Современное состояние и перспективы развития нефтяной промышленности

Современное состояние и перспективы развития нефтяной промышленности

Содержание

1. Современное состояние и перспективы развития нефтяной отрасли России. 3

2. Современное состояние и перспективы развития газовой отрасли России. 5

Список литературы.. 8

Современное состояние и перспективы развития нефтяной отрасли России

В настоящее время нефтяной сектор топливно-энергетического комплекса России является одним из наиболее устойчиво работающих производственных комплексов российской экономики.

Нефтяной комплекс сегодня обеспечивает значительный вклад в формирование положительного торгового баланса и налоговых поступлений в бюджеты всех уровней. Этот вклад существенно выше доли комплекса в промышленном производстве. На его долю приходится более 16% произведённого ВВП России, четвёртая часть налоговых и таможенных поступлений в бюджеты всех уровней, а также более трети поступающей в Россию валютной выручки.

Такие высокие показатели связаны со значительным ресурсным и производственным потенциалом нефтяной отрасли. В недрах России сосредоточено около 13% разведанных запасов нефти. Эти ресурсы расположены в основном на суше (примерно 3/4). Примерно 60% ресурсов нефти приходится на долю районов Урала и Сибири, что создаёт потенциальные возможности экспорта, как в западном, так и в восточном направлениях. Экономика страны потребляет лишь менее трети добываемой нефти (включая продукты её переработки).

Добычу нефти в стране осуществляют более 240 нефтегазодобывающих организаций, причем 11 нефтедобывающих холдингов, включая ОАО «Газпром», обеспечивают более 90% всего объема добычи.

Таким образом нефтяная промышленность играет огромную роль в экономике России и всегда является актуальной темой. Стратегической задачей развития нефтяной отрасли является плавное и постепенное наращивание добычи со стабилизацией её уровня на долгосрочную перспективу.

Основные регионы добычи — открытые еще в 1960-е и 1970-е годы западносибирские месторождения, на долю которых приходится 68,1% совокупной годовой добычи. Второй в стране по объему добычи нефти — Волго-Уральский регион — находится в поздней стадии разработки продуктивных месторождений и характеризуется затухающей добычей, которая в ближайшие несколько лет начнет сокращаться.

Сегмент нефтепереработки — развит недостаточно. За все время существования демократической России на ее территории не было построено ни одного нефтеперерабатывающего завода (НПЗ).

Среди российских сырьевых гигантов лидирующее положение по объемам добычи нефти и газа традиционно занимает ЛУКОЙЛ.

На сегодняшний день в России можно выделить три типа крупных нефтекомпаний. Первые являются составной частью и во многом основой финансово-промышленных групп. К их числу можно отнести ЮКОС, ТНК, СИДАНКО, «Сибнефть». Эти нефтяные компании управляются выходцами из финансово-банковской среды. Соответственно, их стратегия ориентируется, главным образом, на финансовый результат.

Ко второму типу относятся компании, возглавляемые менеджерами, выращенными и воспитанными нефтегазовой отраслью. Прежде всего, это ЛУКОЙЛ и «Сургутнефтегаз». В своей деятельности эти корпорации ориентируются на отраслевые приоритеты: повышение эффективности добычи нефти и использования скважин, ресурсосбережение, социальную защищенность работников.

Наконец, третья группа компаний включает в себя те, в управлении которыми важную роль по-прежнему играет государство в лице центральных (на 100% принадлежащая государству «Роснефть») или региональных («Татнефть» и «Башнефть») органов власти. По мнению экспертов, эти представители нефтяной отрасли сильно уступают ВИНК первых двух типов и по финансовой эффективности, и по отраслевым показателям.

Три указанных типа компаний отличаются друг от друга прежде всего подходом к использованию недр. Если ориентированные на максимальную эффективность добычи ЮКОС и "Сибнефть" стараются работать только на скважинах с максимальным дебитом и, соответственно, с наивысшей отдачей на вложения, то ЛУКОЙЛ и "Сургутнефтегаз" продолжают эксплуатировать скважины, даже если выход продукции становится невысоким.

