Файл: Реферат по дисциплине Техникоэкономические основы выбора параметров тэс и внедрения нового оборудования.pdf
Добавлен: 30.10.2023
Просмотров: 150
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
отраслевые задачи:
1. Обеспечение динамики добычи нефти, полностью покрывающей потребности загрузки нефтеперерабатывающих мощностей и исполнения экспортных контрактов, в объеме 490 –
550 млн т.
2. Модернизация и развитие отрасли на базе передовых технологий преимущественно отечественного производства, обеспечивающие: увеличение проектного коэффициента извлечения нефти с 28 до 40 % (без учета разработки трудноизвлекаемых запасов); освоение трудноизвлекаемых ресурсов в объеме до 17 % от общей объема добычи нефти (в настоящее время – около 8 %); утилизацию не менее 95 % извлекаемого попутного нефтяного газа (88,2 % в 2015 году); повышение с 74,1 до 90 – 91 % глубины переработки нефти с производством моторных топлив высших экологических классов; повышение выхода светлых нефтепродуктов с 58,6 до 70 – 79 %.
3. Развитие сети нефте- и нефтепродуктопроводов на основе передовых технологий.
20 4. Рост объемов и диверсификация внешних и внутренних поставок жидких углеводородов, в том числе увеличение более чем в два раза поставок нефти и нефтепродуктов на рынки АТР.
5. Перевод на новый технологический уровень освоения трудноизвлекаемых запасов, малых месторождений, малодебитных и высокообводненных скважин, обеспечивающий, в том числе, повышение коэффициента извлечения углеводородов.
Для решения указанных задач будет принят ряд мер, в том числе: сохранение на первом этапе утвержденного налогового режима на основе сочетания налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и экспортной пошлины; апробация и отработка новой налоговой системы на основе НДД в рамках пилотных проектов с переходом в перспективе к режиму налогообложения, при котором НДД применяется для стимулирования увеличения нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях без льгот и добычи трудноизвлекаемых ресурсов, а также проработка применения НДД при освоении новых месторождений и возможного ускорения перехода на НДД для всех зрелых месторождений;
– создание условий для введения в экономический оборот малых месторождений, малодебитных и высокообводненных скважин, трудноизвлекаемых запасов, в том числе создание условий для развития малых и средних предприятий в этой сфере деятельности; развитие собственных биржевых механизмов реализации нефти и нефтепродуктов на внутреннем и внешних рынках, в том числе создание системы российских внутренних ценовых индикаторов на нефть и нефтепродукты на базе информации биржевых и внебиржевых сделок и организация полноценной торговли российскими маркерными сортами нефти на российских и зарубежных биржах; завершение модернизации и дальнейшая оптимизация мощностей нефтеперерабатывающих производств; стимулирование повышения качественных (включая экологические) характеристик моторных топлив; развитие отечественных технологий глубокой переработки «тяжелой» нефти; стимулирование технических мероприятий, направленных на увеличение числа процессов глубокой переработки нефтяных остатков на отечественных НПЗ; повышение эффективности переработки высокосернистой и сверхвязкой нефти; поддержка инновационных проектов в области добычи и переработки нефтяного сырья на основе конкурентоспособных отечественных технологий; стимулирование развития рынка российских сервисных и инжиниринговых услуг в нефтяной отрасли;
21 внедрение в деятельность нефтяных и нефтесервисных компаний передовых разработок и технологий, снижающих себестоимость, повышающих нефтеотдачу и производительность труда, обеспечивающих вовлечение работников в процесс непрерывного совершенствования производства; разработка и внедрение механизмов поддержки (в том числе финансовых) нефтяных и сервисных компаний в части экспорта высокотехнологичного оборудования и услуг.
Следует отметить, что уже в 2016 году начнется торговля на Санкт-Петербургской международной товарно-сырьевой бирже фьючерсами Urals с условиями поставки FOB в порту
Приморск.
Указанные меры, прежде всего – внедрение новой налоговой системы, позволят обеспечить более высокий прирост добычи и удержание достигнутого уровня.
Рис. 1
Рис.2
В случае необходимости ускорения процесса освоения углеводородных ресурсов на континентальном шельфе Российской Федерации и привлечения дополнительных инвестиций будет решаться вопрос расширения доступа российских компаний, обладающих необходимым опытом и финансовыми ресурсами, в состав потенциальных пользователей участков недр федерального значения, расположенных на континентальном шельфе Российской Федерации.
