Курсовая с практикой на тему Долгосрочные перспективы развития добычи природного газа в РФ

Содержание:

ВВЕДЕНИЕ 3

ГЛАВА 1. Сравнительный анализ региональных рынков газа 5

1.1. Северо-Американский рынок 5

1.2. Рынок АТР 9

ГЛАВА 2. Перспективы развития добычи природного газа в Российской Федерации 15

2.1. Добыча и экспорт природного газа Российской Федерации 15

2.2. Перспективы развития добычи и экспорта природного газа России 20

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 25

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 27

Введение:

Актуальность темы исследования обусловлена тем фактом, что в России на начало 2020 г. открыты и частично разведаны 3,5 тыс. месторождений углеводородов, в том числе 942 газосодержащих. ПАО «Газпром» контролирует разведанные запасы газа в объеме 36,8 трлн м3, по кат. В2+С2 – 10,0 трлн м3. На перспективу до 2040 г. определены три главных направления развития минерально-сырьевой базы газовой отрасли промышленности России: западносибирское, восточносибирское и морское (шельфовое). Именно стратегически обусловленное расширенное воспроизводство МСБ газодобычи предопределяет необходимость выхода с поисками в новые районы и области суши и шельфа.

Общий прирост новых разведанных/доказанных запасов газа до 2035 г. на суше России и в пределах акваторий Северной Евразии всеми компаниями-операторами должен составить не менее 22…23 трлн м3 (ПАО «Газпром» – 14…15 трлн м3 ) с коэффициентом восполнения добычи извлекаемыми запасами  1,10…1,15.

В 2036–2050 гг., согласно расчетам экспертов «Газпрома», общий прирост разведанных/доказанных запасов газа по России оценивается в 23…24 трлн м3. Реально максимальный уровень национального производства природного газа России в период 2041–2050 гг. оценивается в 1,10 трлн м3, а минимальный уровень будет определяться мировой конъюнктурой газового рынка по краткосрочным периодам (2…4 года).

Освоение и промышленное использование газового потенциала недр осадочных бассейнов сырьевых регионов России будут продолжаться до 2050–2060 гг. и, вероятно, далее, как за счет традиционных ресурсов газа и нефти, так и за счет нетрадиционных – прежде всего геологических ресурсов «плотного» газа в плотных низкопроницаемых коллекторах (природных резервуарах), углях, сланцах и газогидрата.

Объектом исследования являются перспективы развития добычи природного газа в Российской Федерации.

Предмет исследования – долгосрочные перспективы развития добычи природного газа в Российской Федерации.

Целью исследования является выявление условий, необходимых для развития добычи природного газа в Российской Федерации.

Для достижения указанной цели необходимо решить следующие задачи:

— провести сравнительный анализ региональных рынков газа: Северо-Американского рынка и рынка АТР;

— охарактеризовать добычу и экспорт природного газа Российской Федерации;

— рассмотреть перспективы развития добычи и экспорта природного газа России.

Особенности структуры работы. Выбор структуры курсовой работы обусловлен логикой изложения материала в соответствии с главной целью исследования и, соответственно, вытекающими из нее вышеназванными задачами. Курсовая работа состоит из следующих частей: введение, две главы, включающие четыре параграфа, заключение, список использованных источников и литературы.

Заключение:

В большинстве регионов мира нетрадиционных ресурсов газа больше, чем нефти.

Причины таковы:

— более широкий спектр видов ресурсов – «плотный», сланцевый и угольный газ, газовые гидраты, а «угольной» и тем более «гидратной» нефти попросту не существует в природе, точнее с углями связаны проявления и редкие притоки (малые объемы – микроскопления) ультрапарафиновой, совершенно бессернистой нефти;

— более широкий генетический и термоглубинный диапазон формирования сланцевого газа, чем сланцевой нефти;

— сланцевый газ добывать значительно легче и экономичнее, чем нефть.

По оценке экспертов ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (2019 г.), в структуре неоткрытых ресурсов газа России прогнозируется развитие 42…50 месторождений-гигантов (более 300 млрд м3 каждое), в том числе 6…8 сверхгигантских месторождений (1,0…2,5 трлн м3 ); из них в недрах акваторий – 30…34 гигантских и 5…6 сверхгигантских преимущественно в Карском и Баренцевом морях, в Охотском море – не более двух новых гигантов, из которых один (Южно-Киринское газоконденсатнонефтяное месторождение) уже открыт и находится в разведке.

При этом поиск и тем более разведку на арктическом шельфе газосодержащих месторождений с реальными геологическими запасами менее 100 млрд м3 до 2030 г. необходимо признать нецелесообразными. При открытии подобных месторождений ПРР должны быть законсервированы на период 5…7 лет и более, вплоть до начала их освоения и планового ввода в промышленную эксплуатацию.

По различным оценкам, в 2040 г. общее производство газа в России может превысить 920…950 млрд м3 (до 1 трлн м3), объемы добычи газа выше указанных объемов будут обеспечиваться, безусловно, нетрадиционным газом (более 100…150 млрд м3 /год), что составит менее 1 % от их технологически извлекаемых объемов (без учета газогидратов).

Таким образом, реально максимальный уровень национального производства природного газа в России в период 2041–2050 гг. оценивается в 1,10 трлн м3, а минимальный уровень будет определяться мировой конъюнктурой газового рынка по краткосрочным периодам (2…4 года).

