Итоги социально-экономического развития Российской Федерации в 2000-2007 гг. 5
| Вид материала | Документы |
- 3. Основные итоги социально-экономического развития Катайского района в 2000-2007 годах, 2083.07kb.
- Концепция долгосрочного социально экономического развития российской федерации москва, 2213.07kb.
- Концепция долгосрочного социально экономического развития российской федерации москва, 2301.44kb.
- Концепция долгосрочного социально экономического развития российской федерации москва, 3099.21kb.
- Концепция долгосрочного социально экономического развития российской федерации москва, 2297.78kb.
- Концепция долгосрочного социально экономического развития российской федерации москва, 2301.81kb.
- Итоги за 9 месяцев Основные показатели по итогам развития экономики Северодвинска, 60.93kb.
- Итоги социально-экономического развития России 20 4 Стратегия Российской Федерации, 386.88kb.
- Концепци яфедеральной целевой программы «Развитие телерадиовещания в Российской Федерации, 1367.38kb.
- Пояснительная записка к прогнозу социально-экономического развития Ростовской области, 428.93kb.
10.2. Нефтегазовый комплекс
Структура добычи (производства) и потребления первичных топливно-энергетических ресурсов
К 2020 году прогнозируется снижение энерго- и электроемкости экономики России на 30-45% и 20-30% соответственно относительно 2007 года до уровня, близкого современной энергоемкости ВВП Канады, но выше энергоемкости ВВП отдельных развитых стран (США, Франции, Японии и др.). При этом потребление энергии на душу населения, по расчетам, окажется ниже современного уровня развитых стран. Добыча (производство) первичных топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) с 2007 года по 2020 год возрастет при инерционном сценарии развития на 18-19%, при энерго-сырьевом сценарии – на 32-34%. При более высоких темпах развития экономики по инновационному сценарию (среднегодовом темпе роста ВВП 106,5%) добыча ТЭР увеличится на 28 процентов. Такой прирост добычи сможет обеспечить спрос экономики при условии опережающего повышения эффективности использования ресурсов и снижении энергоемкости ВВП на 40-45%. Предполагается, что добыча первичных ТЭР с 2020 года до 2030 год увеличится еще на 8-12% в зависимости от сценария развития.
Структура добычи (производства) первичных ТЭР,
(% в общем объеме ТЭР)
| год | вариант | первичные ТЭР | ||||
| уголь | нефть | газ | электроэнергия ГЭС, АЭС | прочие | ||
| 2010 г. | 1 | 11,6 | 38,4 | 43,3 | 6,2 | 0,5 |
| | 2 | 11,8 | 38,5 | 43,1 | 6,1 | 0,5 |
| | 3 | 11,8 | 38,5 | 43,1 | 6,1 | 0,5 |
| 2015 г. | 1 | 12,2 | 36,4 | 43,9 | 7,0 | 0,5 |
| | 2 | 13,0 | 35,4 | 44,3 | 6,8 | 0,5 |
| | 3 | 12,5 | 36,2 | 44,0 | 6,7 | 0,6 |
| 2020 г. | 1 | 12,5 | 34,2 | 44,8 | 8,0 | 0,5 |
| | 2 | 13,4 | 33,1 | 43,9 | 9,2 | 0,4 |
| | 3 | 12,9 | 33,5 | 44,3 | 8,7 | 0,6 |
| 2030 г. | 1 | 13,9 | 31,0 | 44,7 | 9,8 | 0,6 |
| | 2 | 14,7 | 29,3 | 41,5 | 13,9 | 0,6 |
| | 3 | 14,5 | 30,0 | 42,3 | 12,7 | 0,5 |
Структура потребления первичных топливно-энергетических ресурсов России значительно отличается от среднемировых показателей, где доля газа ниже российской в 2 раза (24%), а угля и нефти выше соответственно в 1,5 и 2 раза (24% и 38%).
