Стратегия механизма модернизации газотранспортной системы (ГТС)


МАГИСТЕРСКАЯ РАБОТА

Стратегия механизма модернизации газотранспортной системы (ГТС)


Введение


Актуальность темы магистерского исследования состоит в обосновании приоритетности инновационного показателя в оценке эффективности проектов строительства и модернизации объектов глобальных сетей непрерывной поставки энергоносителей в газотранспортной системе ОАО «Газпром» России.

В 30-х годах XX века Йозеф Шумпетер впервые использовал понятия «инновация», подразумевая под этим изменения с целью внедрения и использования новых видов потребительских товаров, новых производственных средств, рынков и форм организации в промышленности.

В современных трактовках понятие «инновации (или нововведения)» представляется как:

Инновация - как объект, внедренный в производство в результате научного исследования или сделанного открытия, качественно отличный от предшествующего аналога;

Инновация - как процесс трансформации знаний в товар, процесс коммерциализации знаний.

Современное состояние мировой экономической системы характеризуется переходом от индустриального и постиндустриального уклада к периоду науки и знаний. Это проявляется в первую очередь усилением роли нематериальных активов, первоочередным инвестированием в интеллектуальный капитал. Современное состояние конкурентной борьбы отличается не столько стремлением обладать капитальными и материальными ресурсами, сколько владеть способностью разрабатывать и внедрять новое (инновационным потенциалом).

Разработка новых технологий, производство на их базе высококачественных товаров и услуг, выход с этими товарами и услугами на мировой рынок являются для ведущих мировых компаний важнейшей стратегической целью своего развития. Опыт показывает, что отдача от нововведений примерно в 9 раз превышает затраты на их разработку и внедрение.

Научные основы инновационной теории, заложенные в работах Й.-А. Шум-петера, Н. Кондратьєва, получили дальнейшее развитие в работах Р. Солоу, Б. Твисса, Б. Санто, Н. Менсфилда. Проблемам инновационной деятельности, ее отдельным аспектам посвящены труды И. Ансоффа, Л. Водачека, О. Водачековой, П. Друкера, Ж. Ламбена, М. Портера.

В последнее десятилетие значительно активизировались научные разработки проблемы инновационного развития, оценки инновационного потенциала, его стимулирования и оптимизации. Выделим, в частности, работы таких российских ученых, как Аллахвердяна А., Бекетова Н.В., Бычкова В.А., Герасиной О.Н.,

Глазьева С., Гохберга Л.М., Зиновьевой И.В., Иванова В.В., Ковалева Г.Д., Львова Д.С., Лютовой И.И., Мацкуляка И.Д., Трифиловой А.А., Флеровой А.Н., Фролова И.Э., Черных Е.А., Щипанова Д.Г., Яковлева А.Е.

Вместе с тем глубокая проработка теоретических вопросов не всегда сопровождается конкретными методическими рекомендациями применительно к особенностям (проблемам) отечественных промышленных предприятий. Это, в частности, относится и к проблемам формирования механизма управления инновационным развитием предприятий, разработки инновационной стратегии предприятий и управления инновационным развитием предприятия.

Объектом магистерского исследования является система магистральных газопроводов ОАО «Газпром», ориентированная на экспорт газа в Европу и Турцию.

Предметом магистерского исследования являют стратегии инновационных механизмов модернизации системы магистральных газопроводов в ГТС ОАО «Газпром».

Целью магистерского исследования является анализ текущего и перспективного уровня инноваций в технологиях и оборудовании транспортировки и подземного хранения газа в ГТС ОАО «Газпром», а также проведение прогнозного моделирования инновационного уровня в перспективных проектах модернизации транспортной системы ГТС ОАО «Газпром».

Для реализации целей магистерского исследования в проекте были постав-лены следующие задачи:

. Обобщить концепции стратегий инновационного развития предприятий;

. Выполнить анализ общей структуры и планов развития единой ГТС ОАО «Газпром»;

. Выполнить анализ текущего состояния технологий и оборудования инфраструктуры транспортировки и хранения газа в ОАО «Газпром»;

. Определить основные инновационные стратегии в механизмах модернизации ГТС ОАО «Газпром»;

. Разработать методологию и выполнить моделирование эффективности вариантов инновационных стратегий модернизации ГТС ОАО «Газпром». В магистерском исследовании использованы научно-методологические и нормативные источники в области инновационных определений и стандартов, нормативные документы ОАО «Газпром» в области транспортировки газа, финансово-экономическая и техническая документация ОАО «Газпром», научные и экспертные источники в области анализа технологий и эффективности транспортировки газа.

Практическая ценность полученных результатов дипломного проекта состоит в обосновании вариантов стратегий механизма модернизации ГТС ОАО «Газпром» на период до 2030 года с точки зрения оптимизации цели модернизации, финансирования модернизации и достижения максимального коэффициента инновационного уровня технологий и оборудования, используемых в процессе модернизации ГТС.


1. Теоретический анализ инновационных стратегий развития ОАО «Газпром»


.1 Сущность и значение инноваций в стратегии развития предприятия


Научно-технические инновации (от innovations) - это непрерывный процесс творческой деятельности, направленный на создание новой продукции и услуг, технологии и материалов, новые организационных форм, обладающих научно-технической новизной и позволяющих удовлетворить новые общественные или индивидуальные потребности [28].

Конечный результат инновации (нововведения новшества) - материализация и промышленное освоение новшества, идеей создания которого могут выступать научно-техническая деятельность или маркетинговые исследования по выявлению неудовлетворенных потребностей.

Инновации - это результат материализации и коммерческого освоения идеи, выдвинутой на стадии научно-исследовательской деятельности. И если научно-техническая деятельность оценивается количеством открытий, изобретений, их научно-технической значимостью, глубиной проведенных исследований, то инновационная деятельность характеризуется коммерческими показателями - прибыль, экономическая эффективность, конкурентоспособность предприятия.

Исходя из состава нововведений, выделяют ряд наиболее часто встречающихся видов.

. По типу инновации выделяют материально-технические и социальные.

С точки зрения влияния на достижение экономических целей организации, материально-технические инновации включают инновации-продукты (продуктовые инновации) и инновации-процессы (технологические инновации).

Продуктовые инновации позволяют обеспечивать рост прибыли как за счет повышения цены на новые продукты или модификацию прежних (на краткосрочную перспективу), так и за счет увеличения объема продаж (на долгосрочную перспективу).

Инновации-процессы позволяют улучшить экономические показатели за счет:

-совершенствования подготовки исходных материалов и параметров процесса, что в конечном итоге приводит к снижению издержек производства, а также к повышению качества продукции;

-увеличения объема продаж вследствие производительного использования имеющихся производственных мощностей;

-возможности освоения в производстве перспективных с коммерческой точки зрения новых продуктов, которые невозможно было получить в силу несовершенства производственного цикла старой технологии.

Технологические нововведения появляются либо в результате единого инновационного процесса, т.е. тесной взаимосвязи НИОКР по созданию изделия и технологии его изготовления, либо как продукт самостоятельных специальных технологических исследований. В первом случае, инновации зависят от конструктивных и технических особенностей нового изделия и последующих его модификаций. Во втором случае - объектом инновации служит не конкретное новое изделие, а базовая технология, которая подвергается в процессе технологических исследований эволюционным или революционным преобразованиям.

Социальные инновации включают: экономические (новые методы оценки труда, стимулирование, мотивация и пр.), организационно-управленческие (формы организации труда, методы выработки решений и контроль за исполнением и пр.), правовые и педагогические инновации, инновации человеческой деятельности (изменение внутриколлективных отношений, разрешение конфликтов и пр.).

. По инновационному потенциалу выделяют радикальные (базовые), улучшающие (модифицированные) и комбинаторные (использующие различные сочетания) инновации.

Радикальные инновации включают создание принципиально новых видов продукции, технологий, новых методов управления. Потенциальными результатами радикального нововведения являются обеспечение долгосрочных преимуществ над конкурентами и на этой основе существенное усиление рыночных позиций. В дальнейшем они являются источником всех последующих улучшений, усовершенствований, приспособлений к интересам отдельных групп потребителей и других модернизаций товара. Создание радикальных нововведений связано с высоким уровнем рисков и неопределенностей: технических и коммерческих. Эта группа нововведений не является распространенной, но отдача от них непропорционально значительная.

Улучшающие (приростные) нововведения приводят к дополнению исходных конструкций, принципов, форм. Именно эти инновации (со сравнительно низкой степенью заключенной в них новизны) являются наиболее распространенным видом. Каждое из улучшений обещает безрисковое повышение потребительской ценности продукции, снижение издержек ее производства и поэтому обязательно реализуется.

Комбинаторные (инновации с предсказуемым риском) представляют собой идеи сравнительно высокой степени новизны, не носящие, как правило, радикального характера (например, разработка нового поколения товара). К таким относятся все значительные новинки, реакцию рынка, на которые легко предвидеть. Отличие от радикальных (принципиально непредсказуемых) инноваций заключается в том, что разработка нового поколения того или иного товара (в том числе путем использования различных сочетаний конструктивного исполнения элементов) за счет концентрации огромных ресурсов обязательно завершается успехом.

  1. По принципу отношения к своему предшественнику инновации подразделяются на:

- замещающие - предполагают полное вытеснение устаревшего продукта новым и тем самым обеспечение более эффективного выполнения соответствующих функций;

отменяющие - исключают выполнение какой-либо операции или выпуск какого-либо продукта, но не предлагает ничего взамен;

возвратные - подразумевают возврат к некоторому исходному состоянию в случае обнаружения несостоятельности или несоответствия новшества новым условиям применения;

открывающие - создают средства или продукты, не имеющие сопоставимых аналогов или функциональных предшественников;

ретровведения - воспроизводят на современном уровне давно уже исчерпавшие себя способы, формы и методы.

  1. По механизму осуществления выделяются: единичные, реализуемые на одном объекте, и диффузные, распространяемые на множестве объектов, инновации; завершенные и незавершенные инновации; успешные и неуспешные инновации.
  2. По особенностям инновационного процесса выделяют инновации внутриорганизационные, когда разработчик, изготовитель, организатор инновации находятся в одной структуре, и межорганизационные, когда все эти роли распределены между организациями, специализирующимися на выполнении отдельных стадий процесса.
  3. В зависимости от источника инициативы или происхождения идеи нововведения подразделяются на авторские (собственные, самостоятельные) и заказные (переносные, заимствованные).
  4. По объему применения инновации бывают точечные, системные и стратегические.

Существует несколько факторов, побуждающих к созданию нового продукта. Первый - это реально существующая или потенциальная потребность в новшестве данного типа. Изобретение, а затем и новая продукция появляются как следствие запросов общества, как реакция на его экономические и социальные потребности. Задача руководства предприятия - выявить и осознать эти потребности, материализовав их в требуемый продукт.

Второй фактор - это научно-технический прогресс. Он не позволяет останавливаться на достигнутом, надолго задерживаться на выпуске одной и той же продукции. Задача менеджмента предприятия - постоянно отслеживать достижения науки и техники в данной сфере деятельности, обеспечивать соответствие этим достижениям продукции, выпускаемой предприятием.

Третьим фактором является конкуренция. Напряженная борьба хозяйствующих субъектов за покупателя, за выживание в условиях жесткого соперничества делает неизбежным процесс исчезновения с рынка некачественных или несовременных товаров и услуг.

Основные понятия инновационной деятельности и их содержание представлены в табл. 1.1.


Таблица 1.1. Основные понятия инновационной деятельности [32]

ПонятиеСодержаниеИнновацияКонечный результат инновационной деятельности, получивший реализацию в виде нового или усовершенствованного продукта на рынке, нового или усовершенствованного технологического процесса, используемого в практической деятельностиИнновационная деятельностьПроцесс преобразования результатов научно-технических достижений в новый или усовершенствованный продукт, реализуемый на рынке, или новый или усовершенствованный технологический процесс, используемый в практической деятельностиИнновационный процессЦепь событий от возникновения идеи до появления конкретного продукта, технологии или услугиКоммерционализацияПроцесс выведения новшества на рынокИнновационный лагПериод времени между созданием новшества и превращением его в нововведениеНововведениеПроцесс использования новшестваИнновационный менеджментПроцесс управления инновационной деятельностью с целью ее коммерционализации

Создание новой продукции обладающей высокими техническими, потребительскими и экономическими параметрами, представляет сложный процесс, требующий значительных затрат времени и ресурсов, привлечения большого числа как внешних, так и внутренних исполнителей, тесно связанный со всеми другими сферами деятельности предприятия. Можно выделить следующие особенности инновационных процессов:

-комплексный характер процессов с выполнением большого числа взаимосвязанных разнородных работ (от проведения исследований до продвижения нового товара на рынок);

-творческий характер процессов, определяющий высокую зависимость конечных результатов от индивидуальных усилий и потенциальных способностей исполнителей;

-неопределенный и слабо прогнозируемый характер инноваций, порождающий риски для участников инновационных процессов;

-эксклюзивность процессов, делающая невозможной их типизацию;

-быстрота морального старения научно-технической информации, полученной в результате творческого процесса;

-нематериальный характер многих результатов труда (обычно новая научно-техническая информация), сложность возникающих в инновационном процессе отношений собственности.

Инновационный процесс включает в себя четыре основных этапа: исследовательский, проектный, производственный и коммерческий.

На исследовательском этапе формируется концепция продукта, базирующаяся на экономическом и научно-техническом потенциале предприятия, результатах анализа информации о возможном спросе на новую продукцию, ситуации на рынках, конкурентных позициях других производителей, научно-технических возможностях и ограничениях в развитии продукта. Итогом первого этапа должен стать вывод об экономической целесообразности, технической возможности и основных параметрах новой продукции.

На втором этапе инновационного процесса на базе разработанной концепции нового продукта осуществляется проектирование этого продукта. Здесь производится детальная инженерная проработка изделия, включающая опытно-конструкторские разработки, изготовление и испытание опытных образцов новой продукции, изготовление чертежей.

Производственный этап включает в себя технологическую, организационную, плановую и экологическую подготовку производства и освоение собственно производства нового изделия.

Коммерческая стадия инновационного процесса представляет собой комплекс работ по продвижению новой продукции на рынок, включая маркетинговые исследования, организацию сбыта этой продукции, а также системы послепродажного (сервисного) обслуживания.

Управление инновационными процессами предполагает способность прогнозировать и принимать во внимание взаимосвязи и взаимозависимость сложных ситуаций с элементами неопределенности и риска при значительном влиянии субъективных факторов. Стратегия управления инновационной деятельностью является составной частью общей стратегии развития предприятия. Она представляет собой субстратегию, которая служит основой динамического развития процесса воспроизводства. Это движущая сила всей производственной стратегии и среды деятельности предприятия [32].

Роль стратегии управления инновациями заключается в определении целей, сфер и путей эффективного внедрения новых изделий и производственных систем, совершенствования уже существующих изделий и оборудования, исходя из современных и прогнозируемых на перспективу требований интенсивного развития предприятия. Стратегия управления инновациями изделий должна определять целевую ориентацию и основные направления деятельности:

быстрое и рациональное внедрение достижений научно-технического прогресса для осуществления основной функции предприятия по производству качественных товаров и услуг;

эффективное использование ресурсов, необходимых для инновационной деятельности;

использование творческой инициативы работников предприятия и достижений других организаций, внутренней и внешней научно-исследовательской базы, опыта потребителей продукции и поставщиков;

определение стратегии развития отдельных видов производств, отношений с потребителями и конкурентами с учетом конъюнктуры рынка.

Ключевую роль в управлении инновациями играет выбор стратегии поведения предприятия на рынке. Выделяют четыре основных стратегии, которых придерживаются предприятия: активно-наступательная, умеренно-наступательная, оборонительная, остаточная стратегии [31].

. Активно-наступательная стратегия означает постановку цели стать первым, ведущим предприятием с точки зрения инноваций на определенном участке деятельности (сегменте). Обычно даже крупные и мощные предприятия не рискуют использовать ее в рамках широкого круга видов производства. Как правило, она применяется лишь в отношении одного или нескольких отдельно взятых видов производства, где существуют благоприятные условия для проведения такой стратегии.

. Умеренно-наступательная стратегия обеспечивает позиции «второго самого лучшего производителя», в некоторых случаях следующего непосредственно за ведущей фирмой. Обычно ее применяют мощные и крупные предприятия, опять же в некоторых видах деятельности, хотя круг их, как правило, более широкий, чем в случае активно-наступательной стратегии.

. Оборонительная стратегия ориентирована на сохранение позиций среднего предприятия. Предприятие, использующее оборонительную стратегию, обычно в значительной степени экономит на исследованиях и разработках, в некоторых случаях - и на других расходах, связанных с завоеванием и удерживанием передовых позиций в инновационной деятельности. Оно пользуется возможностью перенимать опыт и достижения предприятий, ведущих в данной инновационной области. Таким образом, целенаправленно снижаются расходы на освоение продукции в производстве.

. Сущность остаточной стратегии заключается в стремлении «прижиться на уже освоенном рынке» со средними или даже устаревшими в инновационном отношении изделиями. Обычно она применяется на том этапе, когда из конкуренции в данной области или на данном участке инновационной (или сбытовой) деятельности выходит ведущий производитель. Иногда, главным образом, для мелких предприятий, бывает выгодно использовать остаточный спрос, не привлекающий уже крупных производителей. Для этого необходимы минимальные затраты на исследования и на то, чтобы перенять у других уже освоенные достижения.

Существуют различные варианты классификации инновационных страте-гий. В частности, Р.А. Фатхутдинов разделил инновационные стратегии предприятия на две группы [32]:

1.стратегии проведения НИОКР;

2.стратегии внедрения и адаптации нововведений.

Стратегии проведения НИОКР связаны с осуществлением предприятием исследований и разработок. Они определяют характер заимствования идей, инвестирования НИОКР, их взаимосвязи с существующими видами продукции и процессами.

К данной группе относятся:

-лицензионную стратегию (стратегия используется, когда предприятие основывает свою деятельность в области НИОКР на приобретении исследовательских лицензий на результаты исследований и разработок научно-технических или других организаций. При этом приобретаются как незаконченные, так и завершенные разработки с целью их дальнейшего развития и использования в процессе осуществления собственных НИОКР. В результате предприятие получает собственные Результаты в гораздо более короткие сроки и зачастую с меньшими затратами);

-стратегию исследовательского лидерства (нацелена на достижение долговременного пребывания предприятия на передовых позициях в области определенных НИОКР. Данная стратегия предполагает стремление находиться по большинству видов продукции на начальных стадиях роста. Однако она требует постоянных инвестиций в новые НИОКР, что для многих российских предприятий является невозможным в современных условиях дефицита финансовых ресурсов);

-стратегию следования жизненному циклу (означает, что НИОКР жестко привязаны к циклам жизни выпускаемых продуктов и применяемых предприятием процессов. Она позволяет постоянно накапливать результаты НИОКР, которые могут быть использованы для замещения выбывающих продуктов и процессов);

-стратегию параллельной разработки (предполагает приобретение технологической лицензии на готовый продукт либо процесс. При этом преследуется цель их форсированного опытного освоения и проведения с его учетом собственных разработок. Такая стратегия может быть использована, если поставлена цель форсированного освоения новых продуктов и процессов при наличии разработок, которые можно приобрести за пределами предприятия, а также при условии снижения возможностей конкурентов в освоении данных инноваций. Она позволяет осуществлять инновационное развитие на собственной основе, способствует росту доли предприятия на рынке и соответственно повышает эффективность его деятельности.);

-стратегию опережающей наукоемкости (используется, если для предприятия характерно стремление повысить наукоемкость продукции выше среднего уровня по отрасли. Она может быть применена в условиях острой конкурентной борьбы, когда имеет значение время выхода нового продукта на рынок, или в периоды, когда важно опередить другие предприятия в области снижения цен и издержек производства).

-стратегии внедрения и адаптации нововведений относятся к системе обновления производства, вывода продуктов на рынки, использования технологических преимуществ.

Стратегии внедрения и адаптации нововведений подразделяются на следующие основные виды:

-стратегия поддержки продуктового ряда (заключается в стремлении предприятия улучшать потребительские свойства выпускаемых традиционных товаров, которые не подвержены сильному моральному старению);

-стратегия ретро-нововведений (применяется к устаревшим, но пользующимся спросом и находящимся в эксплуатации изделиям. Например, изготовление запчастей для сложной техники с длительным сроком службы. Инновации здесь будут направлены на совершенствование процессов их изготовления);

-стратегия сохранения технологических позиций (используется предприятиями, которые занимают прочные конкурентные позиции, но по определенным причинам на некоторых этапах своего развития испытывают сильный и неожиданный натиск конкурентов и не имеют возможности вкладывать необходимые средства в обновление производства и продукции. Она не может быть успешной в долгосрочном плане);

-стратегия продуктовой и процессной имитации (сводится к тому, что предприятие заимствует технологии со стороны. Подобное заимствование осуществляется по отношению как к продукции, так и к процессам ее производства. Если приобретаются уже использующиеся технологии, то возникает опасность выпуска устаревшей продукции. Эта стратегия может быть эффективной в тех случаях, когда предприятие сильно отстает от конкурентов по своему научно-техническому потенциалу или входит в новую для него сферу бизнеса);

-стратегия стадийного преодоления (предполагает переход к высшим стадиям технологического развития, минуя низшие. Она тесно связана с имитационными стратегиями, а также со стратегией опережающей наукоемкости, которые используются как способы реализации.);

-стратегия технологического трансферта (реализуется головными предприятиями вертикально интегрированных структур, которые передают уже отработанные технологии малым предприятиям, входящим в структуру. Они, как правило, работают на более крупные и поэтому вынуждены использовать предложенные им технологии. Стратегия таких «принимающих» предприятий называется стратегией вертикального заимствования.);

-стратегия технологической связанности (используется, когда предприятие осуществляет технологически связанные инновации, т.е. изготовляет технологически связанную продукцию (в том случае, если надолго технологически связанных продуктов приходится более 70% выпуска);

-стратегия следования за рынком (нацеливает предприятие на выпуск наиболее рентабельной и пользующейся рыночным спросом в Данный момент времени продукции. Она может быть использована на начальных стадиях развития предприятия, когда еще не определены приоритеты в выпуске продукции)

- стратегия вертикального заимствования (характерна для малых предприятий в составе крупных вертикально интегрированных структур, которые вынуждены принимать и заимствовать технологии у предприятий-лидеров данных структур.);

стратегия радикального опережения (выражает действия предприятия и его стремление выйти первым на рынок с радикально новым продуктом (или производить его новым способом). В ряде случаев предполагается реализация двух стратегий НИОКР - исследовательского лидерства и опережающей наукоемкости. Стратегия радикального опережения очень дорогая и имеет большую долю риска. Однако она оправдывает себя в случаях применения на молодых фирмах, имеющих передовые разработки по продуктам и процессам);

стратегия выжидания лидера (принимается крупными фирмами-лидерами в периоды выхода на рынок новых продуктов, спрос на которые еще не определен. Первоначально на рынок выходит малая фирма, а затем в случае успеха инициативу перехватывает лидер).

Любые стратегические решения в области инновационного менеджмента требуют детальной проработки с точки зрения финансирования инноваций и управления возникающими рисками.

В практике управления нововведениями используются различные приемы и методы выбора стратегии развития организации. Наиболее рациональным является системный подход. Применение его принципов в разработке инновационной стратегии позволяет выделить в качестве ее основополагающих элементов следующие процессы:

совершенствование ранее освоенных продуктов и технологии

создание, освоение и использование новых продуктов и процессов

повышение качественного уровня технико-технологической базы производства

повышение качественного уровня научно-исследовательской и опытно-конструкторской базы

увеличение эффективности использования кадрового и информационного потенциала

совершенствование организации и управления инновационной деятельностью

рационализация ресурсной базы

обеспечение экологической безопасности инновационной деятельности

достижение конкурентных преимуществ инновационного продукта перед аналогичными продуктами на внутреннем и внешнем рынках.

