственным и местным исполнительным органам Республики Казахстан принять необходимые меры по реализации Концепции.
3. Настоящее постановление вводится в действие со дня его подписания.
Премьер-Министр Республики Казахстан К. Масимов
Утверждена
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 5 декабря 2014 года №1275
Концепция развития газового сектора Республики Казахстан до 2030 года
Введение
В условиях наблюдаемой в настоящее время высокой волатильности мировых рынков энергоносителей многие государства и крупные транснациональные нефтегазовые компании уделяют серьезное внимание глобальным сценариям развития потребности мировой экономики в углеводородных ресурсах для выработки ключевых ориентиров своего будущего развития.
В Казахстане под руководством Главы государства была разработана и успешно реализуется стратегия долгосрочного развития страны "Стратегия "Казахстан – 2050": Новый политический курс состоявшегося государства", в которой в качестве одного из важных приоритетов устойчивого развития страны определен всеобъемлющий экономический прагматизм в развитии отраслей экономики на принципах прибыльности, возврата от инвестиций и конкурентоспособности, что, в том числе, подразумевает пересмотр текущей системы управления газовыми ресурсами страны и газовой отраслью в целом.
Настоящая Концепция определяет видение и основные подходы к поэтапному реформированию и комплексному развитию газового сектора Республики Казахстан на период до 2030 года.
1. Видение развития газового сектора
1. Анализ текущей ситуации и тенденций развития газового сектора
Ресурсная база
Государственной комиссией Республики Казахстан по запасам утверждены извлекаемые запасы газа на уровне 3,9 трлн. м3, в том числе попутного газа – 2,6 трлн. м3, и природного (свободного) газа – 1,3 трлн. м3.
Между тем, по данным одного из признанных мировых источников отраслевой информации – компании British Petroleum – запасы газа в Казахстане составляют 1,3 трлн. м3, что позволяет Республике Казахстан занимать по данному показателю 22 место в мире и 3 место среди стран Содружества Независимых Государств (далее – СНГ) после России и Туркменистана. Такое несоответствие показателей вызвано как высокой долей попутного нефтяного газа в газовых запасах Республики Казахстан, так и различиями в методиках подсчета запасов, по которым республика в скором времени планирует осуществить переход на международные стандарты.
Около 98% всех разведанных запасов газа сосредоточено на западе Казахстана, при этом более 87% – в крупных нефтегазовых (Тенгиз, Кашаган, Королевское, Жанажол) и нефтегазоконденсатных (Карачаганак, Имашевское) месторождениях.
Рисунок 1. Распределение извлекаемых запасов газа по месторождениям,%
Источник: Министерство энергетики Республики Казахстан
Крупнейшие месторождения Республики Казахстан характеризуются сложностью извлечения углеводородов из-за больших глубин (более 5 тысяч метров), многокомпонентностью состава газа (сравнительно низкая доля метана) и повышенным содержанием сероводородных соединений. Имеющиеся газовые месторождения с небольшими глубинами залегания и незначительным содержанием сернистых соединений характеризуются небольшими запасами газа и имеют локальное значение для газификации местных территорий.
За 2000 – 2012 годы прирост запасов газа по Казахстану составил 126,6 млрд. м3, в то время как накопленная добыча газа за указанный период составила 342,2 млрд. м3 (с учетом объемов сырого газа, закачанного обратно в пласт). Таким образом, восполнение минерально-сырьевой базы республики по газу находится на недостаточном уровне, не превышающем 38%.
Рисунок 2. Динамика соотношения добычи и прироста запасов газа, млрд. м3
Источник: Министерство энергетики Республики Казахстан
Являясь одним из старейших нефтегазодобывающих районов мира, Казахстан в то же время обладает значительными нереализованными прогнозными ресурсами углеводородов. Так, прогнозные ресурсы традиционного (природного и попутного) газа в республике оцениваются на уровне 6 – 8 трлн. м3. В первую очередь, это относится к казахстанскому сектору акватории Каспийского моря, в том числе его Прикаспийской, Бузачинской и Южно-Мангышлакской зонам.
Высокая вероятность новых значительных открытий сохраняется в сухопутной части Прикаспийской впадины и акватории Аральского моря. Сохраняется также вероятность открытия новых месторождений нефти и газа в других осадочных бассейнах как с доказанной, так и недоказанной промышленной нефтегазоносностью. В совокупности с разведанными запасами эти прогнозные оценки свидетельствуют о значительном потенциале Казахстана, уже сегодня занимающего заметное место среди нефтегазодобывающих стран мира.