Структура внутреннего потребления первичных ТЭР,
(% в общем объеме ТЭР)
| год | вариант | первичные ТЭР | ||||
| уголь | нефть | газ | электроэнергия ГЭС, АЭС | прочие | ||
| 2010 г. | 1 | 15,7 | 18,9 | 54 | 10,5 | 0,9 |
| | 2 | 16,1 | 18,7 | 53,9 | 10,4 | 0,9 |
| | 3 | 16,1 | 18,7 | 53,9 | 10,4 | 0,9 |
| 2015 г. | 1 | 16,5 | 18,9 | 52,4 | 11,3 | 0,9 |
| | 2 | 18,5 | 18,3 | 51,7 | 10,6 | 0,9 |
| | 3 | 17,5 | 18,7 | 51,9 | 11,0 | 0,9 |
| 2020 г. | 1 | 16,9 | 18,1 | 51,4 | 12,7 | 0,9 |
| | 2 | 18,7 | 17,4 | 49,2 | 13,9 | 0,8 |
| | 3 | 17,8 | 18,0 | 50,0 | 13,5 | 0,7 |
| 2030 г. | 1 | 18,3 | 16,1 | 49,3 | 15,3 | 1,0 |
| | 2 | 19,1 | 15,7 | 44,3 | 20,1 | 0,8 |
| | 3 | 18,9 | 15,5 | 45,9 | 18,8 | 0,9 |
Тенденции изменения структуры внутреннего спроса на первичные ТЭР в России в основном адекватны тенденциям изменения структуры производства первичных ТЭР. Предусматривается увеличение доли угля и электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС и АЭС, при сокращении доли газа. Потребление угля с 2007 года по 2020 год увеличится на 30-62% в зависимости от сценария развития, с 2020 года по 2030 год – еще на 20-24%. Предусматривается интенсивный рост потребления электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС и АЭС: в зависимости от сценария развития на 43-75% в период с 2007 года по 2020 год и еще на 33-76% с 2020 года по 2030 год. Потребление газа будет расти более низкими темпами: на 17-26% и 6-10% соответственно по указанным периодам.
Нефтедобыча
В настоящее время Россия занимает пятое место в мире по разведанным запасам нефти (11%). Более 3/4 запасов нефти находятся в Западной Сибири. Свыше 50% запасов сосредоточено в уникальных крупных месторождениях, и около 40% – в крупных месторождениях. Однако более половины запасов нефти относятся к трудноизвлекаемым.
По объему добычи нефти в настоящее время Россия занимает одно из первых мест в мире. При существующем уровне добычи разведанных запасов нефти хватит более чем на 30 лет. Средняя обеспеченность запасами российских компаний выше, чем крупнейших зарубежных корпораций. До 2005 года для отрасли была характерна тенденция отставания объемов прироста разведанных запасов от объемов добычи нефти. С 2006 года наблюдается перелом в этой тенденции – уже имеет место превышение прироста запасов нефти над уровнем ее добычи.
В последние годы наблюдается замедление темпов роста добычи нефти, связанное с ухудшением структуры и качества эксплуатируемых запасов. Если в 2002-2003 годах отмечался рост темпов добычи нефти (с 9% до 11,2%), то уже с 2004 года происходило снижение темпов роста добычи с 9% до 2,1% в 2007 году.
Ухудшение качества ресурсной базы становится одной из главных проблем нефтяной отрасли. В ряде нефтедобывающих регионов наблюдается истощение активных запасов нефти. В «стародобывающих» районах 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, связанных с методами обработки пластов, а также интенсификация поисково-разведочных работ на новых площадях в действующих регионах. Объёмы геологоразведочных работ будут перемещаться в новые перспективные нефтеносные районы Севера и Востока страны, включая континентальный шельф, которые в рассматриваемой перспективе будут обеспечивать приросты добычи нефти. В связи с прогнозируемыми изменениями географии добычи и направлений транспортировки нефти в вариантах прогноза экономического развития заложены соответствующие гипотезы развития транспортной инфраструктуры.
Основными факторами, определяющими развитие нефтедобычи в перспективе, являются: качество разведанной сырьевой базы, способность нефтяных компаний снижать издержки добычи на основе мероприятий научно-технического прогресса, уровни цен на нефть на мировых рынках, параметры налогового режима, а также развитие транспортной инфраструктуры, позволяющей обеспечить независимость российского экспорта нефти.
Отмеченные факторы определяют приоритетные направления развития комплекса: стимулирование внедрения перспективных технологий добычи, формирование и развитие новых крупных центров добычи нефти, стимулирование инвестиций в разработку месторождений и развитие транспортной инфраструктуры, реализация перспективных проектов строительства трубопроводов.
Темпы роста добычи нефти замедлятся при всех вариантах развития. Внутреннее потребление нефти будет расти опережающими темпами по сравнению с добычей. Рост внутреннего потребления будет обусловлен, с одной стороны, темпами и структурными особенностями развития экономики, с другой стороны, интенсивностью внедрения ресурсосберегающих технологий. До конца прогнозного периода доля нефти, поставляемой на экспорт, будет снижаться, при этом около 85% экспортируемой нефти будет поставляться в страны дальнего зарубежья. В перспективе прогнозируется снижение зависимости экспорта от европейского направления.
В прогнозном периоде рассматриваются следующие варианты развития отрасли.
Инерционный вариант. Прогнозируется переход на позднюю стадию эксплуатации месторождений западносибирской нефтяной провинции, что к 2020 году приведет к снижению добычи нефти в этом регионе. Рост объемов добычи до 2020 года будет обеспечиваться за счет ввода отдельных новых из уже открытых месторождений, в частности, Томской области, Ханты-Мансийского автономного округа, Тимано-Печорского бассейна, Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия). Объемы добычи нефти по проектам СРП (Сахалин-1, Сахалин-2 и Харьягинское месторождение) принимаются по существующим программам их освоения. К 2015 году планируется начать освоение шельфа Каспийского моря, а к 2020 году начнется реализация проекта Сахалин-3 и освоение шельфа северных морей.
