Природний газ

6.2.1. Структура споживання, імпорт, експорт

У 2005 році споживання газу склало 76, 4 млрд. м3 газу, в тому числі населенням – 18, 0 млрд. м3, на виробничо-технологічні потреби газодобувних та газотранспортних підприємств – 7, 5 млрд. м3.

Імпорт, експорт

Відповідно до балансу надходження та розподілу природного газу в Україні у 2005 році для власного споживання отримано за імпортом 55, 9 млрд. м3 (з Російської Федерації та з країн Середньої Азії).

Під час формування стратегії експортної політики НАК “Нафтогаз України” здійснює переорієнтацію з укладання спотових угод на укладання довгострокових контрактів на реалізацію вуглеводнів з визначенням ціни реалізації за формулами, що враховують зміни світових цін на вуглеводневу сировину.

Перспективними джерелами імпорту газу в Україну можуть бути: Туркменістан, Казахстан (з використанням системи діючих газопроводів), Азербайджан, Іран, Ірак, в тому числі з використанням перспективного газопроводу „Набукко” (розробляється програмою INOGATE під егідою ЄС), траса якого проходитиме через Туреччину, Болгарію, Румунію, Угорщину.

Маршрут газопроводу „Набукко” та можливі варіанти постачання природного газу в Україну з використанням болгарської та турецької ділянок газопроводу

Україна може приєднатись до цієї системи і зацікавлена в реалізації даного проекту. Серед можливих варіантів постачання природного газу в Україну з використанням газопроводу „Набукко” варто відзначити такі:

· постачання газу зворотним шляхом по вивільненому газопроводу від КС “Лозинець” (Болгарія) до м.Ізмаїл (Україна);

· постачання газу з чорноморських портів Трабзон (Туреччина) або Супса (Грузія) – до України (Одеса, Феодосія) у компремованому або скрапленому вигляді. Для цього необхідно збудувати газопроводи–відводи, в першому випадку – від газопроводу „Набукко” до п.Трабзон, у другому – від газопроводу Баку-Тбілісі-Ерзурум до п.Супса;

· заміщення російським газом на кордоні Україна – Росія.

Альтернативними шляхами поставок газу в Україну та Європу є маршрути Іран – Європа та нові маршрути Туркменістан – Європа, які б проходили через Україну.

На користь вибору саме цих країн свідчить динаміка зміни їх експортного потенціалу.

Динаміка зміни експортного потенціалу природного газу Ірану та Туркменістану, млрд. м3

Вибір конкретних варіантів диверсифікації надходження природного газу в Україну потребує більш детального техніко-економічного обґрунтування, яке має бути виконано в межах програми диверсифікації постачання природного газу в Україну.

Можливі альтернативи постачання природного газу в Україну слід розглядати з урахуванням таких об'єктивних чинників:

· диверсифікація джерел та шляхів постачання газу в Україну – стратегічний напрям на перспективу;

· на сьогодні постачання природного газу в Україну з альтернативних джерел дорожче за природний газ, який транспортується через або з території Росії;

· альтернативні джерела та шляхи постачання газу в Україну повинні бути узгоджені з перспективами постачання газу до країн ЄС, передбаченими програмою INOGATE;

· реалізація альтернативних проектів постачання газу в Україну має виконуватись у межах створених для цього консорціумів.

Розміри втрат газу при транспортуванні

У газорозподільній мережі мають місце виробничо-технологічні втрати природного газу,

як нормовані, так і понаднормативні.

У 2004 році ці втрати склали 1, 9 млрд. м3 (1, 1 млрд. м3 – нормовані втрати,

0, 8 млрд. м3 – понаднормативні) або 2, 8% від обсягів використання газу споживачами України. У 2005 році з урахуванням розвитку газорозподільної мережі нормовані втрати склали

1, 2 млрд. м3.

Втрати природного газу в газотранспортній системі України (балансові втрати) у

2004 році склали 1, 06 млрд. м3, або 0, 5% від обсягів надходження газу. У 2005 році вони зменшились на 90 млн.куб.м і склали 0, 97 млн.куб.м.

Довідково: під час транспортування природного газу в газотранспортній системі щороку витрачається (переважно на роботу газоперекачувальних агрегатів)

5, 5 - 5, 8 млрд. м3 газу, в газорозподільній мережі – 0, 016 млрд. м3.

У зв'язку з розвитком газифікації (збільшення протяжності газопроводів, зростання кількості газифікованих квартир, об'єктів тощо), старінням газопроводів і зношеністю обладнання нормовані втрати газу в газорозподільних мережах дещо підвищаться і до

2030 року складуть близько 2% від обсягів споживання.

Очікується, що втрати природного газу в газотранспортній системі у 2030 році досягнуть рівня 0, 3% від обсягів його транспортування.