Известно, что за последнее 10-летие нефтяная промышленность России продемонстрировала достижение бесспорно фантастических, неожиданных для всего мира результатов.

Положение дел в нефтяной отрасли, в первую очередь, определяется ценами на мировом рынке, динамика которых непредсказуема.

Современная ситуация на рынке характеризуется высоким уровнем неопределенности и непредсказуемости. Что будет с нефтяными ценами в перспективе, не смогут предсказать даже экстрасенсы. В этих условиях нефтяным компаниям практически невозможно сколько-нибудь достоверно планировать свою деятельность как на текущий, и так и последующие годы.

Низкие цены на нефть на мировом (и российском) рынках могут вызвать ряд стратегически значимых отрицательных явлений.

Нефтяная промышленность России – стратегически важное звено в нефтегазовом комплексе – обеспечивает все отрасли экономики и население широким ассортиментом моторных видов топлива, горюче-смазочных материалов, сырьем для нефтехимии, котельно-печным топливом и прочими нефтепродуктами. На долю России приходится около 13% мировых запасов нефти, 10% объемов добычи и 8,5% её экспорта. В структуре добычи основных первичных энергоресурсов на нефть приходится около 30 процентов.

Рубрика: Технические науки

Дата публикации: 17.01.2017 2017-01-17

Статья просмотрена: 5846 раз

Библиографическое описание:

Лунина Д. С., Покровская Р. Ю. Современное состояние и перспективы развития нефтеперерабатывающего комплекса России // Молодой ученый. — 2017. — №3. — С. 118-121. — URL https://moluch.ru/archive/137/38296/ (дата обращения: 01.01.2020).

В статье рассматривается проблемы развития нефтегазового комплекса Российской Федерации в современных социально-экономических условиях, дан обзор развития нефтедобывающего комплекса Хабаровского края, описаны приоритетные направления научно-технического развития в сфере разведки и добычи углеводородов.

Ключевые слова: нефтеперерабатывающий комплекс, риски, перспективы развития

Современный этап развития нефтеперерабатывающей отрасли происходит в условиях замедления темпов роста российской экономики и динамично меняющейся внешнеполитической и экономической ситуации. Можно отметить следующие негативные тенденции рассматриваемого периода:

– резкое падение цен на нефть, обусловленного перенасыщением рынка и превышением предложения нефти над спросом;

– рост конкуренции и глобализации мирового рынка, приводящих к ухудшению рыночных позиций Российской Федерации, в том числе утрате лидерства в добыче газа из-за роста производства сланцевого газа в США;

– необходимости перестроения системы сбыта и инфраструктуры в связи со смещением спроса на энергоресурсы из Европы в сторону развивающихся экономик (АТР, БРИКС);

– ухудшения геополитической ситуации, введения санкций против российского ТЭК, ограничивающих доступ к ключевым технологиям, оборудованию и международному капиталу, а также, потенциально, к рынкам сбыта.

Основным и чрезвычайно серьезным риском сегодня является высокая зависимость от импортных технологий и иностранных инвестиций. Санкции, ограничивающие доступ к кредитным ресурсам, инвестициям и технологиям, способны нанести серьезный урон устойчивому развитию и глобальной конкурентоспособности не только ТЭК, но и всей экономики. На первом месте здесь стоит скорейшее импортозамещение, которое должно пониматься шире, чем просто замена одних технологий и оборудования другим. Нужно создание отечественных и адаптирование зарубежных технологий по всей «цепочке» — от добычи до переработки нефти и газа, развитие отечественного нефтесервиса, экономическое и научно-техническое сотрудничество с государствами, не поддержавшими санкции, ускорение интеграционных процессов в рамках Евразийского экономического союза.

Читайте также:  Укладка электрического теплого пола на деревянный пол

Экономика РФ традиционно испытывает значительное влияние со стороны мирового рынка нефти. Особенности структуры российского экспорта (на углеводороды пришлось порядка 66 % экспорта или около 330 млрд. долл. в 2014 г., по данным ФТС) обуславливают высокую зависимость платежного баланса и, соответственно, курса национальной валюты от цен на углеводороды. Помимо этого наблюдается заметное влияние конъюнктуры рынка нефтепродуктов на цены на моторные топлива внутри РФ. Рассмотрение и анализ взаимосвязи внутреннего и внешнего рынков может позволить проанализировать текущую ситуацию и понять возможные дальнейшие изменения.