Принимая во внимание ожидаемое сохранение качественных характеристик нефти в диапазоне установленных предельных значений, будет продолжен мониторинг качества нефти в системе магистральных нефтепроводов с возможностью принятия решения о формировании выделенного грузопотока высокосернистой нефти.
Как минимум до 2020 года, в связи с необходимостью концентрации инвестиций, вертикально-интегрированные компании будут безусловно доминировать во всех сегментах и видах деятельности нефтяной отрасли. В дальнейшем в связи с ухудшением структуры запасов
22 углеводородов, требованием по повышению инновационной активности и эффективности капитальных затрат в отрасли, необходимостью повышения гибкости и адаптивности к изменениям конъюнктуры рынка будет возрастать роль и усиливаться государственная поддержка малого и среднего предпринимательства.
В сегменте нефтепереработки основным процессом будет реализация начатой в 2011 году программы модернизации НПЗ согласно четырехсторонним соглашениям, предусматривающая ввод 135 установок вторичной переработки нефти совокупной мощностью более 130 млн т, что позволит достичь технологического уровня нефтеперерабатывающих предприятий промышленно развитых стран.
Приоритетное внимание будет уделяться развитию производства продукции высоких переделов, включая развитие нефте- и газохимии, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, где сырьевая база углеводородов имеет сложный компонентный состав.
Объемы экспорта нефти ожидаются, в целом, стабильными с возможным ростом в зависимости от конъюнктуры. При этом экспорт моторных топлив будет стабильным, с возможностью роста. В целом в структуре экспорта нефтепродуктов будет ускоренно расти доля дизельного топлива и автомобильного бензина с сокращением поставок мазута.
Будет происходить диверсификация направлений экспорта нефти и нефтепродуктов в сторону увеличения поставок на рынок АТР.
В начале второго этапа будет завершено расширение трубопроводной системы ВСТО до
80 млн тонн нефти, подключен Комсомольский нефтеперерабатывающий завод, полностью введены в эксплуатацию магистральные нефтепроводы «Заполярье–Пурпе» и «Куюмба–Тайшет», что позволит обеспечить прием нефти с новых месторождений ЯНАО и Красноярского края.
Также будут введены в эксплуатацию магистральный нефтепродуктопровод «Юг» мощностью 11 млн т и завершено расширение нефтепродуктопровода «Север» до 25 млн т, обеспечивающих оптимизацию логистики в портах Приморск и Новороссийск. В последующем в сфере магистрального транспорта нефти и нефтепродуктов продолжится модернизация существующей системы магистральных нефте- и нефтепродуктов, а также внедрение передовых технологий, позволяющих существенно сократить потребление энергетических ресурсов на тонну перекачиваемой продукции и обеспечить дополнительные конкурентные преимущества российским компаниям при поставке светлых нефтепродуктов на экспорт.
Помимо трубопроводной транспортировки нефти и нефтепродуктов широкое развитие должны получить перспективные маршруты транспортировки морским и речным транспортом с использованием судов преимущественно отечественного производства.
23 3.2. Газовая отрасль
Добыча природного и попутного газа в России с 2008 года сократилась на 4,6 % при существенном наращивании производственного потенциала отрасли. В частности: введено в эксплуатацию крупнейшее Бованенковское месторождение на полуострове
Ямал; активно ведется подготовка к разработке Южно-Тамбейского месторождения на полуострове Ямал; начато освоение глубоко залегающих неокомских пластов и валанжинских залежей
Заполярного и ачимовских залежей Уренгойского месторождений; в Кузбассе (на юго-восточном участке Талдинского месторождения) началась реализация первого в России проекта добычи метана из угольных пластов; началась добыча газа с использованием подводных добычных комплексов на
Киринском месторождении проекта «Сахалин-3»; началась подготовка к освоению Чаяндинского месторождения в Якутии; разработаны проекты доразведки на Соболох-Неджелинском, Верхневилючанском,
Тас-Юряхском и Среднетюнгском месторождениях; началось бурение разведочных скважин на Ковыктинском месторождении в Иркутской области.