Осуществляется завершение первого этапа трубопроводного проекта «Восточная Сибирь – Тихий океан» пропускной способностью до 30 млн. тонн нефти в год с возможным ответвлением на Китай, реализация проекта строительства международного нефтепровода «Бургас–Александруполис» для транспортировки нефти в обход проливов Босфор и Дарданеллы, что позволит частично оптимизировать объемы экспорта нефти за счет разгрузки менее эффективных направлений.
Развиваются локальные нефтепроводные системы для транспорта нефти с месторождений Тимано-Печорской провинции, Приразломного месторождения и месторождений о. Сахалин.
Добыча нефти к 2010 году достигнет 500 млн. тонн с последующей стабилизацией на этом уровне до 2020 года и снижением до 490 млн. тонн к 2030 году. Экспорт нефти в 2010 году составит 256 млн. тонн и незначительно снизится к 2015 году до 255 млн. тонн с последующей стабилизацией на этом уровне до 2020 года и снижением до 245 млн. тонн к 2030 году. Доля нефти, поставляемой на экспорт, снизится с 52,7% в 2007 году до 50% к 2030 году.
Суммарный объем капиталовложений в добычу нефти в период 2007-2020 гг. составит более 16 трлн. рублей.
Энерго-сырьевой вариант. В дополнение к мероприятиям по первому варианту в результате влияния принятых налоговых новаций предполагается наращивание вклада в совокупные показатели российской добычи нефти со стороны новых провинций, таких как Восточная Сибирь, Республика Саха (Якутия). Планируется начало добычи нефти в российском секторе Каспийского моря с 2010 года, а также прогнозируется интенсификация добычи нефти на шельфе северных морей и в Тимано-Печорской провинции за счет намечаемого введения льготного налогообложения.
В дополнение к мероприятиям по развитию нефтепроводного транспорта по первому варианту предусматривается:
1) завершение реализации трубопроводного проекта транспорта нефти «Восточная Сибирь – Тихий океан» с экспортом в страны АТР исходя из развития ресурсной базы Восточной Сибири;
2) строительство второй нитки Балтийской трубопроводной системы (БТС-2) пропускной способностью 50 млн. тонн нефти в год с конечной точкой в порту Усть-Луга;
3) строительство нефтепровода Харьяга – Индига мощностью 12 млн. тонн;
4) расширение нефтепровода Каспийский трубопроводный консорциум (КТК) до 67 млн. тонн.
Реализация указанных проектов позволит диверсифицировать экспортные потоки нефти по направлениям.
Добыча нефти к 2010 году достигнет уровня 514 млн. тонн, к 2015 году – 530 млн. тонн, а к 2020 году – 545 млн. тонн, к 2030 году добыча снизится до 540 млн. тонн. При этом экспорт нефти снизится с 261 млн. тонн в 2010 году до 255 млн. тонн в 2015 году и стабилизируется на этом уровне до 2020 года. К 2030 году объем экспорта нефти снизится до 245 млн. тонн, что связано с ростом объемов нефтепереработки и снижением добычи нефти.
Суммарный объем капиталовложений в добычу нефти в период 2007-2020 гг. составит более 19 трлн. рублей.
В рамках инновационного варианта прогнозируется реализация тех же проектов по добыче и транспортировке нефти, что и во втором варианте с менее интенсивным освоением и добычей нефти на шельфе и морском дне к 2020 году.
Добыча нефти достигнет максимума (535 млн. тонн) к 2020 году, стабилизируется на этом уровне до 2025 года и снизится к концу прогнозного периода до 530 млн. тонн.
При этом экспорт нефти возрастет с 261 млн. тонн в 2010 году до 265 млн. тонн в 2015 году и снизится до 255 млн. тонн в 2020 году и до 245 млн. тонн к 2030 году за счет увеличения объемов нефтепереработки и снижения добычи нефти. Таким образом, доля нефти, отправляемой на экспорт, составит в 2030 году 46-47 процентов.
Суммарный объем капиталовложений в добычу нефти в период 2007-2020 гг. составит более 18 трлн. рублей.
Производство нефтепродуктов
В настоящее время на рынке нефти и нефтепродуктов в Российской Федерации доминирующее положение занимают 9 нефтяных компаний с вертикально-интегрированной структурой, которые осуществляют добычу и переработку нефти, а также реализацию нефтепродуктов, как крупным оптом, так и через собственную снабженческо-сбытовую сеть. Наибольшие мощности по нефтепереработке расположены в Приволжском, Сибирском и Центральном федеральных округах. Ситуация на рынке нефтепродуктов полностью зависит от стратегии нефтяных компаний, формирующейся под воздействием цен на нефть, товарной структуры и географии спроса.
