Производственный потенциал газовой промышленности

метки: Развитие, Россия, Промышленность, Добыча, Газовый, Современный, Отрасль, Экономический

Газовой промышленности России уже более 50 лет. Конечно, среди других крупных отраслей ТЭК — угольной, нефтяной, электроэнергетики, имеющих более чем столетнюю историю, она представляется довольно юным организмом. Но даже сейчас отрасль демонстрирует гибкость и умение находить зоны стабильности и ниши роста.

На природный газ возлагаются большие надежды, как на наиболее дешевое высокоэкологичное топливо в период подготовки к переходу на более широкое использование альтернативных нетрадиционных видов электроэнергии (ветра, солнца, приливной, внутреннего тепла земли).

Кроме того, на территории России имеются огромнейшие запасы этого вида топлива. Именно поэтому необходим тщательный анализ газовой промышленности, как одной из самых важных отраслей для экономики России.

Целью данной работы является рассмотрение географии газовой промышленности Российской Федерации, характеристика современного состояния газовой отрасли и выявление путей решения существующих проблем. Для реализации поставленных целей были определены следующие задачи:

• рассмотреть место и роль газовой промышленности в топливно-энергетическом комплексе России;
• проанализировать характеристики современного состояния газовой отрасли;
• проанализировать сложившиеся проблемы развития газовой промышленности и выявить пути их решения;
• определить перспективы дальнейшего развития газовой промышленности.

В соответствие с поставленными целями и задачами определилась структура изложения данной курсовой работы, которая состоит из введения, двух глав, заключения и списка литературы.

В первой главе рассматривается место и роль газовой промышленности в топливно-энергетическом комплексе России, особенности развития и размещения газовой промышленности России и её место в мире. И наконец, во второй главе анализируются проблемы развития газовой промышленности, предлагаются пути их решения и рассматриваются перспективы развития

Информационной основой данной работы были научные статьи отечественных и зарубежных исследователей и специалистов, статистические сборники, материалы из отечественной деловой печати и веб-сайтов.

• добыча природного газа;
• добыча попутного газа;
• производство горючего газа из угля и сланцев;
• хранение газа.

Природный газ занимает сейчас особое место в структуре мировой энергетики и международном топливном балансе: он относится к группе активно используемых энергоносителей и экологически чистым ресурсам энергии. Несмотря на большое распространение разведанных запасов газа на земном шаре, основные доказанные источники сосредоточены в двух регионах — в странах СНГ и Ближнего Востока. Разведанные запасы газа в России (свободный газ и газовые «шапки») составляют примерно 48 трлн. куб. м. Из общего объема разведанных запасов на Западную Сибирь приходится 36,2 трлн. куб. м (77,7%), на шельф северных морей — 3,2 трлн. куб. м (6,8%), на Восточную Сибирь и Дальний Восток — 2,8 трлн. куб. м (6%) www.wek.ru/news/econ/5717/index.shtml (рис. 1).

Развитие газовой промышленности России

... по переработке газа ; 3. Выявить проблемы и определить основные направления развития газовой промышленности России. Для рассмотрения вопроса о размещении объектов газовой промышленности РФ будет использоваться картографический метод исследования. РОЛЬ ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ В ТОПЛИВНО ...

Рисунок 1. Распределение начальных суммарных ресурсов газа в России.

Почти 73% запасов газа сосредоточено в 22 уникальных (свыше 500 млрд. куб. м газа) месторождениях, таких как Оренбургское, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное и др. В 104 крупных месторождениях содержится около 24% запасов газа, и лишь 3% разведанных запасов приходится на многочисленные (663) мелкие и средние месторождения.

В районах с развитой газовой инфраструктурой сосредоточено около 51% разведанных запасов газа. Перспективное для Газпрома развитие добычи газа связано, прежде всего, с освоением газовых ресурсов полуострова Ямал, Надым-Пур-Тазовского района и шельфа арктических морей. В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке разведано свыше 2,7 трлн куб. м запасов газа, из которых разрабатывается только 7,4%. Газпром ведет добычу газа, конденсата и нефти из недр на 72 газовых и газовоконденсатных месторождениях, 3 из которых являются базовыми — Уренгойское, Ямбургское и Медвежье. Более 70% газа добывается компанией на месторождениях, находящихся в стадии падающей добычи ПРАЙМ-ТАСС, 02.11.2006// www.prime-tass.ru (табл.1).

Таблица 1. Выработанность крупнейших месторождений ГАЗПРОМА

Месторождение	Выработанность
Уренгойское	56
Заполярное	0,3
Ямбургское	35,8
Медвежье	72,4
Оренбургское	54,5
Ямсовейское	14,5
Выктульское	82,3
Вынгапурское	74,7
Юбилейное	18,4

По оценкам Мирового энергетического сообщества, сегодня природный газ — самая быстрорастущая составляющая в мировом потреблении энергоресурсов. За 1991—2001 гг. объем его потребления в мире увеличился практически на 400 млрд куб. м — с 2007,2 млрд до 2404,9 млрд куб. м. По прогнозам, в 2007—2030 гг. рост будет продолжаться, доля газа в мировом энергобалансе увеличится в 2 раза. International Energy Outlook 2006// www.regnum.ru/news (рис. 2).