Экспорт природного газа с учетом экспорта СПГ увеличился на 2,3 % от уровня 2008 года, при этом экспорт газа трубопроводным транспортом уменьшился на 5 %. Одновременно осуществлялось строительство новых газотранспортных систем: введена в эксплуатацию первая очередь газотранспортной системы нового поколения
«Бованенково–Ухта», обеспечивающей вывод в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) газовых ресурсов полуострова Ямал; началось формирование газотранспортных систем на Дальнем Востоке: завершено строительство первого пускового комплекса газотранспортной системы «Сахалин–Хабаровск–
Владивосток», началось строительство газопровода «Сила Сибири»; завершилось расширение Уренгойского газотранспортного узла и магистрального газопровода «Северные районы Тюменской области (СРТО) – Торжок»; введен в эксплуатацию газопровод «Джубга–Лазаревское–Сочи»; принципиально новым маршрутом экспорта российского газа в Европу стал газопровод
«Северный поток» (Nord Stream).
Идет подготовка к расширению газотранспортной системы в Европу («Турецкий поток»,
«Северный поток-2»), активно развивается Восточное направление («Сила Сибири», «Сила
Сибири-2»).
24
Освоение новых месторождений на полуострове Ямал, в Восточной Сибири и на острове
Сахалин, а также расширение газотранспортной системы позволило отрасли все предшествующие годы надежно удовлетворять внутренний и внешний спрос на газ, обеспечивая России второе место среди мировых лидеров газодобычи.
Однако сохранение достигнутых российской газовой отраслью позиций и ее дальнейшее устойчивое развитие потребуют найти ответы на ряд вызовов, среди которых: повышение конкуренции на мировых рынках вследствие развития рынка СПГ; рост затрат при добыче и транспортировке газа на внутренние и внешние рынки в связи с сокращением находящихся в разработке высокопродуктивных и неглубоко залегающих запасов, сложными природно-климатическими и геологическими условиями, удаленностью новых районов добычи газа от центров потребления; сокращение или замедление роста спроса на газ на Украине, в Центральной и Западной
Европе при необходимости снижения рисков транзита энергоресурсов; введение рядом стран ограничений в отношении отдельных российских нефтегазовых компаний на поставки современных технологий и оборудования, используемого для разведки и разработки российских глубоководных, морских арктических и сланцевых месторождений, и на привлечение долгосрочного финансирования.
Важное значение имеют процессы экономической энергетической интеграции на постсоветском пространстве, в первую очередь – в рамках Евразийского экономического союза
(ЕАЭС).
В связи с этим потребуется решить следующие отраслевые задачи:
1. Освоение на базе передовых технологий в основном отечественного производства экономически доступных ресурсов газа в традиционных и новых (Восточная Сибирь и Дальний
Восток) районах и на континентальном шельфе Российской Федерации с общим приростом добычи газа до 40 %.
2. Расширение, модернизация и оптимизация мощностей ЕСГ с учетом необходимости создания новых экспортных маршрутов и дальнейшей газификации российских регионов, в частности создание газотранспортной инфраструктуры в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке с возможностью ее интеграции в ЕСГ.
3. Обеспечение глубокой переработки газа с месторождений со сложным компонентным составом, включающим ценные компоненты, в том числе гелий.
4. Диверсификация экспорта газа, в том числе на основе увеличения производства СПГ в
3 – 6 раз, и существенное (в 5 – 9 раз) увеличение поставок газа, в том числе СПГ, на рынок АТР.
5. Стимулирование потребления и соответствующее расширение производства газомоторного топлива.
25
До 2020 года в силу ряда причин во многом будет сохраняться текущая структура рынка газа; первым шагом к созданию конкурентного внутреннего рынка газа может стать установление равных экономических условий для справедливой конкуренции, а в перспективе – полная либерализация при совершенствовании системы ценообразования на внутреннем рынке газа.
При этом существующая полнота функций ПАО «Газпром» будет сохраняться; будет обеспечена финансовая прозрачность разделения видов деятельности внутри самой компании, в том числе в отношении объема инвестиционных и операционных затрат в монопольной сфере деятельности для контроля за ценообразованием на услуги компании.
В отношении альтернативы «регулирование цен или переход к рыночным ценам на газ» на первом этапе предусматривается совершенствование государственного регулирования цен на сетевой газ в перспективе создания условий для межтопливной конкуренции на внутренних энергетических рынках. На втором этапе предусматривается переход от регулирования оптовых цен на газ к рыночным механизмам ценообразования и регулированию тарифов на транспортировку газа по магистральным газопроводам, в том числе услуг подземных хранилищ газа (ПХГ), с учетом необходимости развития рыночной конкуренции.
При этом на всех этапах должна быть обеспечена безубыточность поставок природного газа на внутренний рынок.
