162103 (595327), страница 23

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 23)

Рис.3.6. – Динаміка та прогноз власного видобутку газу в Україні, млрд. м3 [108]

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.

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 (рис.3.7).

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.

Рис.3.7. - Прогнозований річний видобуток природного газу українськими компаніями за межами України, млрд. м3 на рік (базовий сценарій) [108]

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.

Таблиця 3.2

Техніко-економічні показники проектів видобутку природного газу НАК „Нафтогаз України” за межами України [108]

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.

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.

На рис.3.8 наведені результати аналізу стратегічної важливості підтемнихних сховищ газу в Україні для стабільності забезпечення газом країн Європи.

Рис.3.8. - Частка активної місткості ПСГ країн Європи у 2007 р. [108]

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.

Сучасний рівень цін на природний газ у країнах Європи становить 220-350 USD/тис.м3 для промислових споживачів та 550-600 USD/тис.м3 для побутових споживачів з тенденцією до подальшого зростання. У зв’язку з лібералізацією енергетичних ринків, неминучим є наближення цін на природний газ в Україні до рівня світових.

Зростання ціни на природний газ до середньоєвропейського рівня призведе до зниження його конкурентоспроможності у виробництві досить широкого спектру товарної продукції та послуг в Україні. Найбільші зміни відбуватимуться під час вибору первинного енергоносія для виробництва тепла та електроенергії.

Прогнозоване зростання світових цін на нафту та природний газ відбуватиметься в умовах відносно стабільних цін на вугілля та ядерне паливо, що підвищує конкурентоспроможність гідравлічних, атомних і теплових електростанцій, які працюють на вугіллі та стимулює розвиток нетрадиційних та відновлювальних джерел енергії. Тому перевага у структурі палива для виробництва енергії в Україні надаватиметься власному урану та вугіллю, що забезпечить певну стабільність паливної складової на електричну енергію та підвищить рівень енергетичної безпеки країни.

Водночас прогнозоване відставання темпів зростання цін на електричну енергію від цін на природний газ та нафту створює економічні умови для використання електричної енергії замість природного газу та мазуту у системах промислового та побутового теплозабезпечення.

З метою оптимізації режимів виробництва електричної енергії та підвищення коефіцієнта використання потужностей атомних енергоблоків шляхом збільшення споживання електроенергії в години „нічного провалу” доцільно поетапно замінювати газовий нагрів системами акумуляційного електронагріву, які є споживачами-регуляторами, забезпечивши оптимальне управління зонними та диференційованими тарифами на електричну енергію. Це дозволить суттєво знизити обсяги споживання природного газу на потреби опалення.

Окрім використання акумуляційних систем електронагріву, масштабне витіснення вуглеводневого палива із систем низько- та середньотемпературного нагріву (технологія опалення, гаряче водопостачання, вентиляція та кондиціонування) забезпечить використання електричних теплогенераторів та термотрансформаторів.

Заміна газових котелень на електричні теплогенератори та акумуляційний електричний нагрів може забезпечити витіснення більше половини природного газу, що використовується для теплопостачання у промисловості і побуті.

Забезпечення та регулювання ринку нафтопродуктів України передбачається за рахунок переробки нафти і газового конденсату власного видобутку та видобутих українськими компаніями за межами України, заміщенням моторного палива стиснутим (метан) та скрапленим (пропан-бутан) газом, а також рідким паливом, отриманим внаслідок переробки органічної маси (ріпаку, зерна, цукрових буряків тощо) та кам’яного вугілля.

Враховуючи наведені факти, за базовим сценарієм прогнозується таке споживання основних енергоресурсів до 2030 року [ ]:

• Споживання електроенергії збільшиться в 2,2 рази і перевищить за прогнозними даними 395,1 млрд.кВтг, експортні можливості зростуть до 25 млрд.кВтг;

Рис.3.9. – Прогноз споживання електроенергії в Україні до 2030 року[108]

• Споживання вугільної продукції збільшиться майже в 2,2 разу – до 130,3 млн.тонн;

Рис.3.10. – Прогноз споживання вугілля в Україні до 2030 року [108]

• Споживання природного газу зменшиться майже на 36% – до 49,5 млрд. м3;

Рис.3.11. – Прогноз споживання газу в Україні до 2030 року [108]

• Споживання нафти для внутрішніх потреб збільшиться на третину – до 23,8 млн.тонн.

Рис.3.12. – Прогноз споживання вугілля в Україні до 2030 року [108]

Рис.3.13. – прогноз споживання власних та імпортованих ресурсів у 2005, 2030 роках, млн. т у.п. / % [108]

Одним із шляхів диверсифікації шляхів поставки природного газу по імпорту в Україну є використання зрідженого природного газу (ЗПГ). ЗПГ –це природний газ зріджений шляхом охолодження до – 1610С. В процесі зрідження об'єм газу зменшується майже в 600 разів, що робить економічно прийнятним його транспортування в спеціальних танкерах-метановозах по всьому світі. В 2003 році 12 країн світу (США, Алжир, Лівія, ОАЕ, Бруней, Індонезія, Малайзія, Австралія, Трінідад та Тобаго, Нігерія, Оман, Катар) експортували 126 млн т ЗПГ (біля 128 млрд м3) в 13 країн світу. Постачання ЗПГ в 2003 році забезпечило біля 6 % загального споживання газу та 27 % всієї міжнародної торгівлі газом. Темпи зростання торгівлі ЗПГ досить високі: вже до 2007 року обсяг світової торгівлі ЗПГ може скласти від 200 до 330 млн т на рік, тобто за 4 роки зрости майже вдвічі.

Не зважаючи на наявні переваги торгівлі ЗПГ є і певні вади, а саме:

- технологічна складність виробництва та транспортування ЗПГ;

- значні обсяги інвестування виробництва;

- значні обсяги витрат споживача для будівництва приймальних терміналів та заводів з ре газифікації.

На сьогоднішній день собівартість виробництва 1 т ЗПГ складає біля $ 250 для повного початкового виробництва і біля $ 175 для розширення потужностей на діючому виробництві. Саме використання ЗПГ в сучасних умовах є реальною можливістю диверсифікації газових постачань.

Характеристики

Список файлов ВКР