Основні напрямки зменшення втрат природного газу:

· вдосконалення нормативно-правової бази щодо забезпечення надійної роботи газотранспортної системи та обліку виробничо-технологічних витрат природного газу;

· модернізація та заміна фізично зношених газоперекачувальних агрегатів;

· завершення оснащення житлового фонду лічильниками природного газу до 2015 року;

· введення розрахунків за спожитий газ в енергетичних одиницях – ТДж або ГВт/год.;

· будівництво на кордоні з Росією та Білоруссю пунктів вимірювання газу, що дублюють російські та білоруські;

· завершення оснащення газовимірювальних станцій на виході газу з України та газорозподільних станцій (ГРС) І категорії високоточними дублюючими приладами обліку природного газу.

6.2.2. Характеристика внутрішніх та зовнішніх джерел

Станом на 01.01.05 залишкові запаси газу становлять 1023, 8 млрд. м3.

Умови видобутку з родовищ, що на даний час вже введено в розробку, постійно ускладнюються через низку чинників. Більше 75% газових родовищах мають початкові видобувні запаси менше 10 млрд. м3. Лише 4 родовища мали початкові видобувні запаси газу більше 100 млрд. м3 (Яблунiвське, Єфремiвське, Західно-Хрестищенське, Шебелинське). Важливо, що ці 4 родовища забезпечують більше 25% поточного видобутку природного газу і сьогодні.

Проблеми видобутку газу в Україні пов’язані також з тим, що більше 15% запасів газу за критеріями рівня виснаження запасів, колекторських характеристик порід, належать до категорії важковидобувних. Вони приурочені до низкопрониклих колекторів, поклади багато-пластові, з високою літологічною неоднорідністю, як за площею, так і за товщиною продуктивних розрізів. Практично всі запаси родовищ Прикарпаття важкодобувні. Вилучення важкодобувних запасів газу потребує застосування специфічних, наукоємних і високо-витратних технологій та обладнання.

На підставі даних щодо прогнозної динаміки ефективності геологогеофізичних досліджень та пошуково-розвідувального буріння виконано попередню оцінку можливих обсягів приросту розвіданих запасів газу на прогнозний період. При цьому приймалося, що обсяги пошуково-розвідувального буріння на газ досягнуть рівня, передбаченого Національною програмою „Нафта і газ України до 2010 року”,? 415 тис.м/рік, що майже у 2, 5 рази перевищує фактичний обсяг пошуково-розвідувального буріння на газ у 2004 р. Розрахунки показують, що за таких умов протягом прогнозного періоду (2006 - 2030 рр.) можливо приростити розвідані запаси в обсязі до 1022, 7 млрд. м3 газу за оптимістичного сценарію розвитку, а за песимістичного – до 670 млрд.м3 газу.

На найближчу та подальшу перспективу рівні видобутку газу будуть визначати такі складові:

· підвищення ефективності видобутоку вуглеводнів з родовищ, що знаходяться в експлуатації;

· прискорена розробка запасів з нових родовищ;

· приведення цін на газ для всіх категорій споживачів до економічно обґрунтованого рівня.

Зважаючи на динаміку видобутку газу з введених в розробку родовищ та прогнозної зміни розвіданих запасів вуглеводневої сировини, розраховано обсяги видобутку газу на прогнозний період (внутрішні джерела, базовий сценарій).

Динаміка видобутку газу в Україні, млрд. м3

За оптимістичним сценарієм прогнозується видобуток природного газу на території України у 2010 р. в обсязі 23, 5 млрд. м3, у 2015 р. – 25, 5 млрд. м3, у 2020 р. – 26, 6 млрд. м3 та у 2030 р. – 30, 1 млрд. м3, а за песимістичним – 20, 8 млрд. м3 у 2010 р., 23, 0 млрд. м3 – у 2015 р., 24, 6 млрд. м3 – у 2020 р. та 26, 9 млрд. м3 – у 2030 р.

Передбачається, що видобуток газу на прогнозний період здійснюватимуть переважно вітчизняні компанії.

До робіт з геологорозвідки та видобутку природного газу в глибоководній частині шельфу Чорного моря залучатимуться іноземні інвестиції та технології міжнародних нафтогазових компаній.

Видобуток природного газу за межами України

Найперспективніші в економічному аспекті ресурси газу, як і нафти, знаходяться в зоні Близького та Середнього Сходу, Північної та Центральної Африки. Країни, що знаходяться в цих зонах і володіють значними запасами вуглеводнів, як правило, мають невисокий рівень розвитку економіки, яка має сировинну спрямованість і базується переважно на видобутку корисних копалин. Рівень економічного розвитку цих країн змушує їх уряди поліпшувати інвестиційний клімат і впроваджувати програми значного нарощування видобутку нафти і газу, розвитку відповідної інфраструктури. Українські підприємства, володіючи високим технічним та кадровим потенціалом, можуть мати конкурентні переваги за рахунок більш низької собівартості послуг, що надаються, і робіт. Сприятиме цьому традиційно позитивні взаємовідносини країн цього регіону з країнами колишнього СРСР, в т. ч. і з Україною. Провідну роль у просуванні на міжнародні ринки видобутку газу має відігравати

НАК “Нафтогаз України".