Рисунок 2. Прогноз структуры мирового топливно-энергетического баланса

Ускоренному развитию газовой промышленности в мире способствует наметившееся за последние 20 лет быстрое становление рынка сжиженного природного газа. Поставки сжиженного газа танкерами по сравнению с трубопроводной поставкой имеют преимущества для тех стран, которые находятся на больших расстояниях от ресурсов газа, расположенных в других странах. По данным BP Statistical Review of World Energy www.regnum.ru/news, в 2001—2004 гг. доля сжиженного природного газа составила примерно 26—30% от общего объема мировой торговли метаном.

Темпы прироста производства сжиженного газа в ближайшие 10 лет будут в 1,2—1,4 раза превышать темпы потребления природного газа и вырастут с 130 млрд. в 2000 г. до 250—260 млрд. куб. м к 2015 г., хотя его доля в общем объеме производства природного газа не превысит 8%.

Попутные газы не могут быть направлены в магистральный газопровод, потому что тяжелые углеводороды при охлаждении или сжатии выделяются в трубе в виде жидкости, которая при контакте с влагой образует гидратную пробку, уменьшающую сечение газопровода или полностью закупоривающую его. Поэтому эти газы направляются на газоперерабатывающие (газобензиновые) заводы, где из них извлекаются тяжелые углеводороды и другие компоненты, после чего отбензиненный (сухой) газ, состоящий в основном из метана, направляется потребителям. Ананенков А. Сырьевая база //Экономика и ТЭК сегодня. 20-09-2006

Подземное хранение газа также является неотъемлемой частью инфраструктуры газового рынка. Проблема накопления газа в больших количествах была решена, когда был разработан способ создания подземных хранилищ газа.

Потребление газа не бывает равномерным в течение года, снижается в летние месяцы и повышается — в зимние. Для сглаживания неравномерного потребления и создания аварийного запаса газа у крупных потребителей, например в городах, строили специальные хранилища — газгольдеры, в которых накапливался избыточный газ. Газгольдеры имеют ряд существенных недостатков — они дороги, занимают большие площади и недостаточны по объему.

В России создана развитая система подземного хранения газа, которая является составной частью Единой системы газоснабжения России (ЕСГ) и выполняет следующие функции: www.regnum.ru/news

• регулирование сезонной неравномерности газопотребления в России;
• хранение резервов газа на случай аномально холодных зим;
• регулирование неравномерности экспортных поставок газа;
• обеспечение подачи газа в случае нештатных ситуаций на ЕСГ;
• хранение долгосрочных резервов газа на случай форс-мажорных обстоятельств в добыче или импорте газа.

На территории РФ в эксплуатации находится 25 объектов подземного хранения газа (ПХГ) с объемом товарного газа 63 млрд. куб. м и потенциальной суточной производительностью на начало сезона отбора до 600 млн. куб. м.

ОАО «Газпром» является основным ядром газовой промышленности России. Разведанные запасы газа в основном сосредоточены в Западной Сибири (77,4%).

Основные прогнозные ресурсы приходятся на Западную и Восточную Сибирь, Дальний Восток, шельф Карского, Баренцева и Охотского морей.

Ресурсная база — основа долгосрочного развития Газпрома. Сегодня это более 29 трлн. куб. м разведанных запасов природного газа и более 1,2 млрд. тонн газового конденсата.

С целью восполнения и наращивания минерально-сырьевой базы и повышения ее качества в Газпроме разработана и с 2002 г. реализуется «Программа развития минерально-сырьевой базы на период до 2030 года».

Газпром проводит геологоразведочные работы как в регионах с развитой инфраструктурой, с целью поддержания уровней добычи в уже действующих газодобывающих районах, так и в новых районах для создания новых центров газодобычи.

Эта программа предусматривает решение следующих задач:

• обеспечение разведанными запасами газа, гарантирующими поддержание годового уровня добычи в объеме 630 млрд. куб. м в ареале действия ЕСГ к 2030 году и создающими задел для продолжения газодобычи за пределами 2030 г.;
• подготовка запасов газа на Востоке России для газоснабжения восточносибирских и дальневосточных районов страны и организации «восточного потока» газа на экспорт в страны АТР;
• подготовка запасов жидких углеводородов в Тимано-Печорской нефтегазовой провинции, Западной Сибири, Прикаспии, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

В соответствии с развитием и размещением ресурсной базы, перспективы развития не только Газпрома, но и всей российской газовой промышленности в первой половине XXI века будут связаны с формированием трёх новых газодобывающих регионов — на полуострове Ямал с прилегающими акваториями, на шельфе Баренцева, Карского и Печорского морей и на Востоке России. Именно они — новые газодобывающие регионы — будут определять дальнейшее энергетическое могущество нашей страны .

С этими регионами связаны крупнейшие стратегические проекты Газпрома как в области добычи природного газа, так и в области его транспортировки на основные внутренние и зарубежные рынки.

Газпром разработал Генеральную схему развития газовой промышленности на период до 2030 года. Эта Генеральная схема даст возможность оптимизировать развитие не только самой газовой отрасли, но и всего топливно-энергетического комплекса страны, станет эффективным инструментом реализации Энергетической стратегии России в газовой отрасли.

Главной ресурсной базой и основным центром добычи газа на обозримую перспективу и для Газпрома, и для России в целом, остается Западная Сибирь, а именно — Надым-Пур-Тазовский регион и, в перспективе, — полуостров Ямал

Именно месторождения полуострова Ямал являются стратегической сырьевой базой для обеспечения перспективных потребностей страны в газе. Без их освоения за пределами 2010 года перспектив увеличения добычи газа в России нет. Разведанные запасы газа здесь — около 11 трлн. куб. м, возможный годовой объём добычи — 250 млрд. куб. м (только суша).