За период 2002-2007 годов наблюдался устойчивый рост объемов переработки нефти со среднегодовым приростом порядка 3% в 2002-2004 годах и 5,5% в 2005-2007 годах.
Глубина российской нефтепереработки значительно ниже по сравнению с ведущими странами мира, соответственно, структура и качество выпускаемой продукции не удовлетворяют современным требованиям конкурентоспособной экономики.
Только 11 из 25 российских НПЗ относятся к категории «крекинговых», остальные практически не имеют процессов, направленных на углубление переработки нефти. При этом необходимо отметить, что 20 из 25 заводов работают по 40-50 лет.
При сложившихся в настоящее время условиях развития российской экономики, а именно зависимости от мировых цен на нефть, вопросы развития качественного и конкурентного рынка топлива внутри страны в увязке с мерами таможенно-тарифной политики являются стратегически важными. Развитие нефтеперерабатывающей промышленности в период до 2020 года будет характеризоваться: ростом мощностей деструктивных процессов (термический крекинг, висбкрекинг, каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование); ростом мощностей облагораживающих процессов (каталитический риформинг на облагораживание бензинов, изомеризация, гидроочистка топлив, сернокислотное алкилирование, производство оксигенатов); повышением доли мощностей вторичных процессов по отношению к первичной переработке нефти; ростом производства светлых нефтепродуктов (автобензин, дизельное топливо и др.) и снижением производства мазута топочного.
Для реализации мер по повышению качества спроса и стимулирования инвестиций нефтяных компаний в нефтепереработку необходимо:
1. Введение в действие:
технических нормативов выбросов для автомобильной техники, выпускаемой в обращение на территории Российской Федерации, в сроки установленные техническим регламентом;
технического регламента, устанавливающего требования к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту с ограничениями сроков их производства для экологических классов потребителей;
дополнений в налоговое законодательство, предусматривающих изменение принципа установления акцизов на нефтепродукты в зависимости от их качественных характеристик.
2. Совершенствование таможенно-тарифной политики для обеспечения баланса интересов производителей и экспортеров нефтепродуктов, потребителей внутреннего рынка и федерального бюджета, а также роста экспорта нефтепродуктов с высокой добавленной стоимостью.
В среднемировой структуре производства нефтепродуктов моторные топлива составляют 55%, котельные топлива – 25%. В России доля моторных топлив (автобензин и дизельное топливо) составляет 45%, котельных топлив (топочного мазута) – 28%. В прогнозном периоде наибольшими темпами будет расти производство бензина. Структура производства нефтепродуктов в России будет приближаться к среднемировой. Производство бензина увеличится к 2020 году на 25-60%, к 2030 году – на 40-80%, производство мазута топочного сократится к 2020 году на 28-30%, к 2030 году – на 55-60% в зависимости от вариантов развития.
На протяжении всего прогнозного периода темпы роста внутреннего потребления продуктов будут опережать рост экспорта. Структура производства нефтепродуктов российскими НПЗ не соответствует структуре спроса на нефтепродукты на внутреннем рынке. При производстве высокооктановых бензинов в объемах, удовлетворяющих спрос внутреннего рынка, производится избыточный объем дизельного топлива и мазута. К 2020 году внутреннее потребление бензина увеличится на 38-55%, к 2030 году прирост потребления бензина составит 50-85%, а сокращение потребления мазута – 30% в зависимости от вариантов развития. К 2020 году потребление бензина превысит 0,3 тонны на душу населения.
В структуре спроса на нефтепродукты экспорт составляет около 49 процентов. В настоящее время Россия занимает 4 место в мировой нефтепереработке (6%) и к 2030 году сохранит ведущее положение в мире по производству нефтепродуктов.
В перспективе структура российского экспорта нефтепродуктов приблизится к структуре мирового потребления нефтепродуктов. В настоящее время в экспорте преобладают мазут (50%) и дизельное топливо (33%), доля автобензина составляет лишь 4 процента. В структуре мирового потребления нефтепродуктов мазут составляет менее 10%, реактивное и дизельное топливо – 40%, бензин – около 30 процентов. Из-за невысокого качества нефтепродуктов, поставляемых на экспорт, они в основном используются либо в качестве сырья для последующей переработки, либо в качестве продукции, удовлетворяющей потребностям рынков таких стран, как Китай, Индия, Индонезия. Причем такой экспорт нефтепродуктов в сложившихся налоговых и тарифно-таможенных условиях выгоден нефтяным компаниям, что не способствует формированию стимулов к развитию нефтепереработки.
Варианты развития нефтеперерабатывающей промышленности отличаются как объёмами переработки нефти, программами вводимых мощностей, так и строительством новых нефтеперерабатывающих предприятий.
По инерционному варианту предполагается строительство нового нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплекса в Нижнекамске Республики Татарстан с использованием механизмов частно-государственного партнерства.
