газопроводы Казахстана. Становление Правительства Республики Казахстан от 5 декабря 2014 года 1275
 Скачать 0.65 Mb.
|
 Источник: Международное энергетическое агентство При этом в США наблюдается масштабное замещение выбывающих мощностей по производству традиционного газа активно разрабатываемыми месторождениями сланцевого газа. Особенностью таких месторождений является весьма низкая точность прогнозирования имеющихся ресурсов газа, а также значительное падение дебита скважин (до 80%) в первые годы их эксплуатации, что обуславливает необходимость постоянного обновления фонда скважин и высокие риски нестабильности объемов добычи. Основным фактором, негативно отражающимся на долгосрочных мировых перспективах добычи газа и характерным для большинства ископаемых видов топлива, является снижение энергетической рентабельности добычи. С каждым годом высокорентабельных запасов газа становится все меньше, и на добычу каждой тонны условного топлива требуется расходовать все больший объем энергии. С этой точки зрения, задействование ресурсов сланцевого газа, характеризующихся весьма низкими показателями энергетической рентабельности, представляется еще одним шагом на пути к глобальному энергетическому дефициту. С другой стороны, несмотря на наблюдаемое замедление темпов роста численности населения Земли, сохраняются тенденции значительного увеличения мирового спроса на энергоносители, в том числе на газ. Рисунок 17. Прогноз мирового спроса на товарный газ по секторам экономики, млрд. м3  Источник: Международное энергетическое агентство Согласно имеющимся прогнозам, наибольшая динамика роста спроса на газ ожидается в секторе производства электроэнергии, а основными двигателями роста мирового потребления газа называются страны Юго-Восточной Азии (в первую очередь Китай) и Ближнего Востока. В то же время, сохранение кризисных явлений в мировой экономике, а также постепенное снижение количества легкодоступных ресурсов газа в перспективе могут привести к необходимости пересмотра таких прогнозов в негативную сторону. Обзор внешних рынков сбыта казахстанского газа. Как уже было отмечено, в настоящее время единственными внешними рынками сбыта казахстанского товарного газа являются Россия и Кыргызстан. При этом если Кыргызская Республика импортирует казахстанский газ в незначительных объемах для внутреннего потребления, то Россия приобретает его для целей последующей перепродажи. Данная схема поставок сложилась исторически в рамках советской газотранспортной инфраструктуры и связана с существованием в Российской Федерации единого экспортного канала ОАО "Газпром". Между тем в настоящее время в рамках развития Евразийского экономического союза прорабатываются вопросы создания единых энергетических рынков, что в перспективе может открыть для Казахстана возможность выхода на европейские газовые рынки. Кроме того, после завершения строительства МГ "Бейнеу – Бозой – Шымкент" у республики появится возможность поставок газа из западных регионов Республики Казахстан в Китай по МГ "Казахстан – Китай". В этой связи, а также учитывая крайне низкую вероятность развития газотранспортной инфраструктуры по иным направлениям, актуальным для Казахстана является анализ перспектив дальнейшего развития рынков Европы (6), России и Китая. ____________________________ (6) Европейские страны, входящие в ОЭСР. Потребление товарного газа в Европе в последние два десятилетия докризисного периода росло в среднем на 2,4% в год, что вызывало оптимистичные ожидания дальнейшего долгосрочного роста. Между тем, с началом мирового финансового кризиса в 2009 году спрос сократился на 5,6%, отыграв при этом 7,4% роста уже в 2010 году. На этот год пришелся пик европейского потребления газа, совокупный объем которого составил 560,4 млрд. м3. В дальнейшем европейские газовые рынки ожидало падение: уже по итогам 2013 года объем потребления оказался на уровне 503,2 млрд. м3. При этом данный тренд, по всей вероятности, имеет долгосрочный характер, и связан с медленным восстановлением экономики после кризиса, низким спросом на электроэнергию, ростом энергоэффективности, а также увеличением доли возобновляемых источников энергии и угольных генераций. Между тем, добыча газа в Европе достигла своего пика в 310 млрд. м3 в год еще в 2004 году, после чего наблюдалось стабильное снижение, составившее к 2011 году уже 30%, в первую очередь, за счет падения добычи в Великобритании. По прогнозам Международного энергетического