Проблемы и перспективы развития газовой промышленности России

добычи ПГ существенно  отличается от географии добычи нефти.

Около 30% природного газа добывается на территории республик СНГ (причем

среди них 80% —  в России, далеко опережающей все  остальные страны мира по

этому показателю) и в США (25% мировой добычи). Затем, многократно отставая

от первых двух стран, следуют Канада, Нидерланды, Норвегия, Индонезия, Алжир.

Эти государства  являются также крупнейшими экспортерами природного газа. На

следующем рисунке  №2 изображены страны импортеры и  экспортеры природного газа

и основные транспортные потоки газа.

Основная часть  экспортируемого газа идет по газопроводам и транспортируется в

сжиженном виде. Протяженность  газопроводов быстро растет (900 тыс. км в

мире). Крупнейшие межгосударственные газопроводы действуют в Северной

Америке (между Канадой и США); в Западной Европе (от крупнейшего

голландского месторождения Гронинген через территорию Германии и Швейцарии

в Италию; из норвежского  сектора Северного моря в Германию, Бельгию и

Францию). С 1982 г. действует  газопровод из Алжира через Тунис, далее  по дну

Средиземного моря в Италию и далее в другие страны.

США потребность  в природном газе удовлетворяют  за счет добычи в Техасе,

Луизиане, Оклахоме, Нью-Мексико, Вайоминге, а также за счет импорта из

Канады. По добычи природного газа (свыше 500 млрд.куб. м) страна уступает

лишь России.

В Азербайджане разрабатывается  Карадагское месторождение природного газа на

Апшеронском полуострове. Однако своих запасов газа уже  не хватает, поэтому

Азербайджан покупает природный газ в Туркменистане, который поступает по

газопроводам через  территорию России.

В Казахстане большие  перспективы для дальнейшего  развития имеет газовая

промышленность  в связи с открытием и разработкой  крупного Карачаганского

газоконденсатного месторождения. Кроме того, используется попутный газ,

который получают при добычи нефти. В городе Новый  Узень его перерабатывают в

сжиженный газ  для потребления в юртах на овцеводческих пастбищах.

В Узбекистане  наиболее развита газовая промышленность. Она удовлетворяет не

только нужды  хозяйства Узбекистана, но и поставляет природный газ в другие

республики СНГ  – в Киргизию, Казахстан, Украину, Россию, а также в

Закавказье. По размерам добычи газа Республика Узбекистан занимает 3 место

после России и  Туркменистана. Годовая добыча газа превышает 30 млрд.куб. м.

Газовая промышленность позволила перестроить топливный  баланс республики,

развивать электроэнергетику  и отрасли химической промышленности.

Газовая промышленность является ведущей отраслью в ТЭКе Туркмении. По запасам

и добычи природного газа республика занимает 2 место среди  стран СНГ, уступая

России. Наиболее крупные газовые месторождения  – Шатлыкское и Майское – стали

центрами газовой  промышленности республики. Годовая  добыча превышает 40

млрд.куб. м, что  позволяет экспортировать его в  Россию, на Украину и в

Закавказье.

Практически во все  страны Восточной Европы (кроме Албании), а также в ряд

стран Западной Европы (в Германию, Австрию, Италию, Францию, Грецию,

Финляндию) природный  газ поступает из России (по газопроводам), являющейся

крупнейшим в мире экспортером этого сырья.

Растут межгосударственные морские перевозки сжиженного природного газа (СПГ)

с использованием специальных газовозных танкеров. Крупнейшими  поставщиками СПГ

являются Индонезия, Алжир, Малайзия, Бруней. Около 2/3 всего экспортируемого

СПГ ввозится в  Японию.

     2.2. Развитие и размещение газовой промышленности России.

За последние  полвека система газоснабжения  прошла несколько фаз развития. В

бывшем СССР она  представляла собой общесоюзный  народнохозяйственный комплекс.

Поскольку и после  распада СССР это накладывает  заметный отпечаток на

функционирование  ЕСГ России, целесообразно рассмотреть  основные этапы ее

становления.

Первый этап, охватывающий 40-е - начало 60-х годов, связан с освоением

отдельных групп  саратовских, краснодарских, ставропольских,

восточноукраинских (район Шебелинки), западноукраинских (район Дашавы-Львова)

и ряда других газовых  месторождений, а также попутного  газа нефтяных

месторождений (районы Поволжья и Закавказья). Это относительно небольшие по

объему и расположению недалеко от возможных потребителей источники газа. В

каждом случае проектировался и сооружался отдельный  газопровод (группа

газопроводов), связывающий  с потребителями газа - газопроводы  Саратов-Москва,

Дашава-Минск, Дашава-Киев-Брянск-Москва, Сспсрный Кавказ-Центр (начиная с

газопровода Ставрополь- Москва), Шебелинка-Курск-Смоленск-Брянск, Шебелинка-

Полтава-Киев, Шебелинка-Днепропетровск-Одесса и пр.