Освоение и промышленное использование УВ-потенциала недр осадочных бассейнов сырьевых регионов России будет продолжаться до 2050–2060 гг. и, вероятно, далее за счет как традиционных ресурсов газа и нефти (обычных скоплений с хорошими и удовлетворительными – по современным критериям – добывными возможностями), так и нетрадиционных ресурсов УВ, к которым относятся геологические ресурсы в плотных низкопроницаемых коллекторах (природных резервуарах), углях и сланцах (угольный метан и сланцевый газ), газогидратах.

Таким образом, сравнительное положение России в «газовом» мире в ближайшие 30…35 лет представляется выигрышным и оценивается весьма оптимистично. Это обеспечивается очень значительными текущими запасами СГ и поистине громадными ресурсами традиционного и нетрадиционного газа во всех осадочных бассейнах СЕА. Очевидно увеличение роли отраслевой науки в обосновании и сопровождении развития минерально-сырьевой базы газодобычи России в ХХI в.

Фрагмент текста работы:

ГЛАВА 1. Сравнительный анализ региональных рынков газа

1.1. Северо-Американский рынок

Для создания общего рынка газа как формы экономической интеграции необходимы условия, среди которых:

— наличие развитой инфраструктуры, соединяющей всех участников рынка, т.е. магистральных трубопроводов, которые не будут ограничены рамками государственных границ;

— расширение межгосударственной торговли газа, которое будет лоббироваться участниками;

— экономическая и политическая интеграция стран (наднациональное руководство, регулирующее его);

— отказ от монополизации рынков газа внутри государств;

— политика открытости внутренних рынков другим участникам из других стран.

Наилучшим примером с такой идеальной структурой построения общего рынка выступает рынок Европейского Союза. В сравнении с рынком Северной Америки, он является более открытым и более либеральным, при этом в CША наблюдаются более жесткие принципы регламентирования операций по экспорту и импорту.

На сегодняшний день, общий мировой рынок газа еще не сформирован, и он разбит на следующие региональные рынки: рынок Северной Америки (НАФТА); рынок ЕС; рынок АТР и формирующийся рынок ЕАЭС. Для более полного понимания отличий между ними и принципов формирования стоит разобрать каждый рынок. Европейский рынок газа является наиболее идеальным примером экономической и политической интеграции. Сам рынок отличается зависимостью от надежных поставок газа из других регионов, поэтому до последнего времени в данном регионе использовались в основном долгосрочные контракты.

В отличие от США или Канады, европейские страны придерживаются более частной или консервативной либерализации отрасли. Именно поэтому в регионе долгий период наблюдался перевес газовых монополий, которые обеспечивали регулирование и контроль за ценами для потребителей и тарифами. Но в последнее время наблюдается реформирование и постепенный переход участников рынка на новую модель, похожу на модель газового рынка США.

Данные радикальные реформы были связаны с принятием Третьей газовой директивы ЕС. Рассматривая Европейский рынок газа, необходимо упомянуть об основных показателях запасов, добычи, потребления, экспорта и импорта. Так, на конец 2020 года запасы региона составили – 3,9 трлн. м3, что составляет 2% от мировых запасов газа.

Становится очевидным, что регион сам себя не может обеспечить ресурсами, поэтому экономика отличается импортозависимостью.

Объемы добычи на европейском рынке на конец 2020 года составили 250,7 млрд м3 или 6,5% от мировой добычи газа. Отмечается падение добычи в целом по региону, что связано в первую с уменьшением запаса газа. Поэтому в последние годы отмечается отрицательный прирост в размере 5%. Так же наблюдается снижение потребления газа на 2,1%, в 2019 году оно составило – 549 млрд м3 и составляет 14,3% от мирового потребления.

Из этих показателей становится очевидным, что существует разница между производством и потреблением, который возмещается импортом из третьих стран. Основные потоки газа по газопроводам в ЕС идут из России, Норвегии, Алжира и Нидерландов. Поставки природного газа без СПГ составили – 478,9 млрд м3. Стоит отметить, что Норвегия является самым крупным производителем газа не только в Европе, но также занимает серьезные позиции в целом в мире.

Что касается СПГ, то самые крупные экспортеры этого вида газа в Европу – Катар, Алжир, Нигерия. Объемы поставок СПГ – 71,5 млрд м3. Северо-Американский рынок газа на данный момент является одним из наиболее развитых региональных, который в свою очередь состоит из 3 игроков – США, Канады и Мексики.

Потребление на рынке выросло более чем на 200 млрд м3 с момента стагнации в середине 2000-х годов. Надежность обеспечения внутреннего рынка газом, обуславливается ростом доказанных запасов в регионе, еще до начала сланцевой революции.

Главной отличительной чертой рынка Северной Америки является высокая обеспеченность собственными ресурсами, поэтому внешние поставки на протяжении существования рынка не имели никогда серьезного значения. По причине резкого роста собственной добыче образовался профицит, так как спрос не успевал за стремительно росшим предложением. Это в свою очередь повлекло резкое падение спотовых цен на газ. Низкие цены газ перестали покрывать затраты на добычу нефти, также до сих пор нет достоверной информации относительно затрат на добычу сланцевого газа. Но несмотря на данный факт, а также на то, что сохраняются высокие цены на газовый конденсат, объем добычи в США продолжает расти, но при этом с характерными низкими темпами.