События 2014/2015гг. продемонстрировали перелом ряда долговременных тенденций мирового развития и начало нового этапа существенно более жесткой конкуренции за энергоресурсы. Вместе с тем они стали дополнительным стимулом в работе по импортозамещению, внедрению инноваций и прорывных технологий, развитию человеческого капитала в ТЭК.

Нефтяная промышленность — отрасль тяжелой индустрии, которая включает в себя разведку нефтяных и нефтегазовых месторождений, бурение скважин, добычу нефти и попутного газа, трубопроводный транспорт нефти. Одним из основных экспортируемых товаров России является нефть. Сегодня в российской экономике нефть и нефтедобывающая промышленность играет уникальную и значимую роль.

Нефтегазовая промышленность в настоящее время играет наиболее важную роль для экономического развития страны, т. к. она считается наиболее конкурентоспособным сегментом производства на мировой арене. При этом текущее состояние нефтегазовой отрасли России открывает возможности по дальнейшему развитию комплекса. Россия, как крупнейший игрок на газовом и один из ведущих на нефтяном рынке с каждым годом существенно прибавляет в росте экономических показателей за счет как раз нефтегазового производства.

По состоянию на 01.01.2016 г., добычу нефти и газового конденсата (нефтяного сырья) на территории Российской Федерации осуществляли 299 организаций, имеющих лицензии на право пользования недрами. В том числе:

– 117 организаций, входящих в структуру 11 вертикально интегрированных компаний (ВИНК), на долю которых по итогам года приходится суммарно 87,0 % всей национальной нефтедобычи;

– 179 независимых добывающих компаний, не входящих в структуру ВИНК;

– 3 компании, работающие на условиях соглашений о разделе продукции (операторы СРП).

За прошедший год отраслевая структура добычи нефтяного сырья не претерпела существенных изменений:

– доля ВИНК снизилась на -1,1 процентных пункта (пп) и составила 87,0 %;

– доля независимых производителей, соответственно, выросла на +1,1 пп до 10,2 %;

– доля операторов СРП сохранилась на уровне 2014 г. — 2,8 %.

Рост добычи нефти и газового конденсата (далее — «нефть» или «нефтяное сырье») в целом по Российской Федерации в 2015 г., по сравнению с 2014 г., составил 7,4 млн тонн (+1,4 %). В таблице 1 представлена информация об объемах добычи нефти. [1]

Добыча нефти вРФ (млн т.)

Российская нефтяная промышленность и сейчас одна из крупнейших в мире. По общему объему переработки нефти Россия входит в пятерку мировых лидеров, уступая лишь США и Китаю. Это место Россия напрямую унаследовала от бывшего СССР — все крупнейшие НПЗ были построены до 1991 года. Сейчас российская нефтепереработка объединяет более 30 крупных заводов с объемами переработки более 1 млн. тонн нефти и несколько десятков мелких.

Если по объемам перерабатываемой нефти Россия в числе лидеров, то по структуре производства нефтепродуктов и технической оснащенности заводов наша страна до сих пор отстает от стран Запада. По данным компании «Альянс-Аналитика», выход мазута в российской нефтепереработке в 2012 году составил 29% объема переработанной нефти, автобензина — 14,3%, дизельного топлива — 27,8%. Для сравнения: в США выход бензина составляет более 46%, дизельного топлива — 27%, мазута — всего 4%. В странах ЕС выход бензина около 25%, дизельного топлива — 44%, мазута — 14%.

То, что российская нефтепереработка ориентируется в первую очередь на производство мазута и дизельного топлива при сравнительно небольшом выходе бензиновых фракций, во многом объясняется советским наследием: дешевая собственная нефть позволяла плодить самые примитивные НПЗ, без процессов вторичной и третичной переработки, которых особо и не требовалось, ведь основным потребителем моторных топлив в СССР был грузовой транспорт. Свою роль сыграло и территориальное распределение инвестиций в нефтепереработку в последние десятилетия советской власти: почти все новые НПЗ, за исключением разве что Ачинского завода в Красноярском крае, строились за пределами современной России — в Литве, Белоруссии, Казахстане.