Объем переработки нефти стабилизируется на уровне 2010 года (235 млн. т) при снижении к 2020 году экспорта нефтепродуктов до 97 млн. тонн из-за роста внутреннего потребления. В результате реконструкции и модернизации нефтеперерабатывающих заводов глубина переработки нефти вырастет с 71,7% в 2007 году до 81% в 2020 году и 87% в 2030 году.
Прогнозируемый рост внутреннего спроса в 2020 году на автобензин и дизельное топливо составит около 137% и в 2030 году – 148% к уровню 2007 года. Потребление топочного мазута сократится к 2030 году на 30% к уровню 2007 года. В структуре экспорта нефтепродуктов доля светлых нефтепродуктов (автобензина и дизельного топлива) увеличится с 38% в 2007 году до 42,5% в 2020 году и 50,5% в 2030 году.
Суммарные инвестиции в 2007-2020 годах прогнозируются в размере 2,3 трлн. рублей.
В энерго-сырьевом варианте, в дополнение к первому варианту, учитывается программа вводов углубляющих вторичных процессов на заводах НК «ЛУКОЙЛ» в Нижегородской, Пермской и Волгоградской областях, НК «Роснефть» в Краснодарском крае (Туапсинский НПЗ) и в Хабаровском крае (Комсомольский НПЗ), НК «Сургутнефтегаз» в Ленинградской области (НПЗ Киришинефтеоргсинтез), а также возможное строительство новых НПЗ на конечных пунктах нефтепроводов таможенной территории Российской Федерации производственной мощностью по первичной переработке нефти 20 млн. тонн и небольших НПЗ (до 1-2 млн. тонн) в ряде регионов России.
Рост объемов нефтепереработки к 2020 году составит 280 млн. тонн и 285 млн. тонн к 2030 году. Глубина переработки нефти возрастет до 83% в 2020 году и до 90% к 2030 году. Прогнозируемый рост внутреннего спроса на автобензин и дизельное топливо в 2020 году составит около 145% и в 2030 году – 160% к уровню 2007 года. Потребление топочного мазута сократится к 2030 году на 30% к уровню 2007 года. Экспорт нефтепродуктов увеличится до 132 млн. тонн в 2020 году и практически сохранится на этом уровне к 2030 году. В структуре экспорта нефтепродуктов доля светлых нефтепродуктов увеличится с 38% в 2007 году до 54% в 2020 году и 63% в 2030 году. Экспорт топочного мазута сократится к 2020 году на 50% с последующим снижением до 80% в 2030 году к уровню 2007 года. С ростом экспорта нефтепродуктов их качество изменится, увеличится доля бензина и дизельного топлива, удовлетворяющих нормам евро-4 и выше.
Суммарные инвестиции в 2007-2020 годах прогнозируются в объеме порядка 2,7 трлн. рублей.
В инновационном варианте, в отличие от второго варианта, прогнозируется строительство нового НПЗ на одном из конечных пунктов нефтепроводов таможенной территории Российской Федерации производственной мощностью по первичной переработке нефти 10 млн. тонн. В результате реконструкции и модернизации нефтеперерабатывающих заводов глубина переработки нефти вырастет до 83% в 2020 году и 90% к 2030 году.
К 2020 году переработка нефти намечается на уровне 270 млн. тонн, 2025 году – 275 млн. тонн с последующей стабилизацией на этом уровне до 2030 года. Спрос внутреннего рынка на нефтепродукты прогнозируется практически на уровне второго варианта. Темп роста внутреннего спроса в 2020 году на автобензин и дизельное топливо составит 150% и в 2030 году - 175% к уровню 2007 года. Потребление топочного мазута сократится к 2030 году на 30% к уровню 2007 года.
Экспорт нефтепродуктов возрастет до уровня 121 млн. тонн в 2020 году с последующим незначительным снижением к 2030 году до 120 млн. тонн. При этом экспорт светлых нефтепродуктов увеличится к 2020 году на 43% и к 2030 году – на 62% к уровню 2007 года. Экспорт мазута сократится к 2020 году на 53% и к 2030 году – на 80% по отношению к 2007 году. В структуре экспорта нефтепродуктов доля светлых нефтепродуктов в 2020 году составит более 50% и в 2030 году – 60 процентов.
Суммарные инвестиции в 2007-2020 гг. прогнозируются в объеме 2,5 трлн. рублей.
Газовая промышленность
Россия занимает первое место в мире по добыче и запасам газа. Около 80% запасов газа находятся в Западной Сибири. Более 95% запасов сосредоточено в крупных месторождениях. Мелкие месторождения практически не разрабатываются. На основных газовых месторождениях происходит истощение запасов, снижение добычи на крупнейших месторождениях составило более 20% за 6 лет (с 1999 г. по 2005 г.). К 2020 и 2030 годам будет увеличиваться доля запасов, находящихся в сложных природно-климатических условиях, и доля многокомпонентных газов, требующих для эффективной разработки создания газоперерабатывающей инфраструктуры.