Основные положения инновационной стратегии отражаются в соответствующей целевой программе. В ней традиционно выделяются цели, задачи и этапы реализации на перспективу, взаимоувязанные по срокам, ресурсам и исполнителям.

Предпосылками успешности инновационной стратегии служат конкретные условия, в которых она разрабатывается и реализуется, состояние научно-исследовательского сектора, производственных процессов, маркетинга, инвестиционной деятельности, стратегического планирования и их взаимосвязь как основных производственных элементов, общая стратегия организации, организационная структура управления.


.2 Анализ приоритетов «Стратегии инновационного развития Российской Федерации на период до 2020 г.»

инновация газотранспортный программа

«Стратегия инновационного развития Российской Федерации на период до 2020 года» [5] разработана на основе положений Концепции долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2020 года [2] в соответствии с Федеральным законом «О науке и государственной научно-технической политике» [1].

Стратегия призвана ответить на стоящие перед Россией вызовы и угрозы в сфере инновационного развития, определить цели, приоритеты и инструменты государственной инновационной политики. Вместе с тем Стратегия задает долгосрочные ориентиры развития субъектам инновационной деятельности, а также ориентиры финансирования сектора фундаментальной и прикладной науки и поддержки коммерциализации разработок.

.Современное состояние и проблемы инновационного развития Российской Федерации.

Мировой экономический кризис 2008-2009 годов осложнил реализацию поставленных целей, привел к сокращению расходов частного бизнеса на инновации и замедлил развитие российской инновационной системы.

Ключевыми из внешних вызовов в части инновационного развития являются:

а) ускорение технологического развития мировой экономики. Реальными конкурентами России становятся не только страны - лидеры в сфере инноваций, но и многие развивающиеся страны, государства - участники Содружества Независимых Государств. Технологическая революция в ресурсосбережении и альтернативной энергетике резко повышает неопределенность в развитии России, основу специализации которой на мировых рынках составляет экспорт традиционных энергоносителей. Развитие альтернативной энергетики, появление экономически эффективных технологий добычи углеводородов из нетрадиционных источников, включая сланцы и нефтеносные пески, может привести к снижению спроса и цен на ключевые товары российского сырьевого экспорта, сокращению поступления в экономику России финансовых ресурсов, необходимых для модернизации, и, следовательно, к снижению значимости Российской Федерации в мировой политике.

Кризис 2009 года усилил важность этого вызова для России. Связано это в первую очередь с тем, что инвестиции в технологическое развитие рассматриваются Соединенными Штатами Америки, Японией, государствами - членами Европейского союза, а также Китаем, Индией и Бразилией в качестве ключевой антикризисной меры. Развитые страны в рамках антикризисных мероприятий направили десятки миллиардов долларов дополнительных инвестиций на развитие медицины, биотехнологий, альтернативной и возобновляемой энергетики, атомной отрасли и информационных технологий.

б) усиление в мировом масштабе конкурентной борьбы в первую очередь за высококвалифицированную рабочую силу и инвестиции, привлекающие в проекты новые знания, технологии и компетенции, то есть за факторы, определяющие конкурентоспособность инновационных систем. В условиях низкой эффективности инновационной системы в России это означает увеличение оттока из страны конкурентоспособных кадров, технологий, идей и капитала;

в) изменение климата, старение населения, проблемы систем здравоохранения, а также проблемы в области обеспечения продовольственной безопасности в мировом масштабе - вызовы, с которыми сталкивается не только наша страна, но и человечество в целом.

Указанные вызовы диктуют необходимость опережающего развития отдельных специфичных направлений научных исследований и технологических разработок, включая экологически чистую энергетику.

В 2005 году были утверждены Основные направления политики Российской Федерации в области развития инновационной системы на период до 2010 года [3], в 2006 году - Стратегия развития науки и инноваций в Российской Федерации на период до 2015 года [6]. В рамках реализации мероприятий, определенных указанными документами, заложены основы национальной инновационной системы, предприняты меры по развитию сектора исследований и разработок, формированию инновационной инфраструктуры, а также по модернизации экономики на основе технологических инноваций.

Однако, при реализации Стратегии развития науки и инноваций в Российской Федерации на период до 2015 года [6] не достигнут запланированный уровень ряда индикаторов, связанных прежде всего со спросом на инновации в реальном секторе экономики. Это обусловлено существенным снижением в период кризиса спроса на инновации со стороны компаний реального сектора, а также уменьшением бюджетного финансирования мероприятий федеральной целевой программы «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007-2013 годы» [10].

В результате в настоящее время ключевой проблемой является в целом низкий спрос на инновации в российской экономике, а также его неэффективная структура - избыточный перекос в сторону закупки готового оборудования за рубежом в ущерб внедрению собственных новых разработок.

Абсолютное доминирование наименее передовых типов инновационного поведения, в том числе заимствование готовых технологий, характеризует российскую инновационную систему как ориентированную на имитационный характер, а не на создание радикальных нововведений и новых технологий.

Российские компании тратят на инновации значительно меньше средств, чем их зарубежные конкуренты в соответствующих секторах.

Так, в рейтинге тысячи крупнейших компаний мира, осуществляющих исследования и разработки, Россия представлена только тремя компаниями - открытым акционерным обществом «Газпром» (108-е место по абсолютному объему затрат на исследования и разработки, доля затрат на исследования и разработки в выручке - 0,6 процента), открытым акционерным обществом «АВТОВАЗ» (758-е место, 0,8 процента) и открытым акционерным обществом «СИТРОНИКС» (868-е место, 2,6 процента).

По абсолютным масштабам исследовательского сектора Россия по-прежнему занимает одно из ведущих мест в мире, уступая лишь Китаю, Соединенным Штатам Америки и Японии. Однако, признание инноваций важным инструментом государственной политики пока в недостаточной степени отражается в структуре бюджетных расходов. Прямые расходы на инновационное развитие в 2009 году составили 1,5 процента валового внутреннего продукта, а к 2013 году они уменьшатся до 1 процента. При сложившейся динамике бюджетных расходов доля инновационных расходов (расходов бюджета, способствующих развитию (созданию, внедрению) новых продуктов, услуг и технологий, формированию компетенций в приоритетных сферах экономического развития, а также развитию экономики знаний, в том числе прямых расходов на поддержку инноваций и расходов, оказывающих косвенное влияние через частный спрос, усиление мотивации и другие факторы) с 2014 по 2020 год остается практически неизменной - около 1,3 процента валового внутреннего продукта.

С учетом пессимизма достигнутых результатов предыдущих программ инновационного развития экономики Российской Федерации в представленной Стратегии на 2011-2020 гг. существенно реорганизуется система стратегического управления в сфере инновационного развития.

С учетом Концепции и Стратегии разрабатываются такие государственные программы Российской Федерации, как «Развитие образования», «Развитие науки и технологий», «Экономическое развитие и инновационная экономика», «Информационное общество (2011-2020 годы)», а также иные государственные программы, направленные на развитие высокотехнологичных секторов экономики (авиация, космос, атомный энергопромышленный комплекс). В рамках указанных государственных программ будут детализованы механизмы реализации Стратегии и определены конкретные меры, источники и объемы финансирования. При этом посредством государственных программ общая инновационная политика будет связана с решением задач инновационного развития в различных секторах экономики и социальной сферы, в том числе в здравоохранении, культуре и энергетике. Такие программы будут также определять основные направления и меры инновационного развития в соответствующей сфере.

.Цель и задачи Стратегии. Этапы реализации

Целью Стратегии является перевод к 2020 году экономики России на инновационный путь развития, характеризующийся следующими значениями основных показателей:

увеличение доли предприятий промышленного производства, осуществляющих технологические инновации, в общем количестве предприятий промышленного производства до 40 - 50 процентов к 2020 году (в 2009 году - 9,4 процента);

увеличение доли России на мировых рынках высокотехнологичных товаров и услуг (атомная энергетика, авиатехника, космическая техника и услуги, специальное судостроение и др.) до 5 - 10 процентов в 5 - 7 и более секторах экономики к 2020 году;

увеличение доли экспорта российских высокотехнологичных товаров в общем мировом объеме экспорта высокотехнологичных товаров до 2 процентов к 2020 году (в 2008 году - 0,25 процента);

увеличение валовой добавленной стоимости инновационного сектора в валовом внутреннем продукте до 17 - 20 процентов к 2020 году (в 2009 году - 12,7 процента);

увеличение доли инновационной продукции в общем объеме промышленной продукции до 25 - 35 процентов к 2020 году (в 2010 году - 4,9 процента);

повышение внутренних затрат на исследования и разработки до 2,5 -3 процентов валового внутреннего продукта к 2020 году (в 2010 году - 1,3 процента), из них больше половины - за счет частного сектора;

увеличение доли публикаций российских исследователей в общем количестве публикаций в мировых научных журналах до 3 процентов к 2020 году (в 2010 году - 2,08 процента);

увеличение количества цитирований в расчете на 1 публикацию российских исследователей в научных журналах, индексируемых в базе данных «Сеть науки» (Web of Science), до 4 ссылок к 2020 году (в 2010 году - 2,4 ссылки на статью);

увеличение количества российских вузов, входящих в число 200 ведущих мировых университетов согласно мировому рейтингу университетов (Quacquarelli Symonds World University Rankings), до 4 единиц (в 2010 году - 1 вуз);

увеличение количества патентов, ежегодно регистрируемых российскими физическими и юридическими лицами в патентных ведомствах Европейского союза, Соединенных Штатов Америки и Японии, до 2,5 - 3 тыс. патентов к 2020 году (в 2009 году - 63 патента);

увеличение доли средств, получаемых за счет выполнения научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, в структуре средств, поступающих в ведущие российские университеты за счет всех источников финансирования, до 25 процентов.

Общий экономический рост и темпы инновационного развития при этом будут все более взаимосвязаны. С одной стороны, инновационное развитие превратится в основной источник экономического роста в результате повышения производительности труда и эффективности производства во всех секторах экономики, расширения рынков и повышения конкурентоспособности продукции, создания новых отраслей, наращивания инвестиционной активности, роста доходов населения и объемов потребления. Предполагается что инновационное развитие обеспечит дополнительные 0,8 процентных пункта ежегодного экономического роста сверх инерционного сценария развития начиная с 2015 года. С другой стороны, экономический рост расширит возможности для появления новых продуктов и технологий, позволит государству увеличить инвестиции в развитие человеческого капитала (прежде всего в образование и фундаментальную науку), а также в поддержку инноваций, что окажет мультиплицирующее воздействие на темпы инновационного развития.

Основными задачами Стратегии являются:

развитие кадрового потенциала в сфере науки, образования, технологий и инноваций;

повышение инновационной активности бизнеса и ускорение появления новых инновационных компаний;

максимально широкое внедрение в деятельность органов государственного управления современных инновационных технологий;

формирование сбалансированного и устойчиво развивающегося сектора исследований и разработок;

обеспечение открытости национальной инновационной системы и экономики, а также интеграции России в мировые процессы создания и использования нововведений;

активизация деятельности по реализации инновационной политики, осуществляемой органами государственной власти субъектов Российской Федерации и муниципальными образованиями.

Решение задачи развития кадрового потенциала в сфере науки, образования, технологий и инноваций включает в себя осуществление следующих мероприятий:

создание эффективных материальных и моральных стимулов для притока наиболее квалифицированных специалистов, активных предпринимателей, творческой молодежи в сектора экономики, определяющие ее инновационное развитие, а также в обеспечивающие это развитие образование и науку;

повышение восприимчивости населения к инновациям - инновационным продуктам и технологиям;

увеличение численности инновационных предпринимателей;

создание в обществе атмосферы терпимости к риску;

пропаганда инновационного предпринимательства и научно-технической деятельности;

адаптация системы образования с целью формирования у населения с детства необходимых для инновационного общества и инновационной экономики знаний, компетенций, навыков и моделей поведения, а также формирование системы непрерывного образования.

Инновационная модель поведения бизнеса должна стать доминирующей в развитии компаний в целях повышения эффективности и занятия лидерских позиций на рынках, а также в технологической модернизации ключевых секторов экономики, определяющих роль и место России в мировой экономике, и в повышении производительности труда во всех секторах.

Максимально широкое внедрение в деятельность органов государственного управления современных инновационных технологий обеспечит в том числе формирование электронного правительства, перевод в электронную форму большинства услуг населению и расширение использования системы государственного заказа для стимулирования инноваций. Государство должно обеспечить формирование благоприятного инновационного климата, включая создание условий и стимулов для инновационной деятельности, а также благоприятных условий для использования инноваций во всех видах деятельности.

Обеспечение открытости национальной инновационной системы и экономики, а также интеграции России в мировые процессы создания и использования нововведений позволит активизировать международное двустороннее и многостороннее научно-техническое сотрудничество.

Реализация Стратегии основывается на следующих принципах:

выявление проблем и путей их решения с использованием набора инновационных инструментов в сферах, характеризующихся недостаточной предпринимательской активностью;

тесное взаимодействие государства, бизнеса и науки как при определении приоритетных направлений технологического развития, так и в процессе их реализации;

создание стимулов и условий для технологической модернизации на основе повышения эффективности компаний с использованием комплекса мер тарифного, таможенного, налогового и антимонопольного регулирования;

обеспечение инвестиционной и кадровой привлекательности инновационной активности;

прозрачность расходования средств на поддержку инновационной деятельности;

ориентация при оценке эффективности организаций науки и образования, инновационного бизнеса и инфраструктуры инноваций на международные стандарты;

стимулирование конкуренции как ключевой мотивации для инновационного поведения (в том числе в секторе исследований и разработок);

координация и взаимоувязка бюджетного, налогового, внешнеэкономического и других направлений социально-экономической политики как необходимое условие решения ключевых задач инновационного развития.

. Реализация Стратегии предусматривает решение задач в рамках следующих направлений социально-экономической политики:

а) бюджетная политика - в части обеспечения приоритетности инновационных расходов и определения параметров и траектории изменения основных статей расходов бюджета, необходимых для развития инноваций (наука, образование, институты развития, поддержка бизнес-инноваций);

б) налоговая политика - в части оптимизации уровня налоговой нагрузки на базовые факторы инновационного развития (прежде всего в отношении работников), а также в части введения необходимых налоговых льгот;

в) техническая политика - в части формирования системой технического регулирования стимулов к технологической модернизации и инновациям, а также к снятию барьеров и ограничений на внедрение новых технологий;

г) конкурентная политика и политика в сфере борьбы с коррупцией - в части минимизации возможностей для несправедливой конкуренции через использование административного ресурса, в части предотвращения и пресечения антиконкурентных действий доминирующих на рынках хозяйствующих субъектов, а также в части формирования благоприятного предпринимательского климата, включая деятельность правоохранительных и контрольных органов, судебной системы, конкурентоспособность российской юрисдикции, общее правовое регулирование создания и ведения бизнеса;

д) политика в сфере государственных закупок - в части создания необходимых инструментов и процедур, дающих возможность государственным заказчикам закупать инновационную продукцию, а государству в целом стимулировать за счет государственных закупок создание такой инновационной продукции;

е) внешняя и внешнеэкономическая политика - в части более активного отстаивания интересов российских инновационных компаний на внешних рынках, а также в части поиска за рубежом технологических партнеров для российских предприятий, способных оказать значимое содействие в технологической модернизации российской экономики;

ж) региональная политика - в части установления более высокого приоритета поддержки тех регионов, которые инвестируют в инновационное развитие.

4. Варианты инновационного развития.

Сложившиеся тенденции технологического развития в российской экономике, а также риски и возможности роста позволяют выделить 3 возможных варианта инновационного развития:

а) Вариант инерционного (ориентированного на импорт) технологического развития предполагает отсутствие масштабных усилий, нацеленных на инновационное развитие, фокусирование политики в основном на поддержании макроэкономической стабильности и низких параметров бюджетных расходов на науку, инновации и инвестиции в развитие человеческого капитала. Инновационная политика проводится в основном через общие меры по развитию институтов, формированию благоприятного делового климата, а также через меры организационного содействия, не требующие значительных расходов. Такой вариант обрекает Россию на технологическое отставание от ведущих стран Запада, а в перспективе - на проигрыш в конкуренции новым индустриальным странам и, следовательно, является неприемлемым.

б) Вариант догоняющего развития и локальной технологической конкурентоспособности ориентирован на перевооружение экономики на основе импортных технологий, а также на локальное стимулирование развития российских разработок. Спрос на отечественные технологии создается не только потребностями обеспечения интересов национальной безопасности и обороны, но и развитием энергосырьевого сектора. Сектор фундаментальной и прикладной науки сегментируется и концентрируется вокруг тех направлений, которые имеют коммерческое применение.

Вариант догоняющего развития хорошо известен на примере Японии, Южной Кореи, Малайзии, Сингапура и, безусловно, Китая.

В основе этого варианта лежит максимальное использование доступных на мировом рынке технологий, которые закупаются либо привлекаются в страну вместе с иностранным капиталом. Как правило, импортируемые технологии не являются самыми передовыми в мире.

Указанный вариант имеет ряд преимуществ:

используются уже готовые и хорошо отработанные технологии, следовательно, инновационные риски минимальны. При этом наряду с технологиями можно получить и весь комплекс сопутствующих услуг - обслуживание, ремонт и обучение персонала;

сроки реализации инновационных проектов сокращаются;

развитие технологий в базовых секторах экономики может привести к появлению в ней новых высокотехнологичных секторов;

децентрализация принятия решений о выборе технологии, что снижает риск ошибок.

Однако существуют и риски при использовании этого варианта в российских условиях:

необходимость жестко конкурировать с производителями аналогичной продукции, использующими такую же либо более совершенную технологию, что обеспечивается только при кардинальном росте производительности труда в российской экономике;

наиболее эффективное развитие производства происходит в рамках процесса привлечения прямых иностранных инвестиций, что требует серьезных усилий по улучшению инвестиционного климата. Вместе с тем значительное участие в экономическом развитии страны иностранного капитала и иностранных технологий повышает ее зависимость и усиливает внешние риски;

зависимость экономики от импорта техники и технологий тормозит развитие собственных разработок.

в) Вариант достижения лидерства в ведущих научно-технических секторах и фундаментальных исследованиях соответствует долгосрочным целям и задачам, обозначенным в Концепции. Он характеризуется существенными усилиями государства по модернизации сектора исследований и разработок, концентрацией усилий на наиболее перспективных научно-технологических направлениях, которые позволяют резко расширить применение российских разработок и улучшить позиции России на мировом рынке высокотехнологичной продукции и услуг.

Россия может претендовать на лидирующие позиции в производстве авиакосмической техники, композитных материалов, разработке и применении нанотехнологий, биомедицинских технологий жизнеобеспечения и защиты человека и животных, программного обеспечения, а также в атомной и водородной энергетике, отдельных направлениях рационального природопользования и экологии и ряде других сфер деятельности.

Этот вариант характеризуется резким увеличением спроса на новые научные и инженерные кадры, а также предполагает формирование развитой национальной инновационной системы и восстановление лидирующих позиций российской фундаментальной науки.

Одновременно указанный вариант является более затратным, поскольку предполагает масштабное государственное финансирование научных исследований и разработок прежде всего фундаментального характера, содействие скорейшей коммерциализации результатов научных исследований и разработок, активный поиск и формирование новых рынков, ниш и сегментов в рамках существующих рынков и, наконец, поддержку выхода на них российских компаний. Для этого варианта характерны существенные инновационные риски, связанные с принципиальной новизной решений, в том числе велика вероятность того, что наиболее перспективные инновации будут раньше и (или) в большей степени использованы в других странах.

Для страны с диверсифицированной отраслевой структурой выбор варианта политики технологической модернизации не может быть универсальным для всех отраслей и секторов экономики. Для России в современных условиях оптимальным является вариант развития с элементами лидерства в некоторых сегментах экономики, в которых имеются (или могут быть быстро созданы) конкурентные преимущества, но с реализацией догоняющего варианта в большинстве секторов экономики. Реализация такого варианта является предпочтительной в рамках Стратегии.

. Реализация Стратегии предусматривается в 2 этапа.

На первом этапе реализации Стратегии (2011-2013 годы) решается задача повышения восприимчивости бизнеса и экономики к инновациям путем осуществления следующих мероприятий:

повышение инвестиционной привлекательности перспективных высокотехнологичных секторов экономики, приоритеты развития которых определены Президентом Российской Федерации;

содействие перетоку капитала и привлечение наиболее квалифицированных кадров в эти сектора с помощью реализации комплекса мер налогового, тарифного и других типов государственного регулирования, а также различных типов финансовой поддержки;

модернизация секторов экономики, в которых у России нет краткосрочных перспектив достижения мирового лидерства, в том числе за счет налогового стимулирования технического перевооружения, благоприятного таможенного режима ввоза импортного оборудования и усиления требований технического регулирования;

развитие конкуренции в секторах экономики, стимулирование инновационного поведения компаний с государственным участием и естественных монополий, в том числе повышение качества корпоративного управления, формирование требований к инновационной составляющей их инвестиционных программ и улучшение качества внешней экспертизы таких программ;

устранение в системе государственного регулирования (включая техническое, таможенное и налоговое регулирование) барьеров, препятствующих инновационной активности;

наращивание расходов на софинансирование инновационных проектов частных компаний (в том числе с помощью совершенствования регулирования отрасли венчурного финансирования, реализации проекта поддержки кооперации бизнеса и вузов, учреждений науки), а также выстраивание работы с государственными компаниями по разработке и реализации ими программ инновационного развития;

расширение поддержки недавно образованных инновационных компаний институтами развития;

реализация региональных программ поддержки малого бизнеса, а также поддержки реализации конкретных проектов в рамках соответствующих государственных программ и подпрограмм, разработанных для высокотехнологичных секторов экономики.

Приоритетом в области исследований и разработок станет создание и развитие центров компетенции путем создания национальных исследовательских центров, а также путем выведения на мировой уровень конкурентоспособности части ведущих университетов, государственных научных центров и ведущих научных организаций государственных академий наук. В качестве центров компетенции можно рассматривать и возникающие в регионах наукоемкие кластеры.

На указанном этапе реализации Стратегии начнется реализация пилотных проектов по отработке механизмов поддержки масштабных инновационных программ бизнес-структур, в частности, поддержка кластерных инициатив и формирование технологических платформ.

Приоритетом в образовании станет реструктуризация сектора высшего образования, ориентированная на развитие сектора исследований и разработок в университетах, углубление кооперации вузов с передовыми компаниями реального сектора экономики и научными организациями, кардинальное расширение международной интеграции российских вузов как в сфере образовательных программ, так и в сфере исследований и разработок, усиление академической мобильности и развитие сетевой организации образовательных и исследовательских программ. При этом будет усиливаться финансовая поддержка ведущих вузов, научных коллективов и отдельных ученых, проводящих исследования на мировом уровне.

На втором этапе реализации Стратегии (2014-2020 годы) доля расходов на инновации в бюджете страны будет увеличиваться. Кроме того, предусматривается рост доли частного финансирования в общем объеме внутренних затрат на исследования и разработки. За счет высвобождения финансовых ресурсов, предусматриваемых для поддержки бизнес-проектов, существенно увеличится финансирование образования, науки и модернизации инфраструктуры инновационной экономики (в том числе необходимых для этого объектов транспортной, телекоммуникационной и жилищно-коммунальной инфраструктуры).

На базе заделов, сформированных на первом этапе реализации Стратегии, будет проведено масштабное перевооружение и модернизация промышленности. В основных секторах экономики российские предприятия по используемым технологиям выйдут на средний уровень развитых стран. В этих целях планируется введение необходимых налоговых и иных стимулов, направленных на вытеснение старого технологического оборудования.

При этом сохранится в необходимых объемах поддержка реализации крупных проектов в рамках приоритетов технологического развития, а также приоритетных направлений развития науки, технологий и техники Российской Федерации, которые обеспечат технологическое лидерство страны в перспективе.