После распада СССР и формирования первых ВИНК модернизацией НПЗ почти никто не занимался. В частности, в 1990_е в основном завершались лишь те проекты, которые были начаты еще в 1980-х. Тогда была проведена модернизация Киришского завода, контролируемого «Сургутнефтегазом», группы уфимских и Московского НПЗ, оказавшихся под контролем региональных властей.

И лишь в начале 2000-х у российских нефтяников появилось как минимум два серьезных резона инвестировать в нефтепереработку — изменение структуры внутреннего спроса и введение государством дифференцированных пошлин на экспорт нефти и нефтепродуктов.

В настоящее время по мощностям и объему переработки нефти Россия занимает третье место в мире после США и Китая. В 2012 г. суммарные производственные мощности по первичной переработке нефти в России несколько снизились и составили 279 млн тонн, что отчасти связано с началом активной модернизации установок и выводом мощностей по производству топлива ниже класса Евро-3 (табл. 4). На фоне этого в 2012 г. значительно вырос объем первичной переработки нефти (на 10 млн тонн) и достиг максимального значения за последние 20 лет — 265,8 млн тонн, что привело к историческому максимуму загрузки установок по первичной переработке нефти (95%).

Табл. 1. Основные показатели нефтеперерабатывающей промышленности России в 1990 — 2012 гг.

Увеличение объемов переработки нефти обусловлено, прежде всего, ростом спроса на автомобильный бензин и авиационный керосин. Так, производство бензинов выросло на 4,1% — до 38,2 млн тонн и приблизилось к уровню 1990 г. Производство авиационного керосина за год выросло более чем на 10% и составило около 10 млн тонн. Вместе с тем произошло незначительное сокращение выпуска дизельного топлива: с 70,6 млн тонн в 2011 г. до 69,7 млн тонн в 2012 г. Несмотря на вводимые пошлины на экспорт темных нефтепродуктов, продолжилось наращивание объемов экспорта мазута, что способствовало росту производства мазута на 1,6%.

Читайте также:  Правильное вращение диска болгарки

В результате роста спроса на автомобильный бензин и керосин, а также наращивания объемов экспорта низкокачественных нефтепродуктов рост переработки (3,6%) оказался выше роста добычи нефти (1,3%), что привело к увеличению доли перерабатываемой в стране нефти до уровня более 51,3%. Несмотря на ускоренный рост производства бензина и авиационного керосина, глубина переработки нефти снизилась с 70,8% в 2011 г. до 70,5% в 2012 г., что существенно ниже уровня многих развитых и развивающихся стран (85%).

В структуре выпуска нефтепродуктов в России продолжает доминировать производство тяжелых и средних фракций, прежде всего мазута и дизельного топлива. В 2012 г. доля дизельного топлива в структуре производства нефтяных топлив и масел составила около 35,2%, мазута топочного — 37,6%, бензина автомобильного — 19,3%, прочих нефтепродуктов (авиационного бензина, авиакеросина, масел и др.) — 7,9%. При этом доля высокооктанового бензина (92 и 95) в общем объеме производства автомобильного бензина выросла с 89,5% в 2011 г.

В 2000-е гг. значительная часть дизельного топлива и мазута стала поступать на экспорт по ценам ниже цен сырой нефти, что привело к повышенному спросу на них на международных рынках, возобновился быстрый рост средних и тяжелых дистиллятов. Соотношение экспортных пошлин на нефть, темные и светлые нефтепродукты не стимулируют изменение структуры выпуска продуктов российских НПЗ. В 2012 г. по-прежнему было более выгодно экспортировать мазут и дизельное топливо (как полупродукты) для переработки в странах-реципиентах, чем наращивать объемы глубокой переработки нефти внутри страны, при этом цена и качество российского бензина не выдерживают конкуренции с европейской продукцией. Основная часть производимого в России автомобильного бензина поставляется на внутренний рынок, в то время как более половины дизельного топлива и около 78% мазута экспортируются.