Первоочередным объектом освоения на Ямале является Бованенковское месторождение. Проектный объем добычи газа определен в 115 млрд. куб. м в год. В долгосрочной перспективе проектный объем добычи газа должен увеличиться до 140 млрд. куб. м в год.

Освоение ямальских ресурсов газа потребует сооружение к 2030 году мощной газотранспортной системы с полуострова производительностью более 300 млрд. куб. м в год. Новая система газопроводов, при строительстве которой будут применяться передовые технические и технологические решения, должна стать ключевым звеном Единой системы газоснабжения России. В частности, развитие газотранспортной системы России потребует уже в период до 2020 года строительства около 28 тыс. км новых магистральных газопроводов, включая подводящие газопроводы и межсистемные перемычки газовых и газоконденсатных месторождений и 144 компрессорных станций суммарной мощностью более 10 млн. кВт.

«Газпром» одобрило четвертую «Комплексную программу реконструкции и технического, перевооружения объектов транспорта газа и компрессорных станций подземных хранилищ газа на 2007-2010 годы». Крупнейшим газотранспортным проектом ближайших лет является проект «Nord Stream» — строительство уникального трансбалтийского газопровода. Этот проект позволяет решить сразу три главные задачи:

• выход на новые рынки сбыта (Великобритания, Швеция);
• вывод газа на рынок из шельфовой зоны Северо-Запада России;
• диверсификацию газотранспортных маршрутов.

На Востоке России, исходя из существующей ресурсной базы и благоприятных геологических предпосылок открытия новых крупных залежей, можно говорить о хороших перспективах развития газодобычи. При соответствующих экономических условиях в долгосрочной перспективе здесь возможно и целесообразно формирование 4-х основных газодобывающих центров — Иркутского, Красноярского, Сахалинского и Якутского. Все эти центры добычи газа в перспективе могут быть связаны единой газотранспортной системой, которая, в свою очередь, станет составной частью Единой системы газоснабжения России.

Однако газовые ресурсы Востока России имеют сложный компонентный состав, высокое содержание гелия, наличие нефтяных оторочек и большого конденсатного фактора. Естественно, что российское государство, как собственник недр, заинтересовано в полном извлечении всех этих ценных компонентов, в их переработке в продукцию с высокой добавленной стоимостью. Эта особенность восточных месторождений, которая объективно сдерживает начало крупномасштабной добычи природного газа Иркутского, Красноярского и Якутского центров, потребовала разработки специальной государственной «Программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки стран АТР». В настоящее время она подготовлена для рассмотрения в Правительстве Российской Федерации.

Эта Программа — базовый документ, который призван определить стратегию развития газовой отрасли на востоке страны. Её основное отличие от соответствующих программ, разработанных в своё время для Западной Сибири — нацеленность на комплексное использование всех содержащихся в добываемом газе компонентов: этана, пропана, бутана, других углеводородов и гелия. В конечном итоге, речь здесь должна идти о том, чтобы не просто добыть газ и продать его на экспорт, а организовать на Востоке России комплекс газо-химических предприятий и экспортировать продукцию с высокой добавленной стоимостью.

Для реализации Программы потребуются не только усилия бизнеса, но и меры государственной поддержки, особенно в части недропользования, налогообложения, ценообразования и привлечения инвестиций. В частности, необходимы меры по соблюдению рационального недропользования, направленные на комплексное извлечение и утилизацию всех полезных углеводородных и неуглеводородных компонентов природного газа на Востоке России, меры по поддержке инвестиций в развитие газоперерабатывающих, в том числе газо-химических, производств.

2. Развитие транспортировки и переработки газа

В отличие от нефти, природный газ не требует большой предварительной переработки для использования, но его необходимо сразу, отправлять к потребителю. Газ — главный вид топлива там, где нет других энергетических ресурсов. Он используется в промышленности (80%) — электроэнергетика, химия, металлургия, строительство, полиграфия, а также в быту.

В настоящее время в российской Федерации сформировалось несколько регионов переработки газа — Оренбургский, Астраханский, Сосногорский (Республика Коми) и Западно-Сибирский. Они разнятся по номенклатуре и количеству выпускаемой продукции, что, прежде всего, объясняется объемом разведанных запасов ближайших месторождений и химическим составом добываемого здесь газа.

В номенклатуру продукции газоперерабатывающих заводов (ГПЗ) входят собственно товарный газ, сера, гелий, пропан-бутановая смесь, технический углерод, широкие фракции легких углеводородов, сжиженный газ, дизтопливо, различные виды бензинов, этан, этилен и др.

Производство каждого из этих видов продуктов распределено по основным регионам. Так, например, на Сосногорском заводе производят технический углерод, применяемый в полиграфической промышленности. Экспорт этого продукта растет, завод обеспечивает им не только Россию и страны СНГ, но и государства Центральной и Восточной Европы, Восточной и Юго-Восточной Азии, Скандинавию. Перспективы Сосногорского ГПЗ зависят от освоения месторождений Республики Коми, полуострова Ямал и севера Тюменской области.

Характерной чертой географии газопроводов является создание радиальной сети их, идущей от месторождений Западной Сибири, республики Коми, Поволжья, Урала, Северного Кавказа в центральные районы страны http://www.rarlab.com. Таким образом, природный газ подается в наиболее крупные и в то же время самые дефицитные по топливу промышленные районы страны. Вместе с тем складывается местная внутрирайонная сеть газопроводов, расходящихся из центров добычи газа. Необходимость объединять отдельные газовые сети с целью маневрирования ресурсами газа привела к кольцеванию, а затем к формированию Единой системы газоснабжения страны.