В период 2002-2006 годов наблюдался устойчивый рост объемов добычи газа с 595,1 млрд. куб. м в 2002 году до 656,3 млрд. куб.м в 2006 году со среднегодовым темпом роста 2,3%, а в 2007 году из-за аномально теплых погодных условий имело место незначительное снижение добычи газа (на 0,8% к 2006 году).
Увеличить общий объем добычи газа в ближайшие годы позволит ввод новых месторождений. В географии добычи газа сохранится роль Западной Сибири (за счет разработки более глубоко залегающих продуктивных горизонтов, и, в первую очередь, Надым-Пуртазовского региона, где сосредоточены основные разрабатываемые и вводимые в ближайшей перспективе месторождения), Южного Урала, Нижней Волги. Расширение газодобычи также намечается за счет регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока, месторождений полуострова Ямал, Обской и Тазовской губ, Штокмановского месторождения и других месторождений шельфа Баренцева моря. Прирост добычи газа к 2020 году составит 160-250 млрд. куб.м. в зависимости от вариантов развития.
Фактором, ограничивающим развитие добычи газа, наряду с падением добычи на действующих крупнейших месторождениях, является недостаток пропускной способности единой системы газоснабжения по сравнению с возможностями добычи независимых от ОАО «Газпром» производителей. В вариантах развития предусматривается наращивание добычи газа независимыми производителями и создание условий для их не дискриминационного доступа к транспортной инфраструктуре. Также предусматривается сокращение объемов сжигания нефтяного попутного газа.
В перспективе возрастет капиталоемкость добычи из-за сокращения разрабатываемых высокопродуктивных пластов, залегающих на небольших глубинах, и удаленности перспективных центров добычи газа от существующей транспортной инфраструктуры. Во всех вариантах социально-экономического развития прогнозируется повышение оптовых цен на газ, создающее предпосылки для наращивания капитальных вложений в разработку новых и обустройство действующих месторождений. Удовлетворение растущего совокупного спроса внутреннего и внешнего рынков на газ прогнозируется за счет привлечения ресурсов ОАО «Газпром», независимых производителей газа, нефтяных компаний и среднеазиатских государств. Доля импорта в ресурсах газа в перспективе оценивается на уровне 2%. В прогнозном периоде предусматривается сохранение импорта газа из Казахстана с Карачаганакского месторождения, который после переработки на Оренбургском ГПЗ будет возвращаться в Казахстан. При этом поставки газа в страны ближнего зарубежья будут осуществляться с учетом замещения российского газа газом из государств Средней Азии (Узбекистана и Туркменистана) в режиме международного транзита.
На уровень внутреннего потребления существенное влияние окажет формирование внутрироссийского рынка газа, который будет способствовать внедрению рыночных отношений, стимулировать межтопливную конкуренцию и внедрение энергосберегающих технологий.
Доля газа в топливно-энергетическом балансе России более чем в 2 раза выше среднемирового уровня и примерно в 2 раза выше уровня Канады, сопоставимой с Россией по климатическим условиям. Предполагается, что доля газа в энергобалансе Российской Федерации будет снижаться, но останется выше мирового значения. Объемы потребления газа в натуральном выражении возрастут по всем рассматриваемым вариантам.
Внутренний спрос на газ наибольшими темпами будет возрастать в 2008-2009 годах (103-104,5%), далее рост не превысит 101-102% в год. При прогнозируемых темпах роста экономики в зависимости от варианта развития умеренная динамика внутреннего спроса на газ будет сохраняться за счет внедрения газосберегающих технологий и перехода на другие виды топлива. При прогнозируемом росте цен на газ интенсификация процессов газосбережения начнется уже в 2008 году (рост на 25 % регулируемой цены на газ).
В структуре внутреннего потребления природного газа расход на производство электро- и теплоэнергии составляет более 35%. Потребление газа увеличится к 2020 году на 15-20% при прогнозируемом росте выпуска продукции электроэнергетики на 30-50% в зависимости от варианта развития. Высокая интенсивность снижения газоемкости обусловливается как внедрением новых ресурсосберегающих технологий, так и переходом на другие виды топлива.
Потребление газа промышленностью в качестве топлива составляет 7% от ресурсов газа. В этом секторе прогнозируется наибольшее снижение удельных расходов газа (по 10-15% за 5 лет).
Около 4% ресурсов газа потребляется промышленностью в качестве сырья. В прогнозном периоде сокращение удельного расхода газа может составить не менее 3-4% в год.