В настоящее время в России функционируют 32 крупных НПЗ и более 200 малых НПЗ (МНПЗ). Кроме того, ряд газоперерабатывающих заводов также занимаются переработкой жидких фракций. В отрасли имеет место высокая концентрация производства — в 2011 г. 88,8% (236,1 млн тонн) всей переработки жидких УВ осуществлялось на НПЗ, входящих в состав восьми вертикально интегрированных нефтегазовых компаний (табл. 5). Около 8,8% (23,3 млн тонн) перерабатывалось крупными НПЗ, не входящими в структуру ВИНК, на долю мини-НПЗ пришлось порядка 2,4% (6,4 млн тонн). Ряд российских компаний — «ЛУКОЙЛ», «ТНК-ВР», «Газпром нефть», «Роснефть» — владеют нефтеперерабатывающими заводами либо планируют покупку и строительство НПЗ за рубежом — на Украине, в Румынии, Болгарии, Сербии, Китае и др.

В приложении представлена таблица объема первичной переработки жидких УВ в России в 2011 — 2012 гг.

По итогам 2012 г. «Роснефть» — лидер по объему первичной нефтепереработки — 51,5 млн тонн, или 19,4% от общего объема первичной переработки в стране. Значительные объемы нефти и конденсата перерабатывают заводы «Группы Газпром» — 45,2 млн тонн, ЛУКОЙЛа — 44,7 млн тонн, ТНК-ВР — 24,9 млн тонн, «Сургутнефтегаза» — 20,6 млн тонн.

Второй год подряд наибольший рост объемов переработки нефти показывает компания «Татнефть» благодаря началу эксплуатации в 2011 г. и полной загрузки мощностей в 2012 г. завода «ТАНЕКО». Тестовая переработка нефти на заводе, мощностью около 7 млн тонн в год, началась осенью 2011 г., в декабре того же года НПЗ вышел на рабочую мощность. Благодаря новому заводу общая переработка «Татнефти» выросла более чем в 3 раза: с 2,2 млн тонн в 2011 г. до 7,2 в 2012 г., обеспечив тем самым более половины прироста первичной переработки нефти в России.

Кроме «Татнефти» значительный прирост перерабатываемой нефти показала «Группа Газпром» (4,5%, или 1,9 млн тонн), прежде всего за счет проведенной модернизации и увеличения выпуска автомобильных бензинов на 14,5% на Омском НПЗ. Среди независимых крупных нефтеперерабатывающих заводов значительный рост объемов переработки нефти был отмечен на Афипском НПЗ и в ОАО «Орскнефтеоргсинтез». Так, благодаря завершению очередного этапа реконструкции Афипского НПЗ в конце 2011 г. компания смогла существенно нарастить объем первичной переработки нефти: с 3,9 млн тонн в 2011 г. до 4,8 млн тонн в 2012 г. После продажи компанией «РуссНефть» пакета акций «Орскнефтеоргсинтеза» в июле 2011 г. завод показывает высокие темпы роста переработки. Так, в 2012 г. первичная переработка нефти выросла на 10,7% и составила 5,8 млн тонн, при этом выпуск бензинов за тот же период увеличился на 27%.

Остальные крупные нефтеперерабатывающие компании («Роснефть», «ЛУКОЙЛ», «Сургутнефтегаз», «Башнефть», «ТНК-ВР») продемонстрировали разнонаправленную динамику объемов переработки, обусловленную, главным образом, происходящими в отрасли активными процессами модернизации и реконструкции НПЗ. Так, ЛУКОЙЛ снизил объемы переработки в 2012 г. на 1,7% в связи с реконструкцией завода «Нижегороднефтеоргсинтез» и снижением переработки на 1 млн тонн. Переработка нефти компанией «Сургутнефтегаз» в 2012 г. снизилась на 2,5% (0,5 млн тонн) в связи с реконструкцией завода «Киришинефтеоргсинтез». «Башнефть» сократила первичную переработку нефти на 1,4% в связи с проводившейся плановой реконструкцией и связанной с ней остановкой Уфимского НПЗ. Компания «ТНК-ВР» нарастила объемы переработки относительно 2011 г. на 3%, что стало возможным благодаря завершению реконструкции установки гидроочистки топлива на Саратовском НПЗ, строительству установки изомеризации пентан-гексановой фракции, а также реализации прочих инвестиционных проектов.