В настоящий момент продолжается строительство крупных магистралей. Крупные центры производства труб, использующихся для строительства газопроводов, расположены на Урале (Челябинск, Каменск-Уральский), в Поволжье (Волжский, Волгоград) и в крупных городах Европейской части России (Москва, Санкт-Петербург).

Основные центры переработки природного газа расположены на Урале (Оренбург, Шкапово), в Западной Сибири (Нижневартовск, Сургут), в Поволжье (Саратов, Альметьевск) и в других газоносных провинциях. Можно отметить, что комбинаты газопереработки тяготеют к источникам сырья — месторождениям и крупным газопроводам.

Из Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции:

• Уренгой — Медвежье — Надым — Пунга — Вуктыл — Ухта — Грязовец;
• далее ветки: на Москву;
• на направление: Торжок — Псков — Рига;
• и на направление: Новгород — Санкт-Петербург — Таллинн. От Торжка далее Смоленск — Минск — Брест (Белоруссия).

  Газопровод обеспечивает внутренние потребности в газе центральных районов, особенно Москвы и Санкт-Петербурга, а также по нему экспортируется газ в Прибалтийские страны и Белоруссию. Кроме того, Москва и Санкт-Петербург — крупные производители труб для газопроводов.

Уренгой — Сургут — Тобольск — Тюмень — Челябинск — Самара — Сызрань — Ужгород (Украина), далее в Европу.

Уренгой — Ижевск (крупный потребитель черной металлургии и металлообработки) — Помары — Елец — Курск — Жмеринка (Украина) — Ивано-Франковск (Украина) — Ужгород (Украина), далее в Европу. Крупнейший экспортный газопровод в Европу. Он поставляет газ в Германию, Францию, Австрию, Италию, Швейцарию. Строительство этого газопровода велось на компенсационной основе в соответствии с крупнейшей в международной истории торгово-промышленных отношений сделкой. Соглашение, в котором участвовали ФРГ, Франция и ряд других стран, позволяет улучшить топливно-энергетический баланс этих государств, обеспечить работой многие тысячи трудящихся, производством и поставками в Россию труб большего диаметра, а также технологического оборудования для трубопроводного транспорта в обмен на сибирский газ. Уренгой — Медвежье — Пермь — Ижевск — Казань — Нижний Новгород — Владимир — Москва. Газопровод позволил существенно улучшить обеспеченность дешевым топливом и углеводородным сырьем промышленность ряда европейских районов России. Уренгой — Сургут — Нижневартовск (центры переработки газа) — Томск — Юрга — Новосибирск — Кемерово — Новокузнецк. Перекачиваемый по этому газопроводу газ поступает в Томск, крупные индустриальные центры Кузбасса (Кемерово, Новокузнецк и др.), в Новосибирск. Он используется в различных отраслях промышленности — химической и нефтехимической, в металлургической, в энергетике, а также в коммунально-бытовом хозяйстве.

Уренгой — Медвежье — Нижняя Тура — Нижний Тагил — Екатеринбург — Челябинск. Газопровод способствует улучшению топливно-энергетического баланса Урала.

Из Поволжского экономического района:

• Саратов — Рязань — Москва;
• Саратов — Пенза — Нижний Новгород (с ответвлением на Владимир и Москву) — Иванове — Ярославль — Череповец.

Эти газопроводы имеют только внутреннее значение и идут из старых месторождений.

Из Уральского экономического района:

Газопровод «Союз»: Оренбург — Уральск — Алесандров-Гай — Кременчуг — Ужгород (Украина), далее в Европу. Основными потребителями газа являются страны Восточной Европы, такие как Болгария, Венгрия, Польша, Чехия, Словакия, Румыния, Югославия. Кроме того, проложены от Оренбургского газоконденсатного месторождения газопроводы в Башкортостан, Татарстан, Самарскую, Саратовскую области, что способствовало возникновению здесь промышленных предприятий. На оренбургском газе работает Заинская ГРЭС (Татарстан).

Из Северо-Кавказского экономического района:

• Ставрополь — Аксай — Новопсков — Елец — Тула — Серпухов (Московское кольцо) — Тверь — Новогород — Санкт-Петербург;
• Ставрополь — Майкоп — Краснодар — Новороссийск.

Из Узбекистана:

Газли (Узбекистан) — Ташауз (Туркмения) — Москва.

Это импортный газопровод из Средней Азии для обеспечения Европейской части России. Зарубежная Европа не в состоянии полностью обеспечивать свои потребности в природном газе за счет собственных источников. Середа, М.Л., Зубарева, В.Д. Особенности современного состояния газовой промышленности РФ на примере ОАО «Газпром» // Газовая промышленность. — 2006. — №6.

Российский газ, разведанные запасы которого составляют 48 трлн. куб. м (а общие потенциальные — 235 трлн. куб.м), имеет более низкую себестоимость, чем сырье из Алжира и стран Ближнего Востока, которое доставляется в Западную Европу в сжиженном состоянии танкерамhttp://www.ngv.ruи.

В целом около 40% потребностей европейского региона в природном газе покрывается за счет импорта. Например, доля российского «Газпрома» в западноевропейском импорте — 47%, Алжира — 29%, Норвегии — 22%. Норвегия — очень серьезный конкурент России в торговле газом на европейском континенте.

Эти показатели говорят о том, что в настоящее время газовая промышленность России обладает колоссальными возможностями и мощностями, которые обеспечивают потребности того платежеспособного рынка, который сегодня существует.

