<p>рост объемов переработки нефти (рис. 10) *. К 2010 году он может
достигнуть 190-200 млн. т/год и к 2020 году - 190-215 млн. т/год с
одновременным увеличением глубины переработки до 75 процентов в
2010 году и до 80-85 процентов к 2020 году. Объем производства
моторных топлив (автомобильного бензина, дизельного топлива,
авиакеросина) может увеличиться до 100-110 млн. т в 2010 году и до
115-135 млн. т в 2020 году. Выход светлых нефтепродуктов увеличится
с 54 процентов в 2002 году до 66-68 процентов в 2020 году. При
критическом варианте развития объем переработки нефти будет
снижаться и может составить в 2020 году немногим более 170 млн. т.
Начиная с 2005-2006 годов по мере увеличения экспорта нефти и
консолидации российскими нефтяными компаниями активов ряда
зарубежных нефтеперерабатывающих заводов будет происходить снижение
экспорта нефтепродуктов, прежде всего "полупродуктов" (прямогонного
мазута, ряда марок дизельного и бункерного топлива) .
Основное направление развития нефтепереработки - модернизация
и реконструкция действующих нефтеперерабатывающих заводов с
опережающим строительством мощностей по углублению переработки
нефти, повышению качества нефтепродуктов и производству
катализаторов.
Реконструкция и модернизация НПЗ предусматривает опережающее
развитие технологических комплексов по углублению переработки
нефти и повышению качества продукции с использованием таких
процессов, как каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование
остатков, висбкрекинг, а также внедрение современных технологий по
каталитическому риформингу бензинов, гидроочистке дизельных топлив
и топлив для реактивных двигателей, изомеризации, алкилированию,
гидродепарафинизации и деароматизации, получению
кислородосодержащих высокоактивных добавок.
Необходимо ликвидировать отставание в производстве
современных моторных масел, для чего предусматривается развивать
производство высокоиндексных базовых масел и эффективных присадок
к маслам различного назначения.
В целях приближения производства нефтепродуктов к их
потребителям возможно строительство новых высокоэффективных
нефтеперерабатывающих заводов средней мощности в районах
концентрированного потребления нефтепродуктов, а в удаленных
северных и восточных районах допустимо развитие сертифицированных
малых заводов с полным циклом переработки нефти.
Целевой задачей отрасли является также обеспечение
необходимым сырьем нефтехимической промышленности, стоимость
продукции которой на порядок выше стоимости продукции собственно
нефтепереработки. Рост потребности химической и нефтехимической
промышленности в углеводородном сырье даже в условиях широкого
внедрения ресурсосберегающих технологий уже к 2010 году составит
(против уровня 2002 года) 2-2, 5 раза.
Значительное повышение качества нефтепродуктов и доведение
его до экологически обоснованных стандартов - одно из важнейших
условий выведения нефтеперерабатывающей отрасли на современный
технический уровень, достижение которого обеспечит потребности
страны в качественном моторном топливе, смазочных маслах, сырье
для нефтехимии и других нефтепродуктах. Требования к качеству
производимых нефтепродуктов должны быть закреплены законодательно.
Повышение требований к качеству нефтепродуктов и модернизация
предприятий нефтепереработки обеспечат улучшение экологической
обстановки, снижение удельных энергетических затрат при
производстве продукции. Так, только прекращение производства
дизельного топлива с содержанием серы выше 0, 2 процента и рост
потребления малосернистого дизельного топлива в России (уже в
2005 году на 9 млн. т) снизят суммарные выбросы в атмосферу
оксидов серы от использования моторного топлива более чем в два
раза.
Приоритетными направлениями научно-технического прогресса в
нефтепереработке являются:
разработка и создание катализаторов для гидрогенизационных
процессов с высокой гидрообессеривающей активностью и
гидрокрекирующей способностью, высокоэффективных реагентов,
адсорбентов и абсорбентов, новых видов высокооктановых
кислородсодержащих добавок к бензинам, а также разработка
технологий их производства;
повышение качества дизельного топлива и авиационного керосина
на основе глубокой гидроочистки и гидроароматизации;
получение малосернистого котельного топлива и малосернистого
сырья для деструктивной переработки;
разработка технологии и модульного оборудования для
переработки тяжелых нефтяных остатков за счет термического
о
воздействия до 430 C без водорода;
разработка технологии производства кокса игольчатой структуры
и гидрогенизационных технологий для производства базовых
компонентов масел, освоение процессов изокрекинга и
изодепарафинизации.