Метан угольных пластов. Помимо традиционных ресурсов газа, в Казахстане имеется значительный потенциал в части разведки и добычи метана угольных пластов. Прогнозные ресурсы метана угольных месторождений Казахстана оцениваются на уровне до 7 трлн. м3, а ресурсы метана Карагандинского угольного бассейна только до глубины 1500 метров составляют 490,47 млрд. м3. При этом содержание метана в газе Карагандинского бассейна составляет от 80 до 98%, что позволяет использовать его как полноценную альтернативу традиционному природному газу.
В свою очередь, Экибастузский угольный бассейн недостаточно изучен на предмет запасов метана, однако является уникальным по концентрации углей и плотности ресурсов газа на единицу площади. По остальным месторождениям угля достаточная информация по запасам метана отсутствует.
Следует отметить, что добыча метана угольных пластов является существенно более дорогостоящим процессом по сравнению с добычей на традиционных месторождениях и характеризуется меньшими показателями энергетической рентабельности (1). Если газ, содержащийся в песчанике, свободно выходит на поверхность за счет пластового давления, то в залежах угля необходимо создать каналы для его движения посредством дорогостоящих технологий гидроразрыва пласта и последующей откачки воды. В этой связи добыча метана угольных пластов активно развивается, в первую очередь, в тех странах, где наблюдается нехватка либо истощение запасов традиционного газа.
___________________________
1 Энергетическая рентабельность(EROEI) – соотношение полученной энергии к затраченной.
Вместе с тем, в условиях Казахстана технология добычи метана угольных пластов в ряде случаев (в первую очередь, для газификации северных регионов Республики Казахстан) может быть экономически привлекательной, что обуславливает необходимость проведения соответствующих исследований и реализации пилотного проекта по добыче в наиболее изученном Карагандинском угольном бассейне.
Газификация угля. Казахстан входит в десятку стран с крупнейшими запасами угля, которые по данным British Petroleum составляют порядка 33,6 млрд. тонн (2). При этом значительную их долю составляют высокозольные, высокосернистые угли, практически неиспользуемые в энергетике из-за низкого качества и высокого уровня воздействия на окружающую среду.
_________________________
(2) Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых Республики Казахстан утверждены запасы угля в объеме 34,5 млрд. тонн.
В то же время, данные угли являются пригодными для использования методами подземной либо наземной газификации, основным продуктом которых является смесь угарного газа и водорода, называемая синтетическим (генераторным) газом. Данный газ может быть использован для выработки электрической и тепловой энергии, а также для последующего производства синтетических нефтепродуктов.
Следует отметить, что обе технологии газификации углей характеризуются низкой экономической привлекательностью, особенно в случае использования газа для выработки электроэнергии. Вместе с тем, с учетом ожидаемого дальнейшего истощения месторождений углеводородного сырья, технологии газификации угля в перспективе могут стать экономически эффективными при реализации схемы последующего синтеза нефтепродуктов.
В свою очередь, в период реализации настоящей Концепции Казахстану следует применять данные технологии для опытно-промышленной эксплуатации и в рамках проведения научных исследований.
Сланцевый газ. По сланцевому газу в Казахстане специальных исследований не проводилось, в связи с чем данные о наличии геологических и извлекаемых запасов отсутствуют. Более того, даже после начала промышленной добычи сланцевого газа, информация по запасам соответствующего месторождения также не может быть определена достоверно.
Добыча газа из сланцевых пород осуществляется посредством бурения многочисленных скважин и гидроразрывов пластов, а также характеризуется низкой рентабельностью и развивается при недостатке ресурсов традиционного газа. Таким образом, на данном этапе работы по сланцевому газу в Казахстане будут ограничены изучением перспектив его запасов.
Биогаз. Основой производства биогаза является технология метанового сбраживания органических отходов животноводства и растениеводства, а также бытовых отходов. На сегодняшний день в Казахстане технология производства горючего газа и других химических соединений, в том числе удобрений, методом метанового сбраживания практически отсутствует (3).
_____________________________
3 Биогазовая установка в комплексе с мини-теплоэлектроцентрали электрической мощностью 360 кВт была запущена в эксплуатацию в 2011 году в Костанайской области.
Между тем, республика обладает в данной сфере значительным потенциалом. Так, согласно Проекту Развития экспортного потенциала мяса крупного рогатого скота Республики Казахстан, в стране к 2020 году планируется на откорме иметь порядка 1,1 млн. голов скота, что может обеспечить производство биогаза на уровне 95 млн. м3 в год. Кроме того, в Казахстане накоплено более 22 млрд. тонн бытовых отходов, при утилизации которых возможно производство порядка 180 млн. м3 биогаза в год.