Особый акцент делается на модернизации и достройке необходимых элементов инновационной инфраструктуры и повышении их эффективности. На втором этапе реализации Стратегии предполагается полностью сформировать целостную и работоспособную национальную инновационную систему, адекватную расширяющемуся спросу на инновации со стороны секторов экономики, обеспечивающую поддержку инновационной активности на всех стадиях инновационного цикла.


.3 Анализ приоритетов «Программы инновационного развития ОАО «Газпром» до 2020 г.»


В 2002-2012 гг. инновационное развитие ОАО «Газпром» реализовывалось по варианту догоняющего развития и локальной технологической конкурентоспособности ориентирован на перевооружение экономики на основе импортных технологий, а также на локальное стимулирование развития российских разработок. Спрос на инновационные отечественные технологии производства оборудования и технологий построения газотранспортной системы ОАО «Газпром» определялся, в основном, финансовыми ограничениями возможностей компании для развития на основании импорта новейшего иностранного оборудования и технологий. Сектор фундаментальной и прикладной науки сегментировался, концентрировался и финансировался ОАО «Газпром» вокруг тех направлений, которые имели коммерческое применение как создание конкурентоспособного импортозамещающего оборудования и импортозамещающих технологий.

Создание новейших проектов экспортных магистральных газопроводов «Голубой поток» (Россия - дно Черного моря - Турция) в 2001-2003 гг. [15] и «Северный поток» (Россия - дно Балтийского моря - Германия) в 2009-2012 гг. [16] выполнено на базе создания международных концернов, которые предоставили оборудование и специальные трубы для морских трубопроводов высокого давления, суда и технологию глубоководной прокладки трубопроводов, а также новейшие газоперекачивающие агрегаты, которые обеспечили бескомпрессорную подачу газа на морских участках на расстояниях от 400 км («Голубой поток») до 1200 км («Северный поток»).

Если в проекте «Голубой поток» (2002-2003 гг.) на морском участке трубопровода не использовались газовые трубы отечественного производства, то инициирование ОАО «Газпромом» развития металлургической и трубопрокатной промышленности России позволило в проекте «Северный поток» (2009-2012 гг.) выиграть международный тендер на поставку 25% одношовных труб высокого давления диаметром 1220 мм с толщиной стенки 41 мм и длиной 12 м для морского участка трубопровода, изготовленных на новейшем оборудовании Выксунского металлургического завода (Россия) с освоением прокатки трубных листов высокопрочной стали класса К65 (Х80) на новейшем отечественном прокатном стане «5000».

Цель разработки «Программы инновационного развития ОАО «Газпром» в 2011-2020 гг.» - определение и систематизация основных направлений и задач деятельности в области инновационного цикла, оптимизация имеющихся ресурсов и установление показателей инновационного развития на планируемый период [7].

Цель «Программы инновационного развития» - постоянное повышение технологического уровня ОАО «Газпром» для поддержания позиций технологического лидера в мировом энергетическом бизнесе.

В табл. 1.2 и на графиках рис. 1.1 приведены результаты проведенного ОАО «Газпром» технологического аудита показателей технологического уровня развития ОАО «Газпром» и 19 ведущих нефтегазовых корпораций мира [7].


Таблица 1.2. Сопоставление показателей технологического уровня развития ОАО «Газпром»


Рис. 1.1. Сравнение профилей технологического уровня ОАО «Газпром» и основных зарубежных нефтегазовых компаний [7]


На основании выводов сравнительного технологического аудита для выделения наиболее актуальных для ОАО «Газпром» направлений инновационного развития (технологических приоритетов) проведена оценка потенциального экономического эффекта от внедрения инновационных технологий в рамках каждого из бизнес-процессов компании (добыча, транспортировка, переработка и реализация газа), результаты которой приведены на рис. 1.2.

Как показывает анализ результатов, приведенных на рис. 1.2, ключевыми областями технологических приоритетов для ОАО «Газпром» являются:

транспортировка газа;

развитие подземных хранилищ газа.


Рис. 1.2. Результаты ранжирования технологических приоритетов по приросту чистого дисконтированного дохода (ЧДД) [7]


Приоритетность технологий транспортировки и хранения газа для ОАО «Газпром» связана со следующими характеристиками:

. Единая система газоснабжения (ЕСГ) ОАО «Газпром» в России является крупнейшей в мире системой транспортировки газа и включает в себя объекты добычи, переработки, транспортировки, хранения и перераспределения газа.

. В состав ЕСГ входят 155 тыс. км магистральных газопроводов и отводов, 268 компрессорных станций(КС) с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов (ГПА) 44,8 млн. Квт, 6 комплексов по переработке газа и газового конденсата, 24 объекта подземного хранения газа.

. Как результат, технологии, обеспечивающие повышение эффективности магистрального транспорта газа и диверсификацию способов поставки газа потребителю, дадут ЧДД на уровне 159.2 млрд. руб. при суммарном ожидаемом уровне ЧДД от внедрения инновационных технологий во всех бизнес-процессах ОАО «Газпром» на уровне 449,7 млрд. руб. (за период 2011-2020 гг.).

Внедрение инновационных технологий, обеспечивающих повышение эффективности магистрального транспорта газа и диверсификацию способов поставки газа потребителю, приведет к:

снижению капитальных вложений в строительство линейных частей магистральных трубопроводов на 8-11%;

снижению капитальных вложений в строительство компрессорных станций на 7-10%;

снижению эксплуатационных затрат на 4-5%;

снижению затрат на реконструкцию на 10%.

снижению капитальных и эксплуатационных затрат на подземное хранение газа на 10%.

Основными инновационными технологиями, направленными на реализацию выделенного приоритета «Транспортировка и хранение газа» являются:

. Технологии строительства и эксплуатации трубопроводов высокого давления;

. Технологии высокоэффективного компримирования газа в газоперекачивающих агрегатах нового поколения;

. Технологии транспортировки газа в сжиженом и многофазном состоянии;

. Технология получения энергии за счет утилизации тепла детандер-генераторами в технологических процессах на компрессорных (повышение давления газа) и газораспределительных (снижение давления газа) станциях;

. Технологии получения электроэнергии для эксплуатации устройств на линейных частях магистральных трудопроводов с использованием нетрадиционных и возобновляемых источников энергии;

. Технологии создания «интеллектуальных» подземных и наземных хранилищ газа для поддержания стабильного круглогодичного режима работы магистральных трубопроводов;

. Технологии хранения газа в сжатом и гидратированном состоянии в хранилищах вблизи потребителей - новый рынок наземных хранилищ газа вблизи потребителей на экспортных газопроводах.

В табл. 1.3 приведены основные направления инноваций в реализации технологического приоритета - «Внедрение новых технологий строительства и эксплуатации трубопроводов высокого давления» с объемом инвестиций 2,608 млрд. руб. (2011-2017 гг.).


Таблица 1.3. Технологический приоритет 5.1 «Технология строительства и эксплуатации трубопроводов высокого давления» [7]

Код технологииПодкод технологииСущность инновационной технологии5.1.1Создание оборудования и системы управления техническим состоянием и целосностью ГТС (СУТСЦ) в составе поддерживающих технологий5.1.2Разработка технологий и создание оборудования и материалов для строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов высокого лавления5.1.2.1Создание оборудоания для производства трубных заготовок из сталей класса прочности Х100 - Х120 с толщиной листа 40 - 48 мм для изготовления одношовных труб диаметром до 1420 мм и длиной 18 - 32 м под внутреннее давление 250 -300 кг/см25.1.2.2Создание оборудования, технических средств для адаптивной автоматической дуговой сварки толстостенных высокопрочных труб5.1.2.3Создание оборудования, технических средств для автоматической контактно-дуговой сварки для строиетльства газопроводов из толстостенных высокопрочных труб5.1.2.4Создание оборудования, технических средств для автоматического ультразвукового контроля и диагностики газопроводов многоэлементными акустичискими системами5.1.2.5Создание оборудования, технических средств для автоматической внутритрубной очистки и осушки полостей газопроводов5.1.2.6Создание оборудования, технических средств для комплексного дистанционного коррозионного мониторинга морских участков газопроводов большого диаметра5.1.2.7Создание утяжеленных бетонных покрытий на основе евробетона для морских участков и подводных переходов газопроводов5.1.2.8Разработка технологий газотермического нанесения металлических коррозионностойких нанопокрытий на детали технологического оборудования газопроводов, работающие в кислой среде5.1.2.9Создание летучих мигрирующих ингибиторов коррозии и ингибированных лакокрасочныхпокрытий для гапроводов, включая станции подземного хранения газа5.1.3Создание энергосберегающего оборудования очистки природного газа для трубопроводов высокого давления (до 11,8 Мпа - 120 кг/см2)5.1.4Исследование и разработка нормативной документации по сварке газопроводов нового поколения из высокопрочных труб, в т.ч. с повышенной сейсмостойкостью5.1.5Розработка методов оценки надежности, риска и безопасного срока эксплуатации многониточного газопровода «Бованенково - Ухта», проходящего в сложных севреных природно-климатических условиях и в зонах многолетнемерзлых пород5.1.6Разработка технологических решений и технических средств сварки трубных сталей при строительстве и ремонте магистральных газопроводов5.1.7Разрабока критериев оценки трещинностойкости труб большого диаметра из сталей Х80 - Х120 для магистральных газопроводов высокого давления нового поколения5.1.17Разработка технологии удаленной параметрической диагностики и мониторинга текущих показателей технического состояния ГПА на КС ЕСГ ОАО «Газпром»5.1.20Разработка маметатической модели и технологии диспетчерского управления запасами газа в ПХГ

В табл. 1.4 приведены основные направления иннований в реализации технологического приоритета - «Внедрение технологии высокоэффективного компримирования газа» с объемом инвестиций 0,897 млрд. руб. (2011-2014 гг.).


Таблица 1.4. Технологический приоритет 5.2 «Технология высокоэффективного компримирования газа» [7]

Код технологииПодкод технологииСущность инновационной технологии5.2.1Разработка концепции применения ГПА мощностью 32-35 Мвт для реконструкции действующих КС на линейных участках магистральных газопроводов5.2.2Создание газового компрессора с осевым входом мощностью 32-35 Мвт и КПД 89-90%5.2.3Создание газотурбинной установки авиационного типа мощностью 32-36 Мвт и КПД 40%5.2.5Разработка, изготовление малоэмиссионной горелки с применением проницаемого элемента для модернизации камер сгорания приводов ГПА

В табл. 1.5 приведены основные направления иннований в реализации технологического приоритета - «Внедрение технологий снижения общих затрат при транспортировке и хранении газа» с объемом инвестиций 0,2 млрд. руб. (2011-2017 гг.).


Таблица 1.5. Технологические приоритеты 5.3 - 5.5 «Технологии снижения общих затрат при транспортировке и хранении газа» [7]

Код технологииСущность инновационной технологии5.3Создание технологий и оборудования транспорта газа в сжиженом и многофазном состоянии5.4Создание технологий и оборудования для технологий получения энергии за счет использования детандер-генераторов на компрессорных и газораспределительных станциях5.5Создание технологий получения электроэнергии для эксплуатации устройств на линейных частях магистральных трудопроводов с использованием нетрадиционных и возобновляемых источников энергии


2. Технико-экономический анализ состояния и проблем эксплуатации газотранспортной системы ОАО «Газпром»


.1 Анализ общей структуры и планов развития единой ГТС ОАО «Газпром»


Российское акционерное общество открытого типа «Газпром» (РАО «Газпром») организовано 25.02.1993 на основании Указа Президента Российской Федерации от 5 ноября 1992 года №1333 «О преобразовании Государственного газового концерна «Газпром» в Российское акционерное общество «Газпром» и постановление Совета Министров - Правительства Российской Федерации от 17 февраля 1993 года №138 «Об учреждении Российского акционерного общества «Газпром» [36].

Основные виды бизнеса:

добыча, транспортировка и реализация природного газа;

добыча, транспортировка и переработка нефти и попутного газонефтяного конденсата.

По данным на 1 января 2012 года, акционерами компании являлись государство в лице Росимущества (38,37%) и «Роснефтегаза» (10,74%); НПФ «Газ-фонд» (3,02%), Газпромбанк (0,37%), фонд Vostok Nafta (1,3%). E.ON Ruhrgas (дочерняя компания E.ON) контролирует 6,43% акций «Газпрома», компании, дружественные Алишеру Усманову, - 1,5%, ГНК «Нафта-Москва» - 4,5%, «Интеко» - около 1%, Deutsche UFG - около 3%. Акционерами «Газпрома» также являются его председатель правления Алексей Миллер (0,0027%), а также топ-менеджеры Александр Ананенков (0,002%), Андрей Петров (0,004%).

Государству принадлежит 50% плюс 1 акция «Газпрома» (38,37% акций «Газпрома» принадлежит государству, 10,71% акций «Газпрома» принадлежат подконтрольным государству ОАО «Роснефтегаз» и ОАО «Росгазификация), 24,85% - юридическим лицам России, 13,85% - физическим лицам, 11,5% - иностранным акционерам (E.ON Ruhrgas контролирует 6,5%, клиенты Deutsche Bank и ОФГ контролируют более 3%, фонд Vostok Nafta - 1,3%).

В 2011 году основной иностранный акционер Газпрома и самый крупный клиент российского газа в ЕС, германский E.ON Ruhrgas, продал пакетик акций Газпрома в 3, 5% за 3,4 млрд. евро (долю в 2,7% приобрел русский ВЭБ, а 0,8% E.ON реализовал раньше на рынке). Консолидация приобретенного пакета Внеш-экономбанка Росии с существующим госпакетом акций дает гарантированный контроль >51% акций Правительства РФ над деятельностью ОАО «Газпром».

Таким образом, рыночная стоимость собственного капитала ОАО «Газ-пром» в 2012 году может быть оценена суммой 95 млрд. евро (номинальный балансовый уставный фонд ОАО «Газпром» составляет 118,4 млрд. рублей, а суммарный собственный капитал с резервами и нераспределенной прибылью - 7,7 трлн. руб., что эквивалентно по курсу 40,3 руб./1 евро - 2,94 млрд. евро и 191 млрд. евро), то есть рыночный курс акций ОАО «Газпром» находится на уровне 32 - 33 от номинала.


Таблица 2.1. Основные экономические показатели деятельности ОАО «Газпром» в 2009-2012 гг. [22 - 25]

Показатели2009201020116 мес. 20121. Чистая выручка от продаж, млн. руб.2 318 4622 879 3903 534 3411 825 0751.1. Выручка от продажи газа, млн. руб.1 954 6702 231 3532 825 3201 441 0942. Операционная прибыль от продаж, млн. руб.844 4991 161 8321 622 282547 0143. Чистая прибыль после налогообложения, млн. руб.624 600364 500879 600382 5924. Объем затрат на капитальные вложения, млн. руб.634 976883 3101 327 6995. Чистые активы, млн. руб.5 879 9336 187 9907 540 0126. Рентабельность собственного акционерного капитала, %10,62%5,89%11,67%7. Рентабельность активов, %8,40%4,66%9,24%8. Финансовая устойчивость по отношению заемного капитала к собственному, %18,42%16,04%16,57%

Анализ географии основных месторождений природного газа в мире показывает, что одно крупнейших находится в России на западе Сибири. Собранные по состоянию 2011 года экспертные данные предполагают там еще около 48 трлн. куб. м. природного газа [36]. На Ближнем Востоке не менее 70 трлн. куб. м. В сравнении с этими объемами европейские резервы очень малы. Так, перед норвежским побережьем лежит самый большой источник природного газа Европы примерно с 1,3 трлн. куб. м. Ещё несколько крупных месторождений было найдено на территории Канады.

Таким образом, Россия - основной и традиционный экспортер природного газа в Европу. Большую часть своих экспортных поставок Россия осуществляет через систему магистральных газопроводов, оснащенных компрессорными станциями. Давление магистрального газа поддерживается на уровне 7,5 МПа (75 кг/см2), диаметр магистральной трубы до 1,4 метра.

В табл. 2.2 приведен перечень и географическое расположение основных газовых месторождений России [36].


Таблица 2.2. Перечень с краткими характеристиками важнейших газовых месторождений Российской Федерации [36]

Название месторожденияТип месторожденияДата открытияОбщие запасы (прогнозируемые)МесторасположениеЗаполярноеНефтегазоконденсатное1965 год735 млрд. мі газана территории Тазовского района Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО), в 80 км восточнее Уренгойского месторождения и в 85 км южнее поселка Тазовский«Сахалин-3» (Входят 4 блока месторождений: Киринский, Венинский, Айяшский и Восточно-Одоптинский)нефтегазовое1992 год(Киринский)1,4 трлн. м3 природного газа 700 млн. т нефтиНа побережье острова Сахалин, на шельфе Охотского моря.Русановскоеконденсатсодержащий газ1992 год3,0 трлн. м3 природного газарасположено в Карском море.Ленинградскоесухой метановый газ (от 91 до 99%)1992 год3,0 трлн. м3 природного газарасположено в Карском море.Штокмановскоегазоконденсатное1988 год3,7 трлн м3 газа, 31 млн т. конденсатаРасположено в центральной части шельфа российс-кого сектора Барен-цева моря в 600 км к северо-востоку от Мурманска. Глуби-ны моря в этом районе колеблются от 320 до 340 м.Бованенковское (суммарно с Харасавэйским Новопортовским)Нефтегазоконденсатное1971 год5,9 трлн. куб. м газа, 100,2 млн. т. конденсата (из их 4,9 трлн. куб. м. природного газа - на БованенковскомБованенково расположено на полуострове Ямал, в 40 километрах от побережья Карского моря.

Как показывает анализ данных, представленных в табл. 2.2, географически основные газовые месторождения России расположены в Западной Сибири, на полуострове Ямал, в замерзающих Баренцевом и Карском морях в заполярных северных широтах России со сложным природным климатом и низкими зимними температурами до 45 - 50 градусов мороза.

В I полугодии 2012 года группой компаний ОАО «Газпром» добыто 254,639 млрд. куб. м газа в различных регионах Российской Федерации (рис. 2.1).


Рис. 2.1. Структура объемов добытого газа по основным районам добычи за 1 полугодие 2012 года [22]


В число основных районов добычи входят (рис. 2.1):

.Западная Сибирь - 93,6% объема добычи газа.

Западная Сибирь - это основной регион по добыче газа группой компаний ОАО «Газпром».

В этом регионе осуществляют производственную деятельность основные газодобывающие предприятия ОАО «Газпром»: ООО «Газпром добыча Ямбург», ООО «Газпром добыча Уренгой», ООО «Газпром добыча Надым», ООО «Газпром добыча Ноябрьск». Они ведут промышленную разработку 14-ти наиболее крупных по запасам месторождений: Ямбургского, Заполярного, Уренгойского, Севе-ро-Уренгойского, Ен-Яхинского, Песцового, Медвежьего, Юбилейного, Ямсовейского, Комсомольского, Западно-Таркосалинского, Вынгапуровского, Вынгаяхинского, Еты-Пуровского.

Месторождения Уренгойское, Ямбургское и Медвежье в Надым-Пур-Тазовском регионе Западной Сибири, исторически обеспечивающие основной объем добычи группы компаний ОАО «Газпром», находятся в стадии падающей добычи.

Естественное снижение добычи газа на этих месторождениях в ближайшие годы планируется компенсировать, в основном, за счет ввода в эксплуатацию в 2012 году Бованенковского месторождения на полуострове Ямал, Ачимовских отложений Уренгойского месторождения, а также освоения новых месторождений Надым-Пур-Тазовского района - Ныдинской площади, Западно-Песцовой площади, нижнемеловых залежей Заполярного и Песцового месторождений, газовых - Муравленковского и Новогоднего месторождений.

.Европейский Север - 0,45% объема добычи газа.

В регионе расположены 4 действующие газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения. Дочернее общество ОАО «Газпром», осуществляющее деятельность в данном регионе - ООО «Газпром переработка».

.Поволжье - 2,3% объема добычи газа.

В Поволжье расположено одно действующее газоконденсатное месторождение - Астраханское. Дочерняя компания ОАО «Газпром», осуществляющая разработку этого месторождения - ООО «Газпром добыча Астрахань».

.Европейский Юг (Северный Кавказ) - 0,2% объема добычи газа.

Дочернее общество ОАО «Газпром» - ООО «Газпром добыча Краснодар» ведет разработку 55 действующих месторождений в Северокавказском регионе.

.Урал - 3,5% объема добычи газа.

Добыча из Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения осуществляется дочерним обществом ОАО «Газпром» - ООО «Газпром добыча Оренбург».

.Дальний Восток и Восточная Сибирь - 0,05% объема добычи газа.

Дочернее общество ОАО «Газпром» - ООО «Газпром добыча Иркутск», в качестве оператора, в октябре начало добычу газа и газового конденсата из Ковыктинского ГКМ для снабжения местных потребителей.

В Восточной Сибири деятельность по добыче нефти и газа осуществляет дочернее общество ОАО «Газпром нефть» - ООО «Газпромнефть-Ангара».

В Камчатском крае ОАО «Камчатгазпром» (92,25% акций находится в федеральной собственности, оператор по добыче ООО «Газпром добыча Ноябрьск») осуществляет разработку Кшукского месторождения.

На шельфе острова Сахалин осуществляет деятельность ООО «Газпром добыча шельф» по освоению Киринского газоконденсатного месторождения.

Распоряжением Правительства Российской Федерации ОАО «Газпром» назначено координатором деятельности по реализации «Программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР» (Восточная газовая программа).

В долгосрочной перспективе Восточная газовая программа предполагает сформировать в России четыре крупных газодобывающих центра - Сахалинский, Якутский, Иркутский и Красноярский.

Задачи обеспечения необходимых уровней добычи газа в среднесрочной перспективе будут решаться за счет эксплуатации действующих месторождений, а также вывода на проектную производительность Харвутинской площади Ямбургского месторождения и Ныдинской площади Медвежьего месторождения, увеличения добычи из сеноманских и валанжинских залежей Заполярного месторождения, ачимовских залежей Уренгойского месторождения. В 2012 году планируется ввести в разработку Бованенковское месторождение на полуострове Ямал.

Приоритетным направлением деятельности Компании будет являться также освоение газовых ресурсов акваторий Обской и Тазовской губ, Штокмановского месторождения, Восточной Сибири, Дальнего Востока, потенциал которых позволяет сформировать ряд крупных газодобывающих центров.

Добываемый в России природный газ поступает в магистральные газопроводы, объединенные в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) России (рис. 2.2).

ЕСГ является крупнейшей в мире системой транспортировки газа и представляет собой уникальный технологический комплекс, включающий в себя объекты добычи, переработки, транспортировки, хранения и распределения газа. ЕСГ обеспечивает непрерывный цикл поставки газа от скважины до конечного потребителя.

В состав ЕСГ входят 161,7 тыс. км магистральных газопроводов и отводов, 215 линейных компрессорных станций с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов в 42 тыс. МВт, 6 комплексов по переработке газа и газового конденсата, 25 объектов подземного хранения газа, 6881 станций распределения газа.


Таблица 2.3. Основные показатели производительности ГТС ОАО «Газпром» в 2009-2012 гг. [22 - 25]

Показатели2009201020116 мес. 20121. Суммарная добыча газа, млрд. м3461,5508,6513,2254,62. Прирост запасов газа за счет геологоразведочных работ, млрд. м3468,8547,7719,82. Внутренняя продажа газа в России, млрд. м3262,6262,1265,33. Продажа газа в систему стран бывшего Советского Союза, млрд. м367,770,281,74. Продажа газа в рыночные страны дальнего зарубежья, млрд. м3148,3148,1156,6

Рис. 2.2. Схема инфраструктуры газотранспортной системы (ГТС) ОАО «Газпром» в России [36]


Рис. 2.3. Маршрут экспортных газопроводов ОАО «Газпром» в Европу и Турцию, а также импортно-транзитного газопровода «Центральная Азия - Центр» (туркменский, узбекский и казахстанский экспортный газ в Россию) [36]


Основные магистральные газопроводы ОАО «Газпром» в ЕСГ России (рис. 2.2 - 2.3):

. Из Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции:

1.1. 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.