Инновационная программа должна обеспечить условия для
реализации этих приоритетных направлений.
Достижение намечаемых параметров развития
нефтеперерабатывающей промышленности потребует соответствующего
роста инвестиций, основными источниками которых будут собственные
средства нефтяных компаний.
_______________
*Не приводится.
Развитие транспортной инфраструктуры нефтяного комплекса
Дальнейшее развитие транспортной инфраструктуры нефтяного
комплекса России обусловлено следующими основными факторами:
необходимостью иметь собственные нефтеналивные терминалы для
морских поставок нефти на экспорт;
целесообразностью формирования новых экспортных маршрутов
российской нефти и нефтепродуктов;
появлением новых центров добычи нефти на востоке страны
(Восточная Сибирь, Республика Саха (Якутия) , шельф острова
Сахалин) ;
снижением добычи нефти в европейской части страны, в первую
очередь в Волго-Уральском и Северо-Кавказском регионах;
появлением крупных центров добычи нефти в Каспийском регионе
с последующей транспортировкой нефти по российской системе
магистральных трубопроводов;
необходимостью иметь резерв нефтетранспортных мощностей для
обеспечения транзита нефти по российской системе трубопроводов;
необходимостью расширения наиболее эффективного
нефтепродуктопроводного транспорта.
Наиболее полно действие всех этих факторов проявится при
благоприятных вариантах развития экономики России и конъюнктуры
международных нефтяных рынков.
Предусматриваются следующие основные направления развития
систем транспортировки нефти:
Северо-Балтийское направление - строительство второй очереди
Балтийской трубопроводной системы с увеличением мощности
направления до 62 млн. т нефти в год и создание в условиях
благоприятного и оптимистического вариантов
социально-экономического развития новой трубопроводной системы для
экспорта нефти с перевалочным комплексом на Кольском полуострове
(до 120 млн. т нефти в год) ;
Каспийско - Черноморско - Средиземноморское направление -
развитие маршрутов транзита нефти прикаспийских стран СНГ путем
увеличения пропускной способности трубопровода Атырау - Самара до
25-30 млн. т нефти в год и нефтеналивных морских терминалов в
Новороссийске и Туапсе до 59 млн. т нефти в год, а также достижение
проектной мощности нефтепровода Каспийского трубопроводного
консорциума (67 млн. т в год) ;
Центрально-Европейское направление - соединение трубопроводных
систем "Дружба" и "Адрия" с целью поэтапного (5-10-15 млн. т в год)
увеличения экспорта нефти из России и стран СНГ через
нефтеперевалочный терминал в порту Омишаль (Хорватия) . Объединение
трубопроводных систем Центральной и Восточной Европы в "единую
систему";
Восточно-Сибирское направление - обеспечение формирования в
Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) новых центров добычи
нефти и выход России на энергетический рынок
Азиатско-Тихоокеанского региона определяет необходимость создания
нефтепроводной системы Ангарск - Находка (мощностью до 80 млн. т
в год) с ответвлением на Китай (г. Дацин) ;
Дальневосточное направление - создание оптимальной
транспортной инфраструктуры, отвечающей требованиям рационального
пользования недрами, в том числе в рамках проектов "Сахалин-1" и
"Сахалин-2", с учетом перспектив освоения нефтегазовых ресурсов в
районе острова Сахалин.
Реализация части этих направлений потребует сооружения новых
и развития действующих морских нефтеэкспортных терминалов.
Для оптимизации экспортных поставок нефтепродуктов с
крупнейших нефтеперерабатывающих заводов предусматривается
строительство нефтепродуктопроводов
Сызрань - Саратов - Волгоград - Новороссийск, Андреевка -
Альметьевск, а также Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск и
перевалочного комплекса в городе Приморске.
Решения по конкретным направлениям развития транспортировки
нефти и нефтепродуктов будут приниматься Правительством Российской
Федерации с учетом необходимости загрузки существующей
транспортной инфраструктуры.
В целях снижения зависимости страны от внешних рисков, а
также повышения возможности транспортировки нефти стран
Содружества Независимых Государств через территорию России
целесообразно осуществлять государственную поддержку проектов,
направленных на создание транспортной инфраструктуры в направлении
российских морских терминалов для экспорта энергоресурсов.
Приоритетными направлениями научно-технического развития в
области трубопроводного транспорта являются:
создание высоконадежных ресурсосберегающих экологически
чистых технологий, оборудования и приборов для обеспечения
высокого качества работ при строительстве, эксплуатации и
реконструкции систем трубопроводного транспорта;
разработка новых технических средств обнаружения, локализации
и ликвидации аварий на трубопроводном транспорте.