Предполагается дальнейшая либерализация и развитие производства СПГ (что в том числе будет способствовать диверсификации направлений экспорта газа), а также возможность доступа независимых поставщиков к единому каналу экспорта сетевого газа.
В зависимости от экономической конъюнктуры внешних рынков газа и состояния ТЭБ
России возможно продолжение импорта газа из государств Центральной Азии, однако с учетом мультипликативных эффектов для экономики страны преимущество будет отдаваться добыче газа на территории России.
Решению указанных задач будут способствовать следующие меры: постепенная ликвидация перекрестного субсидирования поставок газа в различные регионы России и различным группам потребителей; упрощение процедуры подключения потребителей к ЕСГ; принятие законодательных основ регулирования участия независимых производителей газа в газификации регионов; развитие практики реализации природного газа на организованных торгах (товарных биржах и в торговых системах); совершенствование механизма недискриминационного доступа к услугам по транспортировке газа по трубопроводам, включая ПХГ, с одновременным поэтапным
26 выравниванием тарифов на оказание услуг по транспортировке для всех производителей газа и внедрением иных мер направленных на совершенствование тарифообразования; рассмотрение возможности предоставления ПАО «Газпром» реализовать природный газ по ценам в пределах коридора оптовых цен, устанавливаемого регулятором; строительство новых газоперерабатывающих и газохимических комплексов в Западной и Восточной Сибири для обеспечения комплексной переработки газа базовых месторождений углеводородного сырья и производства продукции с высокой добавленной стоимостью; формирование к 2025 году общего рынка газа ЕАЭС.
На втором этапе акцент в развитии российской газовой промышленности должен быть сделан на расширение сферы использования газа в экономике как ценного химического продукта, что вызовет соответствующие изменения в общей структуре потребления газа.
Широкое использование в отрасли получат новые технологии, в частности за счет их применения к 2035 году ожидается снижение удельного расхода газа на перекачку газа.
Диверсификация экспорта и развитие внутреннего рынка газа позволят преодолеть текущий спад и увеличить добычу природного и попутного газа на 6 – 11 % на первом этапе и в 1,2 – 1,4 раза к 2035 году.
Достижение указанных объемов будет обеспечено за счет увеличения добычи газа в районе
Обско-Тазовской губы, создания новых экспортно-ориентированных центров добычи на полуострове Ямал, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, а также в акваториях морей.
Росту экспорта газа, в частности, будет способствовать сокращение ценового дифференциала между нефтью и газом. При этом в консервативном сценарии практически не изменится, а в оптимистическом увеличится на 30 % экспорт газа на европейский рынок, и в 5 – 9 раз вырастут поставки на азиатский рынок.
Рис. 3
Рис. 4
27
Развитие гелиевых производств в Российской Федерации связано в первую очередь с разработкой гелийсодержащих месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока и вводом в эксплуатацию газоперерабатывающего завода (ГПЗ) в Амурской области, что позволит осуществить широкомасштабный выход российского гелия на мировой рынок. С этой целью планируется развитие инфраструктуры для транспортировки жидкого гелия на Дальнем Востоке, а также создание системы долгосрочного хранения гелия, поскольку потенциальный уровень производства товарного гелия может превышать возможности сбыта.
3.3. Нефтегазохимическая промышленность
В период с 2008 по 2015 год производство нефтегазохимического сырья (этан, СУГ, нафта) увеличилось на 64 %, а его использование для производства нефтегазохимической продукции и крупнотоннажных полимеров возросло почти на 43 %. С 2012 года в нефтегазохимии началась активная стадия реализации целого ряда крупных инвестиционных проектов. Введены в эксплуатацию мощности по производству полистирола, АБС-пластиков, полиэтилентерефталата, пропилена, полипропилена и поливинилхлорида. Построен ШФЛУ-провод Пуровск-Тобольск.
В то же время российская нефтегазохимическая отрасль сталкивается со следующими
ключевыми вызовами и проблемами: дефицит мощностей для производства мономеров (прежде всего, мощностей пиролизов); неразвитость спроса традиционных отраслей-потребителей нефтехимической продукции (строительство, ЖКХ, автомобилестроение, приборостроение, электроника и электротехника, упаковка и др.); инфраструктурные ограничения транспортировки нефтегазохимического сырья; высокая степень зависимости внутреннего рынка от импорта нефтегазохимической продукции, а нефтегазохимических производств – от импорта оборудования и материалов.