На втором этапе, в 60-е годы, стали вводиться в  разработку крупные газоносные

районы - прежде всего  резко увеличилось использование ресурсов Средней Азии,

затем Республики Коми. Однако из-за значительной удаленности  этих источников

от основной части  потенциальных потребителей, расположенных  на Урале, в

центральном и западных районах Европейской части страны, потребовалось

сооружение первых сверхдальних газопроводов Бухара-Урал, Средняя Азия-Центр,

Вуктыл-Торжок. В  них уже использовались трубы большего диаметра (1020-1220

мм) и соответственно большей производительности (10-15 млрд. куб. м в год, а

в газопроводе  Средняя Азия-Центр - до 25 млрд. куб. м в год). Для обеспечения

надежности функционирования газопроводов потребовалось строительство

многониточных систем, а возросшие объемы передачи газа создали для этого

объективные предпосылки. Главным последствием усложнения схемы  газопроводов

стало взаимопересечение  систем в районе Москвы и на Украине. Таким образом,

появилась возможность для взаимодействия газопроводных" систем и

перераспределения потоков по ним, то есть для формирования Единой системы

газоснабжения страны. Концентрация мощностей как в  добыче, так и при

транспортировке газа, прогресс строительной индустрии, насущные потребности

народного хозяйства  способствовали ускорению развития газовой промышленности

- среднегодовая  добыча газа в 60-е годы возросла  с 45 млрд. до 200 млрд. куб.

м, а его доля в топливном балансе страны - до 18-19%.

К началу 70-х годов  открытия геологов показали, что в  Западной Сибири,

прежде всего  в Надым-Пур-Тазовском районе, сосредоточены уникальные запасы

газа. Были также  существенно увеличены разведанные  запасы газа в Средней Азии

и в районе Оренбурга, что создало надежную базу для  резкого увеличения

объемов его использования в народном хозяйстве. Наступил этап форсированного

развития газовой промышленности и Единой системы газоснабжения,

характеризующийся следующими важными чертами: созданием  дальних и

сверхдальних магистральных  газопроводов, поскольку вводимые в разработку

месторождения находились, как правило, на значительном (до 2500-3000 км)

расстоянии от основных районов потребления; переходом к индустриальной

технологии и  организации строительства, использованию наиболее прогрессивных

технических решений - применению труб диаметром 1420 мм на рабочее давление

7,5 МПа и единичной  производительностью свыше 30 млрд. куб. м в год; резким

усложнением структуры  ЕСГ; наличием многочисленных связей различных

газотранспортных  систем; расширением возможностей маневрирования потоками

газа. К концу 80-х  годов ЕСГ СССР приобрела современный  облик, став

крупнейшей в  мире газоснабжающей системой, обеспечивая свыше 40% потребности

СССР в топливе, значительную долю потребления топлива в странах Восточной

Европы и многих западноевропейских государствах.

Во второй половине 80-х годов Единая система газоснабжения  подошла к новому

зрелому этапу  своего развития. Масштабы газоснабжения и роль ЕСГ оказались

настолько важными, что от эффективного и устойчивого ее функционирования

стала зависеть нормальная работа многих крупных потребителей, целых отраслей

и регионов. Плановая экономика ориентировала газовую промышленность на

предельно высокие  темпы валового роста по принципу "любыми средствами". Но

одновременно с  позиций потребителя главными становились качественные

показатели газоснабжения - надежность поставок, реакция на изменения условий

работы, компенсация "возмущений" в ТЭК страны и за ее пределами. Это вело к

усложнению режимов  функционирования и повышению роли регулирования и

резервирования газоснабжения.

Зрелость системы  проявилась и в том, что в результате перехода ряда

месторождений и  целых газодобывающих районов в  стадию падающей добычи на

фоне бурного  роста новых районов и строительства  новых крупных

газотранспортных  магистралей возникла потребность  в изменении функций и роли

существующих мощностей. Реализация этого потенциала с целью  минимизации

суммарных затрат повышала значение системного моделирования  развития и

реконструкции ЕСГ, которое, для того чтобы быть эффективным  методом принятия

решений, должно комплексно учитывать все основные факторы ее работы.

Важным средством  обеспечения новых функций ЕСГ  стала подсистема

регулирования и  резервирования газоснабжения, опирающаяся  на крупные

хранилища природного газа. Развитие этой подсистемы, берущее  начало с 60-х

годов, длительное время отставало от темпов роста  газоснабжения. Так, для

нормальной работы в сезонном разрезе при круглогодичном газоснабжении

необходимы запасы в объеме 10-11% годового потребления (с учетом экспорта).

Реально были достигнуты уровни 0,5% в 1965 г., 2 - в 1970 г., 3,1 - в 1975

г., 4,6 -в 1980 г., 5,3% - в 1985 г. В подобных условиях компенсация

неравномерности во многом обеспечивалась за счет больших объемов буферного

регулирования на электростанциях. Однако в 80-е годы резкое увеличение доли

газа в топливопотреблении электростанций и быстрое сокращение ресурсов мазута

снизили возможности  буферного регулирования. В те же годы были приняты меры