2. Прогнозування балансів паливно-енергетичних ресурсів 16




Название2. Прогнозування балансів паливно-енергетичних ресурсів 16
страница21/29
Дата публикации12.03.2013
Размер3.15 Mb.
ТипДокументы
uchebilka.ru > Физика > Документы
1   ...   17   18   19   20   21   22   23   24   ...   29

^ 6.7.1. Прогноз видобутку нафти і газового конденсату з традиційних родовищ

У 2010 р. видобуток нафти та газового конденсату в Україні склав 3,6 млн. т. При цьому в цей час більше 80% всього видобутку в Україні забезпечують 15 родовищ, дебет яких перебуває на спаді, а рівень виснаженості становить близько 60%. Видобуток здійснюється у трьох основних районах: Східному, Західному й Азовсько-Південному.

В останні роки видобуток нафти в Україні поступово знижувався. У 2006 р. власний видобуток нафти й газового конденсату становив 4,5 млн. т. До 2010 р. він впав до 3,6 млн. т, з яких 3 млн. т припадало на Східний район і близько 0,5 млн. т – на Західний. В Азовсько-Південному районі видобуток становив усього близько 90 тис. т рідких вуглеводнів на рік.

Один із ключових чинників, які пояснюють зниження видобутку, – виснаження великих родовищ за відсутності розвідки нових запасів, а також низький коефіцієнт видобування нафти, який не перевищує, в середньому, 30% . Через недостатній рівень інвестицій у геологорозвідувальні роботи останніми роками, у майбутньому очікується спад видобутку з наявних родовищ до рівня 1,7 млн. т до 2020 р. Середнє виробництво складе 68-70% від рівня запасів, які видобуваються. При цьому до 2020 р. буде введено в роботу лише біля десяти нових родовищ, сумарний обсяг видобутку з яких складе не більше 0,7 млн. т. З них 500 тис. т припадатиме на Суботинське шельфове родовище, яке стане найбільшим діючим родовищем України.

Основним пріоритетом держави в регулюванні видобутку рідких вуглеводнів на наступні роки має стати стимулювання збільшення обсягу проведених геологорозвідувальних і бурових робіт.

^ Прогноз видобутку нафти в Україні




За умови істотного збільшення інвестицій у геологорозвідувальні та бурові роботи найближчими роками можливо почати активне розроблення родовищ із відносно невеликим обсягом доведених ресурсів. Необхідний обсяг інвестицій для проведення геологорозвідувальних і бурових робіт на нових родовищах може скласти 30-40 млрд. грн. Із загального обсягу інвестицій близько 80% піде на буріння свердловин і розвиток необхідної інфраструктури, а решта 20% будуть витрачені на геологорозвідувальні роботи.

Додатковий потенціал збільшення видобутку нафти також існує при успішному проведенні геологорозвідувальних робіт на великих глибинах залягання ресурсів (більше 4000 м) і в транзитних прибережних зонах, де наразі розвідувальні роботи не ведуться.

Здійснення зазначених заходів дозволить до 2030 року домогтися введення в експлуатацію близько 100 дрібніших родовищ із сумарним видобутком близько 2,8 млн. т на рік і дасть можливість повернути видобуток на колишній рівень у 3,6 млн. т до 2030 р. При цьому, залежно від успішності проведення заходів, активності введення нових родовищ і застосування заходів інтенсифікації, рівень видобутку із традиційних родовищ до 2030 р. може коливатися в районі 2,7-4,5 млн. т.

При цьому собівартість видобутку рідких вуглеводнів зросте з 80-96 грн. (10-12 дол. США) за барель у 2010 р. до приблизно 200-216 і 240-256 грн. (25-27 і 30-32 дол. США) за барель у 2020 і 2030 р. за рахунок таких основних чинників:

  • Збільшення питомих капітальних витрат на видобуток нафти з нових дрібних родовищ;

  • Збільшення операційних витрат на інтенсифікацію родовищ із низьким поточним дебетом.

^ 6.7.2. Прогноз видобутку нафти й газового конденсату з глибоководного шельфу

Стратегічно важливий напрямок розвитку нафтовидобутку в Україні – розвідка й видобуток на глибоководному шельфі. Наразі ресурси Чорного моря ще слабко вивчені, але за первинними оцінками чорноморські запаси нафти можуть скласти близько 1 млрд. т.

