Нефтегазовый комплекс

Структура добычи (производства) и потребления первичных топливно-энергетических ресурсов

Добыча и производство первичных топливно-энергетических ресурсов (далее – ТЭР) в 2030 году прогнозируется на уровне 104-127% к 2011 году (в зависимости от сценария развития).

В структуре добычи и производства первичных энергоресурсов в долгосрочный период произойдет увеличение доли газа, электроэнергии на ГЭС и АЭС, в меньшей мере угля и снижение доли нефти. На рост доли газа будут оказывать влияние увеличение спроса (из-за преимуществ по экологическим и потребительским свойствам газа), замедление темпов развития атомной энергетики в мире. Немаловажную роль в снижении доли нефти в структуре российского топливно-энергетического комплекса играют ресурсные ограничения.

Структура добычи (производства) первичных ТЭР

(%в общем объеме ТЭР )

год	вариант	первичные ТЭР
уголь	нефть	газ	электроэнергия ГЭС, АЭС	прочие
		11,9	39,7	41,8	6,0	0,6
	А	12,4	35,7	43,6	7,7	0,6
1, 2	12,3	36,1	44,0	7,2	0,4
C	12,0	35,9	44,5	7,1	0,5
	A	13,1	31,3	44,5	10,5	0,6
1, 2	12,9-12,7	33,2-32,8	44,2-44,8	9,1-9,2	0,6-0,5
C	12,1	32,7	45,5	9,1	0,6

Ожидается, что экспорт ТЭР к 2030 году составит 92-128% к уровню 2011 года, а совокупная доля их экспорта в общем объеме производства первичных энергоресурсов – 41-47% против 46% в 2011 году.

Структура потребления первичных топливно-энергетических ресурсов России значительно отличается от среднемировых показателей, где доля газа ниже российской в 2,2 раза (23,7%), а угля и нефти выше соответственно в 1,9 и 1,7 раза (30,3% и 33,1%).

Структура внутреннего потребления первичных ТЭР,

(% в общем объеме ТЭР)

год	вариант	первичные ТЭР
уголь	нефть	газ	электроэнергия ГЭС, АЭС	прочие
		15,7	19,6	53,2	10,3	1,2
	A	15,1	19,2	52,2	12,5	1,0
1, 2	15,4	19,0-18,9	53,1-53,4	11,6-11,3	0,9-1,0
C	15,4	19,0	54,2	10,4	1,0
	A	14,4	19,1	50,3	15,2	1,0
1,2	14,1-13,9	18,7-18,5	52,5-52,7	13,7-13,8	1,0-1,1
C	13,7	18,0	53,1	14,2	1,0

Внутреннее потребление топливно-энегетических ресурсов в 2030 году составит 115-125% к уровню 2011 года. В структуре потребления ТЭР в этот период природный газ сохранит доминирующие позиции, при этом его доля будет варьироваться в пределах
50,3-53,1% к 2030 году против 53,2% в 2011 году. Доля потребления электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС и АЭС, возрастет с 10,3% в 2011 году до 13,7-15,2% в 2030 году, а нефти и нефтепродуктов снизится с 19,6% до 18-19,1 процента.

Индекс промышленного производства по виду деятельности «Добыча топливно-энергетических полезных ископаемых» в 2020 году составил 97,9-105,5% и в 2030 году – 90,4-110,9% к уровню 2011 года в зависимости от сценария развития.

Нефтедобыча

В настоящее время Россия занимает восьмое место в мире по разведанным запасам нефти (5,3%). В целом по Российской Федерации 77% доказанных запасов находятся на разрабатываемых месторождениях. Практически все разрабатываемые месторождения характеризуются высокой степенью выработанности разведанных запасов – более 60 процентов.

Структура запасов нефти новых месторождений и нераспределенного фонда характеризуется высокой долей мелких месторождений (величина извлекаемых запасов до 15 млн. тонн), удаленностью инфраструктуры, сложными геологическими условиями разработки. Только треть всех разведанных запасов являются активными, при этом 67% – это трудноизвлекаемые запасы, в том числе высоковязкие нефти – 13%, малопроницаемые коллектора – 36%, малые толщины пластов – 4%, подгазовые зоны – 14 процентов.

По объему добычи нефти в настоящее время Россия занимает одно из лидирующих мест в мире. При существующем уровне добычи разведанных запасов нефти хватит более чем на 30 лет. Темпы роста добычи нефти за последние пять лет колебались от 99,4% в кризисный 2008 год до 102,2% в 2007 и 2010 году, при этом среднегодовой темп роста добычи нефти составил 101,3 процента.

Ухудшение качества ресурсной базы становится одной из главных проблем нефтяной отрасли. В ряде нефтедобывающих регионов наблюдается истощение активных запасов нефти. В «старых» районах добычи приросты запасов в перспективе будут сокращаться. При этом предполагается вовлечение в активную эксплуатацию значительных остаточных запасов разрабатываемых месторождений за счет применения новых технологий добычи нефти, а также интенсификация поисково-разведочных работ на новых площадях в действующих регионах. Основной прирост добычи нефти в прогнозный период будет обеспечиваться за счет новых нефтедобывающих провинций (Восточная Сибирь, Дальний Восток, шельф Каспия и другие).