Первичная переработка «Роснефти» за 2012 г. выросла на 0,8%. При этом наибольший прирост переработки (240 тыс. тонн) обеспечила Ангарская нефтехимическая компания, где завершилась реконструкция ряда объектов переработки. Стоит отметить существенное увеличение перерабатывающих мощностей Туапсинского НПЗ с 5,2 млн тонн в 2011 г. до 8,1 млн тонн в 2012 г., что стало возможным благодаря установке 3 реакторов гидрокрекинга, а также комплексу других мероприятий. В целом в результате коренной реконструкции Туапсинского НПЗ, запущенной в 2005 г., планируется увеличить мощность завода до 12 млн тонн, а глубину переработки — до 96,5%.

Читайте также:  Прокладка сантехническая 1 дюйм

Также отметим, что в 2012 году в нефтеперерабатывающей отрасли начался достаточно активный процесс модернизации.

Согласно данным Росстата, по итогам января-сентября 2012 года инвестиции в производство нефтепродуктов выросли относительно аналогичного периода 2011 года на 28.3% до 191.7 млрд руб. В июле 2011 года Федеральная антимонопольная служба, Ростехнадзор, Росстандарт и 12 нефтяных компаний заключили соглашения, в рамках которых нефтяники обязались модернизировать свои НПЗ для перехода на производство более качественных видов нефтепродуктов (до 2015 года), а начиная с 2015 года обеспечить достаточное для внутреннего рынка производство моторного топлива класса Евро-5.

Согласно установленному плану, в 2012 году нефтяные компании должны были вести в эксплуатацию и реконструировать 20 установок. И хотя план был выполнен лишь на три четверти, но тем менее это соглашение стимулировало приток инвестиций в отрасль. Многие НПЗ заявили о начале выпуска топлива класса Евро-3 и выше. Отметим также, что с 1 января 2013 года начал действовать новый техрегламент, который запрещает оборот на территории РФ автомобильного топлива экологического класса ниже Евро-3. Напомним, что это ограничение должно было вступить еще в 2011 году, однако в связи с возникновением топливного кризиса, оно было отсрочено на начало 2013 года.

По мнению экспертов РИА Рейтинг, в 2013 году рост производства в отрасли составит около 2%. Снижение темпов роста будет связано с активной модернизацией заводов и выводом из оборота топлива Евро-2. Например, Роснефть ожидает падение переработки на своих заводах примерно на 3%. При этом дефицита топлива в связи с введением нового техрегламента не ожидается в связи с возможным поступлением недостающих объемов топлива необходимого экологического класса из Республики Беларусь.

Вертикально-интегрированные нефтяные компании, по которым имеются данные, продемонстрировали разнонаправленную динамику производства нефтепродуктов. Снизил производство ЛУКОЙЛ, что отчасти объясняется реконструкцией завода ЛУКОЙЛ-Нижегородоргсинтез. Также из-за реконструкции, проводимой на Киришском НПЗ, сократил производство Сургутнефтегаз. Отрицательная динамика производства отмечена и у Башнефти. Мощности по переработке этой компании выше мощностей по добыче, поэтому недостающие объемы сырья она покупает на свободном рынке. При этом, как следует из данных Башнефти, производство бензина на ее НПЗ сократилось за год на 2.8%, производство дизельного топлива — на 2.4%, тогда как производство мазута увеличилось на 9.6%. Остальные компании увеличили нефтепереработку.

При этом рост производства у «Роснефти» был сравнительно небольшим. Как свидетельствует отчетность компании, выпуск нефтепродуктов был увеличен, в основном за счет керосина, производство которого выросла за год на 24.6% до 1.5 млн тонн. Выпуск высокооктанового бензина вырос в 2012 году на 1.5%, низкооктанового — на 0.2%. Вместе с тем снизились выпуск дизельного топлива (на 0.2%) и мазута (на 3.1%).