Світовий досвід в освоєнні нових глибоководних районів показує: якщо до 2015 р. забезпечити необхідний обсяг інвестицій у геологорозвідку, то вже до 2020-22 рр. Україна зможе почати глибоководний видобуток у промислових масштабах. З урахуванням можливих темпів проведення бурових робіт і очікуваної ймовірності виявлення запасів нафти, видобуток почнеться в 2020-22 рр. із мінімального рівня 0,1 млн. т, до 2025 р. річний рівень видобутку може скласти 0,9-1 млн. т, а до 2030 р. Україна зможе видобувати 3,5 млн. т нафти й газового конденсату щорічно.

Інвестиції у проведення всіх робіт для підготовки й початку промислового видобутку (у геологорозвідувальні роботи, на створення інфраструктури й видобуток) можуть скласти 55-60 млрд. грн. Ці інвестиції будуть спрямовані як на забезпечення видобутку в зазначених обсягах, так і на продовження активного розвитку глибоководного шельфу після 2030 року.

Середньозважена собівартість видобутку нафти на глибоководному шельфі може варіюватися від 120 до 320 грн. (від 15 до 40 дол. США) за барель залежно від умов видобутку й характеристик родовища, у середньому становлячи близько 160-200 грн. (20-25 дол. США) за барель.

Для досягнення цілей, поставлених у Стратегії, дії держави повинні бути спрямовані на залучення як необхідних інвестицій для освоєння шельфу Чорного моря, так і компаній, які мають сучасні технології видобутку й досвід подібних проектів, а також збільшення обсягу геологорозвідувальних робіт та інтенсифікації видобутку на виснажених родовищах (більш докладно викладено в секції, присвяченій регулюванню галузі).

  1. Нафтотранспортна система

^ 6.8.1. Поточний стан нафтотранспортної системи

Нафтотранспортна система України (НТС) є важливим сполучним елементом українського нафтогазового комплексу, який забезпечує транспортування нафти на українські нафтопереробні заводи і транзитні поставки до країн Східної та Центральної Європи. НТС складається із двох основних частин - Придніпровських магістральних нафтопроводів на сході і магістральних нафтопроводів «Дружба» на заході України, з'єднаних між собою нафтопроводом «Одеса-Броди», побудованим у 2001 р. Система містить у собі 19 магістральних трубопроводів діаметром до 1220 мм і загальною довжиною 4767 км. Пропускна спроможність нафтопроводів на вході в Україну здатна забезпечити транспортування нафти в обсязі 114 млн. т/рік, на виході - 56,3 млн. т/рік. Загальна ємність резервуарного парку становить 1083 тис. м3. Враховуючи особливості проектування і за необхідності НТС здатна в повному обсязі забезпечити потреби українських нафтопереробних заводів, виходячи з їх максимального проектного навантаження. При цьому більша частина потужностей (крім нової гілки Одеса-Броди) перебувають в експлуатації вже від 20 до понад 40 років. Незважаючи на те, що через відсутність інтенсивної експлуатації устаткування нафтотранспортної системи міститься у досить надійному стані, воно є морально застарілим і потребує модернізації.

^ Схема НТС України

Потужності НТС на сьогодні є значно недовикористаними, при цьому завантаження системи протягом останніх років знижується. Так, у 2005 р. обсяг транспортування нафти склав 46,6 млн. т, у тому числі 31,3 млн. т - транзит, 15,3 млн. т - поставки на українські нафтопереробні заводи. В 2010 р. обсяг транспортування нафти склав 29,8 млн. т, у тому числі 20,1млн. т - транзит, 9,8 млн. т - поставки на українські нафтопереробні заводи, завантаження яких останніми роками також скорочується.

^ Обсяги транспортування нафти по території України



З урахуванням специфіки структури поставок нафти через НТС України (традиційно найбільшу частку поставок займає російська нафта) можна виділити чотири основні причини скорочення обсягів транспортування і транзиту нафти:

  • Низький рівень завантаженості нафтопереробних підприємств на території України;

  • Припинення поставок російської нафти на окремі НПЗ України через конфлікти із правами власності;

  • Стимулювання експорту нафтопродуктів у Росії та зростання російської нафтопереробної промисловості;

  • Розширення Росією власної транспортної інфраструктури для експорту нафти і нафтопродуктів на зовнішні ринки.

^ 6.8.2. Прогноз обсягів транспортування нафти

Динаміка обсягів транспортування нафти через НТС України в майбутньому залежатиме від зміни споживання нафти нафтопереробними заводами України і від зміни обсягу транзиту.