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

.3. Уренгой - Ижевск - 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.

.4. Уренгой - Медвежье - Пермь - Ижевск - Казань - Нижний Новгород - Владимир - Москва. Газопровод позволил существенно улучшить обеспеченность дешевым топливом и углеводородным сырьем промышленность ряда европейских районов России.

.5. 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.

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

2. Из Поволжского экономического района:

.1. Саратов - Рязань - Москва;

.2. Саратов - Пенза - Нижний Новгород (с ответвлением на Владимир и Москву) - Иванове - Ярославль - Череповец.

Газопроводы имеют только внутреннее значение и идут из старых месторождений.

.Из Уральского экономического района:

.1. 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.

. Из Севера-Кавказского экономического района:

.1. Ставрополь - Аксай - Новопсков - Елец - Тула - Серпухов (Московское кольцо) - Тверь - Новогород - Санкт-Петербург;

.2. Ставрополь - Майкоп - Краснодар - Новороссийск.

. Импортный газопровод из Узбекистана:

.1. Газли (Узбекистан) - Ташауз (Туркмения) - Москва. Импортный газопровод из Средней Азии для обеспечения Европейской части России.

Общая протяженность магистральных газопроводов и отводов Газпрома на территории России по состоянию на конец 2011 г. составила 164,7 тыс. км.

Транспортировку газа по магистральным газопроводам обеспечивают 211 компрессорных станций (КС), на которых установлено 3 630 газоперекачивающих агрегатов (ГПА) общей мощностью 41,74 тыс. МВт. Также Группа владеет газотранспортными активами на Дальнем Востоке России, крупнейшим из которых является магистральный газопровод Сахалин - Хабаровск - Владивосток протяженностью 1 354 км. Основным зарубежным активом Газпрома в области транспортировки газа является ГТС Белоруссии (ОАО «Белтрансгаз»), контроль над которым со стороны ОАО «Газпром» был установлен в декабре 2011 г.


Рис. 2.4. Структура поставленных ОАО «Газпром» на экспорт объемов газа основным потребителям Европы и Турции за 1 полугодие 2012 года [22]


Как показывает анализ графиков, приведенных на рис. 2.4, основными потребителями экспортируемого ОАО «Газпром» газа в Европу и Турцию в 2012 году являются: Германия (16,42%), Украина (15,26%), Турция (13,42%), Белорус-сия (10,0%), Италия (6,34%), Польша (4,82%), Франция (4,36%).

Анализ графиков, приведенных на рис. 2.5, показывает, что на протяжении 2005-2011 гг. ОАО «Газпром» является основным экспортером газа в Европу, уровень поставок которого остается на уровне 150 млрд. м3/год через всю систему экспортных трубопроводов.

Основную конкуренцию ОАО «Газпром» составляют поставки газа из Норвегии на уровне 98 - 100 млрд. м3/год, уверенно наращивает свое присутствие в Европе Катар, который постепенно теснит поставки газа из Алжира (уровни объемов поставки по 44-45 млрд. м3/год).

Рис. 2.5. Динамика конкуренции по поставкам газа в Европу основными газодобывающими компания мира в 2005-2011 гг. [22 - 25]


.2 Анализ состояния систем магистральных трубопроводов


Газотранспортная система (ГТС), система газоснабжения в России развивается с 1940-х годов и в настоящее время включает в себя 161 тыс. км газопроводов, 281 компрессорную станцию с установленной мощностью 46,7 тыс. МВт и 3881 газораспределительную станцию [47].

Магистральные трубопроводы - это трубопроводы и отводы от них диаметром от 400 мм до 1420 мм включительно с избыточным давлением среды свыше 1,2 МПа (12 кгс/ см2) до 10 МПа (100 кгс/см2), предназначенные после очистки для транспортирования газа от места добычи к месту потребления (газораспределительные магистрали среднего и низкого давления).

Материалом для труб магистральных трубопроводов является сталь. По способу изготовления трубы для магистральных трубопроводов делятся на бесшовные, электросварные прямошовные и сварные со спиральным швом. Трубы диаметром до 500 мм включительно изготавливаются из спокойных и полуспокойных углеродистых и низколегированных сталей. Трубы диаметром до 1020 мм изготавливаются из спокойных и полуспокойных низколегированных сталей. А при изготовлении труб диаметром до 1420 мм применяются низколегированные стали в термически или термомеханически упрочненном состоянии.

Сварное соединение труб должно быть равнопрочным основному металлу. При этом кривизна труб не должна быть больше, чем 1,5 мм на 1 м длины, а общая кривизна - не больше, чем 0,2% длины трубы. Длина поставляемых заводом труб должна быть в пределах 10,5-11,6 м. В качестве материала для труб диаметром 1020 мм и более используется листовая и рулонная сталь, прошедшая 100%-ный контроль физическими неразрушающими методами (ультразвуком с последующей расшифровкой дефектных мест путем рентгеновского просвечивания).

Противокоррозионные покрытия на подземных магистральных трубопроводах, должны обладать диэлектрическими свойствами, быть сплошными, водонепроницаемыми, механически прочными, термостойкими и эластичными.

Виды защитного покрытия делятся на 1) изоляционные полиэтиленовые покрытия заводского нанесения (полиэтилен порошковый для напыления или полиэтилен гранулированный для экструзии); 2) изоляционные покрытия трассового нанесения на основе полиэтилена (лента полиэтиленовая, дублированная), поливинилхлорида (лента поливинилхлоридная липкая), кремнийорганики (лента кремнийорганическая термостойкая) или битума (мастика битумно-резиновая). Также используются лакокрасочные материалы (эпоксидная краска).

Самыми распространенными являются покрытия на основе битумных мастик. Электрохимическая защита выполняется с помощью катодной поляризации путем подключения внешнего источника постоянного тока.

Система магистральных газопроводов Газпрома обеспечивает высокую надежность и бесперебойность поставок газа потребителям за счет высокой степени интеграции и использования параллельных многониточных участков трубопроводов большого диаметра (1 420, 1 220 и 1 020 мм) и соединительных линий между ними, а также использования подземных хранилищ.

В соответствии с нормативной документацией - срок службы трубопроводов - до 33 лет, после чего они подлежат замене. На рис. 2.6 - 2.8 представлена структура сроков службы действующих трубопроводов в ГТС ОАО «Газпром» в 2010 г. и динамика структуры сроков службы трубопроводов в прогнозируемом диапазоне до 2020 года.

Единая система газоснабжения (ЕСГ) России, в которую входят мощные газовые промыслы и газотранспортные магистрали протяженностью свыше 150 тыс. километров, по своим масштабам, мощностям газотранспортных систем и их параметрам (диаметры - 1420 мм, протяженность транзитных газопроводов 3 ч 4 тыс. км), применению централизованного управления - не имеет мировых аналогов.

Наибольшую часть системы ЕСГ составляют газопроводы, представляющие по срокам эксплуатации три группы: I - магистрали, построенные в 1963-66 гг., II - в 1974-80 гг., III - в первой половине 80-х годов.

Первая группа газопроводов со средним сроком эксплуатации 45 лет практически вся сооружена по строительным нормам и правилам, которые не соответствуют действующим нормам, особенно в части допусков по сварным соединениям и требованиям к изоляционным покрытиям. Эта группа газопроводов практически не приспособлена для проведения внутритрубной дефектоскопии. Для газопроводов этой группы характерны коррозионные повреждения на протяженных участках по нижней образующей газопроводов.

Вторая группа газопроводов со средним сроком эксплуатации 30 лет вводилась, как правило, с камерами запуска-приема очистных поршней, с равнопроходной арматурой. Однако эти газопроводы строились с пленочными изоляционными покрытиями, защитный срок службы которых составляет 15 лет. На газопроводах этой группы также имеются значительные коррозионные повреждения, но они носят локализованный характер.

Третья группа - это газопроводы со сроком эксплуатации 20-25 лет. Эти газопроводы сооружались преимущественно из труб с заводской изоляцией в варианте Харцызского и Волжского заводов. Так как этим трубам также присущ комплекс негативных моментов, то на газопроводах данной группы также выявляется большое количество дефектов, наиболее опасными из которых являются стресскоррозионные трещины.

В целом структура возраста и динамика старения газопроводов ОАО «Газпром» показаны на рис. 2.8.

На основе анализа нормативных документов, научно-исследовательских работ в области диагностики, отечественного и зарубежного опыта эксплуатации магистральных газопроводов в ОАО «Газпром» разработано «Положение по организации и проведению комплексного диагностирования линейной части магистральных газопроводов ЕСГ», которое определяет концепцию диагностирования, организацию диагностирования и информационного обеспечения, виды, средства, периодичность диагностирования и состав работ. По «Положению…» контроль технического состояния магистральных газопроводов осуществляется в течение всего периода и на всех стадиях создания и эксплуатации объектов. При формировании информационной базы магистральных газопроводов предусматривается проведение ранней и штатной диагностики.

При штатном контроле технического состояния газопровода предусматриваются следующие виды обследований [26]:

- Обследование общего коррозионного состояния и КРН;

Обнаружение утечек;

Электрометрическое обследование состояния изоляционного покрытия;

Обследование дефектности металла трубопровода и сварных швов, измерения напряжений (внутритрубная дефектоскопия, наземное обследование с использованием различных неразрушающих методов контроля).

Эффективно поддерживать высокий уровень надежности газотранспортной системы позволяет эксплуатация по техническому состоянию. На практике осуществить переход к эксплуатации магистральных газопроводов по техническому состоянию позволило масштабное использование внутритрубных инспекционных снарядов (внутритрубной диагностикой уже достигнут уровень обследования более 20 тыс. км газопроводов в год), что привело к наиболее полному использованию ресурсных резервов газопроводов, а, следовательно, и продлению сроков эксплуатации.

В соответствии с концепцией были сформулированы задачи, которые охватывали не только собственно диагностику, но и оценку технического состояния газопроводов, а также предложения в программу ремонта.

В ОАО «Газпром» в настоящее время сформирована и успешно функционирует комплексная система диагностики и мониторинга технического состояния производственных объектов. Организационная структура диагностики линейной части включает в себя подразделения Департамента, научные и инжиниринговые компании, отделы эксплуатации магистральных газопроводов газотранспортных обществ, инженерно-технические центры.

Система позволяет предотвратить отказы, продлить срок службы газопроводов, оптимизировать распределение ресурсов при проведении ремонтных работ, что в целом повышает эффективность работы объектов транспорта газа.

На рис. 2.8 показано, что к 2010 году средний возраст газопроводов составит 28 лет, в 2015 году - превысит 30 лет. При этом протяженность газопроводов со сроком эксплуатации более 30 лет составит около 100 тыс. км.

Работы по комплексной диагностике дают возможность выполнить анализ технического состояния, что позволяет:

установить закономерность и причины снижения технического состояния газопроводов как по регионам, так и в целом для газотранспортной системы;

обеспечить ранжирование ремонтных участков с учетом различных критериев оценки и рисков;

оптимизировать объемы ремонтно-восстановительных работ и снизить затраты на их проведение;

обеспечить гарантированную безаварийную эксплуатацию газопроводов при проектном уровне рабочего давления.

В практическом плане в отрасли реализуются методы и технологии обследования, которые включают в себя интегральные, локальные методы, авиационный мониторинг и внутритрубную дефектоскопию.


.3 Анализ состояния систем газоперекачивающих станций


Компрессорный парк ОАО «Газпром» достиг впечатляющих размеров. В настоящее время на КС отрасли эксплуатируется 4253 газоперекачивающих агрегатов (ГПА) суммарной мощностью 47,1 млн кВт., в т.ч. с газотурбинным приводом 3181 ГПА [36].

Компрессорный парк ОАО «Газпром» (280 компрессорных станций, 748 компрессорных цехов) имеет следующую структуру по типу привода: газотурбинный - 87,2%, электрический - 12,3%, поршневой - 0,5%. Технологическая структура парка: линейные КС магистральных газопроводов - 89,2%, дожимные КС (ДКС) на промысловых сооружениях - 9,2%, КС станций подземного хранения (ПХГ) - 1,6%.

Для формировавшегося в течение почти пятидесяти лет парка ГПА характерно большое разнообразие оборудования по типоразмерам и возрасту. В эксплуатации находятся 65 типов приводных двигателей, 102 модификации газовых компрессоров, 153 комбинации привод-компрессор, 8 типов систем автоматического управления.

Линейные низконапорные модификации компрессоров в ГПА (степень повышения давления до 1,35) имеют политропный КПД до 87-88%; модификации высоконапорных компрессоров со степенью повышения давления 1,4-1,7 - до 85-86%.

Центробежные компрессоры для газотранспортных предприятий предназначены для работы на дожимных и линейных компрессорных станциях в классе мощности от 6 до 25 МВт и классе давлений до 12 МПа. Для достижения давления от 16 МПа до 25МПа современные компрессоры изготавливаются в двух- и трехсекционном исполнении (многократное последовательное сжатие).

В ГПА используются центробежные компрессоры (ЦБК) отечественного и импортного производства, в том числе компрессоры разработки и изготовления НПО «Искра» и газотурбинные установки (ГТУ), выполненные на основе авиационных двигателей типа ПС-90, Д-30 и других.

Значительная доля газотурбинного парка физически и морально устарела (23,4% ГТУ имеют наработку более 100 тыс. ч. и 25,2% - 70-100 тыс. ч. при нормативном сроке общего ресурса ГПА - 100 тыс. ч. или 11,4 года), что значительно снижает функциональные возможности парка в ближайшей перспективе и потребует срочной модернизации КС (рис. 2.9).

По данным специалистов основу оборудования компрессорных станций ГТС ОАО «Газпром» ещё недавно составляли агрегаты со сроком эксплуатации от 10 до 25 лет [26]. Старение оборудования приводило к возрастанию числа отказов, аварий, в том числе на «высокой стороне» КС. «Комплексная программа реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа и компрессорных станций подземных хранилищ газа на 2007-2010 годы» [36] и «Программа ремонта и реконструкции ГТС на 2011-2015 годы» [36] предусматривают комплексы планово-предупредительных и ремонтных работ, обновление парка оборудования, диагностику, капитальный ремонт и переизоляцию трубопроводов. Благодаря уже принятым мерам в период 2003-2010 гг. существенно снизилось количество отказов и аварий.

Трубопроводный транспорт газа в ОАО «Газпром» развивается по следующим направлениям [36]:

повышение рабочего давления до 9,8 и 11,8 МПа;

применение высокопрочных труб с внутренним гладкостным покрытием для уменьшения гидравлических потерь;

применение ГПА нового поколения с надежностью, топливной экономичностью и экологическими показателями мирового уровня;

применение нового поколения газовых компрессоров с показателями эффективности мирового уровня;

применение современных регулируемых электроприводов;

автоматизация технологических процессов для обеспечения малолюдных технологий,

применение системных программно-оптимизационных комплексов;

применение технологии ремонта газопроводов под давлением и мобильных компрессорных станций;

ориентация преимущественно на российское или кооперированное производство (при условии их конкурентоспособности).

При реализации проектов производства и поставок сжиженного природного газа (СПГ) потребуется новый для ОАО «Газпром» класс машин мощностью 40-100 МВт для привода технологических компрессоров.

Общие тенденции проектирования компрессорных станций формулируются следующим образом:

преимущественное использование энергосберегающего газотурбинного привода нового поколения мощностью от 2,5 до 32 МВт (в отдельных проектах до 50 МВт) с кпд 32-40% в зависимости от мощности;

укрупнение единичных мощностей ГПА;

упрощение технологии КС за счет бесшлейфовой и модульной компоновки ГПА и другого технологического оборудования;

возможность поэтапного ввода мощностей КС;

перенос цеховых систем (функций) на агрегатный уровень;

ограничение эмиссии CO2 за счет повышения кпд ГТУ и ЦБК;

ограничение эмиссии Nox использованием «сухих» методов сжигания;

ЦБК различного технологического назначения, включая компрессоры с последовательно-параллельным переключением (для ПХГ) и многокорпусного исполнения (для ДКС); СПЧ газовых компрессоров в качестве инструмента оптимизации и энергосбережения;

современные системы управления КС на базе унифицированных агрегатных и цеховых САУ для обеспечения дистанционного управления и малолюдной эксплуатации;

ориентация преимущественно на российское или кооперированное производство (при условии их конкурентоспособности).

В соответствии с действующими программами реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа и ввода мощностей в добыче и транспорте газа общая потребность ОАО «Газпром» в газокомпрессорном оборудовании до 2020 года оценивается в 100-125 ГПА суммарной мощностью 2000 МВт в год.

Приведенные показатели определяют важность и масштаб проблемы совершенствования и развития одного из важнейших технологических секторов основного производства ОАО «Газпром». В частности, не только должен быть сформирован технический облик оборудования, соответствующего перспективным потребностям ОАО «Газпром»; но и определены подходы к формированию парка газоперекачивающего оборудования при реализации новых проектов и реконструкции действующих объектов газотранспортной системы, сформулированы принципы взаимоотношений ОАО «Газпром» с поставщиками оборудования, прежде всего отечественными, разработаны направления и формы участия Общества в исследованиях и разработках, направленных на совершенствование газоперекачивающей техники.

Перспективы развития газотранспортной системы ОАО «Газпром» предопределяют потребность в новой газоперекачивающей технике со специфическими характеристиками для реализации:

-транспортировки газа при повышенных давлениях на морских и сухопутных газопроводах;

транспортировки газа с морских платформ, в том числе с подводным размещением ГПА;

-производства сжиженного природного газа;

-откачки газа передвижными компрессорными установками из участков магистральных газопроводов, предназначенных для ремонта;

-утилизации попутных нефтяных газов.

Реализация проектов новых газотранспортных систем в отдаленных и труднодоступных районах требует внедрения малолюдных технологий эксплуатации компрессорных станций.

При разработке требований к газоперекачивающим агрегатам для применения на объектах ОАО «Газпром» в долгосрочной перспективе (до 2020 г.) следует руководствоваться следующими ориентировочными параметрами ГПА:

. Привод преимущественно газотурбинный, стационарного, судового или авиационного типа, специализированный для работы в составе ГПА, со свободной силовой турбиной простого или регенеративного цикла с коэффициентом полезного действия в рабочей точке не менее 39-42%;

. Мощностной ряд приводных двигателей - 6/8/12/16/25/35 МВт (ГПА мощностью 1-6 МВт имеют ограниченное применение и будут использоваться в основном для замены морально и физически устаревших ГПА на станциях подземного хранения газа); безмасляные компрессоры в указанном диапазоне мощностей с политропным КПД в рабочей точке не менее 75-87% в зависимости от степени повышения давления в компрессоре;

3.Наработка на отказ не менее 5 тыс. часов;

4.Общий ресурс не менее 100 тыс. часов;

. Нагнетатели - в унифицированных корпусах и со сменными проточными частями для обеспечения степени повышения давления более трех или двухкорпусные компрессоры с промежуточным охлаждением газа и возможностью переключения с параллельной на последовательную схему работы;

6. Модульная конструкция основных узлов (КВОУ, привод, газовый компрессор, аппарат воздушного охлаждения масла, САУ);

.возможность автономной работы ГПА при прекращении внешнего энергоснабжения;

8.адаптивные цифровые системы управления магнитным подвесом роторов:

.электрозапуск.

При разработке требований к газоперекачивающей технике для реконструкции, технического перевооружения и модернизации существующих компрессорных станций с учетом особенностей интеграции оборудования в действующие объекты необходимо предусматривать увеличение единичной мощности привода, производительности и КПД ГПА, а также:

1.максимальное использование существующих корпусов центробежных нагнетателей;

2.применение частотно регулируемых приводов аппаратов воздушного охлаждения газа и масла:

.установку маслонасосных станций блочного исполнения полной заводской готовности.

В приложении Г приведены основные технические параметры газаперекачивающих агрегатов, выпускаемых современной промышленностью России.

Основными ГПА в ГТС ОАО «Газпром» являются агрегаты серии «Урал» (табл. Г.2 Приложения Г), разработанные для диапазонов мощностей от 4 Мвт до 25 Мвт, что, соответственно, позволяет получить следующую область эксплуатационных параметров [40 - 41]:

.Для ГПА мощностью 4 Мвт:

коммерческая производительность перекачки - 1,8 -2,5 млн. м3/сут.;

давление на выходе компрессора 2,2 - 3 Мпа (2,2 -3 кг/см2);

эффективный КПД - 24%;

общий ресурс -100 000 час (11,4 года).

.Для ГПА мощностью 25 Мвт:

коммерческая производительность перекачки - 44,5 -57,0 млн. м3/сут.;

давление на выходе компрессора 7,45 - 11,9 Мпа (7,45 - 11,0 кг/см2);

эффективный КПД - 40%;

общий ресурс - 100 000 час (11, 4 года).

Учитывая лимит общего ресурса ГПА в 11,4 года, все компрессорные станции на магистральных экспортных газопроводах ОАО «Газпром» (кроме «Голубого потока» - 2003 г. и «Северного потока» - 2012 г.) к 2012 году нуждаются в замене (или уже прошли замену).

В СССР основным производителем ГПА для магистральных газопроводов газопроводов было «Сумское НПО им. М.В. Фрунзе» (Украина) [41].

В октябре 2002 года для выполнения обширных планов реконструкции и нового строительства компрессорных станций ОАО «Газпром» было основано ООО «Искра-Турбогаз» (г. Пермь), которое на базе производственной кооперации с «Сумское НПО им. М.В. Фрунзе» (Украина) и пермскими заводами «Авиадвигатель» и «Пермский моторостроительный завод» стало за 10 лет лидером на рынке газотурбинной газоперекачивающей техники [40].

ОАО НПО «Искра» является разработчиком и изготовителем более 50 модификаций газоперекачивающих агрегатов (ГПА) серии «Урал» для линейных, дожимных компрессорных станций (ДКС) и подземных хранилищ газа (ПХГ), как вновь возводимых, так и реконструируемых объектов. Поставка ГПА осуществляется унифицированными, функционально законченными блоками высокой заводской готовности или модулями, монтируемыми на месте эксплуатации с применением универсальных грузоподъемных средств и инструмента.

ГПА серии «Урал» оснащаются газотурбинными установками ГТУ на базе двигателей серии ПС-90 производства ОАО «Авиадвигатель» (г. Пермь) и ОАО «Пермский Моторостоительный Завод», а также компрессорами производства ПАО «Сумское НПО им. М.В. Фрунзе» (Украина).

За прошедшие 10 лет предприятие стало основным поставщиком ГПА для Газпрома - поставки ГПА за 10 лет составляют 400 агрегатов и темп дополнительных поставок до 2015 года составляет до 50 агрегатов в год, доля поставок, по крайней мере за последние годы, составляет более 50% [30].

Газпром проводит правильную политику, чтобы, с одной стороны, оборудование было в основном отечественного производства, и только в том случае, когда какое-либо оборудование у нас в стране не производится, заказы размещать в иностранных фирмах; при этом желательно, чтобы продукция была своевременно русифицирована. С другой стороны, Газпрому необходимо было создать здоровую конкуренцию для исключения монополии на рынке поставок ГПА и комплектующих, тем самым улучшить качество продукции и сохранить оптимальную цену оборудования, которая была бы ниже по сравнению с зарубежными аналогами.

Одной из проблем ГПА газотурбинного типа является использование на технологическую работу турбины до 8% от объема прокачиваемого газа, что приводит к конкурентным разработкам ГПА с электродвигателями, однако они требуют подвода питающего напряжения 6 - 10 Кв и относительно дешевой электроэнергии. Поэтому газоперекачивающие агрегаты мощностью 16 и 25 МВт выполняются с газотурбинной установкой и устанавливаются на компрессорных станциях магистральных современных газопроводов диаметром 1020-1420 мм.


.4 Анализ состояния систем подземных хранилищ газа


Подземное хранение газа - технологический процесс закачки, отбора и хранения газа в пластах-коллекторах и выработках-емкостях, созданных в каменной соли и в других горных породах.