2.2 Перспективы развития газовой промышленности

В перспективе 2000 — 2010 г. исключительно важным направлением признано развитие отраслей высокоэффективных качественных видов жидкого и газообразного топлива для нефтехимии. К настоящему времени разведанность запасов в европейских регионах России и Западной Сибири достигает 65 — 70% по нефти и 40 — 45% по газу, в то же время Восточная Сибирь и Дальний Восток освоены только на 6 — 8%, а шельфы морей — лишь на 1 %. Именно на эти труднодоступные регионы (включая север Тюменской и Архангельской областей) приходится около 46% перспективных и более 50% прогнозных ресурсов нефти и около 80% природного газа. В связи с этим очень важно не допустить развала геологических организаций и увеличить масштабы геологоразведочных работ на нефть и газ для создания прочной сырьевой базы в будущем. Необходимо довести геологоразведочные работы до объемов, обеспечивающих в ближайшие несколько лет подготовку 400 — 500 млн. т запасов нефти и до 1 трлн. куб. м газа с дальнейшим увеличением прироста запасов нефти до 600 млн. т в год. По расчетам, оправданный перспективный уровень добычи нефти в России — 310- 350 млн. т при различных уровнях цен на мировом рынке.

Основным поставщиком нефти в рассматриваемой перспективе до 2000 и 2010 гг. остается Западно-Сибирский район, несмотря на снижение здесь уровней добычи. Отсюда традиционно нефть будет вывозиться в двух направлениях: на восток и запад. Поставка нефти в восточном направлении (в Восточную Сибирь и на Дальний Восток) в перспективе начнет снижаться за счет ожидаемого роста добычи нефти в этих районах. Это позволит организовать транспорт нефти на НПЗ Дальнего Востока.

В западном направлении выделяются нефтедобывающие Уральский, Поволжский, Северо-Кавказский районы, потребности которых в нефти и нефтепродуктах увеличиваются. Хотя доля этих районов на российском рынке и в вывозе за рубеж продолжает уменьшаться, они по-прежнему будут играть активную роль. Наиболее перспективным районом по добыче нефти будет Север европейской части России. Саввиди, С.М. Проблемы формирования российского рынка газа / С.М. Саввиди // Сборник статей.- Краснодар: Изд-во Кубан. гос. ун-та, 2006

В «Энергетической стратегии» после 2000 г. в качестве главного приоритета по добыче топлива рассматривается природный газ, способный обеспечить более 50% всего производства первичных топливно-энергетических ресурсов. Газовая промышленность будет развиваться, прежде всего, за счет крупных месторождений Тюменской и Томской, а также Оренбургской и Астраханской областей. Кроме того, большие надежды возлагаются на создание новых крупных центров по добыче природного газа и Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. В дальнейшем возможны формирование и экспорт потоков газа из этих районов.

При таких подходах к развитию добычи природного газа требуется выполнить конкретную реконструкцию всей системы газоснабжения с целью осуществления поставок газа на внутрироссийские нужды и на экспорт для дальнейшего улучшения энергетической и экономической эффективности, подготовить систему ПГХ для повышения надежности газоснабжения народного хозяйства, кратно увеличив при этом извлечение полезных компонентов из добываемого газа. Предусматривается ускорить газификацию сельской местности всех районов. Особую важность проблема газификации сел и городов приобретает и районах Восточной Сибири и Дальнего Востока. Намечено увеличить использование газа как моторного топлива, реконструировать существующие и строить новые электростанции в городах и селах страны. Помимо Западной Сибири важную роль и газоснабжении потребителей будут играть Уральский и Поволжский районы России.

В ближайшей перспективе намечаются работы по вовлечению в хозяйственный оборот новых месторождений нефти и газа полуострова Ямал, Западной Сибири и Восточной Сибири (Красноярский край и Иркутская область) и освоению месторождений нефти и газа, расположенных на континентальном шельфе, 70% территории которого перспективны в нефтегазоносном отношении. Для освоения перспективных месторождений потребуется привлечение иностранного капитала. Так, в Западной Сибири американская компания «Амоко» будет участвовать в эксплуатации Приобского месторождения. На базе Ардалинского месторождения Тимано-Печорской провинции работает российско-американское предприятие. Благоприятны перспективы совместного освоения месторождений шельфовой зоны острова Сахалин с привлечением японского и американского капиталов.

Что касается экспорта, то крупнейшим на сегодняшний день проектом «Газпрома» по увеличению поставок газа за рубеж является строительство трансконтинентальной газовой магистрали «Ямал—Европа» общей протяженностью 4000 км. Этот трубопровод пройдет от месторождений полуострова Ямал через Центральную Россию и Белоруссию в Польшу, Германию (от главной магистрали в будущем предполагается сооружение ответвлений в разные европейские страны).

Интересными представляются многие другие проекты транспортировки российского газа. Например, российско-болгарский проект для перекачки газа в Грецию (до этого российский газ поступал через Болгарию только в Турцию).

Другой проект — новый южно-европейский газопровод, который должен пройти по территории Словакии, Венгрии, Словении с выходом в Северную Италию и соединить эти страны с магистралью «Ямал-Европа».