В связи с этим необходимо решить следующие
1. Обеспечение динамики добычи нефти, полностью покрывающей потребности загрузки нефтеперерабатывающих мощностей и исполнения экспортных контрактов, в объеме 490 –
550 млн т.
2. Модернизация и развитие отрасли на базе передовых технологий преимущественно отечественного производства, обеспечивающие: увеличение проектного коэффициента извлечения нефти с 28 до 40 % (без учета разработки трудноизвлекаемых запасов); освоение трудноизвлекаемых ресурсов в объеме до 17 % от общей объема добычи нефти (в настоящее время – около 8 %); утилизацию не менее 95 % извлекаемого попутного нефтяного газа (88,2 % в 2015 году); повышение с 74,1 до 90 – 91 % глубины переработки нефти с производством моторных топлив высших экологических классов; повышение выхода светлых нефтепродуктов с 58,6 до 70 – 79 %.
3. Развитие сети нефте- и нефтепродуктопроводов на основе передовых технологий.
20 4. Рост объемов и диверсификация внешних и внутренних поставок жидких углеводородов, в том числе увеличение более чем в два раза поставок нефти и нефтепродуктов на рынки АТР.
5. Перевод на новый технологический уровень освоения трудноизвлекаемых запасов, малых месторождений, малодебитных и высокообводненных скважин, обеспечивающий, в том числе, повышение коэффициента извлечения углеводородов.
Для решения указанных задач будет принят ряд мер, в том числе: сохранение на первом этапе утвержденного налогового режима на основе сочетания налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и экспортной пошлины; апробация и отработка новой налоговой системы на основе НДД в рамках пилотных проектов с переходом в перспективе к режиму налогообложения, при котором НДД применяется для стимулирования увеличения нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях без льгот и добычи трудноизвлекаемых ресурсов, а также проработка применения НДД при освоении новых месторождений и возможного ускорения перехода на НДД для всех зрелых месторождений;
– создание условий для введения в экономический оборот малых месторождений, малодебитных и высокообводненных скважин, трудноизвлекаемых запасов, в том числе создание условий для развития малых и средних предприятий в этой сфере деятельности; развитие собственных биржевых механизмов реализации нефти и нефтепродуктов на внутреннем и внешних рынках, в том числе создание системы российских внутренних ценовых индикаторов на нефть и нефтепродукты на базе информации биржевых и внебиржевых сделок и организация полноценной торговли российскими маркерными сортами нефти на российских и зарубежных биржах; завершение модернизации и дальнейшая оптимизация мощностей нефтеперерабатывающих производств; стимулирование повышения качественных (включая экологические) характеристик моторных топлив; развитие отечественных технологий глубокой переработки «тяжелой» нефти; стимулирование технических мероприятий, направленных на увеличение числа процессов глубокой переработки нефтяных остатков на отечественных НПЗ; повышение эффективности переработки высокосернистой и сверхвязкой нефти; поддержка инновационных проектов в области добычи и переработки нефтяного сырья на основе конкурентоспособных отечественных технологий; стимулирование развития рынка российских сервисных и инжиниринговых услуг в нефтяной отрасли;
21 внедрение в деятельность нефтяных и нефтесервисных компаний передовых разработок и технологий, снижающих себестоимость, повышающих нефтеотдачу и производительность труда, обеспечивающих вовлечение работников в процесс непрерывного совершенствования производства; разработка и внедрение механизмов поддержки (в том числе финансовых) нефтяных и сервисных компаний в части экспорта высокотехнологичного оборудования и услуг.
Следует отметить, что уже в 2016 году начнется торговля на Санкт-Петербургской международной товарно-сырьевой бирже фьючерсами Urals с условиями поставки FOB в порту
Приморск.
Указанные меры, прежде всего – внедрение новой налоговой системы, позволят обеспечить более высокий прирост добычи и удержание достигнутого уровня.
Рис. 1
Рис.2
В случае необходимости ускорения процесса освоения углеводородных ресурсов на континентальном шельфе Российской Федерации и привлечения дополнительных инвестиций будет решаться вопрос расширения доступа российских компаний, обладающих необходимым опытом и финансовыми ресурсами, в состав потенциальных пользователей участков недр федерального значения, расположенных на континентальном шельфе Российской Федерации.