агентства в перспективе до 2020 года ожидается дальнейшее падение добычи газа в Европе еще на 40 млрд. м3, которое, однако может быть частично компенсировано за счет разработки новых морских месторождений. Основным импортером газа в Европу является Россия, доля которой на европейском газовом рынке составляет порядка 30% (161,5 млрд. м3). Однако в целях достижения безопасности энергопоставок страны Европы проводят политику по диверсификации импорта газа, в том числе посредством наращивания поставок сжиженного природного газа из стран Ближнего Востока, Северной Африки и в перспективе Северной Америки. Следует отметить, что в среднесрочной перспективе значительное замещение российских поставок в Европу не представляется возможным, однако вполне вероятно частичное их сокращение на фоне падения европейского спроса на газ и стремления к диверсификации импорта. При этом в самой России, несмотря на наметившиеся тенденции падения добычи газа, в ближайшей перспективе она может быть увеличена до уровня, превышающего спрос на внутреннем и внешних рынках. По имеющимся оценкам, уже к 2017 году Россия сможет увеличить совокупный уровень добычи более чем на 26%, что соответствует порядка 850 млрд. м3 в год. При этом объемы внутреннего потребления к обозначенному периоду, скорее всего, не превысят 460 млрд. м3. Таким образом, в России могут возникнуть значительные нераспределенные ресурсы газа, что способно привести к дальнейшему сокращению его импорта из среднеазиатских стран. В свою очередь, Китай сегодня заявляется большинством экспертов основным мировым "локомотивом" роста спроса на товарный газ в обозримой перспективе. Потребление газа в Китае в 2013 году составило около 170 млрд. м3. При этом власти Китая ожидают, что к 2020 году потребление газа вырастет как минимум до 420 млрд. м3 в год. Собственная добыча газа Китая по итогам 2013 года составила 120,9 млрд. м3, и тенденции ее роста в перспективе сохранятся, в первую очередь, за счет разработки месторождений в северо-восточных районах страны. Кроме того, Китай поставил цель добывать к 2020 году не менее 30 млрд. м3 сланцевого газа в год. Дополнительно в стране будут задействованы следующие источники импорта: трубопроводный газ из Туркменистана (до 80 млрд. м3), Мьянмы (до 12 млрд. м3), России (до 68 млрд. м3), а также поставки сжиженного природного газа с Ближнего Востока, Австралии, Индонезии и других стран (в совокупности до 120 млрд. м3). В результате ожидается, что совокупное предложение газа в Китае достигнет порядка 470 млрд. м3 и будет покрывать весь перспективный спрос на газ. В этих условиях Казахстану необходимо в первую очередь развивать внутреннее потребление товарного газа и делать собственный рынок привлекательным для поставок газа казахстанскими производителями. В свою очередь, избыточные объемы товарного газа ввиду их незначительности в сопоставлении с емкостью имеющихся рынков сбыта, могут быть экспортированы по наиболее выгодному на соответствующий период направлению. Обзор моделей регулирования отрасли. Регулирование газовой отрасли в зарубежных странах значительно различается в зависимости от уровня ее развития в каждом конкретном государстве, который определяется следующими факторами: 1) уровень развития газотранспортной инфраструктуры; 2) емкость рынка, удаленность от источников газа, концентрация потребления, наличие платежеспособного спроса; 3) конкуренция с иными энергоносителями (уголь, мазут); 4) политические и иные факторы. При этом для стран с развивающимся газовым рынком (Индонезия, Малайзия, Мексика, страны СНГ и другие) характерны следующие особенности: 1) имеется государственная вертикально-интегрированная компания, которая оказывает существенное влияние на всю отрасль и занимает значительную долю рынка; 2) государственная компания широко представлена в сегменте добычи газа и (или) осуществляет приобретение газа у независимых производителей; 3) транспортировка и распределение газа зачастую находятся в монополии у государственной компании, наблюдаются различного рода ограничения доступа к услугам по транспортировке для третьих лиц; 4) в рамках одной компании либо группы компаний допускается совмещение услуг по транспортировке газа с деятельностью по его реализации; 5) имеет место высокая степень регулирования тарифообразования и ценообразования. В свою очередь, для стран с развитым газовым рынком (Германия, Великобритания, Япония и другие) характерны следующие признаки: 1) в