Изучаются возможности транспортировки природного газа из России в Западную Европу северным маршрутом — через Финляндию, Швецию, Данию. А также — в страны Восточной Азии — КНР, КНДР и Республику Корея (после создания газодобывающего района в Иркутской области и Якутии) и т.д.http://www.stroy-press.ru

На сегодняшний день главным игроком на газовом рынке Российской федерации является Газпром. Однако, по словам чиновника В. Христенко, газовые компании, не входящие в группу «Газпром», к 2015-2020 годам займут в России доминирующие позиции http://www.gazexport.ru. В 2006 году доля независимых газовых компаний составила около 25% в объеме российского потребления, а в 2015-м она планируется уже на уровне 47%.

Однако не стоит забывать и тот факт, что сектор независимых производителей газа в России весьма эфемерный. Во-первых, их бизнес практически полностью зависит от монополии, которая может спокойно заставить их продать газ себе, нужному трейдеру или потребителю. Может она и перекрыть поставки по уже заключенным контрактам. Во-вторых, в последние годы наблюдалась тенденция снижения числа независимых производителей. Де-факто этого статуса лишилась «Итера» (превратилась в трейдера), де-юре — «Нортгаз» и «Сибнефтегаз», контрольные пакеты в которых получила группа «Газпром» и др. Кот А.Д. Проблемы и тенденции эффективного развития газовой промышленности / А.Д. Кот. — М.: Недра-Бизнесцентр, 2004.

Тем не менее в цифрах взлет поставок «других предприятий газовой и нефтяной промышленности» (так они названы в балансе) за десять лет впечатляет. Их добыча должна вырасти с 95 млрд. до 224 млрд. куб.м (130%).

Монополист увеличит добычу лишь на 11% (65 млрд. куб. м), до 619 млрд. Поступления среднеазиатского сырья ожидаются лишь на 10 млрд. куб.м больше, чем в прошлом году. При этом запланирован резкий — на 120 млрд. куб.м — рост экспорта, который не покрывается ни газпромовским приростом, ни газом из Средней Азии. Неудивительно, что и 70 с лишним млрд. куб. м, на которые увеличатся потребности России (с 400 до 476 млрд. куб. м), должны обеспечить ставшие востребованными независимые.

По мнению экспертов, совершенно реально осуществление таких программ, как:

• доведение добычи газа в стране к 2020году до 900-1000 млрд. куб.м;
• освоение газовых месторождений полуострова Ямал;
• создание нового поколения газопроводов;
• формирование нефтяной и газовой промышленности Восточной Сибири и Дальнего Востока и ускорение этого процесса путем строительства газопроводов Ямал-Китай-Корея;

— создание газохимической промышленности на Востоке страны. Для этого есть сырьевые ресурсы, сохраняющиеся пока мощности строительных организаций, инженеры, специалисты, рабочие — носители опыта и знаний масштабного развития газовой промышленности в прошлом.

3. Практическая (аналитическая) часть. Калькуляция себестоимости 1 тонны нефти

Планирование себестоимости производится по следующим экономическим элементам затрат:

3.1 — расходы на оплату труда;

3.2 — отчисление на государственное социальное страхование;

3.3 — затраты на материалы;

3.4 — амортизация основных фондов.

3.5 — Калькуляция себестоимости

3.1 Расчет себестоимости по элементу «Расходы на оплату труда»

Месячный фонд оплаты труда включает в себя:

• прямую сдельную заработную плату комплексной бригады;
• прямую повременную заработную плату вспомогательных рабочих;
• доплаты рабочим за работу в ночное время;
• «бригадирские»;
• доплата рабочим за передвижение к месту работы.
• оклады руководителей участка и доплат к ним.

Фонд оплаты труда рабочих

Прямая сдельная заработная плата рассчитывается по формуле, в рублях:

=0,356Ч38250=13617

где Р _к — комплексная расценка, руб.(из табл.1)

• добыча нефти, газа за месяц.(из табл. 1)

Прямая повременная заработная плата рассчитывается для рабочих 5 и 6 разрядов, и слесарю — электрику по формуле в рублях:

5 _раз. ==50Ч8Ч30=12000

6 _раз. =ЗП_пов. =75Ч9Ч30=20250

(сл.эл.)=ЗП _пов. =75Ч3Ч30=6750

где Т _ст — тарифная ставка соответствующего разряда, руб. (из табл.1)

явочная численность; (из табл.1)

п _р.дн. — число рабочих дней; п_р.дн. =30

Доплата за работу в ночное время производится из расчета 40% тарифной ставки.

Ночным считается время с 22 часов до 6 часов. Фактически третья и четвертая смены по 4 часа в каждую:

5 _раз. == 0,4 Ч Т_ст ^ч Ч п_ноч Ч п_см Ч п_чел =0,4Ч50Ч4Ч2Ч8=1280

6 _раз. = Д_ноч. = 0,4Ч75Ч4Ч2Ч9=2160

(сл.эл.)= Д _ноч. =0,4Ч75Ч4Ч2Ч3=720

где Т _ст ^ч -часовая тарифная ставка рабочего;

0,4 — 40% доплаты за работу в ночное время;

п _ноч — количество часов в ночной смене, подлежащих к оплате, п_{ноч =} 4;

п _см — количество смен, за которые производится доплата за работу в ночное время;

п _чел — количество человек, работающих в ночное время.

Доплата за передвижение к месту работы и обратно производится из расчета норматива оплаты времени передвижения, установленного хронометражными наблюдениями. Доплату для бригады за передвижение к месту работы и обратно рассчитываем по формуле в рублях:

5 _раз. ==0,41Ч1Ч8Ч30=98,4

6 _раз. =Д_пер. =0,41Ч1Ч9Ч30=110,7

(сл.эл)=Д _пер. =0,41Ч1Ч3Ч30=36,9

где Т _норм. — норматив оплаты за один час передвижения в руб.;

Т _норм. = 0,41;

принимаем время, в часах, передвижения согласно хронометражных данных t _xp =1.