Подземное хранилище газа (ПХГ) - это комплекс инженерно-технических сооружений в пластах-коллекторах геологических структур, горных выработках, а также в выработках-емкостях, созданных в отложениях каменных солей, предназначенных для закачки, хранения и последующего отбора газа, который включает участок недр, ограниченный горным отводом, фонд скважин различного назначения, системы сбора и подготовки газа, компрессорные цеха [36].

ПХГ сооружаются вблизи трассы магистральных газопроводов и крупных газопотребляющих центров для возможности оперативного покрытия пиковых расходов газа. Они создаются и используются с целью компенсации неравномерности (сезонной, недельной, суточной) газопотребления, а также для резервирования газа на случай аварий на газопроводах и для создания стратегических запасов газа.

В настоящее время наибольшее распространение получили ПХГ, созданные в пористых пластах (истощенные месторождения и водоносные структуры). Кроме пористых пластов пригодны для создания хранилищ и залежи каменных солей (создаваемые путем размыва так называемой каверны), а также в горных выработках залежей каменного угля и др. полезных ископаемых.

Всего в мире действует более 600 подземных хранилищ газа общей активной емкостью порядка 340 млрд. мі.

Наибольший объем резерва газа хранится в ПХГ, созданных на базе истощенных газовых и газоконденсатных месторождений. Менее емкими хранилищами являются соляные каверны, есть также единичные случаи создания ПХГ в кавернах твердых пород.

Газовое хранилище представляет собой геологическую структуру или искусственный резервуар, используемый для хранения газа. Работа хранилища характеризуется двумя основными параметрами - объемным и мощностным. Первый характеризует емкость хранилища - активный и буферный объемы газа; второй показатель характеризует суточную производительность при отборе и закачке газа, продолжительность периода работы хранилища при максимальной производительности.

По режиму работы ПХГ подразделяются на базисные и пиковые.

Базисное ПХГ предназначено для циклической эксплуатации в базисном технологическом режиме, который характеризуется сравнительно небольшими отклонениями (увеличением или уменьшением в пределах от 10 до 15%) суточной производительности ПХГ при отборах и закачках газа от среднемесячных значений производительности. Пиковое ПХГ предназначено для циклической эксплуатации в пиковом технологическом режиме, который характеризуется значительными приростами (пиками) свыше 10-15% суточной производительности ПХГ в течение нескольких суток при отборах и закачках газа относительно среднемесячных значений производительности.

По назначению ПХГ подразделяются на базовые, районные и локальные.

Базовое ПХГ характеризуется объемом активного газа до нескольких десятков миллиардов кубических метров и производительностью до нескольких сотен миллионов кубических метров в сутки, имеет региональное значение и влияет на газотранспортную систему и газодобывающие предприятия. Районное ПХГ характеризуется объемом активного газа до нескольких миллиардов кубических метров и производительностью до нескольких десятков миллионов кубических метров в сутки, имеет районное значение и влияет на группы потребителей и участки газотранспортной системы (на газодобывающие предприятия при их наличии). Локальное ПХГ характеризуется объемом активного газа до нескольких сотен миллионов кубических метров и производительностью до нескольких миллионов кубических метров в сутки, имеет локальное значение и область влияния, ограниченную отдельными потребителями. По типу различают наземные и подземные газовые хранилища. К наземным относятся газгольдеры (для хранения природного газа в газообразном виде) и изотермические резервуары (для хранения сжиженного природного газа), к подземным - хранилища газа в пористых структурах, в соляных кавернах и горных выработках.

В России первое ПХГ в истощенном месторождении было создано в 1958 г. на базе мелких выработанных залежей газа месторождений Куйбышевской (ныне Самарской) области. Успешное проведение закачки и последовавший отбор газа способствовали усилению работ в области подземного хранения газа по всей стране. В том же году началась закачка газа в Елшанское (Саратовская область) и в Аманакское (Куйбышевская область) истощенные газовые месторождения.

В 1979 г. начато создание крупнейшего в мире хранилища в истощенном газовом месторождении - Северо-Ставропольского (Ставропольский край). Площадь горного отвода ПХГ составляет более 680 кмІ. Оно создано на основе истощенных одноименных газовых месторождений в зеленой свите (1979 г.) и хадумском горизонте (1984 г.) при аномально низких пластовых давлениях. Данные горизонты являются самостоятельными эксплуатационными объектами, расположенными на глубинах 1000 и 800 м, и существенно отличаются по своим характеристикам и режимам работы. При строительстве Северо-Ставропольского ПХГ в хадумском горизонте создан долгосрочный резерв, который может быть отобран из хранилища после периода отбора, даже если не производилась дополнительная закачка газа.

В СССР первое газохранилище в водоносном пласте было создано в 1958 г. в районе г. Калуга - Калужское ПХГ (проектный объем активного газа - 380 млн мі). Крупнейшее в мире хранилище в водоносном пласте - Касимовское ПХГ - было создано в 1977 г. (проектный объем активного газа - 4.5 млрд мі).

Подземные хранилища в соляных кавернах используются преимущественно для покрытия пиковых нагрузок, поскольку могут эксплуатироваться в «рывковом» режиме с производительностью отбора, на порядок превышающей производительность отбора из ПХГ в пористых структурах, а количество циклов может достигать до 20 в год. По этим причинам созданию ПХГ в каменной соли уделяется большое внимание в развитых странах. Это также связано и с рыночными условиями функционирования системы газоснабжения, так как ПХГ в каменной соли могут служить для компенсации краткосрочных колебаний газопотребления, предотвращения штрафов за дисбаланс в поставках газа из-за аварий на газопроводах, а также планирования закупок на региональном уровне с учетом ежемесячных или суточных колебаний цен на газ. В мире создано порядка 70 ПХГ в отложениях каменной соли с общей активной емкостью около 30 млрд. мі. Наибольшее количество ПХГ в соляных кавернах эксплуатируется в США - 31 ПХГ, общая активная емкость которых составляет порядка 8 млрд. мі, а суммарный объем отбора более 200 млн. мі/сут. В Германии эксплуатируется 19 ПХГ в соляных кавернах с суммарным объемом активного газа около 7 млрд. мі, также планируется расширение действующих и строительство новых ПХГ с общей активной емкостью порядка 8 млрд. мі. На территории России в настоящее время строится 3 ПХГ в соляных кавернах: Калининградское (Калининградская область), Волгоградское (Волгоградская область) Новомосковское (Тульская область), эксплуатируется хранилище гелиевого концентрата (Оренбург

Подземные хранилища газа (ПХГ) являются неотъемлемой частью Единой системы газоснабжения России и расположены в основных районах потребления газа. На территории Российской Федерации расположены 25 объектов подземного хранения газа, из которых 8 сооружены в водоносных структурах и 17 - в истощенных месторождениях.

В пределах ЕСГ РФ действует двадцать подземных хранилищ газа, из них 14 созданы в истощенных месторождениях: Песчано-Уметское, Елшано-Курдюмское (два объекта хранения), Степновское (два объекта хранения), Кирюшкинс-кое, Аманакское, Дмитриевское, Михайловское, Северо-Ставропольское (два объекта хранения), Краснодарское, Кущевское, Канчуро-Мусинский комплекс ПХГ (два объекта хранения), Пунгинское, Совхозное.

созданы в водоносных пластах: Калужское, Щелковское, Касимовское, Увязовское, Невское, Гатчинское, Удмуртский резервирующий комплекс (два объекта хранения). Кроме того ведется строительство: В водоносных пластах: Беднодемьяновское В отложениях каменной соли: Калининградское, Волгоградское.

На территории России в 2011 г. Газпром эксплуатировал 21 ПХГ, включающих 25 объектов хранения газа: 17 - в истощенных газовых месторождениях и 8 - в водоносных структурах. На 31 декабря 2011 г. суммарная активная емкость по обустройству ПХГ составила 66,7 млрд. м3. На ПХГ эксплуатировалось 18 КС, состоящих из 36 компрессорных цехов [36].

В 2011 г. из российских ПХГ отобрано 47,1 млрд. м3 газа, максимальная суточная производительность зафиксирована 20 января отчетного года - 553,9 млн. м3 в сутки. Закачано 48,2 млрд. м3 газа.

Касимовское ПХГ - расположено в одноименном районе Рязанской области в 250 км южнее Москвы и находится в структурах Окско-Цнинского вала. Каси-мовское хранилище является в настоящее время крупнейшим в мире, созданном в водоносном пласте, и обеспечивает на 30-35% суточную потребность Москвы и Московской области, а также во многом решает вопросы газоснабжения Центрального района России.

Активная емкость Касимовского ПХГ составляет более 9 млрд. кубометров газа, количество эксплуатационных скважин - 287. Максимальная ежесуточная производительность в осенне-зимний период достигает 100 млн. кубометров газа, что сопоставимо с величиной суточного газопотребления Москвы.

Канчуринско-Мусинский комплекс ПХГ расположен в Республике Башкортостан и создан на базе отработанного газоконденсатного месторождения с объемом активного газа в комплексе ПХГ до 5,5 млрд. кубометров.

Северо-Ставропольское ПХГ расположено в Ставропольском крае и создано в истощенном газовом месторождении. Крупнейшее в мире Северо-Ставропольское ПХГ (33 млрд. м3) регулирует сезонную неравномерность поставок, обеспечивает газоснабжение потребителей Южного федерального округа, республик Закавказья, Украины и надежность экспортных поставок.

Кущевское ПХГ расположено на Северном Кавказе в Кущевском районе Краснодарского края в 200 км от Краснодара и создано в истощенном газовом месторождении.

Кроме того, Газпром хранит газ в ПХГ на территории Латвии, Германии, Австрии и Великобритании:

Подземное газовое хранилище (ПХГ) - Германия - Rehden - Активный объем - более 4 млрд кубометров (крупнейшее в Европе);

Подземное газовое хранилище (ПХГ) - Австрия (федеральная земля Заль-цбург) - Haidach - Активный объем - более 2,4. млрд кубометров., расположено в истощенном газовом месторождении.

Подземное газовое хранилище (ПХГ) - Англия - Saltfleetby - Активный объем - порядка 0,7 млрд. кубометров;

Подземное газовое хранилище (ПХГ) - Германия - Jemgum - Активный объем - сравнительно малый;

В Латвии расположено Инчукалнское ПХГ. Оно находится к северо-востоку от г. Риги и создано в водоносном слое. Инчукалнское ПХГ является единственным функционирующим хранилищем в странах Балтии и обеспечивающим стабильность газоснабжения региона. Объем Инчукалнского ПХГ составляет 4,46 млрд. кубометров, из которых 2,32 млрд. кубометров составлял активный, или регулярно отбираемый природный газ.

Газпром арендует 75% газохранилища Humbley Grove на юге Великобритании, в Германии арендует мощности в ПХГ, принадлежащих фирме VNG, а в Австрии - мощности компании OMV.

Всего в Гepмaнии cущecтвуeт cвышe copoкa пoдзeмныx xpaнилищ гaзa co-вoкупнoй eмкocтью oкoлo 20 млpд кубoмeтpoв. Bce oни нaxoдятcя в чacтнoй coб-cтвeннocти. E.ON Ruhrgas pacпoлaгaeт мoщнocтями пpимepнo нa 5 млpд. кубoмeтpoв. Kpупнeйшee ПXГ в Гepмaнии и Зaпaднoй Eвpoпe Rehden (4,2 млpд кубoмeт-poв) пpинaдлeжит кoмпaнии WINGAS, coвмecтнoму пpeдпpиятию «Гaзпpoмa» и Wintershall.

ПХГ «Банатский двор» расположено в Сербии. Является одним из крупнейших в Юго-Восточной Европе. Создано на базе одноимённого истощённого газового месторождения, расположенного в 60 км к северо-востоку от города Нови-Сад. Активный объем хранения ПХГ составляет 450 млн. мі газа, максимальная производительность на отбор - 5 млн. мі в сутки. Обеспечивает дополнительную надежность экспортных поставок российского газа в Венгрию, Сербию, Боснию и Герцеговину.

Использование ОАО «Газпром» ПХГ в Европе.

В рамках стратегии по обеспечению надежности поставок природного газа европейским потребителям «Газпром» участвует в проектах в сфере подземного хранения в странах, через территорию которых проходят основные объемы российского экспорта:

«Газпром» и WINGAS (совместное предприятие «Газпрома» и Wintershall Holding) эксплуатируют первое по величине хранилище Европы - «Реден», объемом свыше 4 млрд. куб. м;

«Газпром», WINGAS и компания RAG эксплуатируют первую очередь ПХГ «Хайдах» в Австрии, объем активного газа в котором на данный момент составляет 1,2 млрд. куб. м, суточная производительность - 12 млн. куб. м. В совокупности «Газпром» располагает 2/3 мощностей проекта;

«Газпром» также участвует в акционерном капитале других компаний, которые имеют и эксплуатируют ПХГ: ЗАО «АрмРосГазпром» (Армения), АО «Латвияс газе» (Латвия), VNG AG (Германия);

с 2005 года в соответствии с лизинговым соглашением, подписанным с компанией Vitol, «Газпром» на 5 лет получил доступ к 50% мощностей ПХГ «Хамбли Гроув» (Великобритания). C 2007 года доля «Газпрома» увеличилась до 75%. В ноябре 2010 года действующее соглашение было продлено до 2016 года.

Кроме того, «Газпром» совместно с европейскими партнерами проводит работу по анализу возможностей реализации новых проектов по строительству и эксплуатации подземных хранилищ газа:

с компанией VNG ведется работа по строительству близ г. Бернбург (Германия) ПХГ «Катерина» с активным объемом более 600 млн. куб. м газа;

с компанией TAQA достигнуто соглашение по ПХГ «Бергермеер» в Нидерландах. В соответствии с договоренностями в обмен на определенное количество буферного газа, поставленного во временное пользование для закачки в хранилище, «Газпром» получит доступ к его мощностям и долю участия в компании, являющейся техническим оператором объекта;

с компанией «Сербиягаз» достигнуты договоренности о совместной реализации проекта ПХГ «Банатский Двор» активным объемом 450 млн куб. м. Для строительства и эксплуатации газового хранилища создается совместное предприятие, доли в котором распределятся следующим образом: «Газпром» - 51%, «Сербиягаз» - 49%;

кроме того, «Газпром» проводит технико-экономическую оценку возможности участия в проектах в сфере ПХГ на территории Франции, Великобритании, Бельгии, Румынии, Словакии, Турции, Чехии и других стран. В случае положительных результатов проводимой оценки между российской стороной и соответствующими зарубежными партнерами будет начата работа по согласованию двусторонних документов, направленных на реализацию проектов по строительству ПХГ.

Для обеспечения экспортных поставок газа в Европу через территорию Украины со времен Советского Союза на ее территории были созданы ПХГ по трассам транзитных магистральных газопроводов.

Газотранспортная система Украины является второй в Европе и одной из крупнейших в мире. Транзитный природный газ из России поступает на Украину по 22 магистральным газопроводам («Союз», «Прогресс», «Уренгой - Помары - Ужгород» и др.), а выходит за пределы Украины - по 15. Протяжённость газопроводов - 37,1 тыс. км, в том числе 14 тыс. км - трубопроводы крупнейшего диаметра (1020-1420 мм).

В ГТС Украины система газопроводов объединяет 72 компрессорные станции (122 компрессорных цеха) и 13 подземных хранилищ с самым большим в Европе после России активным объёмом газа - более 32 млрд. куб. м или 21,3% от общеевропейской активной ёмкости. Сеть подземного хранения газа включает четыре комплекса: Западноукраинский (Предкарпатский), Киевский, Донецкий и Южноукраинский.

Пропускная способность ГТС «Укртрансгаза» на границе РФ с Украиной составляет 288 млрд куб. м, на границе Украины с Польшей, Румынией, Белоруссией, Молдавией - 178,5 млрд. куб. м, в том числе со странами ЕС - 142,5 млрд. куб. м.

Фактически в 2007-2011 гг. через украинские газопроводы в Европу было прокачано в среднем по 115 млрд. м3 российского газа в год.

Западный комплекс ПХГ Украины является наиболее сформированным, в него входят уникальное Бильче-Волицкое, Угерское, Дашавское, Опарское и Богородчанское ПХГ. Комплекс обеспечивает регулирование поставок прежде всего потребителям газопроводов «Союз», «Уренгой - Помары - Ужгород», «Ямбург - западная граница Украины», то есть играет роль главного регулятора транзита российского газа в страны Центральной и Западной Европы.

Бильче-Волицкое ПХГ - настоящий гигант украинской инфраструктуры газохранения. Его объем позволяет держать здесь 33,5 млрд. кубов, половина которого должна быть буферной (выталкивающей частью), а половина может быть активной (выталкиваемой, используемой). Однако последний раз показателя более чем в 16 млрд. кубометров газа активные запасы Бильче-Волицкого ПХГ достигали в 1991-1992 гг. Затем они падали и к 2001 г. достигли катастрофической черты в 2,4 млрд. Правда, с 2004 года запасы вернулись уже к более-менее приемлемым 10 млрд. м3.

Если принять во внимание, что сегодня активный объем всех 12 подземных хранилищ «Укртрансгаза» равен примерно 32 млрд., то получается, что 50% запа-сов способно в себя вместить одно-единственное ПХГ. А если к Бильче-Волицким добавить еще мощности Угерского, Опарского, Дашавского и Богородчанского хранилищ, то становится очевидно, что в Западной Украине хранится до 70% украинских запасов газа в ПХГ. Следует отметить, что суммарная емкость ПХГ Украины составляет до 50% от суммарной емкости ПХГ Российской Федерации.

Следует особо отметить, что по трассе экспортных газопроводов «Ямал - Белоруссия - Польша - Германия» (25 млрд. м3/год) и «Ямал - Ухта - Грязовец - Выборг - Северный поток - Германия» (55 млрд. м3/год) отсутствуют мощные ПХГ для регулирования расхода газа, что является существенным недостатком стабильности поставок газа из России по указанным маршрутам (существующие емкости российских Гатчинского ПХГ - 0,2 млрд. м3, Невского ПХГ - 1,3 млрд. м3).

В Белорусии газотранспортная система (ГТС) ОАО «Белтрансгаз» включает 7502 км магистральных газопроводов и газопроводов-отводов, 5 линейных компрессорных станций, 235 газораспределительных станций, 7 газоизмерительных станций и 26 автомобильных газонаполнительных компрессорных станций.

В состав ГТС «Белтрансгаза» также входят 3 подземных хранилища газа (ПХГ): Осиповичское и Прибугское, созданные в водоносных структурах, а также Мозырское - в отложениях каменой соли. Суммарный активный объем хранения газа в данных ПХГ составляет около 1 млрд. м3. ОАО «Белтрансгаз» эксплуатирует белорусский участок магистрального газопровода «Ямал - Европа» протяженностью 575 км, который принадлежит ОАО «Газпром».

В то же время по трассе экспортного газопровода «Ставрополь - Голубой поток (Черное море) - Турция» и проектируемого экспортного газопровода «Южный поток» (Новороссийск - Черное море - Болгария - Европа» расположено самое мощное в России Северо-Ставропольское ПХГ емкостью 33 млрд. м3 газа, которое полностью обеспечивает расходную стабильность обоих магистральных экспортных газопроводов (14 + 55) млрд. м3 /в год.

Техническое перевооружение, реконструкция и расширение действующих объектов хранения, а также обустройство новых ПХГ - одна из стратегических задач Газпрома. До 2015 г. на территории России запланирован ввод 17 КС и 17,9 млрд. м3 активной емкости по обустройству.

Работы по увеличению мощностей в хранении газа на территории России в 2011 г. осуществлялись на Степновском (прирост активной емкости - 0,5 млрд. м3), Совхозном (прирост активной емкости - 0,8 млрд. м3), Невском (подключено 12 эксплуатационных скважин) и других ПХГ. Проводились предынвестиционные исследования по расширению ряда действующих и строительству новых ПХГ. Начато строительство Беднодемьяновского ПХГ. Продолжался поиск новых перспективных площадей для создания ПХГ.

Задачи в области долгосрочного развития системы подземного хранения газа в России определены Генеральной схемой развития газовой отрасли на период до 2030 г. и направлены на увеличение суточной производительности ПХГ по отбору и объемов оперативного резерва газа в них. В 2011 г. утверждена Программа развития ПХГ Российской Федерации на период 2011-2020 гг., предполагающая увеличение суточной производительности до 1,0 млрд. м3.

В 2011 г. в ПХГ зарубежных стран закачано 4,9 млрд. м3 газа (включая буферный газ), суммарный отбор газа составил 3,7 млрд. м3. Газпром планирует наращивать мощности по хранению газа в Европе и довести их до уровня более 4,8 млрд. м3 активного газа к 2015 г.


3. Основные инновационные стратегии модернизации ГТС ОАО «Газпром»


.1 Стратегия диверсификации маршрутов магистральных газопроводов


Проблемы необходимости внедрения стратегии диверсификации маршрутов магистральных экспортных газопроводов ОАО «Газпром» в Европу и Турцию возникли по результатам коммерческих конфликтов с странами-транзитерами бывшего СССР - Украиной и Белоруссией с 2000 года, особо обострившись к 2004 году вплоть до остановки поставки газа по трубопроводам в Украину из России.

Основными причинами конфликтов были [29]:

цена на газ для внутренних поставок в Украину и Белоруссию;

цена транзита газа национальными государственными компаниями Украины («Укртрансгаз») и Белоруссии («Белтрансгаз»);

несанкционированный отбор неоплаченного газа из экспортных трубопроводов для внутреннего потребления в Украине и Белоруссии;

несогласованность использования ПХГ в национальных ГТС Украины и России с требованиями ОАО «Газпром» о создании необходимых запасов для надежного функционирования экспортных трубопроводов поставки газа в Европу;

низкий уровень национальных капиталовложений в ремонт и обновление оборудования и газопроводов в национальных ГТС Украины и Белорусии, что приводит к «обветшалости» и «моральному устареванию» системы магистральных транзитных трубопроводов.

В связи с вышеизложенным, одним из вариантов стратегического решения возникших конфликтов было предложение ОАО «Газпром» о частичной или полной передаче инфраструктуры экспортных газопроводов через территории Украины и Белоруссии на баланс ОАО «Газпром» или совместного предприятия с долевым участием ОАО «Газпром» не менее 51%.

В 2011 году первый вариант стратегического решения реализован ОАО «Газпром» в Белоруссии, все 100% активов белорусской ГТС проданы под управление ОАО «Газпром», что позволяет начать масштабную реконструкцию и модернизацию существующего экспортного магистрального газопровода «Ямал - Европа» (Россия - Белоруссия - Польша - Германия) за счет резкого увеличения капиталовложений ОАО «Газпром» в белорусский участок газопровода (рис. 3.5) [36].

Вторым вариантом стратегического решения было создание системы новых экспортных магистральных газопроводов из России в Европу и Турцию через Черное и Балтийское моря в обход национальных территорий Украины и Белоруссии.

Успешная реализация в 2001-2003 гг. ОАО «Газпром» первого диверси-фикационного проекта «Голубой поток» (Россия - дно Черного моря - Турция) позволила частично (см. табл. 3.1, рис. 3.2) переключить маршрут поставки в Турцию российского газа по маршруту экспортного советского газопровода «Союз» (Оренбург - территория Украины - Молдова - Болгария - Турция (через пролив)) через территорию Украины и стабилизировать экспортные поставки российского газа в Турцию (гарантийная пропускная способность газопровода - по контрактному объему с Турцией до 14 млрд. м3/год).


Таблица 3.1. Поставки газа по газопроводу «Голубой поток» [36]

2006200720082009Поставки в Турцию всего, млрд куб. м19,923,423,820Поставки в Турцию по «Голубому потоку», млрд куб. м7,59,510,19,8

Успещная реализация в 2009-2012 гг. ОАО «Газпромом» второго диверсификационного проекта «Северный поток» (Россия - дно Балтийского моря - Германия) позволяет переключить часть газового потока советского экспортного магистрального газопровода «Уренгой - Помары - Ужгород - Европа», идущего транзитом через территорию Украины, на маршрут прямых поставок газа из России в Германию, а дальше в общеевропейскую ГТС (рис. 3.3 -3.4). При этом проектный объем поставок газа газопроводом «Северный поток» в 55 млрд. м3/год со значительным превышением покрывает контрактный объем поставок газа из России в Германию.