сегментах добычи и маркетинга газа развита конкуренция между различными производителями; 2) монополия на транспортировку газа зачастую сохраняется, однако государство стремится установить недискриминационный доступ к газотранспортной системе; 3) зачастую имеется запрет на совмещение деятельности по транспортировке газа с оптовой и розничной реализацией; 4) система тарифообразования требует раскрытия информации и отсутствия дискриминации. Необходимо отметить, что практически во всех странах с развитыми газовыми рынками первоначальное развитие отрасли осуществлялось при поддержке государства монопольными компаниями, включающими в себя добычу, транспортировку и сбыт газа. Впоследствии, по мере развития газовой отрасли и увеличения рынка сбыта, происходила ее постепенная либерализация и сокращение влияния государственной вертикально-интегрированной компании. Таким образом, механизм государственной вертикально-интегрированной компании (национального оператора) представляется наиболее эффективным на начальных этапах развития газовой отрасли, что связано со значительными капитальными вложениями в инфраструктуру, длительными сроками окупаемости инвестиционных проектов и неразвитостью рынка газа. Данный подход нашел свое закономерное отражение в рамках принятого в Казахстане Закона Республики Казахстан "О газе и газоснабжении". Мировой рынок газомоторного топлива. Основными видами газомоторного топлива в мире являются сжиженный нефтяной и компримированный природный газ. При этом в 2010 году природный газ стал лидером рынка газомоторного топлива: спрос на компримированный природный газ составил 34,3 млн. тонн условного топлива, а на сжиженный нефтяной газ – 33,2 млн. тонн условного топлива. Вместе с тем, в последние годы набирает популярность использование в качестве топлива сжиженного природного газа на морском, железнодорожном и большегрузном автомобильном транспорте. Потребление товарного газа в качестве моторного топлива в мире за последнее десятилетие возросло более чем в 7 раз – с 5,4 млрд. м3 в 2003 году до 37 млрд. м3 в 2012 году. При этом парк газовых автомобилей вырос в 12 раз: в 2000 году в мире было миллион 400 тыс. автомобилей, а в 2012 году – уже 17,2 млн. единиц. На сегодняшний день многие мировые автопроизводители осуществляют серийный выпуск автомобилей, использующих данный вид топлива (Audi, BMW, Ford, Honda, Kia, Mercedes-Benz, Toyota, Volkswagen и другие). Согласно прогнозу Международного газового союза, мировой парк газобаллонного автотранспорта составит к 2020 году 50 млн. единиц, а к 2030 году – более 100 млн. единиц. Такая успешная динамика вызвана рядом факторов, среди которых можно отметить высокую экологичность газа, его конкурентоспособность по сравнению с традиционными горюче-смазочными материалами и высокую безопасность. В этой связи в большинстве стран с рынком газомоторного топлива (80 стран) действует эффективная система стимулирования применения газа на транспорте. К примеру, в Евросоюзе в 1,5 – 2 раза снижены налоги на газомоторный транспорт, в Риме транспорт на альтернативном топливе освобожден от уплаты налогов на 3 года. Во Франции действует запрет на использование нефтяного топлива на муниципальных автобусах и мусоросборных автомобилях, в Италии запрещено строительство автозаправочных станций без модуля для заправки компримированным газом, а в США установлено обязательное приобретение бюджетными организациями газобаллонных автомобилей при обновлении подвижного состава. 3. Цели и задачи Концепции Целями настоящей Концепции являются: 1. Обеспечение энергетической и экологической безопасности Республики Казахстан; 2. Создание условий для бесперебойного и экономически эффективного обеспечения газом максимально широкого круга потребителей на территории Республики Казахстан и увеличения доли газа в топливно-энергетическом балансе республики; 3. Создание условий для повышения эффективности использования газа и производства продукции газохимической промышленности с высокой добавленной стоимостью. Для достижения целей Концепции предусматривается решение следующих основных задач: 1. Расширенное воспроизводство ресурсной базы посредством интенсификации и повышения эффективности геологоразведочных работ; 2. Модернизация и расширение газоперерабатывающих мощностей, комплексное извлечение и использование всех ценных компонентов попутного и природного газа; 3. Увеличение производства товарного газа и продукции газохимии для поставок на внутренний рынок и экспорт; 4. Развитие газотранспортной инфраструктуры для повышения эффективности, диверсификации структуры и направлений поставок, в том числе с применением новых технологий транспортировки; 5. Стимулирование внутреннего спроса на газ, в том числе по новым категориям потребителей; 6. Ресурсосбережение, сокращение удельного потребления газа и потерь во всех секторах промышленности; 7. Повышение инвестиционной привлекательности проектов в газовой отрасли. 