Потребление газа населением составляет около 7% ресурсов газа. Газификация регионов увеличит потребность в газе. Проектирование и строительство газопроводов низкого давления требует значительных материальных затрат (1,5-1,8 млн. руб./км). Эти работы окупаются при наличии готового к приему газа потребителя и высокой загрузке газопроводов. В то же время практика показывает, что средний уровень загрузки газопроводов-отводов в России в настоящее время не превышает 25%. Предполагается, что потребление газа населением к 2020 году будет возрастать пропорционально темпам ввода жилья (с учетом внедрения газосберегающих технологий). Уровень загрузки газопроводов увеличится до 45-50 процентов. Доля населения в потреблении газа снизится к 2020 году до 5,5-6 процентов.
Складывающиеся тенденции в динамике объема добычи и внутреннего спроса на газ позволят увеличить долю экспорта с 29,5% в 2007 году до 36% в 2020 году от объемов добычи. В прогнозном периоде основным внешним рынком российского газа останутся страны Европы. Одновременно прогнозируется диверсификация направлений экспорта. По мере освоения ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока и строительства новых газопроводов и заводов по сжижению газа появится выход на рынки газа стран Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), где основной прирост спроса ожидается за счет Китая, Японии и Кореи.
В прогнозном периоде рассматриваются следующие сценарии.
Инерционный вариант. В период после 2013 года намечается начало добычи газа на Штокмановском месторождении с поставкой в Единую систему газоснабжения и на производство сжиженного природного газа (СПГ). Освоение Ковыктинского месторождения будет осуществляться в рамках реализации региональной программы газификации Иркутской области. В рамках освоения перспективных районов полуострова Ямал начнется добыча газа на Бованенковском месторождении.
Объем добычи газа увеличится с 701 млрд. куб. м в 2010 году, до 750 млрд.куб.м в 2015 году, 815 млрд.куб.м к 2020 году и 880 млрд.куб.м к 2030 году.
Доля независимых производителей газа и нефтяных компаний к 2010 году составит 17% от общего объема добычи газа, в 2015 году эта доля превысит 20%, а к 2020 году она может быть обеспечена на уровне 22% и к 2030 году – на уровне 23 процентов.
Суммарный объем капитальных вложений в добычу газа за 2007-2020 годы составит свыше 6 трлн. рублей.
Среднегодовой прирост внутреннего потребления газа в 2007-2020 годах составит 1,3%, а его доля потребления в первичных энергоресурсах к концу периода снизится с 54,0% до 51,4 процента.
Развитие европейского направления экспорта российского газа намечается за счет ввода в эксплуатацию газопровода «Северный поток» (первая очередь – мощностью 27,5 млрд.куб.м в год), полной загрузки газопровода «Голубой поток» и строительства газопровода «Южный поток».
В рамках реализации Программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР могут быть созданы возможности для обеспечения экспорта газа в Китай.
С вводом в действие завода по производству СПГ по проекту «Сахалин-2» будут осуществляться поставки газа в страны АТР.
В целом прогнозируется рост экспорта газа с 216,7 млрд. куб. м в 2010 году до 255 млрд. куб. м в 2015 году, 287 млрд. куб. м к 2020 году и 318 млрд.куб.м к 2030 году. При этом экспорт газа в страны АТР возрастет с 13,1 млрд. куб. м в 2010 году до 14,4 млрд. куб. м в 2015 году и до 39,4 млрд. куб. м в 2020 году, что составит около 14% от общего объема экспорта.
Энерго-сырьевой вариант. В дополнение к мероприятиям первого варианта прогнозируется развитие транспортной инфраструктуры для увеличения поставок газа в Китай, наращивание мощности завода по производству СПГ в Мурманской области и объемов добычи газа на Штокмановском месторождении.
Добыча и поставки газа будут осуществляться с учетом интенсивного освоения газовых месторождений полуострова Ямал. Произойдет наращивание добычи газа Ковыктинского месторождения и начало освоения Чаяндинского месторождения в рамках реализации Программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР.
Объем добычи газа увеличится с 715 млрд. куб. м в 2010 году, до 825 млрд. куб. м в 2015 году, 900 млрд. куб. м к 2020 году и 950 млрд.куб.м к 2030 году. Доля независимых производителей газа и нефтяных компаний к 2010 году составит более 18% от общего объема добычи газа, в 2015 году – превысит 22%, а в 2020-2030 годах она может составить 23,8 процента.
Суммарный объем капитальных вложений в добычу газа за 2007-2020 годы составит около 6,6 трлн. рублей.
Среднегодовой прирост внутреннего потребления газа в 2007-2020 годах составит 1,9%, а его доля потребления в первичных энергоресурсах к концу периода снизится с 54,0% до 49,2 процента.
Экспорт газа возрастет с 222,7 млрд. куб. м в 2010 году до 301 млрд. куб. м в 2015 году и 332 млрд. куб. м к 2020 году, а к 2030 году незначительно снизится до 328 млрд.куб.метров. Экспорт газа в страны АТР к 2020 году составит более 60 млрд.куб.м, или 19,4% от общего объема экспорта.