Полученный опыт строительства и начальной эксплуатации газопровода «Северный поток» позволяет ОАО «Газпром» с оптимизмом проводить проектирование и согласование строительства с 2013 года третьего диверсификационного проекта «Южный поток» (Россия - дно Черного моря - Болгария - Европа) с проектной мощность объемов экспортных поставок до 63 млрд. м3/год (рис. 3.8), что в сумме с «Северным потоком» (55 млрд. м3) составляет проектную мощность экспорта российского газа по магистральным трубопроводам советской эпохи «Уренгой - Помары - Ужгород» и «Союз» через Украину - 98 - 110 млрд. м3/год (рис. 3.7).

Кроме этого, следует особо отметить, что строительство экспортного газопровода «Северный поток» через Выборг (Ленинградская область) потребовало строительства наземного магистрального газопровода «Грязовец - Выборг» с проектной мощностью 55 млрд. м3/год для запитки газопровода «Северный поток» (рис. 3.4) с перспективой подачи газа с полуострова Ямал.

Для обеспечения транспортировки ямальского газа в период до 2030 года планируется создание уникальной, не имеющей аналогов в России газотранспортной системы нового поколения. Ямальский газ будет транспортироваться по направлению Ямал - Ухта (5-6 ниток) протяженностью около 1100 километров, и далее по направлению Ухта - Грязовец, Грязовец - Торжок, Грязовец - Ярос-лавль, Ухта - Починки. Общая протяженность транспортировки ямальского газа по новым газопроводам составит более 2500 километров (рис. Д.9 Приложения Д).

Новая газотранспортная система, которая в будущем станет ключевым звеном ЕСГ России, будет обеспечивать транспортировку газа с месторождений полуострова Ямал в объеме более 300 млрд. куб. м в год и включать в себя 27 современных компрессорных станций суммарной мощностью 8600-11600 МВт. При этом общая протяженность линейной части магистральных газопроводов составит порядка 12-15 тыс. километров. Создание газотранспортной системы с полуострова Ямал будет способствовать полномасштабной реконструкции действующей Единой системы газоснабжения России.

Для запитки проектируемого магистрального экспортного газопровода «Южный поток» придется строить новый магистральный наземный газопровод «Ямал - КС «Починки» (Нижегородская область) - Краснодарский край - КС «Русская» на берегу Черного моря»:

общая протяжённость новой наземной трассы газотранспортной системы составит 2446 км (КС «Починки» в Нижегородской области - Краснодарский край - КС «Русская» берег Черного моря);

В рамках реализации проекта предполагается строительство 10 компрессорных станций (КС);

Период реализации проекта - сентябрь 2010 г. - декабрь 2019 г.;

первый этап (западный участок) предполагает строительство газотранспортной системы «КС «Писаревка» (Воронежская область) - КС «Русская» (Краснодарский край)» протяженностью 834 км;

КС «Русская», которая станет головной компрессорной станцией морского участка газопровода «Южный поток», будет построена в Анапском районе Краснодарского края и станет самой мощной в мире. Проектируемая мощность станции - 448 МВт.;

второй этап проекта (восточный участок) включает строительство газотранспортной системы «КС «Починки» (Нижегородская область) - КС «Русская «», протяженностью 1612 км в существующем коридоре «Починки - Изобильное - Северо-Ставропольское ПХГ».

Таким образом, стратегическая программа диверсификации экспортных маршрутов транспортировки газа в Европу и Турцию ОАО «Газпром» является экономически агрессивной и, в перспективе, исключающей устаревающую ГТС Украины из схем транзита экспортного газа России к 2030 году.

Однако, как показывают результаты дипломного исследования, экономическая альтернатива стратегических решений о прекращении или продолжении транзита газа через ГТС Украины должна быть построена как с политических позиций (независимость от самостоятельных решений правительства Украины относительно собственности на инфраструктуру транзитный магистральных газопроводов), так и с экономических позиций высокой стоимости строительства морских магистральных трубопроводов со свервысоким давлением в трубе до 250 Мпа (250 кг/см2) по сравнению со строительством новых наземных трубопроводов на современный уровень давления 120 - 140 Мпа (120 - 140 кг/см2), что практически в 2 раза выше стандартов советских газопроводов «Уренгой - Помары - Ужгород» и «Союз» (75 Мпа - 75 кг/см2).

В январе 2011 года глава «Газпрома» Алексей Миллер заявил, что из-за ограничения иностранных инвестиций ГТС Украины может «перестать существовать как технический объект, а в уже в 2012-м в «Газпроме» заявили, что после запуска «Южного потока» и расширения «Северного потока» она будет иметь нулевое значение для экспорта газа из России.

Действительно, ГТС Украины создавалась в свое время в соответствии с генеральной схемой развития газовой промышленности бывшего СССР и изначально предназначалась в первую очередь для обеспечения газом народного хозяйства страны. Она доставляла природный газ с месторождений в Западной Сибири, Средней Азии и на Северном Кавказе в промышленные регионы. При этом лишь 16% газа, проходящего по ГТС, шло на экспорт.

Но это вовсе не значит, что сегодня ГТС не справляется с поставками газа зарубежным потребителям. Согласно официальным данным НАК «Нафтогаз Украины», в 2010 году через ГТС украинским потребителям доставлено 57,7 млрд. кубометров природного газа, транзит в Республику Молдова составил 3,2 млрд., транзит в страны ЕС - 95,4 млрд. м3, а в 2011-м эти цифры составили соответственно 59,3 млрд., 3,1 млрд. и 101,1 млрд. Согласно прогнозу компании (эти данные могут в дальнейшем корректироваться, поскольку на сегодня не завершено согласование «Нафтогазом» финансовых планов предприятий на начавшийся год), в 2012 году потребители в Украине получат 59,2 млрд., Молдова - 3,3 млрд., ЕС - 93,5 млрд. м3 газа. Именно через Украину европейские потребители получают более трети всего природного газа, потребляемого в ЕС. То есть на данный момент украинская газотранспортная система в полном объеме справляется с возложенными на нее задачами.

К этому стоит добавить, что существующие и потенциальные возможности украинской ГТС позволяют удовлетворить растущие потребности потребителей в Евросоюзе без строительства новых газопроводов. При том, что сама украинская газотранспортная система, как известно, тесно связана с аналогичными системами транспортировки газа соседних государств - Польши, Белоруссии, России, Румынии, Молдовы, Венгрии и Словакии. А через системы стран - членов ЕС украинская ГТС интегрирована и в европейскую газовую сеть. Этот механизм транспортировки газа европейским потребителям давно создан, успешно эксплуатируется много лет и вполне доказал свою надежность.

Пожалуй, наиболее дискуссионным является вопрос об изношенности и технической исправности украинской ГТС. Действительно, с одной стороны, официальные данные свидетельствуют: вопрос «старения» ГТС актуален. Так, по срокам эксплуатации структура магистральных газопроводов ГТС Украины выглядит следующим образом [17 - 18]:

8% их общей протяженности эксплуатируется до 10 лет;

7% - от 11 до 15 лет;

10% - от 16 до 20 лет;

29% - от 21 до 30 лет;

46% - более 30 лет.

То есть существенная часть магистральных газопроводов находится в эксплуатации весьма продолжительное время (как и газораспределительных станций и газоперекачивающих агрегатов), что, конечно же, влияет на общее техническое состояние ГТС.

Финансирование ремонта и модернизации украинской ГТС в 2008-2012 гг. осуществляется на уровне 1,0 - 1,5 млрд. руб., что на порядок ниже существующих потребностей и носит характер «заплаточного» контраварийного ремонта.

Что касается газоперекачивающих агрегатов, стоит отметить и такой факт. На сегодня более 80% ГПА на компрессорных станциях эксплуатируются более 20 лет, устарев и физически, и морально. Однако, как отмечают специалисты НАК «Нафтогаз», они остаются работоспособными за счет своевременного проведения ремонтно-технических мероприятий, модернизации и диагностики.

По оценкам НАК «Нафтогаз Украины» и европейских фирм - оценщиков, стратегическая модернизация инфраструктуры магистральных транзитных газопроводов в ГТС Украины с повышением проектной мощности от 128 млрд. м3/год до 150 - 175 млрд. м3/год оценивается в сумме 4,3 млрд. евро, что практически в 4 раз меньше проектных затрат по строительству нового магистрального экспортного газопровода «Южный поток» [44].

Поэтому, указание президента РФ Путина В.В в 2012 году продолжать переговоры со странами-транзитерами экспортного газа России по вопросам поиска экономически целесообразных путей модернизации их ГТС и строительство необходимых мощностей ПХГ является экономически обоснованным [47].

3.2 Стратегия повышения пропускной способности магистральных газопроводов


Стратегия повышения пропускной способности магистральных газопроводов ОАО «Газпром» предусматривает следующие инновационные решения [36]:

повышение давления в линейных магистралях наземных газопроводов с 55 - 75 кг/см2 до 95 - 120 кг/см2;

повышение давления в морских бескомпрессорных участках магистральных газопроводов с 200 - 210 кг/см2 до 250 - 280 кг/см2;

применение труб с заводским внутренним термопластиковым покрытием, что существенно снижает потери на трение газового потока;

наращивание мощности единичных газоперекачивающих агрегатов на линейных магистралях наземных газопроводов до 32-35 Мвт;

создание отечественных газоперекачивающих агрегатов для морских бескомпрессорных участков магистральных газопроводов единичной мощностью 50 - 60 Мвт.

Повышение давления в магистральных трубопроводах и, соответственно, запорно-регулирующем оборудовании и газоперекачивающих агрегатах может быть выполнено только при полной замене линейных участков существующих магистральных газопроводов новыми нитками газопроводов и КС, имеющих связь с существующей инфраструктурой ЕСГ России в точках переходных узлов.

Одновременно, стратегической задачей ОАО «Газпром» на период до 2030 г. является непрерывное обеспечение добычи газа в объемах, гарантирующих газоснабжение потребителей народного хозяйства Российской Федерации и выполнение экспортных контрактов на поставку газа.

Соответственно, проведение модернизации ГТС ОАО «Газпром» с повышением пропускной способности газопроводов должно решаться без остановки действующих устаревающих магистральных газопроводов ЕСГ России.

Такое решение возможно только созданием параллельных действующим магистральных маршрутов подачи газа по системам новых газопроводов повышенной пропускной способности с новыми системами газоперекачивающих агрегатов повышенной единичной мощности.

Реализация этой стратегии предусматривает:

создание 4 новых маршрутов экспортных магистральных газопроводов на Европу и Турцию («Голубой поток» и Южный поток» по дну Черного моря, «Северный поток» по дну Балтийского моря, «Ямал - Европа» через собственную инфраструктуру ОАО «Газпром» в ГТС Белоруссии, ГТС Польши в ГТС Германии);

проведение частичной модернизации (с заменой аварийных участков трубопроводов з коррозионным износом свыше 80%, изношенной запорно-регулирующей арматуры и модернизацией ГПА, выработавших ресурс на 150% от нормы) 4-х экспортных магистральных газопроводов в Европу и Турцию через территорию Украины в 2011-2019 гг. с поддержанием действующих мощностей транзита на Европу и Турцию через систему новых строящихся магистральных газопроводов и существующих магистральных газопроводов через Украину не менее 150 млн. м3/год в 2011 году, 155 млн. м3/ год в 2012 году, 215 млн. м3/год к 2020 году;

проведение капитальной модернизации (с заменой линейных трубопроводов на новые высокопрочные трубы с внутренним пластиковым покрытием, поднятием давления в магистралях с 75 Мпа до 98 - 120 Мпа и внедрением систем автоматизированного внутреннего контроля состояния трубопроводов) 4-х экспортных магистральных газопроводов в Европу и Турцию через территорию Украины, построенных в 70-х - 80-х годах в СССР («Уренгой - Помары - Ужгород», «Союз», «Прогресс», «Елец - Измаил») после введения в эксплуатацию к 2020 году 4 новых маршрутов экспорта газа из России.

Проектная стоимость капитальных затрат на реализацию вышеприведенной стратегии экспорта газа из России оценивается как:

строительство магистрального газопровода «Голубой поток» (2001-2003 гг., пропускная мощность 14 млрд. м3/год) реализовано в однониточном вместо проектного 2-х ниточного варианта с общей стоимостью 3,3 млрд. евро;

строительство магистрального газопровода «Северный поток» (2009-2013 гг., пропускная мощность 55 млрд. м3/год) - 7,4 млрд. евро;

строительство магистрального газопровода «Южный поток» (2012-2019 гг., пропускная мощность 63 млрд. м3/год) - 15.5 млрд. евро;

строительство дополнительных ниток магистрального газопровода «Ямал - Европа» на территории Белоруссии (2013-2015 гг., пропускная мощность 60 млрд. м3/год) - 1,5 млрд. евро;

частичная модернизация в 2012-2019 гг. магистральных газопроводов в ГТС Украины (действующая пропускная мощность 110 млрд. м3/год) - 4,3 млрд. евро;

капитальная модернизация в 2020-2030 гг. магистральных газопроводов в ГТС Украины (проектная пропускная мощность 180 млрд. м3/год) - 26,5 млрд. евро.

Одновременно, для запитки новых маршрутов экспортных магистральных газопроводов, а также с учетом уменьшения газодобычи в традиционном Уренгойском месторождении газа Западной Сибири и перспективной ориентацией на газоносные районы СРТО (Северные районы Тюменской области), газоносные районы полуострова Ямал и морские газоносное районы Карского и Баренцевого морей Северного Ледовитого океана, ОАО «Газпром» проектирует и начинаеть строительство новой инфраструктуры внутренних магистральных газопроводов нового технологического поколения.

Инновационные направления стратегии повышения пропускной способности магистральных газопроводов ОАО «Газпром» основаны на последних достижениях отечественной и зарубежной технологий.

Так, при строительстве морских бескомпрессорных участков экспортных газопроводов «Голубой поток» (Россия - дно Черного моря - Турция) в 2002-2003 гг. и «Северный поток» (Россия - дно Балтийского моря - Германия) в 2010-2012 гг. применены следующие технические решения:

.«Голубой поток» (2002-2003 гг.) - см. рис. 3.2:

длина трубы морского бескомпрессорного участка - 396 км;

глубина погружения трубы газопровода до дна - до 2150 м;

диаметр газопровода - 610 мм;

толщина стенки газопроводной трубы - 32 мм, через каждые 500 м - утолщения до 52 мм;

толщина бетонного утяжелителя на трубах для организации отрицательной плавучести - 40 мм;

суммарная мощность КС «Береговая» перед входом на морской участок газопровода - 150 Мвт (6 газоперекачивающих агрегатов (ГПА) фирмы Rolls-Royce мощностью 25 МВт);

давление на входе трубы морского участка после КС «Береговая» (Россия) - 250 кг/см2;

давление на выходе трубы морского участка в Турции (газоизмерительная станция ГИС «Дурусу») - 54 кг/см2;

пропускная способность 2-ниточного газопровода - 16 млрд. м3/год;

наземный магистральный газопровод запитки «Голубово потока» - газопровод нового поколения «Ставрополь - КС «Береговая» (длина 900 км, диаметр трубы 1220/1400 мм, давление в газопроводе - 75/100 кг/см2, пропускная способность - 23 млрд. м3/год, 3 компрессорных станций перекачки (КС) по трассе наземного газопровода);

.«Северный поток» (2010-2012 гг.) - см. рис. 3.3 - 3.4:

длина трубы морского бескомпрессорного участка - 1 216 км;

глубина погружения трубы газопровода до дна - до 250 м;

диаметр газопровода - 1220 мм;

толщина стенки газопроводной трубы - 41 мм;

суммарная мощность КС «Портовая» перед входом на морской участок газопровода - 366 Мвт (6 газоперекачивающих агрегатов (ГПА) фирмы Rolls-Royce мощностью 52 МВт и 2 ГПА мощностью 27 МВт);

давление на входе трубы морского участка после КС «Портовая» (Выборг, Россия) - 220 кг/см2;

давление на выходе трубы морского участка в Германии (КС «Грейсфальд») - 106 кг/см2;

пропускная способность 2-ниточного газопровода - 55 млрд. м3/год;

наземный магистральный газопровод запитки «Северного потока» - газопровод нового поколения «Грязовец - Выборг» (длина 900 км, диаметр трубы 1420 мм, давление в газопроводе - 98 кг/см2, пропускная способность - 55 млрд. м3/ год, 7 компрессорных станций перекачки (КС) по трассе наземного газопровода);

Для перспективной запитки экспортного магистрального газопровода «Северный поток» через узел КС «Грязовец» ОАО «Газпром» реализует строительство газопроводов от газового месторождения на п/острове Ямал: «Бованенково - Ухта» и «Ухта - Грязовец - Торжок». При строительстве используются трубопроводы высокого давления 11,8 Мпа (120 кг/см2), диаметр трубы 1420 мм, класс прочности К65 (Х80). На компрессорных станциях новых газопроводов устанавливаются новые газоперекачивающие агрегаты ГПА «Ладога-32» мощностью 32 МВт (производство ЗАО «РЭП Холдинг» (Невский завод), Санкт - Петербург), которые обеспечивают магистральное давление 120 кг/см2 в трубопроводах.

Использование высокопрочных сталей классов прочности К60 (Х70) и К65 (Х80) в последние годы позволило существенно снизить металлоемкость трубопроводов. В перспективе применение стали марки К80 (Х100) приведет к дальнейшему снижению толщины стенко и тоннажа труб. Разработка инновационных технологий сварки высокопрочных низколегированных сталей классов прочности до К80 (Х100) позволит сделать возможным их практическое применение.

Инновационная стратегия ОАО «Газпром» по повышению пропускной способности магистральных газопроводов ГТС инициировало инновационные решений в научных исследованиях по разработке технологий и производстве высокопрочных труб для газовой промышленности в России.

После распада СССР в России не осталось ни одного завода, способного выпускать трубы «русского размера» (диаметром 1220-1420 мм). Предприятия, составляющие базу их производства, были расположены на территории Донецкой области Украины. В их числе - Харцызский трубный завод, единственное в Советском Союзе предприятие, имеющее трубосварочный стан под «русский размер», а также «Азовсталь» и ММК им. Ильича, которые производят соответственно заготовку (сляб) и лист для выпуска трубы большого диаметра (ТБД).

Лишь спустя 11 лет в России появились собственные ТБД «русского размера»: в конце 2002 года к выпуску спиралешовных труб диаметром 1420 приступил Волжский трубный завод. Это решило часть проблемы. Но требования «Газпрома» к эксплуатационным качествам труб к тому времени значительно выросли, и новая продукция ВТЗ, как и двухшовная труба украинского производства, уже не могли применяться повсеместно: для строительства магистральных газопроводов использовались преимущественно ТБД с одним продольным швом. Кроме того, мощностей ВТЗ и ХТЗ явно не хватало для обеспечения перспективных проектов «Газпрома». Поэтому в 2003 году корпорация начала активные переговоры с российскими компаниями о создании современной производственной базы для выпуска стальных труб. Были подписаны рамочные соглашения о сотрудничестве, а «Газпром комплектация» основала некоммерческую организацию для мониторинга рынка и совместного решения проблем под эгидой «Газпрома» - Ассоциацию производителей труб, в которую вошли все ведущие российские производители.

Предпринятые усилия оправдали себя. В 2005 году ОМК запустила на Выксунском металлургическом заводе трубосварочный стан для изготовления одношовных прямошовных ТБД, включая «русский размер», с толщиной стенки до 48 мм (для сравнения: возможности ВТЗ и ХТЗ составляли соответственно 21,6 и 23,2 мм). В 2006 году в России впервые был сформирован полный технологический цикл для труб «русского размера»: «Северсталь», которая уже выпускала широкие слябы, ввела на площадке в Колпино промышленный комплекс с прокатным и трубосварочным станами, способный производить ТБД длиной до 18,3 м, диаметром 610-1420 мм с толщиной стенок до 40 мм. В текущем году состоялось еще одно важное событие: ТМК ввела на Волжском трубном заводе новый трубосварочный комплекс и начала выпускать одношовные прямошовные ТБД диаметром 530-1420 мм с толщиной стенки до 42 мм из стали группы прочности до Х100.

Постепенно решаются проблемы и с производством листа для ТБД. Объединенная металлургическая компания с 2007 года ведет строительство стана 5000, который обеспечит потребности трубного комплекса ВМЗ, работавшего на покупном, в том числе импортном листе. Аналогичный по мощности стан 5000 создает Магнитогорский металлургический комбинат. Одновременно на ЧТПЗ должен заработать новый трубосварочный стан 1420, который будет изготавливать трубы, в том числе и «русского размера», из широколистового проката ММК.

Быстро продвигаются проекты и в других областях. Например, «Газпром» договаривается с российскими предприятиями об организации выпуска ингредиентов для антикоррозийной изоляции, которые пока приходится закупать за рубежом. Что касается балластировки труб, то в прошлом году эту операцию начали производить в ОАО «Московский трубозаготовительный комбинат» (МТЗК). В мировой практике наиболее распространенным и надежным способом балластировки считается обетонирование трубы, т.е. нанесение бетонного покрытия, в основном с помощью набрызга раствора и установки специальных утяжелителей. При активном содействии «Газпрома» МТЗК разработал новый способ производства балластных труб для их использования в строительстве, реконструкции и ремонте магистральных трубопроводов на подводных и болотистых участках. Главное отличие данной технологии от зарубежных аналогов в том, что здесь предварительно изолированная труба с закрепленными на ней центраторами на специальном стенде помещается в полиэтиленовую или металлополимерную оболочку, а пространство между ними заполняется бетонным раствором. Конструкция типа «труба в трубе» может рассматриваться и как дополнительное защитное покрытие. Помимо этого, для герметизации, упрочнения конструкции и повышения коррозионной стойкости на МТЗК разработана технология балластировки сварных стыков конструкции «труба в трубе» путем установки муфт с последующей заливкой межтрубного пространства цементно-песчаным раствором и асфальтом.

Отечественные трубы диаметром 530 мм длиной 11,9-12,5 м и толщиной стенки 15 мм, а также диаметром 1219 мм с толщиной стенки 27 мм, обетонированные на МТЗК, уже используются в ходе строительства морской части газопровода Джубга - Лазаревское - Сочи и подводного перехода через Байдарацкую губу магистрали Бованенково - Ухта.

Таким образом, цель, поставленная пять лет назад, а именно - формирование в России современной мощной инновационной трубной подотрасли - почти достигнута. К 2011 году Российская Федерация стала обладать крупнейшим в мире комплексом по производству труб различного назначения - для газовиков, нефтяников, атомщиков, машиностроителей и т.д. Появился законченный технологический цикл, который позволяет при любых обстоятельствах решать самые сложные задачи независимо от внешних поставщиков.

Доказательством этого является выигранный Выксунским металлургическим заводом конкурс на 25% объем поставки магистральных труб для морской части газопровода «Северный поток» с диаметром 1220 мм и внутренним давлением до 220 Мпа (кг/см2).

Научно-техническая, методическая и организационная помощь «Газпрома» отечественным предприятиям в рамках стратегии импортозамещения меняет ситуацию не только в производстве труб. Напомним, второй по значению позицией в закупках МТР «Газпрома» является технологическое оборудование компрессорных станций, обеспечивающих компримирование газа для дальнейшего транспорта по газопроводам и закачки в подземные хранилища (ПХГ). Чаще всего в ГПА используют газотурбинный стационарный авиационный и судовой привод (90%), а остальной объем приходится на электропривод. В системе «Газпрома» эти агрегаты применяются на линейных КС газовых магистралей (около 75%), дожимных КС в районах добычи (15%) и компрессорных станциях ПХГ (10%). Закупки ГПА, в том числе приводных двигателей и комплектующих для их ремонта, составляют около 20% от общего годового объема оборудования, поставляемого для «Газпрома». С 2002 года «Газпром комплектация» ежегодно приобретает 55-75 таких агрегатов. С началом реализации крупных газопроводных проектов закупки газоперекачивающего оборудования поступательно увеличиваются. Ожидается, что они могут вырасти до 80-85 агрегатов в год, при этом доля импортных закупок данного оборудования сократиться до 5%.