Принимая во внимание ожидаемое сохранение качественных характеристик нефти в диапазоне установленных предельных значений, будет продолжен мониторинг качества нефти в системе магистральных нефтепроводов с возможностью принятия решения о формировании выделенного грузопотока высокосернистой нефти.
Как минимум до 2020 года, в связи с необходимостью концентрации инвестиций, вертикально-интегрированные компании будут безусловно доминировать во всех сегментах и видах деятельности нефтяной отрасли. В дальнейшем в связи с ухудшением структуры запасов
22 углеводородов, требованием по повышению инновационной активности и эффективности капитальных затрат в отрасли, необходимостью повышения гибкости и адаптивности к изменениям конъюнктуры рынка будет возрастать роль и усиливаться государственная поддержка малого и среднего предпринимательства.
В сегменте нефтепереработки основным процессом будет реализация начатой в 2011 году программы модернизации НПЗ согласно четырехсторонним соглашениям, предусматривающая ввод 135 установок вторичной переработки нефти совокупной мощностью более 130 млн т, что позволит достичь технологического уровня нефтеперерабатывающих предприятий промышленно развитых стран.
Приоритетное внимание будет уделяться развитию производства продукции высоких переделов, включая развитие нефте- и газохимии, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, где сырьевая база углеводородов имеет сложный компонентный состав.
Объемы экспорта нефти ожидаются, в целом, стабильными с возможным ростом в зависимости от конъюнктуры. При этом экспорт моторных топлив будет стабильным, с возможностью роста. В целом в структуре экспорта нефтепродуктов будет ускоренно расти доля дизельного топлива и автомобильного бензина с сокращением поставок мазута.
Будет происходить диверсификация направлений экспорта нефти и нефтепродуктов в сторону увеличения поставок на рынок АТР.
В начале второго этапа будет завершено расширение трубопроводной системы ВСТО до
80 млн тонн нефти, подключен Комсомольский нефтеперерабатывающий завод, полностью введены в эксплуатацию магистральные нефтепроводы «Заполярье–Пурпе» и «Куюмба–Тайшет», что позволит обеспечить прием нефти с новых месторождений ЯНАО и Красноярского края.
Также будут введены в эксплуатацию магистральный нефтепродуктопровод «Юг» мощностью 11 млн т и завершено расширение нефтепродуктопровода «Север» до 25 млн т, обеспечивающих оптимизацию логистики в портах Приморск и Новороссийск. В последующем в сфере магистрального транспорта нефти и нефтепродуктов продолжится модернизация существующей системы магистральных нефте- и нефтепродуктов, а также внедрение передовых технологий, позволяющих существенно сократить потребление энергетических ресурсов на тонну перекачиваемой продукции и обеспечить дополнительные конкурентные преимущества российским компаниям при поставке светлых нефтепродуктов на экспорт.
Помимо трубопроводной транспортировки нефти и нефтепродуктов широкое развитие должны получить перспективные маршруты транспортировки морским и речным транспортом с использованием судов преимущественно отечественного производства.
23 3.2. Газовая отрасль
Добыча природного и попутного газа в России с 2008 года сократилась на 4,6 % при существенном наращивании производственного потенциала отрасли. В частности: введено в эксплуатацию крупнейшее Бованенковское месторождение на полуострове
Ямал; активно ведется подготовка к разработке Южно-Тамбейского месторождения на полуострове Ямал; начато освоение глубоко залегающих неокомских пластов и валанжинских залежей
Заполярного и ачимовских залежей Уренгойского месторождений; в Кузбассе (на юго-восточном участке Талдинского месторождения) началась реализация первого в России проекта добычи метана из угольных пластов; началась добыча газа с использованием подводных добычных комплексов на
Киринском месторождении проекта «Сахалин-3»; началась подготовка к освоению Чаяндинского месторождения в Якутии; разработаны проекты доразведки на Соболох-Неджелинском, Верхневилючанском,
Тас-Юряхском и Среднетюнгском месторождениях; началось бурение разведочных скважин на Ковыктинском месторождении в Иркутской области.