Инновационный вариант. В условиях реализации мер по газосбережению и более интенсивной диверсификации экономики среднегодовые темпы роста внутреннего потребления газа в 2007-2020 годах составят 1,9%, а его доля потребления в первичных энергоресурсах к концу периода снизится с 54% до 50 процента.
В рамках данного варианта проекты по добыче и транспорту газа осуществляются, как и во втором варианте. Объем добычи газа увеличится с 715 млрд. куб. м в 2010 году до 800 млрд. куб. м в 2015 году, 880 млрд. куб. м к 2020 году и 930 млрд. куб.м к 2030 году.
Доля независимых производителей газа и нефтяных компаний в 2015 году превысит 22% от общего объема добычи газа, а в 2020-2030 годах она составит порядка 24 процентов.
Суммарный объем капитальных вложений в добычу газа за 2007-2020 годы составит около 6,5 трлн. рублей.
По сравнению со вторым вариантом прогнозируются более умеренные уровни экспорта газа с ростом до 283 млрд. куб. м в 2015 году, 318 млрд. куб. м к 2020 году с последующей стабилизацией на этом уровне до 2030 года. Экспорт газа в страны АТР возрастет с 13,1 млрд. куб. м в 2010 году до 39,4 млрд. куб. м в 2015 году и до 54 млрд. куб. м в 2020 году, что составит 17% от общего объема экспорта газа.
Вариант инновационного развития нефтегазового комплекса с высокими ценами на нефть. Прогнозируемые по данному сценарию высокие цены на газ стимулируют развитие угольной генерации, атомной энергетики, гидроэнергетики и производства электроэнергии на базе других ВИЭ. Повышение цен на газ вызовет интенсификацию процессов замещения газа электроэнергией, что может привести к относительному увеличению электроемкости экономики по сравнению с инновационным сценарием.
Ценовая конъюнктура на мировом рынке обусловит увеличение темпов развития высокотехнологичных производств энергоемких сырьевых отраслей (металлургия, машиностроение, особенно производство сплавов и других материалов с заданными свойствами и др.).
Прогнозируемые изменения в производственной структуре промышленности и других отраслей экономики обусловят изменения в её региональной структуре. Поскольку новые производства и сопутствующая им инфраструктура будут тяготеть к источникам более дешёвой энергии и сырья, опережающими темпами станут развиваться Сибирь и Дальний Восток.
Производство основных видов продукции ТЭК
| Наименование продукции | 2007 г. | 2020 г. прогноз | 2020 г. к 2007 г., % | 2020 г. к 2010 г., % | |||
| отчет | 1 вар. | 3 вар. | 1 вар. | 3 вар. | 1 вар. | 3 вар. | |
| Добыча топливно-энергетических полезных ископаемых, % | 101,9 | 100,6 | 100,8 | 108,1 | 115,7 | 105,4 | 109,9 |
| Нефть добытая, включая газовый конденсат, млн.т | 490,7 | 500 | 535 | 101,9 | 109,0 | 100 | 104,1 |
| Газ горючий природный (естественный), млрд.куб.м | 651 | 815 | 880 | 125,2 | 135,2 | 116,3 | 123,1 |
| Уголь, млн.т | 314,5 | 400 | 450 | 127,2 | 143,1 | 122 | 131,2 |
| Производство нефтепродуктов, % | 102,6 | 100,6 | 105,3 | 111,3 | 135,7 | 105,0 | 121,8 |
| Первичная переработка нефти, млн.т | 228,6 | 235 | 270 | 102,8 | 118,1 | 100 | 110,7 |
| Бензин автомобильный, млн.т | 35,1 | 43,8 | 54,3 | 124,8 | 154,7 | 113,8 | 131,8 |
| Дизельное топливо, млн.т | 66,4 | 77,8 | 95,9 | 117,2 | 144,5 | 110,5 | 128,7 |
| Топочный мазут, млн.т | 62,4 | 42,3 | 42,9 | 67,8 | 68,7 | 69,9 | 71,5 |
Основные показатели развития нефтегазового комплекса
-
Показатель
2007 год
отчет
2020 год (прогноз)
1 вариант
3 вариант
Доля экспорта нефти в общем объеме добычи, %
52,7
51,0
47,7
Удельный вес добычи нефти на шельфе России в общем объеме добычи, %
2,6
5,4
6,3
Глубина переработки нефти, %
71,7
81,0
83,0
Доля светлых нефтепродуктов в общем объеме производства нефтепродуктов, %
45,0
52,3
56,2
Доля светлых нефтепродуктов в общем объеме экспорта нефтепродуктов, %
38,0
42,5
50,5
Доля независимых производителей газа в общем объеме добычи, %
15,5
22,0
24,3
Доля экспорта газа в страны АТР в общем объеме экспорта газа, %
–
14,0
17,0