Доплата за руководство бригадой и звеньями на буровой производится из расчета 50% прямой повременной заработной платы 5 разряда и 15% этой суммы каждому звеньевому.

где п _зв — число звеньев,

п _зв = 4

5 _раз. =Д_бр. =(0,5+4Ч0,5Ч0,15)Ч50Ч30+12000=13256

Фонд оплаты труда руководителей

Прямая зарплата руководителей -по штатному расписанию (из табл.3)

Доплата за работу в ночное время производится, только помощнику начальника участка и мастерам:

(пом.нач.)==Ч0,4Ч48=1418

(маст.)=Д _ноч. =

t _см — продолжительность смены, час; t_см = 8

п _вых — число выходов за месяц, п_вых = 22

Д — количество часов в ночное время, оплачиваемое по приказу за месяц.

=1418 =1036

Результаты расчета размещаем в таблице 3.

3.2 Расчет себестоимости по элементу «Отчисления на государственное социальное страхование»

Сумма отчислений на социальное страхование на шахте производится в рублях из расчета 34% от суммы фонда оплаты труда.

Сумму отчислений на государственное социальное страхование и медицинское обслуживание находим по формуле в рублях:

З _отч. =0,34Ч?Ф_о.т. =0,34Ч176233=59919

Себестоимость по этому разделу находим по формуле в рублях:

Себестоимость по элементу «Расходы па оплату труда» в руб. вычисляем по формуле:

Таблица 3. Расчет по элементу «Расходы на оплату труда»

Вид работ	Профессия, должность	Тарифный разряд	Штат на сутки, чел.	Число выходов за месяц	Месячный объем работ	Расценка комплексная, тарифная ставка, руб.	Основная заработная плата, руб.
			Явочный	Списочная				Прямая	Доплата за
									Передвижение	Бригадирские	Ночные	Всего основная заработная плата, руб.
Суточная комплексная бригада	Сдельщики Рабочие поврем. Рабочие поврем.	6 5	9 8		30 30	38250	0,356	13617 20250 12000	111 98	13256	2160 1280	13617 22521 26634
Обслуживание механизмов	Слесарь-электрик	6	3					6750	37		720	7507
Обслуживание погруз. пункта
Итого		УФ оч =70279
Руководители участка	Нач. участка Зам. нач. участка Пом. нач. участка Механик Мастер			1			13000	13000				13000
				1			12000	12000				12000
				1			11000	11000			1418	12418
				2			10000	20000				20000
				5			9500	47500			1036	48536
Итого руководители	УФ рук =105954
Всего	УФ от =УФоч +УФрук =176233

3.3 Расчет себестоимости по элементу «Материальные затраты»

Этот элемент затрат состоит из расходов на вспомогательные материалы и оплату электроэнергии со стороны.

1. Расчет затрат по вспомогательным материалам

Расчет затрат и стоимость потребляемых материалов, производится по удельным нормам расхода материалов на 1000 тонн добычи, месячного объема добычи, плановых цен на материалы и срока службы материалов.

По принципу включения в себестоимость материалы делятся на две группы: 1-я группа — материалы разового использования, стоимость которых полностью включается в месячную себестоимость;

2-я группа — материалы длительного пользования, стоимость которых включается в себестоимость частями, в соответствии со сроком службы.

2. Расчет затрат по материалам 1 группы

Расчет затрат на материалы 1 группы производим в таблице 4.

Таблица 4 — Расчет затрат по материалам 1 группы

Наименование материалов	Расход за месяц	Оптовая цена единицы, руб.	Сумма затрат за месяц руб.
1) зубки шт. 2) присадка «АКВОЛ-3»кг 3) шланг орошения м.	482 1032,3 210	6,55 1,5 15	3157,1 1548,45 3150
Итого			7855,5
Прочие неучтенные материалы			785,5
Всего			8641

Расход на смазочные материалы принимаем в прочих неучтенных материалах, которые принимаем в размере 10% учтенных материалов. Расчет затрат производим в таблице 2.

3. Расчет затрат по материалам 2 группы

Расчет затрат по материалам 2 группы производим в таблице 5.

Таблица 5 — Расчет затрат по материалам 2 группы

Наименование материалов	Потребное количество по паспорту	Оптовая цена, руб.	Срок службы, мес.	Сумма погашения стоимости за месяц, руб.
		за единицу	общая
Гибкие кабели КГЭП 1) 3·70·10+3·4 2) 3·50+1·10+3·4 3) 3·25+1·10+3·4 4) 3·4+1·2,5+3·1,5 5) 3·50+1·10 6) 3·10+1·6 7) 3·4+1·2,5	312 312 80 160 50 332 15	30,09 27,02 23,44 12,56 25,43 10,57 8,07	9388 8430 1875 2009 1271 3509 121	12 12 12 12 12 12 12	782 702 156 167 106 292 11
Итого	26603	2216
Прочие неучтенные материалы		221,6
Всего		2437,6

Прочие неучтенные материалы, которые принимаем в размере 10% от суммы учтенных материалов.