Экспорт природного газа с учетом экспорта СПГ увеличился на 2,3 % от уровня 2008 года, при этом экспорт газа трубопроводным транспортом уменьшился на 5 %. Одновременно осуществлялось строительство новых газотранспортных систем: введена в эксплуатацию первая очередь газотранспортной системы нового поколения
«Бованенково–Ухта», обеспечивающей вывод в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) газовых ресурсов полуострова Ямал; началось формирование газотранспортных систем на Дальнем Востоке: завершено строительство первого пускового комплекса газотранспортной системы «Сахалин–Хабаровск–
Владивосток», началось строительство газопровода «Сила Сибири»; завершилось расширение Уренгойского газотранспортного узла и магистрального газопровода «Северные районы Тюменской области (СРТО) – Торжок»; введен в эксплуатацию газопровод «Джубга–Лазаревское–Сочи»; принципиально новым маршрутом экспорта российского газа в Европу стал газопровод
«Северный поток» (Nord Stream).
Идет подготовка к расширению газотранспортной системы в Европу («Турецкий поток»,
«Северный поток-2»), активно развивается Восточное направление («Сила Сибири», «Сила
Сибири-2»).
24
Освоение новых месторождений на полуострове Ямал, в Восточной Сибири и на острове
Сахалин, а также расширение газотранспортной системы позволило отрасли все предшествующие годы надежно удовлетворять внутренний и внешний спрос на газ, обеспечивая России второе место среди мировых лидеров газодобычи.
Однако сохранение достигнутых российской газовой отраслью позиций и ее дальнейшее устойчивое развитие потребуют найти ответы на ряд вызовов, среди которых: повышение конкуренции на мировых рынках вследствие развития рынка СПГ; рост затрат при добыче и транспортировке газа на внутренние и внешние рынки в связи с сокращением находящихся в разработке высокопродуктивных и неглубоко залегающих запасов, сложными природно-климатическими и геологическими условиями, удаленностью новых районов добычи газа от центров потребления; сокращение или замедление роста спроса на газ на Украине, в Центральной и Западной
Европе при необходимости снижения рисков транзита энергоресурсов; введение рядом стран ограничений в отношении отдельных российских нефтегазовых компаний на поставки современных технологий и оборудования, используемого для разведки и разработки российских глубоководных, морских арктических и сланцевых месторождений, и на привлечение долгосрочного финансирования.
Важное значение имеют процессы экономической энергетической интеграции на постсоветском пространстве, в первую очередь – в рамках Евразийского экономического союза
(ЕАЭС).
В связи с этим потребуется решить следующие отраслевые задачи:
1. Освоение на базе передовых технологий в основном отечественного производства экономически доступных ресурсов газа в традиционных и новых (Восточная Сибирь и Дальний
Восток) районах и на континентальном шельфе Российской Федерации с общим приростом добычи газа до 40 %.
2. Расширение, модернизация и оптимизация мощностей ЕСГ с учетом необходимости создания новых экспортных маршрутов и дальнейшей газификации российских регионов, в частности создание газотранспортной инфраструктуры в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке с возможностью ее интеграции в ЕСГ.
3. Обеспечение глубокой переработки газа с месторождений со сложным компонентным составом, включающим ценные компоненты, в том числе гелий.
4. Диверсификация экспорта газа, в том числе на основе увеличения производства СПГ в
3 – 6 раз, и существенное (в 5 – 9 раз) увеличение поставок газа, в том числе СПГ, на рынок АТР.
5. Стимулирование потребления и соответствующее расширение производства газомоторного топлива.
25
До 2020 года в силу ряда причин во многом будет сохраняться текущая структура рынка газа; первым шагом к созданию конкурентного внутреннего рынка газа может стать установление равных экономических условий для справедливой конкуренции, а в перспективе – полная либерализация при совершенствовании системы ценообразования на внутреннем рынке газа.
При этом существующая полнота функций ПАО «Газпром» будет сохраняться; будет обеспечена финансовая прозрачность разделения видов деятельности внутри самой компании, в том числе в отношении объема инвестиционных и операционных затрат в монопольной сфере деятельности для контроля за ценообразованием на услуги компании.
В отношении альтернативы «регулирование цен или переход к рыночным ценам на газ» на первом этапе предусматривается совершенствование государственного регулирования цен на сетевой газ в перспективе создания условий для межтопливной конкуренции на внутренних энергетических рынках. На втором этапе предусматривается переход от регулирования оптовых цен на газ к рыночным механизмам ценообразования и регулированию тарифов на транспортировку газа по магистральным газопроводам, в том числе услуг подземных хранилищ газа (ПХГ), с учетом необходимости развития рыночной конкуренции.
При этом на всех этапах должна быть обеспечена безубыточность поставок природного газа на внутренний рынок.