Обсяг споживання нафти усередині України залежатиме від відновлення завантаження НПЗ і проведення своєчасної модернізації заводів (більш докладна інформація міститься у главі «Розвиток нафтопереробної галузі»). Залежно від реалізації цих чинників, обсяги транспортування нафти через НТС для внутрішнього споживання можуть скласти близько 14 млн. т на рік у базовому сценарії розвитку, у той час як у песимістичному сценарії цей обсяг не перевищуватиме 3 млн. т на рік. При цьому потреба в сирій нафті повинна формуватися підприємствами залежно від економічної доцільності.

Обсяг транзитних поставок через територію України залежатиме від зміни обсягів транспортування російської нафти, а також від наявності альтернативних джерел поставок нафти до Європи. У поточних умовах без додаткових інвестицій обсяги транзиту нафти через територію України можуть варіюватися в діапазоні від 5 (у песимістичному сценарії розвитку) до 23 млн. т на рік (у сценарії найбільш сприятливого розвитку економіки).

У разі реалізації до 2015 р. запланованого приросту нафтотранспортних потужностей усередині Росії (розширення нафтопропускних і перевалочних можливостей Балтійської трубопровідної системи і системи Східний Сибір-Тихий океан, розвиток нафтових терміналів у морських портах Приморськ, Усть-Луга, Новоросійськ, Туапсе та ін.) потреба у транзитних послугах української НТС не перевищуватиме 15 млн. т на рік (консервативна оцінка для обсягів транспортування в песимістичному сценарії становить 5 млн. т на рік) і залежатиме від обсягів споживання російської сировини нафтопереробними заводами країн південної частини Східної Європи (переважно Угорщини, Словаччини та Чехії).

З урахуванням географічного розташування України найбільш доцільним з економічної точки зору альтернативним джерелом поставок нафти є Каспійський регіон. Привабливість транспортування каспійської нафти, яка поставляється в акваторію Чорного моря, пояснюється декількома причинами:

  • Більш висока привабливість для споживачів через високі якісні показники нафти;

  • Прогнозоване збільшення пропускної можливості експортної інфраструктури регіону і плановане збільшення експорту нафти з Азербайджану, Казахстану й Туркменістану (з 118 млн. т у 2010 р. до 155-180 млн. т у 2020 р.);

  • Обмежена пропускна можливість проток Босфор і Дарданели, що створює необхідність пошуку альтернативних шляхів поставок.

У зв'язку з цим перспективною видається можливість розвитку транзитного потенціалу України як міжнародного коридору для каспійських вуглеводнів у напрямку європейських споживачів. Основним напрямком розвитку цього напрямку є реалізація проекту Євро-Азіатського нафтотранспортного коридору (ЄАНТК) на базі вже діючої нафтопровідної системи «Одеса-Броди» і морського нафтового порту «Південний».

Реалізація проекту ЄАНТК є можливою в кілька етапів. Перший етап може бути реалізований без істотних додаткових інвестицій і передбачає можливість транспортування 4-8 млн. т нафти на рік із використанням наявних нафтопроводів «Одеса-Броди» і «Дружба» у напрямку Словаччини, Чехії й Угорщини. У разі досягнення подальших довгострокових домовленостей між всіма учасниками процесу є потенціал подальшого істотного збільшення обсягів транзиту в результаті реалізації другого і третього етапів проекту після добудування польсько-української ділянки і розширення окремих елементів національних нафтопроводів і портових потужностей. Рішення про необхідність реалізації другого і третього етапів проекту ЄАНТК повинно прийматися на підставі економічної доцільності проекту й аналізу довгострокових можливостей поставок нафти в напрямку європейських споживачів з урахуванням очікуваних трендів розвитку попиту в регіоні.

^ 6.8.3. Основні напрямки подальшого розвитку сектору

Найважливішими напрямками подальшого розвитку НТС України повинні бути:

  • Максимізація довгострокової вигоди для економіки України за рахунок пошуку й реалізації механізмів збільшення транспортування нафти;

  • Забезпечення надійності постачання нафти внутрішнім і зовнішнім споживачам з мінімальними витратами за рахунок:

Підтримки функціонування системи нафтопроводів і забезпечення надійних і безпечних умов експлуатації;

Проведення модернізації та впровадження енергозберігаючих технологій для зниження операційних витрат.

Оцінна вартість модернізації НТС України до 2030 р. може скласти до 5-7 млрд. грн.

  • Підвищення енергетичної безпеки України за рахунок пошуку можливостей диверсифікації поставок нафти для внутрішнього споживання. Водночас рішення про поставки повинні прийматися підприємствами на підставі економічної доцільності.