Сумму затрат по вспомогательным материалам с учетом 15% транспортных затрат производим по формуле в рублях:

З _в.м. =(З_м.1 +З_М.2 )Ч1,15=(8041+2437,6)Ч1,15=12739

4. Расчет затрат по электроэнергии

Оплата за электроэнергию производится за потребленную токоприемниками электроэнергию. Оплату находим по формуле в рублях:

З _эл. =?Р_дв. ЧtЧk₃ Чb=41841

где УР _дв — суммарная мощность электродвигателей, кВТ; УР_дв = 700,5

t — число часов работы электродвигателей в месяц; (720 часов)

k ₃ — коэффициент загрузки во времени и по мощности; k₃ = 0,85;

• b — тариф оплаты за 1 кВт/ч потребляемой энергии, b = 0,0976.

Сумму материальных затрат находим по формуле в рублях:

З _м.з. =З_в.м. +З_эл. =54580

Себестоимость по элементу «Материальные затраты» находим по формуле в рублях:

3.4 Расчет себестоимости по элементу »Амортизация основных фондов»

Полную первоначальную стоимость оборудования находим в таблице 6.

Таблица 6.- Расчет полной первоначальной стоимости оборудования

Наименование оборудования	Количество единиц	Цена единицы оборудования, руб.	Сумма общая, руб.	Транспортные расходы, руб.	Затраты на монтаж, руб.	Общая балансовая стоимость оборудования, руб.
2КД90	1	5000000	5000000	1000000	500000	6500000
СП202	2	212000	424000	84800	42400	551200
РКУ10	1	348480	348480	69696	34848	453024
СУВ350	3	58500	175500	35100	17550	228150
ТСШВП630/6	7	54000	378000	756000	37800	1171800
КСШ5К	1	23700	23700	4740	2370	30810
СИТ32	2	51600	103200	20640	10320	134160
19ЦНС13	2	2775	5550	1110	555	7215
ЭБГП	4	980	3920	784	392	5096
Итого						9081455

Принимаем на транспортные расходы 20% от цены оборудования и 10% от цены — на монтаж этого оборудования.

Амортизационные отчисления за месяц определяются по каждому виду оборудования, в рублях по формуле

где П _п — полная первоначальная стоимость оборудования, руб.;

Н _а — годовая норма амортизации, Н_а =15%.

Себестоимость по элементу «Амортизация основных фондов» находим по формуле:

3.5 Калькуляция себестоимости

На основании произведенных расчетов составляем таблицу 7 и производим калькуляцию себестоимости.

Таблица 7 — Калькуляция себестоимости

Элемент затрат	Сумма затрат за месяц, руб. ?	Себестоимость, руб. ? / 38250	Удельный вес элемента в общей себестоимости, %
Расходы на оплату труда	176233	4,5	43,7
Отчисления на социальное страхование	59919	1,5	14,5
Материальные затраты	41841	1,4	13,6
Амортизация основных фондов	113518	2,9	28,2
Итого		10,3	100

Вывод: Наибольший удельный вес (43,7%) приходится затраты по оплате труда, поэтому данное производство является трудоёмким.

Заключение

Природный газ — один из наиболее высокоэкономичных источников топливно-энергетических ресурсов. Он обладает высокой естественной производительностью труда, что способствует широкому использованию его во многих отраслях народного хозяйства. Благоприятные естественные предпосылки природного газа и высокий уровень научно-технического прогресса в его транспортировке во многом обеспечивает ускоренное развитие газодобывающей промышленности.

В отличие от нефти, природный газ не требует большой предварительной переработки для использования, но его необходимо сразу, отправлять к потребителю. Газ — главный вид топлива там, где нет других энергетических ресурсов. Он используется в промышленности (80%) — электроэнергетика, химия, металлургия, строительство, полиграфия, а также в быту.

Особо нужно выделить, что основные крупные месторождения газа находятся в северных районах. Поэтому дальнейшее развитие газовой промышленности приведет к освоению этих районов.

В условиях рыночных отношений в России создана крупнейшая корпорация — РАО Газпром. Создана крупнейшая система газоснабжения, которая включает сотни месторождений газа, компрессорные станции и газопроводы.

Ускоренному развитию газовой промышленности в мире способствует наметившееся за последние 20 лет быстрое становление рынка сжиженного природного газа.

Помимо этого, ожидается, что потребление газа на внутреннем рынке также увеличится на фоне предполагаемого роста ВВП и увеличения бытового потребления, связанного с газификацией стран.

В настоящий момент разрабатываются перспективные проекты транспортировки российского газа в страны Европы и Восточной Азии.

Большие запасы нефти и газа расположены в районах Восточной Сибири и Дальнего Востока. Поскольку в газе месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока содержится большое количество важных химических элементов, то его следует использовать в качестве топлива только после переработки на газохимических производствах. Для этого необходимо создать мощные газохимические комплексы по производству современных продуктов и товаров, потребность в которых на мировом рынке постоянно возрастает. Именно такая стратегия развития создаст возможность значительного роста поставок газа и продуктов газохимии за рубеж, прежде всего в страны Азиатско-Тихоокеанского региона, и получения значительных доходов в бюджет государства на длительную перспективу.

Безусловно, необходимо ставить задачу создания в стране мощностей по переработке нефти и газа, чтобы продавать за рубеж не чистую нефть и газ, а нефтехимические продукты, товары, изделия. Страны, производящие нефтехимические продукты высокой степени товарной готовности, получают доход в 10 раз больше, чем страны, продающие просто нефть.

Несомненно, сейчас газовые программы должны стать приоритетными для государства. Подобная экономическая политика позволит, наконец, получать средства внутри страны для проведения структурной перестройки экономики, обеспечить развитие высокотехнологичных отраслей и снова занять достойное место среди технологически развитых стран мира.