В советский период газоперекачивающее оборудование производилось только Сумским НПО им. М.В. Фрунзе и ленинградским Невским заводом, а самые надежные двигатели для ГПА выпускались на николаевском ПО «Зоря». И сегодня в газотранспортной системе «Газпрома» работает более 2000 ГПА украинского производства. Однако и сумское, и николаевское предприятия находятся за пределами России, поэтому вопрос импортозамещения оказался актуальным и в отношении ГПА. Взаимодействуя с «Газпромом» выпуск газоперекачивающих агрегатов в нашей стране освоили пермские «Искра-Турбогаз» и «Искра-Авиа-газ», «Казанское НПО», «Уфа-Авиагаз», самарский завод «Моторостроитель», Рыбинское НПО «Сатурн», санкт-петербургский «РЭП-Холдинг». Производство приводных двигателей для ГПА было начато на Пермском моторном заводе, «Уфимском НПО», «Казанском НПО», «Моторостроителе» в Самаре и НПО «Сатурн». Выпуск центробежных компрессоров освоили на предприятиях «Компрессорный комплекс» в Санкт-Петербурге, «Казанькомпрессормаш» и пермском НПО «Искра». В результате по итогам 2008 года доля российских производителей в поставках ГПА и приводов к ним превысила 85%.

Импортные закупки ГПА распространяются на оборудование, которое пока в нашей стране не производится. Это агрегаты мощностью от 25 МВт и выше, многоступенчатые компрессоры, рассчитанные на конечное давление более 120 МПа. В 2010 году отечественные предприятия не смогли победить в конкурсе на поставку 8 ГПА для проекта «Северный поток», поскольку оказались не в состоянии производить агрегаты мощностью 50 МВт. В результате их место заняла компания Rolls-Royce.

Среди российских поставщиков по качеству и объемам производства на ведущие позиции в отгрузке ГПА выходят предприятия Пермского края, которые обеспечивают около 70% потребностей «Газпрома». Сегодня «Газпром комплектация» закупает в основном ГПА, оснащенные авиационными типами приводов с КПД не ниже 34%, системами автоматического управления и регулирования пятого поколения и КПД компрессора 85%, рассчитанные на конечное давление в 75-120 МПа. Примерно 70% поставок этого оборудования осуществляется для нового строительства, остальное идет на реконструкцию ГТС.


3.3 Анализ эффективности инновационных стратегий модернизации ГТС ОАО «Газпром»


Для оценки эффективности инновационных стратегий модернизации ГТС ОАО «Газпром» в дипломном проекте предложен интегрированный показатель - взвешенный по объемам транспортируемого газа суммарный коэффициент инноваций транспортной инфраструктуры ГТС ОАО «Газпром», предназначенной для поставки на экспорт российского газа.

Экспертные оценки показывают, что по состоянию на начало 2012 года основным экспортным газопроводам может быть установлен коэффициент инноваций по технологическим и конструкционным решениям, заложенным при строительстве и улучшенным при модернизации на уровне:

.4 магистральных транзитных трубопровода через ГТС Украины - 0,3;

.1 магистральный транзитный трубопровод через ГТС Белоруссии - 0,6;

.Новые магистральные трубопроводы прямой поставки из России - «Голубой поток», «Северный поток», «Южный поток» - 1,0;

Несмотря на то, что сегодня в Европе наблюдается кратковременный избыток газа, эксперты прогнозируют рост потребности в природном газе в ЕС с 508 млрд. м3 в 2009 году до 593 млрд. м3 к 2020 году и 626 млрд. м3 к 2030 году. Природный газ будет играть все более важную роль в структуре энергетики Европы, но темпы добычи газа в ЕС снижаются по мере истощения его запасов в Северном море. В 2009 году объемы добычи газа в ЕС составили 196 млрд. м3, а к 2030 году ожидается снижение этого показателя до 103 млрд. м3.

Для увеличения объемов импорта природного газа в Европу необходимы дополнительные газотранспортные мощности. К 2025 году ожидается, что страны ЕС будут импортировать дополнительно 195 млрд. куб. м природного газа.

С целью покрытия этого дефицита экспортеры и импортеры начали ряд новых проектов по поставкам природного газа:

Поставки из Алжира - 31-41 млрд. куб. м;

Поставки из Норвегии - 20 млрд. куб. м;

Поставки из Ливии - 3 млрд. куб. м;

газопровод Nabucco из Азербайджана и Ирака мощностью 20-30 млрд. куб. м;

Газопровод «Южный поток» из России мощностью 63 млрд. куб. м;

Поставки сжиженного природного газа (СПГ) объемом 90-150 млрд. куб. м.;

газопровод Pipeline « «Nord Stream»» из России мощностью в 55 млрд. куб. м.

Суммарный дополнительный объем поставок составит 220-300 млрд. м3, однако не все проекты достигли уровня окончательного соглашения. Кроме того, поставки СПГ, как правило, направлены на страны с более высокими ценами на газ (например, Северную Америку).

Рассмотрим инновационную эффективность стратегии ОАО «Газпром» при обеспечении дополнительных объемов поставки газа в Европу в перспективе до 2020-2030 гг. В дипломном проекте рассмотрена сравнительная эффективность инновационных стратегий диверсификации маршрутов магистральных экспортных газопроводов «Северный поток» + «Южный поток» в обход Украины и стратегий восстановительной (на период строительства «Северного потока» и «Южного потока» до 2019 года) модернизации транзитных газопроводов ГТС Украины и капитальной модернизации (с 2020 года фактически по срокам службы - замена магистральных газопроводов на новые с повышением давления в них с 75 МпА (75 кг/см2) до 120 МпА (120 кг/см2) и замена газоперекачивающих магистральных агрегатов на новые с мощностью 25 - 32 Мвт).

Опорные стоимости капитальных вложений в проекты и их основные характеристики:

.«Северный поток» (2 - ниточный магистральный газопровод):

- 7,4 млрд. евро;

объем поставок газа - 55 млрд. м3/год;

длина морского участка 1216 км («Выборг» - «Грейнсфальд»);

длина наземного участка 900 км (КС «Грязовец» - КС «Портовая, Выборг);

давление в морском газопроводе - 220 Мпа (220 кг/см2) на входе, 105 Мпа (105 кг/см2) на выходе;

диаметр трубы морского газопровода -1220 мм;

давление в наземном газопроводе - 98 Мпа (98 кг/см2);

диаметр трубы наземного газопровода -1420 мм;

строительство 7 новых компрессорных станций с ГПА нового типа;

строительство уникальной КС «Портовая» с суммарная мощностью перед входом на морской участок газопровода - 366 Мвт (6 газоперекачивающих агрегатов (ГПА) фирмы Rolls-Royce мощностью 52 МВт и 2 ГПА мощностью 27 МВт);

.«Южный поток» (2 - ниточный магистральный газопровод):

- 15,5 млрд. евро;

объем поставок газа - 63 млрд. м3/год;

длина морского участка 1216 км (КС «Русская», берег Черного моря - берег Черного моря, Болгария);

общая протяжённость новой наземной трассы газотранспортной системы составит 2446 км (КС «Починки» в Нижегородской области - Краснодарский край - КС «Русская» берег Черного моря);

строительство уникальной КС «Русская», которая станет головной компрессорной станцией морского участка газопровода «Южный поток», будет построена в Анапском районе Краснодарского края и станет самой мощной в мире. Проектируемая мощность станции - 448 МВт. (8 газоперекачивающих агрегатов (ГПА) фирмы Rolls-Royce мощностью 52 МВт и 2 ГПА мощностью 16 МВт) по сравнению з 366 Мвт КС Портовая» на газопроводе «Северный поток»;

давление в морском газопроводе - 250 Мпа (250 кг/см2) на входе, 55 Мпа (55 кг/см2) на выходе;

диаметр трубы морского газопровода -1220 мм;

давление в наземном газопроводе - 98 Мпа (98 кг/см2);

диаметр трубы наземного газопровода -1420 мм;

строительство 10 новых компрессорный станций с ГПА нового типа;

период реализации проекта - сентябрь 2012 г. - декабрь 2019 г.;

- использование Северо-Ставропольского ПХГ (33 млрд. м3) для поддержания стабильности поставок по газопроводу «Южный поток».

.Восстановительная модернизация ГТС Украины (Западный экспортный транзитный коридор). Западный транзитный коридор - это магистральные газопроводы экспорта российского газа «Союз», «Уренгой-Помары-Ужгород», «Прогресс». Южный транзитный коридор - это газопровод «Елец-Кременчуг-Ананьев-Измаил»:

- Природный газ поступает на Украину по 22 ниткам магистральных газопроводов («Союз», «Прогресс», «Уренгой - Помары - Ужгород» и др.), а выходит за пределы Украины - по 15 ниткам газопроводов. Протяжённость газопроводов - 37,1 тыс. км, в том числе 22,2 тыс. км - магистральные трубопроводы крупнейшего диаметра (1020-1420 мм);

транзит российского газа осуществляется по четырем основным трубопроводам: «Союз» - 1532 км, Уренгой-Помары-Ужгород (УПУ) - 1137,97 км, «Прогресс» - 1127,3 км, Елец-Кременчуг-Кривой Рог-Ананьев-Измаил (ЕКРАИ) - 930 км. Эти трубопроводы имеют диаметр труб 1420 мм и построе-ны: «Союз» - в 1978 году, УПУ - 1983-м, «Прогресс» - 1988-м, ЕКРАИ - в 1986 году;

протяженность газопровода «Уренгой - Помары - Ужгород» по территории Украины - 1160 км, на трассе находятся девять компрессорных станций. На каждой КС установлено три ГПА ГТК-25И (на каждой КС три ГПА-25 фирмы General Electric мощностью по 25 Мвт);

Трубы с двухслойным полиэтиленовым покрытием частично поставлял комплекс трубоэлектросварочного цеха №2 Харцызского трубного завода (Украина), крупнейшего в Европе по производству двухщовных газонефтепроводных труб диаметром 1220 и 1420 мм на рабочее давление 7,5 Мпа;

- срок модернизации - до 7 лет;

- стоимость модернизации - 4,3 млрд. евро (В том числе для модернизации линейной части ГТС необходимо $2.014 млрд (37.9%), компрессорных станций - $2.781 млрд (52.3%), ПХГ - $455.3 млн (8.5%), ГИС на выходе ГТС - $63.6 млн (1.19%));

- необходимый ежегодный объем финансирования проекта - 0,6 млрд. евро (1 млрд. долларов США), максимальные финансовые возможности НАК «Нафтогаз Украины» не более 250 млн. долларов США/год;

Пропускная способность на границе РФ с Украиной составляет 288 млрд. м3/год, на границе Украины с Польшей, Румынией, Белоруссией, Молдавией - 178,5 млрд. м3/год, в том числе со странами ЕС - 142,5 млрд. м3/год;

По вышеназванным трубопроводам в 2010 году транспортировано в сумме 94 млрд. кубометров газа, в 2011-м - около 105 млрд. Средний объем поставок в Европу в последние десять лет составляет 110 млрд. кубометров природного газа в год. Именно этот объем поставок многие эксперты и называют как наиболее вероятный объем загрузки системы в будущем, что и было положено в основу расчетов.

объем поставок газа для внутреннего использования в Украине - 50 -55 млрд. м3/год;

проектное давление в восстанавливаемых наземных газопроводах 75 Мпа (75 кг/см2);

проектные диаметры труб модернизируемых наземных газопроводов 1220-1420 мм;

модернизация 26 компрессорных станций с переходом на ГПА нового типа (замена американских ГПА 80-х годов на ГПА производства российских заводов);

4.Капитальная модернизация ГТС Украины (Западный экспортный транзитный коридор) - замена 22,2 тыс. км (22 нитки) - магистральных трубопроводов крупнейшего диаметра (1020-1420 мм) на новые с поднятием давления с 75 Мпа (75 кг/см2) до 120 Мпа (120 кг/см2):

срок модернизации - до 7 лет (2020-2027);

- стоимость модернизации - 26,5 млрд. евро;

- Пропускная способность на границе РФ с Украиной будет составлять 375 млрд. м3/год, на границе Украины с Польшей, Румынией, Белоруссией, Молдавией - 235 млрд. м3/год, в том числе со странами ЕС - 190 млрд. м3/год;

объем поставок газа для внутреннего использования в Украине - 50 -55 млрд. м3/год;

проектное давление в новых наземных газопроводах 98 Мпа (98 кг/см2) - 120 Мпа (120 кг/см2);

проектные диаметры труб модернизируемых наземных газопроводов 1220-1420 мм;

модернизация 58 компрессорных станций с переходом на ГПА нового типа повышенной мощности с 25 до 32 Мвт.

На графиках рис. 3.1 - 3.3 приведены результаты проектных расчетов:

прогнозного уровня инновационного коэффициента совершенства техно-логий и оборудования экспортных магистральных газопроводов ОАО «Газпром» в 2011-2030 гг.;

прогнозного уровня суммарного (взвешенного по транспортируемым потокам газа) инновационного коэффициента совершенства технологий и оборудования системы экспортных магистральных газопроводов ОАО «Газпром» в 2011-2030 гг. (в зависимости от выбранной стратегии строительства и модернизации);

прогнозного уровня суммарного объема экспортных поставок через систему магистральных газопроводов ОАО «Газпром» как функции суммарного (взвешенного по транспортируемым потокам газа) инновационного коэффициента совершенства технологий и оборудования (варианты стратегии развития).

Для сводного анализа полученных результатов на графиках рис. 3.4 приве-дены результаты показателей основных экспортных стратегий ОАО «Газпром» по поставкам газа в Европу:

стратегия полного отказа в течение 2012-2019 гг. от транзита газа через систему газопроводов в ГТС Украины и ориентацию на строительство прямых собственных экспортных газопроводов нового типа по новым маршрутам;

стратегия восстановительной и капитальной модернизации ГТС Украины.

Выводы:

текущий суммарный коэффициент инновационного совершенства системы экспортных газопроводов ОАО «Газпром» в Европу в 2012 году (Суммарный объем экспорта газа 150 млрд. м3/год через 4 газопровода через ГТС Украины, 1 газопровод через ГТС Белоруссии и прямой новый газопровод «Северный поток») возрос за счет капитальных вложений 7,4 млрд. евро в строительство новейшего газопровода «Северный поток» и составляет 0,39, что связано с очень низким техническим совершенством устаревших газопроводов в ГТС Украины - коэффициент инновационного совершенства 0,3);

при реализации стратегии отказа от модернизации силами ОАО «Газпром» ГТС Украины текущий суммарный коэффициент инновационного совершенства системы экспортных газопроводов ОАО «Газпром» в Европу в 2019 году (Суммарный объем экспорта газа 215 млрд. м3/год через 2 оставшихся отремонтированных Украиною газопровода через ГТС Украины, 1 молернизированный за средства ОАО «Газпром» газопровод через ГТС Белоруссии «Ямал - Европа» и прямые новые газопроводы «Северный поток» и «Южный поток») возрос за счет капитальных вложений (7,4 +15,5+1,5) = 24.3 млрд. евро в строительство новейших газопроводов «Северный поток»+ «Южный поток» и составляет 0,79, что связано с очень низким техническим совершенством устаревших газопроводов в ГТС Украины - коэффициент инновационного совершенства по состоянию 2019 года 0,05);

при реализации стратегии отказа от строительства нового газопровода «Южный поток» и реализации стратегии 2-х этапной модернизации силами ОАО «Газпром» ГТС Украины текущий суммарный коэффициент инновационного совершенства системы экспортных газопроводов ОАО «Газпром» в Европу в 2030 году (Суммарный объем экспорта газа 295 млрд. м3/год через 4 новых газопровода через ГТС Украины, 1 модернизированный за средства ОАО «Газпром» газопровод через ГТС Белоруссии «Ямал - Европа» и прямой новый газопровод «Северный поток») возрос за счет капитальных вложений (7,4 +26,5+1,5) = 35,4 млрд. евро в строительство новейших газопроводов «Северный поток»+ 4 новых газопроводов через ГТС Украины и составляет 0,98;

при реализации стратегии строительства нового газопровода «Южный поток» и одновременной реализации стратегии 2-х этапной модернизации силами ОАО «Газпром» ГТС Украины текущий суммарный коэффициент инновационного совершенства системы экспортных газопроводов ОАО «Газпром» в Европу в 2030 году (Суммарный объем экспорта газа 358 млрд. м3/год через 4 новых газопровода через ГТС Украины, 1 модернизированный за средства ОАО «Газпром» газопровод через ГТС Белоруссии «Ямал - Европа» и прямые новые газопроводы «Северный поток»+ «Южный поток») возрос за счет капитальных вложений (7,4 +15.5 +26,5+1,5) = 50,9 млрд. евро в строительство новейших газопроводов «Северный поток», «Южный поток» + 4 новых газопроводов через ГТС Украины и составляет 0,983.

Полное прекращение экспортной транспортировки газа через Украину позволяет достичь к 2019 году суммарного объема поставок газа в Европу через систему только новых магистральных газопроводов ОАО «Газпром» на уровне (55,0 +60,0 +63,0) = 178 млрд. м3/год, т.е. только на +28,0 млрд. м3/год выше уровня 2012 года, что ведет к стратегическим потерям ОАО «Газпром» по увеличению до 2030 года объема поставок газа в Европу на +100 - 150 млрд. м3/ год или потребует увеличения в 2 раза пропускных возможностей новых газопроводов «Северный поток», «Южный поток», «Ямал - Европа» с переходом от двухниточного варианта к достройке 4-х ниточного варианта трудопроводов с дополнительным финансированием на уровне 20,0 млрд. евро и преодолением межгосударственных согласовательных процедур противников усиления вмешательства в экологию Балтийского и Черного морей.

Таким образом, для достижения максимального уровня суммарного коэффициента инновационного совершенства системы экспортных газопроводов ОАО «Газпром» в Европу к 2030 году и обеспечения планируемого увеличению до 2030 года объема поставок газа в Европу на +100 - 150 млрд. м3/год, в соответствии с результатами проведенного дипломного моделирования, целесообразна реализация одного из проектов:

1.Максимальный уровень капиталовложений - 50 млрд. евро (уровень поставок газа - 358 млрд. м3/год, коэффициент инновационного совершенства -0,983):

окончание строительства газопровода «Северный поток» и выведение его на проектную мощность экспортных поставок газа 55,0 млрд. м3/год (до 2014 года);

строительство газопровода «Южный поток» и выведение его на проектную мощность экспортных поставок газа 63 млрд. м3/год (до 2020 года);

восстановительная модернизация 4-х газопроводов через ГТС Украины (2012-2019 гг.) с поддержанием мощностей экспортных поставок газа 110 млрд. м3/год;

модернизация газопровода «Ямал-Европа» в ГТС Белоруссии (до 2015 года) с увеличением его пропускной способности до 60 млрд. м3/год;

капитальная модернизация 4-х газопроводов через ГТС Украины (2020-2027 гг.) с увеличением мощностей экспортных поставок газа до 180 - 200 млрд. м3/год;

.Средний уровень капиталовложений - 34 млрд. евро (уровень поставок газа - 295 млрд. м3/год, коэффициент инновационного совершенства -0,98):

окончание строительства газопровода «Северный поток» и выведение его на проектную мощность экспортных поставок газа 55,0 млрд. м3/год (до 2014 года);

восстановительная модернизация 4-х газопроводов через ГТС Украины (2012-2014 гг.) с поддержанием мощностей экспортных поставок газа 110 млрд. м3/год;

модернизация газопровода «Ямал-Европа» в ГТС Белоруссии (до 2015 года) с увеличением его пропускной способности до 60 млрд. м3/год;

капитальная модернизация 4-х газопроводов через ГТС Украины (2015-2023 гг.) с увеличением мощностей экспортных поставок газа до 180 - 200 млрд. м3/год.


Выводы


Стратегии механизма модернизации газотранспортной системы (ГТС) ОАО «Газпром», исследованные в дипломном проекте, опираются на научно-технические инновации - непрерывный процесс творческой деятельности, направленный на создание новой продукции и услуг, технологии и материалов, новых организационных форм, обладающих научно-технической новизной.

«Программой инновационного развития ОАО «Газпром» в 2011-2020 гг.» ключевыми областями технологических приоритетов развития для ОАО «Газпром» определены:

транспортировка газа;

развитие подземных хранилищ газа.

Внедрение инновационных технологий, обеспечивающих повышение эффективности магистрального транспорта газа и диверсификацию способов поставки газа потребителю, приведет к:

снижению капитальных вложений в строительство линейных частей магистральных трубопроводов на 8-11%;

снижению капитальных вложений в строительство компрессорных станций на 7-10%;

снижению эксплуатационных затрат на 4-5%;

снижению затрат на реконструкцию на 10%.

снижению капитальных и эксплуатационных затрат на подземное хранение газа на 10%.

В дипломном исследовании рассмотрены механизмы инновационной модернизации ГТС ОАО «Газпром», основанные на:

1.Стратегии диверсификации маршрутов магистральных газопроводов.

Проблемы необходимости внедрения стратегии диверсификации маршрутов магистральных экспортных газопроводов ОАО «Газпром» в Европу и Турцию возникли по результатам коммерческих конфликтов с странами-транзитерами бывшего СССР - Украиной и Белоруссией с 2000 года, особо обострившись к 2004 году - вплоть до остановки поставки газа по трубопроводам в Украину из России.

В связи с вышеизложенным, одним из вариантов стратегического решения возникших конфликтов было предложение ОАО «Газпром» о частичной или полной передаче инфраструктуры экспортных газопроводов через территории Украины и Белоруссии на баланс ОАО «Газпром» или совместного предприятия с долевым участием ОАО «Газпром» не менее 51%.

В 2011 году первый вариант стратегического решения реализован ОАО «Газпром» в Белоруссии, все 100% активов белорусской ГТС проданы под управление ОАО «Газпром», что позволяет начать масштабную реконструкцию и модернизацию существующего экспортного магистрального газопровода «Ямал - Европа» (Россия - Белоруссия - Польша - Германия) за счет резкого увеличения капиталовложений ОАО «Газпром» в белорусский участок газопровода.

Вторым вариантом стратегического инновационного решения было создание системы новых экспортных магистральных газопроводов из России в Европу и Турцию через дно Черного и Балтийского морей в обход национальных территорий Украины и Белоруссии.

Успешная реализация в 2001-2003 гг. ОАО «Газпром» первого диверсификационного проекта «Голубой поток» (Россия - дно Черного моря - Турция) позволила частично переключить маршрут поставки в Турцию российского газа по маршруту экспортного советского газопровода «Союз» (Оренбург - территория Украины - Молдова - Болгария - Турция (через пролив)) через территорию Украины и стабилизировать экспортные поставки российского газа в Турцию (гарантийная пропускная способность газопровода - по контрактному объему с Турцией до 14 млрд. м3/год).

Успешная реализация в 2009-2012 гг. ОАО «Газпромом» второго диверсификационного проекта «Северный поток» (Россия - дно Балтийского моря - Германия) позволила в 2012 году переключить часть газового потока советского экспортного магистрального газопровода «Уренгой - Помары - Ужгород - Европа», идущего транзитом через территорию Украины, на маршрут прямых поставок газа из России в Германию, а дальше в общеевропейскую ГТС. При этом проектный объем поставок газа газопроводом «Северный поток» в 55 млрд. м3/год со значительным превышением покрывает контрактный объем поставок газа из России в Германию.