Наивысший темп роста переработки нефти наблюдался у ТНК- ВР. Как следует из данным МЭР переработка нефти в компании выросла за 2012 год на 14.7%. По мнению экспертов РИА Рейтинг, оценка МЭР вызывает сомнения, так как, согласно данным Росстата, переработка нефти в Рязанской области, где распложен крупнейший перерабатывающий актив ТНК-ВР, переработка нефти за год сократилась на 1.8%. Вряд ли другие заводы компании смогли столь существенно компенсировать спад производства на Рязанском НПЗ.

Минэнерго во исполнение поручений Правительства представлен проект генеральной схемы развития нефтяной отрасли до 2020 г.

Проект разработан с учётом Энергетической стратегии России на период до 2030 г. При подготовке проекта учтены также стратегии развития ключевых отраслей промышленности.

Генсхема предусматривает комплексное развитие всех подотраслей нефтяного сектора геологоразведки, разработки и обустройства месторождений нефти и газового конденсата, утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ), реализации нефти и нефтепродуктов, переработки нефтяного сырья и транспортной инфраструктуры. Цель этого документа — определить в перспективе до 2020 г. условия, обеспечивающие максимальный бюджетный и экономический эффект от функционирования нефтяной отрасли, а также основные направления её развития в разрезе регионов, сроков и основных инвестиционных проектов.

Генсхема включает прогнозы изменения внутреннего и внешнего рынков нефти и нефтепродуктов, отражает оценку перспектив развития добычи нефти, газового конденсата и попутного газа с учётом объёмов рентабельной добычи на действующих месторождениях и новых инвестиционно-привлекательных проектов.

Проект призван обеспечить синхронизацию геологоразведочных работ и ввода в эксплуатацию новых месторождений с развитием трубопроводной инфраструктуры и мощностей по переработке нефти.

В сфере нефтепереработки генсхема предусматривает комплекс мер по повышению эффективности работы отрасли, в числе которых — внедрение новых технологий, строительство новых установок, снижение экспортных поставок мазута с последующей переработкой избыточного мазута в реактивное и дизельное топливо, сокращение энергопотребления, решение экологических проблем при переработке нефти.

Реализация генсхемы позволит к 2020 г. обеспечить уровень добычи жидких углеводородов в объёме 505 млн т, достигнуть глубины переработки нефти в размере 85% при сохранении объёмов переработки на уровне 230-240 млн т, обеспечить комплексное развитие нефтедобывающих регионов, создать новые рабочие места в нефтяной, строительной и смежных отраслях.

За 20 лет намечается ввести, соответственно по вариантам, 15-21 млн.т мощностей каталитического крекинга, 43-53 млн.т гидрокрекинга, 13-15 млн.т замедленного коксования. Для улучшения качества моторных топлив предлагается ввод 10-11 млн.т мощностей каталитического риформинга и 8-10 млн.т мощностей изомеризации и алкилирования, 55-69 млн.т гидроочистки средних дистиллятов.

Объем каталитического крекинга увеличится с 18 млн.т в 2009 г. до 26-27 млн.т (по вариантам) в 2020 г. и 29-36 млн.т в 2030 г. При этом будут выведены из эксплуатации все оставшиеся установки с шариковым катализатором. Существенно возрастет объем процесса гидрокрекинга с 8 млн.т в 2009 г. до 30 млн.т в 2020 г. и до 43-53 млн.т в 2030 г. Почти в 4 раза увеличится к 2020-2030 гг. объем коксования — до 15 млн.т. Загрузка каталитического риформинга изменится незначительно с 21 млн.т в 2009 г. до 25 млн.т в 2020 г. и 25-27 млн.т в 2030 г. по вариантам. Гидроочистка дизельных и керосиновых фракций увеличится с 55 млн.т в 2009 г. до 82-88 млн.т в 2020 г и 80-99 млн.т в 2030 г.

Ссылка на основную публикацию
Adblock detector