Производство биогаза в текущих условиях является низкорентабельным, однако должно рассматриваться государством через призму снижения выбросов парниковых газов, утилизации отходов животноводства, улучшения экологии городов, предотвращения пожаров и задымлений на мусорных полигонах и других положительных результатов.
Добыча и использование
Добыча газа в Казахстане по итогам 2013 года составила 42,3 млрд. м3, что выше показателя предыдущего года на 5,4%. Основными газодобывающими компаниями в Республике Казахстан являются:
1) Карачаганак Петролеум Оперейтинг Б.В. – 17,5 млрд. м3;
2) ТОО "Тенгизшевройл" – 14,6 млрд. м3;
3) АО "СНПС-Актобемунайгаз" – 3,5 млрд. м3;
4) ТОО "Жаикмунай" – 1,5 млрд. м3.
Таким образом, всего лишь на две компании, а именно на "Карачаганак Петролеум Оперейтинг" и ТОО "Тенгизшевройл" приходится 76% добываемого в стране газа.
Рисунок 3. Распределение объемов добычи газа по недропользователям,%
Источник: Министерство энергетики Республики Казахстан
Как уже отмечалось, значительная часть добываемого в Казахстане газа является попутным и извлекается вместе с нефтью, что в случае его дальнейшей продажи накладывает обязательства по предварительной дорогостоящей переработке. Как следствие, около 44% (18,8 млрд. м3) добываемого в республике газа используется недропользователями для обратной закачки в пласт с целью повышения пластового давления и коэффициента добычи нефти, на собственные нужды в виде подогрева нефти, производства электроэнергии и иные цели.
Порядка 2% (922 млн. м3) добытого в 2013 году газа было сожжено на факелах. Следует отметить, что после введения в Казахстане запрета на сжигание газа, ежегодные объемы сожженного газа были сокращены более чем в 3,5 раза и приближены к уровню технологически неизбежного сжигания.
В итоге объем газа, направленного в 2013 году на переработку для последующей реализации на внутренний рынок и экспорт, составил 22,6 млрд. м3 или 53% от объема добычи.
Наиболее значимым проблемным вопросом, стоящим сегодня в сфере регулирования сектора добычи и использования газа, является несовершенство существующей системы учета добычи и оборота нефтегазовых ресурсов. Текущий и прогнозный баланс добычи и использования газа формируется на основе данных, предоставляемых недропользователями, месторождения большинства из которых не оборудованы современными автоматизированными системами учета. В результате у государства отсутствуют эффективные механизмы выявления случаев нерационального использования углеводородных ресурсов, в том числе скрытого сжигания попутного газа на факелах.
Прогноз добычи и использования. На основе текущего баланса добычи и использования газа, а также имеющихся планов по развитию нефтегазовых проектов в Республике Казахстан, были разработаны три сценария развития газодобывающего сектора до 2030 года с перспективой до 2050 года: экономный, форсированный и прагматичный.
Рисунок 4. Сценарии среднегодового объема добычи газа в Казахстане до 2030 года с перспективой до 2050 года, млрд. м3
Источник: Министерство энергетики Республики Казахстан
"Экономный" сценарий основан на сдержанной политике нефте- и газодобычи с коридором прироста в 5 – 10 млрд. м3 в десятилетие. В результате его реализации к 2030 году уровень добычи газа в Казахстане составит 51,3 млрд. м3, а в 2050 году – около 66 млрд. м3.
Реализация "экономного" сценария связана с ограниченным вводом в эксплуатацию новых месторождений газа, а также умеренным развитием трех крупных казахстанских месторождений (Кашаган, Карачаганак и Тенгиз) на уровне, позволяющем замещать снижение добычи на действующих средних и малых месторождениях. При данном сценарии республика сохранит значительный объем запасов газа, однако эффективность разработки казахстанских месторождений-гигантов и удовлетворение растущего внутреннего спроса на газ будут обеспечены не в должной мере.
В рамках "форсированного" сценария рассматривается максимально быстрое наращивание объемов добычи газа, которые уже к 2030 году достигнут уровня порядка 100 млрд. м3 в год. Вместе с тем, такое активное развитие месторождений приведет к ускоренному истощению имеющихся в Казахстане запасов углеводородного сырья. Кроме того, эффективность данного сценария с точки зрения выработки товарного газа будет весьма ограниченной в связи с его акцентом на обратную закачку газа в пласт (далее – ОЗП) для увеличения нефтедобычи.