У зв’язку з тим, що у подальшому практично весь потенціал збільшення нафтогазовидобутку буде сконцентровано в таких країнах, як Саудівська Аравія, Об’єднані Арабські Емірати, Алжир, Кувейт, Лівія, Росія, Казахстан, Іран та, можливо, Ірак і Ангола, вони розглядаються як першочергові для отримання ліцензій на розвідку і подальшу розробку родовищ газу.

Виходячи з техніко-економічних обґрунтувань проектів, підготовлених НАК „Нафтогаз України”, передбачається, що видобуток природного газу українськими компаніями за межами України розпочнеться у 2010 р. і буде зростати, сягнувши у 2030 р. до 11, 6 млрд. м3 на рік.

Реалізація проектів з видобутку газу за межами України має відбуватись таким чином: супроводжуватися за участю українських спеціалізованих компаній в реалізації проектів модернізації та спорудження нафтогазової інфраструктури та нафтогазотранспортних систем: постачанням нафтопромислового обладнання та устаткування; наданням сервісних послуг у нафтогазовій сфері; обміном досвідом та фахівцями з метою підготовки кадрів; наданні технічно-інформаційної підтримки. Основним напрямком цієї діяльності має стати участь українських нафтогазовидобувних підприємств в освоєнні нафтогазових ресурсів зарубіжних країн на основі концесійних угод і угод про розподіл продукції.

Прогнозований річний видобуток природного газу українськими компаніями

за межами України, млрд. м3 на рік (базовий сценарій)

За оптимістичним сценарієм прогнозується видобуток природного газу за межами України у 2010 р. – 2, 5 млрд.м3, у 2015 р. – 6, 2 млрд.м3, у 2020 р. – 6, 9 млрд.м3, у 2030 р. –

12, 2 млрд.м3, а за песимістичним – у 2010 р. – 2 млрд.м3, у 2015 р. – 5, 5 млрд.м3, у 2020 р. –

6, 4 млрд.м3, у 2030 р. – 10, 9 млрд.м3.

Техніко-економічні показники проектів видобутку природного газу

НАК „Нафтогаз України” за межами України

6.2.3. Характеристика сучасного стану та розвиток газотранспортної системи

Газотранспортна система України (ГТС) складається з 37, 6 тис. км газопроводів різного призначення та продуктивності, 73 компресорних станцій із 110 компресорними цехами, де встановлено 703 газоперекачувальні агрегати загальною потужністю 5, 4 тис. МВт,

1607 газорозподільних станцій, 13 підземних сховищ газу загальною місткістю за активним газом понад 32, 0 млрд. м3 та об’єкти інфраструктури.

Частка активної місткості ПСГ країн Європи у 2005 р.

На " вході" ГТС спроможна прийняти до 290 млрд. м3, а на “виході” передати

175 млрд. м3 природного газу, в т.ч. 140 млрд. м3 - до країн Західної та Центральної Європи.

На сьогодні близько 29% газопроводів відпрацювали свій амортизаційний термін, майже 60% експлуатуються від 10 до 33 років. Майже третина із 703 ГПА КС виробила свій моторесурс або близька до цього і потребує реконструкції.

Забезпечення споживачів природним газом здійснюється газовими мережами тиском до 1, 2 МПа, довжина яких становить близько 287 тис. км. Необхідний режим газопостачання в цих мережах забезпечують близько 51 тис. газорегуляторних пунктів (ГРП).

Система газопостачання природного газу тиском до 1, 2 МПа має значний ступінь зносу і, крім цього, експлуатується в складних умовах інженерної інфраструктури населених пунктів. Так, 11, 6 тис. км розподільчих газопроводів (або близько 7%) та 4, 9 тис. газорегуляторних пунктів (або близько 14%) вже відпрацювали свій амортизаційний термін.

Зважаючи на терміни експлуатації газопроводів та їх технічний стан, для підтримання надійного та ефективного функціонування до 2015 року планується повністю завершити реконструкцію всіх компресорних станцій. До 2030 року буде завершено модернізацію та техпереоснащення газотранспортної системи з використанням найбільш сучасних та ефективних технологій.

На період до 2030 року в реконструкцію газотранспортної системи необхідно вкласти понад 92, 4 млрд.грн. Планується довести завантаженість ГТС до проектних показників та збільшення її транзитних потужностей на 30 - 35 млрд. м3 газу на рік за рахунок будівництва КС на газопроводі Торжок-Долина, другої нитки газопроводу Ананьїв-Ізмаїл та газопроводу в напрямку Ужгорода. Збільшення потужності ПСГ до 7 млрд. м3/рік можливе за рахунок реконструкції та техпереоснащення Солохівського, Пролетарського та Більче-Волинсько-Угерського ПСГ.

Схема газотранспортної системи України