Розвиток фінансового механізму газового комплексу України (стр. 31 из 43)

Рис.3.5. - Динаміка зміни експортного потенціалу природного газу Ірану та Туркменістану, млрд. м3 [108]

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.

У газорозподільній мережі мають місце виробничо-технологічні втрати природного газу, як нормовані, так і понаднормативні.

У 2006 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 2007 році з урахуванням розвитку газорозподільної мережі нормовані втрати склали 1,2 млрд. м3.

Втрати природного газу в газотранспортній системі України (балансові втрати) у 2006 році склали 1,06 млрд. м3, або 0,5% від обсягів надходження газу. У 2007 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.

Станом на 01.01.08 залишкові запаси газу в Україні 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.

На найближчу та подальшу перспективу рівні видобутку газу в Україні 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, нв рис.3.4 наведено розраховані обсяги видобутку газу на прогнозний період (внутрішні джерела, базовий сценарій) [ ].

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 газуНАК „Нафтогаз України” за межами України [108]

Показник	Країна
	Казахстан	Алжир	Лівія
Ресурс газу, млрд. м3	16,1	16,2	18
Ресурс нафти, млн.тонн	63
Очікуваний видобуток газу, млрд. м3	16,1	15,4	14,8
Очікуваний видобуток нафти, млн.тонн	53,1
Загальна вартість проекту, млн. USD	283	350	868
в т.ч. українського інвестора	209	304	868
Грошовий потік, млн. USD	183	357	1690
Дисконтований грошовий потік, млн. USD	74,5	97,3	404,6
Термін окупності, роки	6	7	7

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” передати175 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.