  1. Пріоритетні напрямки державного регулювання нафтогазової галузі

^ 6.9.1. Газотранспортна система

Цілями функціонування та розвитку ГТС України є:

■ Максимізація довгострокової вигоди для економіки України;

■ Забезпечення надійності постачання газу внутрішнім і зовнішнім споживачам із мінімальними витратами;

■ Забезпечення можливості диверсифікації поставок імпортного газу.

Для досягнення зазначених цілей державі необхідно обрати модель управління ГТС, яка призведе до максимізації обсягів транзиту в довгостроковій перспективі. Одним із можливих рішень може бути створення консорціуму за участі стратегічних інвесторів і збереженням контролю з боку держави.

Незалежно від вибору моделі управління ГТС, подальше управління ГТС має включати реалізацію таких завдань:

  • Виділення газотранспортної системи (магістральних газопроводів, підземних сховищ газу та інших пов'язаних об'єктів) у самостійний суб'єкт господарювання з незалежним управлінням;

  • Збереження участі держави у власності й управлінні ГТС з метою контролю над стратегічно важливим для розвитку економіки й забезпечення потреб населення об'єктом;

  • Забезпечення можливості рівного доступу наявних і потенційних постачальників і споживачів до газотранспортної інфраструктури шляхом розроблення і затвердження методології визначення вільних потужностей, принципів і процедур підключення та передачі газу, і здійсненням контролю над її дотриманням;

  • Виключення можливості цінової дискримінації завдяки єдиній системі тарифоутворення на послуги транспортування і зберігання газу.

^ 6.9.2. Видобуток газу й нафти

Цілями держави у подальшому розвитку сектору видобутку нафти та газу є:

  • Підвищення енергетичної незалежності України за рахунок збільшення обсягів видобутку газу та нафти;

  • Збільшення доходів бюджету України;

  • Забезпечення екологічної безпеки видобутку;

  • Підвищення зайнятості населення шляхом створення нових робочих місць у секторі;

  • Розвиток навичок нетрадиційного видобутку нафти й газу національними компаніями.

Наведені далі завдання є ключовими в досягненні поставлених державою цілей у секторі видобутку вуглеводнів:

  1. ^ Створення прозорих і стабільних умов розвідки й видобутку вуглеводнів

Для реалізації цього завдання необхідно:

  • Розробити й постійно оновлювати довгострокову програму освоєння природних ресурсів України, активізувати розвідку нових родовищ і дорозвідку старих зусиллями державних компаній, збільшити обсяг видачі спеціальних дозволів і угод про розподіл продукції (далі – УРП) до кількості, необхідної для досягнення цільових обсягів видобутку;

  • Знизити ризики використання родовищ і спростити процес видачі ліцензій23 та УРП:

Здійснювати вибір необхідного типу угод і дозволів на видобуток індивідуально для кожного родовища з урахуванням характеру родовищ, ступеня вивченості ресурсів, ризиків і витрат, пов'язаних із розвідкою та видобутком при дотриманні балансу інтересу інвесторів і доходів держави;

Розробити і впровадити механізм надання рівного спрощеного доступу до геологічної інформації з родовищ, які виставляються на конкурс, для всіх учасників (включаючи можливість експорту цієї інформації для іноземних інвесторів при суворому дотриманні конфіденційності) на строк і в обсязі, достатньому для формування рішення про участь у конкурсі;

Забезпечити рівні права на одержання спеціальних дозволів для державних і приватних компаній, зберігши перевагу державних компаній на одержання спеціальних дозволів тільки на найбільш перспективні традиційні родовища;

Забезпечити умови для рівного доступу та конкуренції при проведенні аукціонів на видачу спеціальних дозволів, зокрема, за допомогою обов'язкової попередньої відкритої публікації умов і заявок, що надійшли;

Збільшити термін, відведений для подачі пакету документів, необхідного для участі в аукціоні на одержання спеціального дозволу, до 30 днів, і для участі в аукціоні на одержання УРП - до 60 днів;

Привести у відповідність первісну ціну спеціального дозволу до майбутніх умов видобутку й рівня ризику, пов’язаного з родовищем, установивши прозорі правила оцінки залежно від наявності геологічної інформації, якості запасів і виду вуглеводню (розділяючи традиційні та нові види видобутку);

Передбачити можливість визначення переможця аукціону як учасника, який запропонував кращу програму роботи на родовищі, а не найбільшу ціну за спеціальні дозволи;

Збільшити максимальний сумарний термін дії спеціальних дозволів (із урахуванням усіх можливих подовжень) до 35 років, відповідно до очікуваної тривалості періоду експлуатації родовищ;