4. Период реализации и ожидаемые результаты Реализация Концепции планируется в 3 этапа. За первый этап (2015 – 2016 годы) будут завершены подготовительные мероприятия, включающие совершенствование нормативно-правовой базы газовой отрасли, разработку и принятие комплексных планов, посредством которых предполагается реализация Концепции, а также реализацию ряда пилотных проектов, по результатам которых будет определена эффективность сценариев газификации регионов Казахстана. В рамках второго (2017 – 2020 годы) и третьего (2021 – 2030 годы) этапов будет реализован весь комплекс мероприятий, предусмотренных настоящей Концепцией и программными документами, которые будут приняты в ее реализацию. По результатам данных этапов будут достигнуты следующие целевые показатели: 1. Ресурсная база: 1) обеспечение восполнения минерально-сырьевой базы (прирост запасов газа на уровне не менее 600 млрд. м3 в период 2015 – 2030 годов); 2) реализация пилотного проекта по добыче метана в Карагандинском угольном бассейне. 2. Добыча и использование газа: 1) достижение уровня добычи газа не менее 59,8 млрд. м3 к 2030 году; 2) достижение объема свободного к распределению товарного газа на уровне не менее 21 млрд. м3 к 2030 году; 3) достижение объема производства сжиженного природного газа на уровне не менее 370 тыс. тонн к 2030 году; 4) производство из газа метанола, синтетического газойля, керосина, нафты, парафинов и масел. 3. Транспортировка газа: Достижение (при наличии благоприятных внешних факторов) к 2030 году объема транспортировки товарного газа по магистральным газопроводам на уровне не менее 140 млрд. м3 в год, в том числе транзита – не менее 120 млрд. м3 в год; По магистральным газопроводам АО "Интергаз Центральная Азия": 1) снижение на 5% доли потребления газа на СНиП к 2020 году от уровня 2013 года; 2) снижение удельного потребления электроэнергии не менее 10% к 2020 году от уровня 2013 года; По распределительным сетям: 1) снижение на 10% доли потребления газа на СНиП к 2020 году от уровня 2013 года; 2) снижение удельного потребления электроэнергии не менее 10% к 2020 году от уровня 2013 года; 3) снижение величины коммерческих потерь газа не менее 50%. 4. Газификация и потребление газа: 1) достижение к 2030 году уровня газификации Республики Казахстан не менее 56% (с текущего уровня 32%); 2) достижение к 2030 году объема внутреннего потребления товарного газа на уровне 18,1 млрд. м3 в год, в том числе: топливно-энергетическим комплексом – 7,24 млрд. м3 в год; промышленными предприятиями – 5,23 млрд. м3 в год; населением и коммунально-бытовыми предприятиями – 5,11 млрд. м3 в год; 3) автомобильным, железнодорожным и морским транспортом – 0,5 млрд. м3 в год. 5. Газовая генерация: 1) ввод новой газовой генерации (ГТЭС и ПГУ) в объеме не менее 1700 МВт к 2030 году; 2) расширение газовых генераций на 980 МВт к 2030 году; 3) техническое перевооружение газовых генераций на 947 МВт к 2030 году. 6. Газохимия: 1) обеспечение к 2030 году потребления газохимическими предприятиями товарного газа – не менее 2,4 млрд. м3 в год, пропана – не менее 650 тыс. тонн в год, бутанов – не менее 440 тыс. тонн в год; 2) достижение к 2030 году объемов производства полипропилена 500 тыс. тонн в год и полиэтилена 800 тыс. тонн в год, а также выпуска иной газохимической продукции. 7. Рынок газомоторного топлива: 1) достижение к 2030 году уровня использования газа в качестве моторного топлива на общественном автотранспорте и транспорте дорожно-коммунальных служб: в городах Алматы и Астане – не менее 50%; в областных центрах – не менее 30%. 2. Основные принципы и общие подходы развития газового сектора 1. Основные принципы Настоящая Концепция базируется на следующих принципах, вытекающих из долгосрочной государственной политики развития страны: 1) верховенство права, способствующее стабильному развитию государства; 2) координирующая роль государства, заключающаяся в активном создании условий для устойчивого развития страны; |