Полученный опыт строительства и начальной эксплуатации газопровода «Северный поток» позволяет ОАО «Газпром» с оптимизмом проводить проектирование и согласование начала строительства с 2013 года третьего диверсификационного проекта «Южный поток» (Россия - дно Черного моря - Болгария - Европа) с проектной мощность объемов экспортных поставок до 63 млрд. м3/год, что в сумме с «Северным потоком» (55 млрд. м3) составляет проектную мощность экспорта российского газа по магистральным трубопроводам советской эпохи «Уренгой - Помары - Ужгород», «Союз», «Прогресс» и «Елец-Измаил» через Украину - 98 - 110 млрд. м3/год.

Кроме этого, следует особо отметить, что строительство экспортного газопровода «Северный поток» через Выборг (Ленинградская область) потребовало строительства наземного магистрального газопровода «Грязовец - Выборг» с проектной мощностью 55 млрд. м3/год для запитки газопровода «Северный поток» с перспективой подачи газа с полуострова Ямал.

Для обеспечения транспортировки ямальского газа в период до 2030 года планируется создание уникальной, не имеющей аналогов в России газотранспортной системы нового поколения. Ямальский газ будет транспортироваться по направлению Ямал - Ухта (5-6 ниток) протяженностью около 1100 километров, и далее по направлению Ухта - Грязовец, Грязовец - Торжок, Грязовец - Ярос-лавль, Ухта - Починки. Общая протяженность транспортировки ямальского газа по новым газопроводам составит более 2500 километров

2. Стратегни повышения пропускной способности магистральных газопроводов.

Стратегия повышения пропускной способности магистральных газопроводов ОАО «Газпром» предусматривает следующие инновационные решения:

повышение давления в линейных магистралях наземных газопроводов с 55 - 75 кг/см2 до 95 - 120 кг/см2;

повышение давления в морских бескомпрессорных участках магистральных газопроводов с 200 - 210 кг/см2 до 250 - 280 кг/см2;

применение труб с заводским внутренним термопластиковым покрытием, что существенно снижает потери на трение газового потока;

наращивание мощности единичных газоперекачивающих агрегатов на линейных магистралях наземных газопроводов до 32-35 Мвт;

создание отечественных газоперекачивающих агрегатов для морских бескомпрессорных участков магистральных газопроводов единичной мощностью 50 - 60 Мвт.

Повышение давления в магистральных трубопроводах и, соответственно, запорно-регулирующем оборудовании и газоперекачивающих агрегатах может быть выполнено только при полной замене линейных участков существующих магистральных газопроводов новыми нитками газопроводов и КС, имеющих связь с существующей инфраструктурой ЕСГ России в точках переходных узлов.

Такое решение возможно только созданием параллельных действующим магистральных маршрутов подачи газа по системам новых газопроводов повышенной пропускной способности с новыми системами газоперекачивающих агрегатов повышенной единичной мощности.

Реализация этой стратегии предусматривает:

создание 4 новых маршрутов экспортных магистральных газопроводов на Европу и Турцию («Голубой поток» и «Южный поток» по дну Черного моря, «Северный поток» по дну Балтийского моря, «Ямал - Европа» через собственную инфраструктуру ОАО «Газпром» в ГТС Белоруссии, ГТС Польши в ГТС Германии);

проведение частичной модернизации (с заменой аварийных участков трубопроводов з коррозионным износом свыше 80%, изношенной запорно-регулирующей арматуры и модернизацией ГПА, выработавших ресурс на 150% от нормы) 4-х экспортных магистральных газопроводов в Европу и Турцию через территорию Украины в 2011-2019 гг. с поддержанием действующих мощностей транзита на Европу и Турцию через систему новых строящихся магистральных газопроводов и существующих магистральных газопроводов через Украину не менее 150 млн. м3/год в 2011 году, 155 млн. м3/ год в 2012 году, 215 млн. м3/год к 2020 году;

проведение капитальной модернизации (с заменой линейных трубопроводов на новые высокопрочные трубы с внутренним пластиковым покрытием, поднятием давления в магистралях с 75 Мпа до 98 - 120 Мпа и внедрением систем автоматизированного внутреннего контроля состояния трубопроводов) 4-х экспортных магистральных газопроводов в Европу и Турцию через территорию Украины, построенных в 70-х - 80-х годах в СССР («Уренгой - Помары - Ужгород», «Союз», «Прогресс», «Елец - Измаил») после введения в эксплуатацию к 2020 году 4 новых маршрутов экспорта газа из России.

Проектная стоимость капитальных затрат на реализацию вышеприведенной стратегии экспорта газа из России оценивается как:

строительство магистрального газопровода «Голубой поток» (2001-2003 гг., пропускная мощность 14 млрд. м3/год) реализовано в однониточном вместо проектного 2-х ниточного варианта с общей стоимостью 3,3 млрд. евро;

строительство магистрального газопровода «Северный поток» (2009-2013 гг., пропускная мощность 55 млрд. м3/год) - 7,4 млрд. евро;

строительство магистрального газопровода «Южный поток» (2012-2019 гг., пропускная мощность 63 млрд. м3/год) - 15.5 млрд. евро;

строительство дополнительных ниток магистрального газопровода «Ямал - Европа» на территории Белоруссии (2013-2015 гг., пропускная мощность 60 млрд. м3/год) - 1,5 млрд. евро;

частичная модернизация в 2012-2019 гг. магистральных газопроводов в ГТС Украины (действующая пропускная мощность 110 млрд. м3/год) - 4,3 млрд. евро;

капитальная модернизация в 2020-2030 гг. магистральных газопроводов в ГТС Украины (проектная пропускная мощность 180 млрд. м3/год) - 26,5 млрд. евро.

Одновременно, для запитки новых маршрутов экспортных магистральных газопроводов, а также с учетом уменьшения газодобычи в традиционном Уренгойском месторождении газа Западной Сибири и перспективной ориентацией на газоносные районы СРТО (Северные районы Тюменской области), газоносные районы полуострова Ямал и морские газоносное районы Карского и Баренцевого морей Северного Ледовитого океана, ОАО «Газпром» проектирует и начинает строительство новой инфраструктуры внутренних магистральных газопроводов нового технологического поколения.

Для оценки эффективности инновационных стратегий модернизации ГТС ОАО «Газпром» в дипломном проекте предложен интегрированный показатель - взвешенный по объемам транспортируемого газа суммарный коэффициент инноваций транспортной инфраструктуры ГТС ОАО «Газпром», предназначенной для поставки на экспорт российского газа.

Экспертные оценки показывают, что по состоянию на начало 2012 года основным экспортным газопроводам может быть установлен коэффициент инноваций по технологическим и конструкционным решениям, заложенным при строительстве и улучшенным при модернизации на уровне:

1.4 магистральных транзитных трубопровода через ГТС Украины - 0,3;

2.1 магистральный транзитный трубопровод через ГТС Белорусии - 0,6;

.Новые магистральные трубопроводы прямой поставки из России - «Голубой поток», «Северный поток», «Южный поток» - 1,0;

При анализе инновационной эффективности стратегии ОАО «Газпром» по обеспечению дополнительных объемов поставки газа в Европу в перспективе до 2020-2030 гг. в дипломном проекте рассмотрена сравнительная эффективность инновационных стратегий диверсификации маршрутов магистральных экспортных газопроводов «Северный поток» + «Южный поток» в обход Украины и стратегий восстановительной (на период строительства «Северного потока» и «Южного потока» до 2019 года) модернизации транзитных газопроводов ГТС Украины и капитальной модернизации (с 2020 года фактически по срокам службы - замена магистральных газопроводов на новые с повышением давления в них с 75 МпА (75 кг/см2) до 120 МпА (120 кг/см2) и замена газоперекачивающих магистральных агрегатов на новые с мощностью 25 - 32 Мвт).

Как показал анализ результатов проведенного в дипломном проекте проектного моделирования:

текущий суммарный коэффициент инновационного совершенства системы экспортных газопроводов ОАО «Газпром» в Европу в 2012 году (Суммарный объем экспорта газа 150 млрд. м3/год через 4 газопровода через ГТС Украины, 1 газопровод через ГТС Белоруссии и прямой новый газопровод «Северный поток») возрос за счет капитальных вложений 7,4 млрд. евро в строительство новейшего газопровода «Северный поток» и составляет 0,39, что связано с очень низким техническим совершенством устаревших газопроводов в ГТС Украины - коэффициент инновационного совершенства 0,3);

при реализации стратегии отказа от модернизации силами ОАО «Газпром» ГТС Украины текущий суммарный коэффициент инновационного совершенства системы экспортных газопроводов ОАО «Газпром» в Европу в 2019 году (Суммарный объем экспорта газа 215 млрд. м3/год через 2 оставшихся отремонтированных Украиною газопровода через ГТС Украины, 1 модернизированный за средства ОАО «Газпром» газопровод через ГТС Белоруссии «Ямал - Европа» и прямые новые газопроводы «Северный поток» и «Южный поток») возрос за счет капитальных вложений (7,4 +15,5) = 22.9 млрд. евро в строительство новейших газопроводов «Северный поток»+ «Южный поток» и составляет 0,79, что связано с очень низким техническим совершенством устаревших газопроводов в ГТС Украины - коэффициент инновационного совершенства по состоянию 2019 года 0,05);

при реализации стратегии отказа от строительства нового газопровода «Южный поток» и реализации стратегии 2-х этапной модернизации силами ОАО «Газпром» ГТС Украины текущий суммарный коэффициент инновационного совершенства системы экспортных газопроводов ОАО «Газпром» в Европу в 2030 году (Суммарный объем экспорта газа 295 млрд. м3/год через 4 новых газопровода через ГТС Украины, 1 модернизированный за средства ОАО «Газпром» газопровод через ГТС Белоруссии «Ямал - Европа» и прямой новый газопровод «Северный поток») возрос за счет капитальных вложений (7,4 +26,5) = 33,9 млрд. евро в строительство новейших газопроводов «Северный поток»+ 4 новых газопроводов через ГТС Украины и составляет 0,98;

при реализации стратегии строительства нового газопровода «Южный поток» и одновременной реализации стратегии 2-х этапной модернизации силами ОАО «Газпром» ГТС Украины текущий суммарный коэффициент инновационного совершенства системы экспортных газопроводов ОАО «Газпром» в Европу в 2030 году (Суммарный объем экспорта газа 358 млрд. м3/год через 4 новых газопровода через ГТС Украины, 1 модернизированный за средства ОАО «Газпром» газопровод через ГТС Белоруссии «Ямал - Европа» и прямые новые газопроводы «Северный поток»+ «Южный поток») возрос за счет капитальных вложений (7,4 +15.5 + 26,5) = 49,4 млрд. евро в строительство новейших газопроводов «Северный поток», «Южный поток» + 4 новых газопроводов через ГТС Украины и составляет 0,983.

Полное прекращение экспортной транспортировки газа через Украину позволяет достичь к 2019 году суммарного объема поставок газа в Европу через систему только новых магистральных газопроводов ОАО «Газпром» на уровне (55,0 +60,0 +63,0) = 178 млрд. м3/год, т.е. только на +28,0 млрд. м3/год выше уровня 2012 года, что ведет к невыполнению стратегической цели ОАО «Газпром» по увеличению до 2030 года объема поставок газа в Европу на +100 - 150 млрд. м3/ год или потребует увеличения в 2 раза пропускных возможностей новых газопроводов «Северный поток», «Южный поток», «Ямал - Европа» с переходом от двухниточного варианта к достройке 4-х ниточного варианта трудопроводов с дополнительным финансированием на уровне 20,0 млрд. евро и преодолением межгосударственных согласовательных процедур противников усиления вмешательства в экологию Балтийского и Черного морей.

Таким образом, для достижения максимального уровня суммарного коэффициента инновационного совершенства системы экспортных газопроводов ОАО «Газпром» в Европу к 2030 году и обеспечения планируемого увеличению до 2030 года объема поставок газа в Европу на +100 - 150 млрд. м3/год, в соответствии с результатами проведенного дипломного моделирования, целесообразна реализация одного из проектов:

1.Максимальный уровень капиталовложений - 50 млрд. евро (уровень поставок газа - 358 млрд. м3/год, коэффициент инновационного совершенства -0,983):

окончание строительства газопровода «Северный поток» и выведение его на проектную мощность экспортных поставок газа 55,0 млрд. м3/год (до 2014 года);

строительство газопровода «Южный поток» и выведение его на проектную мощность экспортных поставок газа 63 млрд. м3/год (до 2020 года);

восстановительная модернизация 4-х газопроводов через ГТС Украины (2012-2019 гг.) с поддержанием мощностей экспортных поставок газа 110 млрд. м3/год;

модернизация газопровода «Ямал-Европа» в ГТС Белоруссии (до 2015 года) с увеличением его пропускной способности до 60 млрд. м3/год;

капитальная модернизация 4-х газопроводов через ГТС Украины (2020-2027 гг.) с увеличением мощностей экспортных поставок газа до 180 - 200 млрд. м3/год;

.Средний уровень капиталовложений - 34 млрд. евро (уровень поставок газа - 295 млрд. м3/год, коэффициент инновационного совершенства -0,98):

окончание строительства газопровода «Северный поток» и выведение его на проектную мощность экспортных поставок газа 55,0 млрд. м3/год (до 2014 года);

восстановительная модернизация 4-х газопроводов через ГТС Украины (2012-2014 гг.) с поддержанием мощностей экспортных поставок газа 110 млрд. м3/год;

модернизация газопровода «Ямал-Европа» в ГТС Белоруссии (до 2015 года) с увеличением его пропускной способности до 60 млрд. м3/год;

капитальная модернизация 4-х газопроводов через ГТС Украины (2015-2023 гг.) с увеличением мощностей экспортных поставок газа до 180 - 200 млрд. м3/год.

Практическая ценность полученных результатов дипломного проекта состоит в обосновании вариантов стратегий механизма модернизации ГТС ОАО «Газпром» на период до 2030 года с точки зрения оптимизации цели модернизации, финансирования модернизации и достижения максимального коэффициента инновационного уровня технологий и оборудования, используемых в процессе модернизации ГТС.


Список использованных источников

инновация газотранспортный программа

1. Федеральный закон РФ «О науке и государственной научно-технической политике» от 23 августа 1996 года №127-ФЗ // С учетом изменений, внесенных законами РФ по состоянию на 28 июля 2012 г. №135-ФЗ - [Электронный документ]. - режим доступа: http:// минобрнауки. рф/%D0% B4% D0% BE % D0% BA % D1% 83% D0% BC % D0% B5% D0% BD % D1% 82% D1% 8B/817

2. Концепции долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2020 года // Распоряжение Правительства Российской Федерации от 17 ноября 2008 г. №1662-р - [Электронный документ]. - режим доступа: http://government.ru/gov/results/1181/

. Основные направления политики Российской Федерации в области развития инновационной системы на период до 2010 года // утверждены Правительством Российской Федерации 05.08.2005 №2473п-П7 - [Электронный документ]. - режим доступа: http://sci-innov.ru/law/base/586/

. СНиП РК 3.05-01-2010 «Магистральные трубопроводы», 2010.

5. Стратегия инновационного развития Российской Федерации на период до 2020 года // УТВЕРЖДЕНА распоряжением Правительства Российской Федерации от 8 декабря 2011 г. №2227-р - [Электронный документ]. - режим доступа: http://government.ru/gov/results/17449/

. Стратегия развития науки и инноваций в Российской Федерации на период до 2015 года // Утверждена Межведомственной комиссией по научно-инновационной политике (протокол от 15 февраля 2006 г. №1) Министерство образования и науки Российской Федерации - [Электронный документ]. - режим доступа: http://www.sci-innov.ru/law/base/66/

. Программы инновационного развития ОАО «Газпром» в 2011-2020 гг. // [Электронный документ]. - режим доступа: ww.gazprom.ru/f/posts/97/653302 /programma-razvitia.pdf

. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов - ВРД 39-1.10-006-2000 // ООО «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИгаз» - Приказом ОАО «Газпром» от 15.02.2000 г. №22 с 1.03.2000

. Правила эксплуатации магистральных газопроводов - СТО Газпром 2-3.5-454-2010 // ООО «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИгаз» - утвержден и введен в действие приказом ОАО «Газпром» от 24 мая 2010 г. №130

. Федеральная целевая программа РФ «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007-2013 годы» - [Электронный документ]. - режим доступа: http://www.fcpir.ru/catalog.aspx? CatalogId=239

. Аксютин О.Е. (ОАО «Газпром») «Северный поток» - результаты тестовых испытаний в 2012 годц // Доклад на 10-м Российском нефтегазовом Конгрессе, Москва, июль 2012. - p2_1.pdf (Электронная версия)

. Алимов C.В., Митрохин М.Ю. (ОАО «Газпром»), Харионовский В.В. (ООО «ВНИИГАЗ») Система диагностического обслуживания магистральных газопроводов ОАО «Газпром»: состояние и перспективы // Территория Нефтегаз, №9, 2009 г. - http://neftegas.info/territoriya-neftegaz/2980-sistema-diagnosticheskogo-obsluzhivaniya-magistralnyh-gazoprovodov-oao-gazprom-sostoyanie-i-perspektivy.html

. Асаул А.Н., Карпов Б.М., Перевязкин В.Б., Старовойтов М.К. Модернизация экономики на основе технологических инноваций СПб: АНО ИПЭВ, 2008. - 606 с.

. Богданов А.И. Стратегическое управление научно-техническим прогрессом на предприятии. - М.: ВАФ, 2010, 250 с.

. Газопровод «Голубой поток» - техническое описание. - [Электронный документ]. - путь доступа: http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0% 93% D0% BE% D0% BB % D1% 83% D0% B1% D0% BE % D0% B9_%D0% BF % D0% BE % D1% 82% D0% BE % D0% BA

. Газопровод «Северный поток» - техническое описание. - [Электронный документ]. - путь доступа: http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0% A1% D0% B5% D0% B2% D0% B5% D1% 80% D0% BD % D1% 8B % D0% B9_%D0% BF % D0% BE % D1% 82% D0% BE % D0% BA

. Газопровод «Уренгой - Помары-Ужгород» - техническое описание. - [Электронный документ]. - путь доступа: http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0% A3% D1% 80% D0% B5% D0% BD % D0% B3% D0% BE % D0% B9_%E2% 80% 94_%D0% 9F % D0% BE % D0% BC % D0% B0% D1% 80% D1% 8B_%E2% 80% 94_%D0% A3% D0% B6% D0% B3% D0% BE % D1% 80% D0% BE % D0% B4

. Газопровод «Союз» (Ореньург - западная граница СССР) - техническое описание. - [Электронный документ]. - путь доступа: http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0% A1% D0% BE % D1% 8E % D0% B7_(%D0% B3% D0% B0% D0% B7% D0% BE % D0% BF % D1% 80% D0% BE % D0% B2% D0% BE % D0% B4)

. Газопровод «Ямал - Европа» - - техническое описание. - [Электронный документ]. - путь доступа: http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0% AF % D0% BC % D0% B0% D0% BB_%E2% 80% 94_%D0% 95% D0% B2% D1% 80% D0% BE % D0% BF % D0% B0

. Газопровод «Бованенково - Ухта» - - техническое описание. - [Электронный документ]. - путь доступа: http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0% 91% D0% BE % D0% B2% D0% B0% D0% BD % D0% B5% D0% BD % D0% BA % D0% BE % D0% B2% D0% BE_%E2% 80% 94_%D0% A3% D1% 85% D1% 82% D0% B0

. Газопровод «Южный поток» - - техническое описание. - [Электронный документ]. - путь доступа: http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0% AE % D0% B6% D0% BD % D1% 8B % D0% B9_%D0% BF % D0% BE % D1% 82% D0% BE % D0% BA

. Отчет ОАО «Газпром» акционерам за 6 месяцев 2012 года. - [Электронный документ]. - режим доступа: http://www.gazprom.ru/ investors/reports/2012/

. Годовой отчет ОАО «Газпром» за 2011 год. - [Электронный документ]. - режим доступа: http://www.gazprom.ru/investors/reports/2011/

. Годовой отчет ОАО «Газпром» за 2010 год. - [Электронный документ]. - режим доступа: http://www.gazprom.ru/investors/reports/2010/

. Годовой отчет ОАО «Газпром» за 2009 год. - [Электронный документ]. - режим доступа: http://www.gazprom.ru/investors/reports/2009/

. Диагностика объектов газовой промышленности // Газовая промышленность, Приложение, 2011. - 126 С.

. Зюзьков В.В. Методы повышения энергоэффективности компрессор-ных станций при реконструкции магистральных газопроводов // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук, ООО «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ», Москва, 2011. - 23 С.

28. Ивасенко А.Г., Никонова Я.И., Сизова А.О. Инновационный менеджмент. - М.: 2009. - 416 с.

29. Моргунов Е.В., Николаишвили Д.Г. Комплексная характеристика деятельности ОАО «ГАЗПРОМ» // В сб. «Проблемы развития рыночной экономики» /Под ред. д.э.н. Цветкова В.А. Выпуск 2. - М.: ИПР РАН, 2004. - с. 22-33

. Панчёха С.К., Юницкий М.Г. ООО «Искра-Турбогаз» в мегапроектах ОАО «Газпром» // Специализированный информационно-аналитический журнал «Газотурбинные технологии», №4, 2012. - с. 18 -26

. Стратегия управления инновациями на предприятии / под ред. Л. Водочек, О. Водачкова. - М.: Экономика, 2009, 184 с.

. Фатхутдинов Р.А. Инновационный менеджмент. - СПб.: Питер, 2007 -448 с.

. Шайхутдинов А.З. (ООО «Газпром»), Щуровский В.А. (ООО «Газпром ВНИИГАЗ») Стратегия развития газотранспортной системы России // Специализированный информационно-аналитический журнал «Газотурбинные технологии», №4, 2012. - с. 12 -17

. Шамшетдинова Н.К. Повышение эффективности электрохимической защиты магистральных газопроводов при наличии отслоений изоляционного покрытия // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук, ООО «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ», Москва, 2009. - 22 С.

. Честиков М.В. Стратегический анализ систем транспортировки углеводородного сырья Северо-Западного региона // Экономические проблемы развития предприятий нефтегазохимического комплекса: сб. науч. тр. - СПб.: СПбГИЭУ, 2010. - С. 195-207.

36. http:// www/gazprom.ru - Официальный Интернет-сайт ОАО «Газпром», 2012

. http://www.severgazprom.ru/products/invest1.php - Официальный Интернет-сайт «Газпром Трансгаз Ухта», 2012

. http://www.utz.ru/cgi-bin/catalog/viewgroup.cgi? prigroup =8&mode=col&seller= &city=&made=&section=1 - Официальный Интернет-сайт «Уральский трубный завод», 2012

. http://www.saturn-gt.ru/index.php/ru/produkciya/gazoperekachivayuschie-agregati - Официальный Интернет-сайт ОАО «Сатурн», 2012

. http://www.npoiskra.ru/index.php? main=production&id_parent=16 - Официальный Интернет-сайт НПО «Искра», 2012

41. http://frunze.com.ua/index.php? option=com_content&view=article&id=185& Itemid=37 - Официальный Интернет-сайт НПО «Сумской машиностроительный завод», 2012

. http://sci-innov.ru/law/base/586/ - Федеральный портал по научной и инновационной деятельности, 2012

43. http://www.btg.by/ - Официальный Интернет - сайт ОАО «Белтрансгаз, Белоруссия, 2012

. http://www.utg.ua/ - Официальный Интернет-сайт дочерней компании «Нафтогаз Украины», 2012

. http://www.vniigaz.gazprom.ru/ru/index.php - Официальный Интернет-сайт ООО «ВНИИГАЗ», Москва, 2012

. http://www.nord-stream.com - Официальный Интернет сайт компании «Северный поток» (Nord Stream), 2012

47. http://www.minenergo.gov.ru/activity/…/gazoprovod/ - Официальный Интернет-сайт Министерства энергетики России, 2012


Теги: Стратегия механизма модернизации газотранспортной системы (ГТС)  Диссертация  Менеджмент
Просмотров: 33326
Найти в Wikkipedia статьи с фразой: Стратегия механизма модернизации газотранспортной системы (ГТС)
Назад