Законодавчо закріпити переважне право на спеціальний дозвіл на видобуток за компанією, яка здійснила успішну розвідку;

Інтенсифікувати виставлення на аукціон спеціальних дозволів на геологічне вивчення, дослідно-промислове розроблення і подальший видобуток нафти та газу («наскрізні ліцензії»);

Усунути можливості необґрунтованого призупинення або анулювання спеціальних дозволів; а також установити закритий обмежений перелік причин, які викликають припинення дії спеціальних дозволів, або інших значимих подій, які ведуть до юридичної або технічної неможливості продовження експлуатації родовища власником спеціального дозволу;

Надати державним компаніям можливість внесення спеціальних дозволів до спільної діяльності.

  • Підвищити захищеність прав інвесторів в області земельних правовідносин:

Розробити і впровадити систему врегулювання питань виділення необхідних для проведення розвідувальних або видобувних робіт земельних ділянок (а також зміни їх цільового призначення) зусиллями державних органів у рамках підготовки конкурсної пропозиції;

Забезпечити відповідність між термінами дії спеціальних дозволів і термінами виділення земельних ділянок із можливістю продовження останніх у разі продовження спеціальних дозволів;

Розробити закритий обмежений перелік причин, які ведуть до можливості розірвання договору оренди землі, і гарантувати компенсацію збитків власникові спеціального дозволу у разі розірвання договору оренди землі з ініціативи власника землі з причини, не зазначеної у такому закритому переліку;

Виставляти на аукціон земельні ділянки площею, достатньою для проведення повноцінної розвідки та розроблення родовищ, у тому числі, підвищивши максимальний розмір ділянки до 1000 кв. м.;

Спростити процедуру збільшення площі спецдозволів на геологічне вивчення у разі отримання приростів запасів вуглеводнів промислових категорій поза межами наявних контурів спецдозволів.
1   ...   17   18   19   20   21   22   23   24   ...   29

Похожие:

2. Прогнозування балансів паливно-енергетичних ресурсів 16 iconПріоритетні напрями
Установлення на законодавчому рівні адміністративної відповідальності за неефективне використання енергетичних ресурсів

2. Прогнозування балансів паливно-енергетичних ресурсів 16 iconВодних ресурсів
Т33 ресурсів (2008-2011 рр.) : бібліогр покажчик / Харк нац акад міськ госп-ва; укладач Н. Б. Давидова; наук ред. В. О. Ткачов. –...

2. Прогнозування балансів паливно-енергетичних ресурсів 16 icon«стало успішний фандрейзинг: залучення ресурсів на виконання нуо своєї міссії»
«Добропільський центр молоді «добро» при підтримки програми uniter проводить тренінг «Сталоуспішний фандрейзинг: залучення ресурсів...

2. Прогнозування балансів паливно-енергетичних ресурсів 16 iconПарсаданов І. В. Підвищення якості І конкурентоспроможності дизелів...
Парсаданов І. В. Підвищення якості І конкурентоспроможності дизелів на основі комплексного паливно-екологічного критерію: Монографія....

2. Прогнозування балансів паливно-енергетичних ресурсів 16 icon• позичальниками відокремленим підрозділам банків
Департаменту аналізу та прогнозування грошово-кредитного ринку 11 числа після звітного періоду

2. Прогнозування балансів паливно-енергетичних ресурсів 16 iconРегламент роботи
Моніторинг, прогнозування, діагностика та профілактика інфекційних хвороб тварин із використанням сучасних методів епізоотології,...

2. Прогнозування балансів паливно-енергетичних ресурсів 16 iconДіагностика в електромеханічних І енергетичних системах
В ряде случаев оборудование нуждается в средствах вибрационной и акустической защиты

2. Прогнозування балансів паливно-енергетичних ресурсів 16 iconПаливно енергетичного комплексу збірник матеріалів конференції До...
Друкується відповідно з протоколом засідання кафедри Природоохоронна діяльність Доннту №10 від 05. 05. 2010 р

2. Прогнозування балансів паливно-енергетичних ресурсів 16 iconТа споживчо
Упровадження статистичних класифікацій дає можливість підняти на якісно новий рівень статистичний аналіз стану національної економіки...

2. Прогнозування балансів паливно-енергетичних ресурсів 16 iconКодексу України про адміністративні правопорушення
Про залишки та використання енергетичних матеріалів І продуктів перероблення нафти

Вы можете разместить ссылку на наш сайт:
Школьные материалы


При копировании материала укажите ссылку © 2013
контакты
uchebilka.ru
Главная страница


<