Предполагается дальнейшая либерализация и развитие производства СПГ (что в том числе будет способствовать диверсификации направлений экспорта газа), а также возможность доступа независимых поставщиков к единому каналу экспорта сетевого газа.
В зависимости от экономической конъюнктуры внешних рынков газа и состояния ТЭБ
России возможно продолжение импорта газа из государств Центральной Азии, однако с учетом мультипликативных эффектов для экономики страны преимущество будет отдаваться добыче газа на территории России.
Решению указанных задач будут способствовать следующие меры: постепенная ликвидация перекрестного субсидирования поставок газа в различные регионы России и различным группам потребителей; упрощение процедуры подключения потребителей к ЕСГ; принятие законодательных основ регулирования участия независимых производителей газа в газификации регионов; развитие практики реализации природного газа на организованных торгах (товарных биржах и в торговых системах); совершенствование механизма недискриминационного доступа к услугам по транспортировке газа по трубопроводам, включая ПХГ, с одновременным поэтапным
26 выравниванием тарифов на оказание услуг по транспортировке для всех производителей газа и внедрением иных мер направленных на совершенствование тарифообразования; рассмотрение возможности предоставления ПАО «Газпром» реализовать природный газ по ценам в пределах коридора оптовых цен, устанавливаемого регулятором; строительство новых газоперерабатывающих и газохимических комплексов в Западной и Восточной Сибири для обеспечения комплексной переработки газа базовых месторождений углеводородного сырья и производства продукции с высокой добавленной стоимостью; формирование к 2025 году общего рынка газа ЕАЭС.
На втором этапе акцент в развитии российской газовой промышленности должен быть сделан на расширение сферы использования газа в экономике как ценного химического продукта, что вызовет соответствующие изменения в общей структуре потребления газа.
Широкое использование в отрасли получат новые технологии, в частности за счет их применения к 2035 году ожидается снижение удельного расхода газа на перекачку газа.
Диверсификация экспорта и развитие внутреннего рынка газа позволят преодолеть текущий спад и увеличить добычу природного и попутного газа на 6 – 11 % на первом этапе и в 1,2 – 1,4 раза к 2035 году.
Достижение указанных объемов будет обеспечено за счет увеличения добычи газа в районе
Обско-Тазовской губы, создания новых экспортно-ориентированных центров добычи на полуострове Ямал, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, а также в акваториях морей.
Росту экспорта газа, в частности, будет способствовать сокращение ценового дифференциала между нефтью и газом. При этом в консервативном сценарии практически не изменится, а в оптимистическом увеличится на 30 % экспорт газа на европейский рынок, и в 5 – 9 раз вырастут поставки на азиатский рынок.
Рис. 3
Рис. 4
27
Развитие гелиевых производств в Российской Федерации связано в первую очередь с разработкой гелийсодержащих месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока и вводом в эксплуатацию газоперерабатывающего завода (ГПЗ) в Амурской области, что позволит осуществить широкомасштабный выход российского гелия на мировой рынок. С этой целью планируется развитие инфраструктуры для транспортировки жидкого гелия на Дальнем Востоке, а также создание системы долгосрочного хранения гелия, поскольку потенциальный уровень производства товарного гелия может превышать возможности сбыта.
3.3. Нефтегазохимическая промышленность
В период с 2008 по 2015 год производство нефтегазохимического сырья (этан, СУГ, нафта) увеличилось на 64 %, а его использование для производства нефтегазохимической продукции и крупнотоннажных полимеров возросло почти на 43 %. С 2012 года в нефтегазохимии началась активная стадия реализации целого ряда крупных инвестиционных проектов. Введены в эксплуатацию мощности по производству полистирола, АБС-пластиков, полиэтилентерефталата, пропилена, полипропилена и поливинилхлорида. Построен ШФЛУ-провод Пуровск-Тобольск.
В то же время российская нефтегазохимическая отрасль сталкивается со следующими
ключевыми вызовами и проблемами: дефицит мощностей для производства мономеров (прежде всего, мощностей пиролизов); неразвитость спроса традиционных отраслей-потребителей нефтехимической продукции (строительство, ЖКХ, автомобилестроение, приборостроение, электроника и электротехника, упаковка и др.); инфраструктурные ограничения транспортировки нефтегазохимического сырья; высокая степень зависимости внутреннего рынка от импорта нефтегазохимической продукции, а нефтегазохимических производств – от импорта оборудования и материалов.
В связи с этим необходимо решить следующие
1 2 3 4 5 6 7 8