Основными факторами, определяющими развитие нефтедобычи, являются качество разведанной сырьевой базы, применение новых технологий, позволяющих увеличить коэффициент извлечения нефти, уровень цен на нефть на мировых рынках, налоговая политика, а также развитие инфраструктуры.

Приоритетными направлениями развития нефтегазового комплекса становятся стимулирование внедрения перспективных технологий добычи, формирование и развитие новых крупных центров добычи нефти и сопутствующей инфраструктуры.

Темпы роста добычи нефти замедлятся при всех вариантах развития. Внутреннее потребление нефти будет определяться производственными мощностями, темпами и структурными особенностями развития экономики и интенсивностью внедрения ресурсосберегающих технологий. За исключением сценария с низкими ценами на нефть прогнозируется незначительное увеличение доли нефти, поставляемой на экспорт, при этом более 82% экспортируемой нефти будет направляться в страны дальнего зарубежья. В перспективе прогнозируется снижение зависимости экспорта от европейского направления.

В прогнозный период рассматриваются следующие варианты развития отрасли.

В рамках инновационного сценария развития (вариант 2) предполагается наращивание вклада в совокупные показатели российской добычи нефти со стороны новых провинций, таких как Восточная Сибирь, Республика Саха (Якутия), а также новых месторождений Западной Сибири и Красноярского края. Объемы добычи нефти по проектам СРП (Сахалин-1, Сахалин-2 и Харьягинское месторождение) принимаются по существующим программам их освоения. К 2020 году планируется начало реализации проекта Сахалин-3 и освоение шельфа северных морей.

В 2016-2018 гг. предусматривается ввод новых крупных месторождений, таких как Юрубчено-Тохомское, Русское, Восточно-Мессояхское, Куюмбинское, Западно-Мессояхское, Тагульское.

В условиях реализации инновационных программ нефтяными компаниями с государственным участием удастся повысить коэффициент извлечения нефти (ОАО «НК «Роснефть» предусматривает повышение коэффициента с 38% в 2010 году до 42% к 2020 году), что повысит эффективность использования уже разведанных запасов и позволит замедлить снижение добычи на «старых» месторождениях. Предполагается стимулирование реализация инновационных технологий по освоению сложных залежей Баженовской свиты, что позволит стабилизировать уровень добычи в Западной Сибири.

Предусматривается реализация второго этапа строительства нефтепровода ВСТО и завершение строительства нефтепровода БТС-2. Это позволит оптимизировать экспортные поставки нефти за счет разгрузки менее эффективных направлений и снизить транзитные риски.

Добыча нефти стабилизируется на уровне 512-517 млн. тонн. К 2020 году добыча нефти составит 515 млн. тонн. Выход новых крупных месторождений на проектную мощность на некоторое время приостановит тенденцию стабилизации нефти и в 2022 году возможно увеличение добычи нефти до 517 млн. тонн. Однако к 2030 году добыча нефти снизится до 512 млн. тонн, что связано с переходом на позднюю стадию эксплуатации основных месторождений, введенных в 2016-2018 годах.

Расширение экспортных мощностей в восточном направлении позволит увеличить экспортные поставки нефти с 244 млн. тонн в 2011 году до 252 млн. тонн к 2020 году, однако к 2030 году экспорт нефти снизится до 247 млн. тонн за счет незначительного снижения европейского спроса на российскую нефть. Доля экспортируемой нефти составит в 2030 году около 48 процентов.

Суммарный объем капиталовложений в добычу нефти в сопоставимых ценах в период 2012-2030 гг. составит более 19 трлн. рублей.

Производительность труда в добыче нефти возрастет к 2020 году на 7,2% к уровню 2011 года, а к 2030 году на 28,8 процента.

Сценарий с низкими ценами на нефть (вариант А). В условиях снижения мировой конъюнктуры и отсутствия экономических предпосылок для активизации работы по освоению месторождений добыча нефти характеризуется интенсивным снижением объемов добычи на старых выработанных месторождениях и недостаточным освоением новых месторождений. Объем добычи нефти сократится до 473 млн. тонн в 2020 году и до 420 млн. тонн в 2030 году.

Снижение мирового спроса на нефть приведет к снижению экспортных поставок нефти на 23 млн. тонн в 2020 году и на 58 млн. тонн в 2030 году к уровню 2011 года.

Суммарный объем капиталовложений в добычу нефти в сопоставимых ценах в период 2012-2030 гг. не превысит 15 трлн. рублей.

По сценарию с высокими ценами на нефть (вариант С) добыча нефти будет осуществляться с учетом интенсивного освоения действующих и новых месторождений за счет повышения эффективности использования месторождений. Предполагается ввод в разработку ранее нерентабельные низкодебитные участки недр, наращивание добычи на шельфовых месторождениях и активное освоение залежей Баженовской свиты.

Добыча нефти в 2020 году возрастет до 524 млн. тонн и к 2030 году достигнет 535 млн. тонн. Экспорт нефти к 2020 году возрастет до 259 млн. тонн, а к 2030 году до 264 млн. тонн. Доля нефти, поставляемой на экспорт, в 2020-2030 гг. стабилизируется на уровне 49% от уровня добычи нефти.

Суммарный объем капиталовложений в добычу нефти в сопоставимых ценах в период 2012-2030 гг. составит около 24 трлн. рублей.

Дата добавления: 2015-11-14