Возможным направлением совершенствования экономических
отношений в сфере транспортировки нефти по системе магистральных
трубопроводов является внедрение "банка качества нефти",
позволяющего осуществлять компенсацию компаниям потерь от смешения
нефти из различных месторождений при ее транспортировке.
Реализация проектов реконструкции и развития трубопроводных
систем для транспортировки нефти и нефтепродуктов обусловливает
существенный рост объемов инвестиций, источниками которых будут
собственные средства открытых акционерных обществ "АК "Транснефть"
и "АК "Транснефтепродукт" и средства инвесторов, с обеспечением
путем установления регулируемых цен (тарифов) экономически
обоснованной доходности инвестируемого капитала.
Предусматривается дальнейшее совершенствование
государственного регулирования деятельности организаций
транспортных трубопроводных систем страны (нефтяной и
нефтепродуктовой) как субъектов естественных монополий.
Регулируемые государством тарифы на транспортировку нефти и
нефтепродуктов должны учитывать как фактор обеспечения
конкурентоспособности жидкого топлива, так и необходимость
формирования финансовых ресурсов, достаточных для реализации
принятых инвестиционных решений.
В целом нефтяной комплекс в настоящее время располагает
достаточными источниками инвестиций для реализации предусмотренных
настоящим документом направлений его развития.
3. Газовая промышленность
Стратегическими целями развития газовой промышленности
являются:
стабильное, бесперебойное и экономически эффективное
удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на газ;
развитие единой системы газоснабжения и ее расширение на
восток России, усиление на этой основе интеграции регионов страны;
совершенствование организационной структуры газовой отрасли с
целью повышения экономических результатов ее деятельности и
формирования либерализованного рынка газа;
обеспечение стабильных поступлений в доходную часть
консолидированного бюджета и стимулирование спроса на продукцию
смежных отраслей (металлургии, машиностроения и других) ;
обеспечение политических интересов России в Европе и
сопредельных государствах, а также в Азиатско-Тихоокеанском
регионе.
Для достижения этих целей предусматривается решение следующих
основных задач:
рациональное использование разведанных запасов газа,
обеспечение расширенного воспроизводства сырьевой базы отрасли;
ресурсо- и энергосбережение, сокращение потерь и снижение
затрат на всех стадиях технологического процесса при подготовке
запасов, добыче и транспорте газа;
комплексное извлечение и использование всех ценных
компонентов попутного и природного газа;
формирование и развитие новых крупных газодобывающих районов
и центров в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, на полуострове
Ямал и на шельфах арктических и дальневосточных морей;
развитие газоперерабатывающей и гелиевой промышленности;
развитие газотранспортной инфраструктуры для использования
возможности освоения новых газодобывающих районов и диверсификация
экспортных поставок газа.
Перспективные уровни добычи газа в России будут в основном
определяться теми же факторами, что и нефти, однако большее
значение будут иметь внутренние цены на газ.
Прогнозируемые объемы добычи газа в стране будут существенно
различаться в зависимости от того или иного варианта
социально-экономического развития России. При оптимистическом и
благоприятном вариантах развития добыча газа в России может
составить примерно 645-665 млрд. куб. м в 2010 году и возрасти до
710-730 млрд. куб. м к 2020 году (рис. 11) *. При умеренном варианте
добыча газа прогнозируется в объеме до 635 млрд. куб. м в 2010 году
и до 680 млрд. куб. м к 2020 году. При развитии событий по
критическому варианту добыча газа в стране начнет сокращаться уже в
ближайшее время и стабилизируется до 2010 года на уровне 555-560
млрд. куб. м в год. И лишь во втором десятилетии начнется рост
добычи газа с достижением к 2020 году уровня первой половины 90-х
годов (610 млрд. куб. м) .
Конкретные объемы добычи газа будут уточняться в зависимости
от экономического спроса на энергоресурсы, уровня регулируемых
государством цен на газ, объемов инвестиционных ресурсов, динамики
либерализации внутреннего рынка газа и темпов реформирования
газовой отрасли.
Необходимо отметить, что в рассматриваемой перспективе
ожидается существенный рост объемов добычи газа независимыми
производителями с 73 млрд. куб. м (12 процентов) в настоящее время
(2002 год) до 105-115 млрд. куб. м (17 процентов) в 2010 году и
140-150 млрд. куб. м (20 процентов) в 2020 году. При этом добыча
газа открытого акционерного общества "Газпром" возрастет с 522
млрд. куб. м в 2002 году до 580-590 млрд. куб. м в 2020 году, или
на 11-13 процентов.