"Прагматичный" сценарий предусматривает учет оптимальных параметров разработки казахстанских месторождений без их ускоренного истощения. При этом по аналогии с "форсированным" в рамках данного сценария вместе с ожидающимся значительным ростом объемов добычи газа, в перспективе до 2030 года также будут увеличиваться объемы газа, закачиваемого обратно в пласт. Как следствие, в данный период при росте добычи в полтора раза (с 42,3 до 59,8 млрд. м3 в год) свободные ресурсы товарного газа сохранятся на уровне 21-25 млрд. м3.
Рисунок 5. Прогнозный баланс газа до 2030 года с перспективой до 2050 года (прагматичный сценарий), млрд. м3
Источник: Министерство энергетики Республики Казахстан
В свою очередь, после 2030 года добыча жидких углеводородов на Тенгизе и Карачаганаке начнет сокращаться, что приведет к снижению потребности в газе для обратной закачки. Начиная с этого периода, объемы производства товарного газа в Республике Казахстан значительно увеличатся и составят к 2050 году порядка 40 млрд. м3 в год.
Задействование дополнительных ресурсов газа. Таким образом, во всех трех сценариях потенциал роста объемов переработки газа ограничен необходимостью его использования для обратной закачки. Это обуславливает значимость проведения дальнейшей работы по оптимизации схем разработки месторождений углеводородного сырья.
Кроме того, существенный дополнительный ресурс товарного газа в рамках всех сценариев может появиться за счет переработки части сырого газа, используемого на ряде небольших и удаленных от газопроводов месторождений в полном объеме на подогрев нефти, производство электроэнергии и прочие виды расхода газа на собственные нужды и потери (далее – СНиП) либо осуществляющих сжигание газа на факелах.
По таким месторождениям следует рассмотреть возможность оптимизации расходов газа на СНиП с применением новых технологий по переработке и транспортировке газа (газ в жидкости, сжиженный природный газ) либо строительством национальным оператором центров сбора и переработки сырого газа. По предварительным оценкам, потенциал данного направления оценивается на уровне до 3 – 5 млрд. м3 в год, однако определение фактических объемов данных ресурсов газа будет выполнено только с введением в республике единой системы учета добычи и использования углеводородных ресурсов.
При достаточном развитии проектов добычи метана угольных пластов в Карагандинском угольном бассейне, ее объемы в обозримой перспективе могут составить от 1,3 до 4,5 млрд. м3 в год, что позволит полностью обеспечить газом северные и восточные регионы республики. В этой связи особую значимость приобретают разработка и принятие комплексного плана развития добычи газа из угольных пластов в Республике Казахстан, а также реализация пилотного проекта по добыче метана угольных пластов в Карагандинском угольном бассейне. В свою очередь, по остальным видам газа в период реализации настоящей Концепции достижение значимых объемов добычи (производства) газа в Казахстане не ожидается.
Рисунок 6. Прогноз производства товарного газа из традиционных и альтернативных ресурсов до 2030 года с перспективой до 2050 года (прагматичный сценарий), млрд. м3
Источник: Министерство энергетики Республики Казахстан
Газотранспортные системы
Магистральные газопроводы. Общая протяженность магистральных газопроводов Казахстана составляет 16042 км, в том числе по:
1) АО "Интергаз Центральная Азия" – 11861 км;
2) ТОО "Азиатский газопровод" – 2610 км;
3) ТОО "Газопровод "Бейнеу-Шымкент" – 1143 км;
4) АО "КазТрансГаз Аймак" – 432 км.
Таблица 1. Основные магистральные газопроводы Казахстана
№ пп
|
Газопровод
|
Протяженность
в однониточном
исполнении,
км
|
Год ввода в
эксплуатацию
|
Фактическая
мощность,
млн. м3 в год
|
1
|
Средняя Азия – Центр
|
4 163
|
1966 – 1975
|
60 200
|
2
|
Казахстан – Китай
|
2 610
|
2009 – 2013
|
30 000
|
3
|
Союз (с лупингом)
|
424
|
1976
|
25 185
|
4
|
Макат – Северный Кавказ
|
372
|
1987
|
21 900
|
5
|
Оренбург – Новопсков
|
382
|
1975
|
14 600
|
6
|
Бухара – Урал
|
1 577
|
1964
|
8 030
|
7
|
Окарем – Бейнеу
(с лупингом)
|
547
|
1972 – 1974
|
7 300
|
8
|
Бухарский газоносный район – Ташкент – Бишкек – Алматы
|
1 639
|
1966 – 1999
|
5 840
|
9
|
Газли – Шымкент
|
309
|
1988
|
4 380
|
10
|
Бейнеу – Бозой – Шымкент
|
1 143
|
2013 – 2016
|
2 555
| |
Скачать 0.65 Mb.