Добыча газа будет осуществляться и развиваться как в
традиционных газодобывающих районах, основным из которых является
Западная Сибирь, так и в новых нефтегазовых провинциях в Восточной
Сибири и на Дальнем Востоке, на европейском севере (включая шельф
арктических морей) и полуострове Ямал.
К настоящему времени базовые месторождения Западной Сибири,
обеспечивающие основную часть текущей добычи, в значительной мере
уже выработаны (Медвежье на 75, 6 процента, Уренгойское (сеноман)
на 65, 4 процента, Ямбургское (сеноман) на 54, 1 процента) . В
2002 году на месторождениях с падающей добычей получено свыше
80 процентов газа в России.
Основным газодобывающим районом страны на рассматриваемую
перспективу остается Ямало-Ненецкий автономный округ, где
сосредоточено 72 процента всех запасов России. Для поддержания
добычи на месторождениях, находящихся на поздней стадии
разработки, а также принятия дополнительных мер по использованию
остающегося на них низконапорного газа потребуются новые
технологические решения и значительные дополнительные средства. В
период до 2010 года компенсация падения добычи газа будет
обеспечиваться в основном за счет освоения новых месторождений
этого района и подготовленных к освоению горизонтов и площадей
разрабатываемых месторождений.
Стратегическим приоритетным регионом добычи газа на
долгосрочную перспективу станут полуостров Ямал, а также акватории
северных морей России. Освоение месторождений этого региона
требует значительных объемов инвестиций в связи с удаленностью от
существующей системы магистральных газопроводов, необходимостью
решения ряда сложнейших задач в области сооружения скважин и
газопромысловых объектов в зоне многолетне-мерзлых грунтов,
прокладки газопроводов, внедрения новых технологических решений и
технологий, обеспечивающих сохранение окружающей среды в
объективно сложных условиях Заполярья.
При благоприятных внешних и внутренних условиях добыча газа в
Западной Сибири может составить 565 млрд. куб. м в 2010 году и
520-540 млрд. куб. м в 2020 году. При критическом варианте добыча
газа на Ямале откладывается на более поздние годы, а общая добыча в
Западной Сибири стабильно снижается в течение всего
рассматриваемого периода.
Другим крупным районом газодобычи в 2010-2020 годах станет
Восточная Сибирь. Здесь, а также в районах Дальнего Востока добыча
газа будет развиваться на базе освоения Ковыктинского
газоконденсатного месторождения в Иркутской области, Чаяндинского
нефтегазоконденсатного месторождения в Республике Саха (Якутия) ,
месторождений углеводородов в Красноярском крае, а также шельфовых
месторождений на Сахалине. Развитие газовой промышленности в этом
регионе будет исходить из приоритетности поставок газа российским
потребителям, создания максимально благоприятных условий для
социально-экономического развития Восточной Сибири и Дальнего
Востока, координации и оптимизации перспективных проектов освоения
месторождений и транспортировки газа, повышения надежности
газоснабжения страны в целом посредством расширения единой системы
газоснабжения на Восток.
При благоприятных условиях ежегодная добыча газа в Восточной
Сибири и на Дальнем Востоке может увеличиться до 50 млрд. куб. м к
2010 году и до 110 млрд. куб. м к 2020 году. При умеренном и
критическом вариантах добыча газа будет составлять примерно 25-30
млрд. куб. м в 2010 году и 55-95 млрд. куб. м в 2020 году.
В европейской части России добыча газа прогнозируется в объеме
40 млрд. куб. м в 2010 году и 65-85 млрд. куб. м в 2020 году.
Наряду с освоением крупных месторождений целесообразно
вовлекать в разработку и так называемые "малые" месторождения газа,
прежде всего в европейской части страны. По оценкам, только в
Уральском, Поволжском и Северо-Западном регионах на этих
месторождениях можно ежегодно добывать до 8-10 млрд. куб. м газа.
Независимые производители будут развивать и наращивать добычу
газа в первую очередь на Яро-Яхинском, Юрхаровском, Таркосалинском
(Западная Сибирь) , Хвалынском (Северный Каспий) , Ковыктинском и
Чаяндинском (Восточная Сибирь и Дальний Восток) месторождениях.
Необходимость освоения новых сложных месторождений газа и
формирования соответствующей инфраструктуры при ухудшении</p>
Документы
Поиск по документам
Материалы не найдены