11.Основные проблемы развития нефтегазового комплекса.

Процессы глобализации мировой экономики в течение последних двух десятилетий привели к серьезным изменениям в отраслях нефтегазового комплекса. В связи с истощением разрабатываемых запасов усиливается глобальная конкуренция за доступ к новым источникам полезных ископаемых. Необходимость разработки новых, менее эффективных месторождений углеводородов, ведущая к значительному увеличению затрат на производство единицы продукции, непрерывный рост стоимости материально-технических ресурсов, использующихся для поддержания технического состояния и развития производственных мощностей, высокая волатильность цен на топливо, нестабильность мирового финансового рынка – все это делает весьма рискованным и проблематичным успешное развитие компаний, осуществляющих добычу, транспортировку и реализацию углеводородов. Перспективы российского нефтегазового комплекса существенно зависят от перечисленных факторов, поскольку связаны с разработкой новых неосвоенных месторождений, расположенных в труднодоступных регионах с тяжелыми климатическими и горно-геологическими условиями, и необходимостью создания соответствующей инфраструктуры.

Рост конкуренции и усиление рисков диктуют необходимость выбора новых ориентиров развития. Субъекты управления нефтегазовым комплексом России стоят перед проблемой совершенствования концептуальных подходов, методов, инструментов, используемых при подготовке и принятии стратегических решений в новой нестабильной среде. Несмотря на то, что в отраслях топливно-энергетического комплекса уже сформированы управленческие структуры, отвечающие специфике деятельности в рыночных условиях, учитывая высокую инерционность и капиталоемкость российского нефтегазового комплекса, жизненно необходимо уже в данный момент  и в дальнейшем на постоянной основе в целях достижения устойчивости и эффективности его развития в долгосрочной перспективе совершенствовать методы управления, и в первую очередь, стратегической направленности.

Структура ресурсов нефти и газа, величина их запасов, качество, степень изученности и направление хозяйственного освоения оказывают непосредственное влияние как на экономический потенциал страны в целом, так и на социальное развитие ее регионов. В условиях социально-экономических реалий стратегическое значение для национальной экономики страны имеет проблема комплексного и сбалансированного освоения углеводородного потенциала. При этом, следует учитывать, что основные целевые установки при подготовке стратегии освоения и использования углеводородного потенциала России должны быть ориентированы, по крайней мере, на ряд факторов, связанных с необходимостью расширения и повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ, повышением нефте- и газоотдачи продуктивных пластов, освоением новых нефтегазовых ресурсов, в том числе в Восточной Сибири, Дальнем Востоке, а также в шельфовой зоне.

В силу ряда причин предприятия российского нефтегазового комплекса осуществляют масштабный экспорт газа, а также нефти и продукции переработки углеводородных ресурсов, причем в основном характеризующаяся низким уровнем передела. Данный факт вызывает опасения за перспективу развития комплекса и страны в целом, которая должна осуществляться на инновационной основе в ходе проведения в ближайшей перспективе масштабной модернизации всех сфер хозяйства. Данным предприятиям требуется выход на новый уровень, одним из ключевых направлений которого должно стать продвижение конечной наукоемкой продукции, в результате глубокой переработки углеводородного сырья. Кроме того, важно обеспечить усиление присутствия национальных предприятий нефтегазового комплекса в хозяйстве других стран (приобретение акций зарубежных компаний, создание на территории других государств совместных предприятий, участие в проектах зарубежных нефтегазовых компаний), что отчасти уже сегодня осуществляется.

12. Нефтяная промышленность РФ: современное состояние и проблемы.

Отрасль пром-ти—совокупность п/п или организаций, харак-щихся общностью выполняемых ф-ций в системе ОРТ и произ-ва продукции.

Н/пром-то должна обеспечить потребность населения и н/хоз-ва в э/ресурсах.

ГРР: только ~50% ресурсов переводится в запасы. К-т кратности по нефти 22-24 г, 750 млрд. т.=13% мир-х запасов, год. добыча 2003г.=348млн. т., 2006- 470 млн т

Несовпадение заруб и отеч классификации запасов (А+В и А+В+С1 у нас).

↑ числа открытий мелких м/р-ний, 2200 м/р-й, 80% запасов в 1230 м/р-х, находящихся в разработке. Разведанность 33%: 0,5% в В.Сибири91% З.Сибири.

Большая часть запасов находится в В и З Сибири, в районе Тюмени, в Евро части крупных м/р-й нет, разрабатываемые—затухающей добычи.

Проблемы:

1. Ухудшение запасов:

• Знач часть запасов в разработанных м/р-ях, на крыльях и т.п.;

• Высокая обводненность (в сред. 70%, Саматлор 90%);

• ¼ ресурс базы на глубине 3-5км, еще 1/4 –на глубине >5км;

• ↑ удаленность от пром центров.

2. Проедание запасов: прирост запасов 20-30% от добычи, максимум у Сургутнефтегаза 78%.

3. Ухудшение условий разработки новых м/р-й: Д.Восток, Северные моря, Ямал, Черное море.

4. ГРР в перестройку была практически разрушенадля того, чтобы выжить добывают и продают нефть на этапе разведки, торгуют геолог информацией.

5. Падение добычи нефти: 610 млн. т (87г.)303 млн. т.(98г.):

• За 3 года ликвидировано бюджетное финансирование.

• Внут: ↓ дебита скв-н (87-98 ↓ в 1,5 раза)

• ↑ фонда бездействующих скв: 23 тыс скв (96)38тыс. в день (2001), 680 тыс. ремонтов/год. Т.е. крайне низкая надежность оборудования. Сейчас за счет ин. помощи ресурс ↑ до 100 дней. Кроме того, НК сами останавливают скв.

13. Газовая промышленность РФ: современное состояние и проблемы.

Газовая пром-ть—соск-ть хоз-щих субъектов, обеспеч-х разведку, стр-во скв-н, добычу, тр-т, хранение и переработку газа.в годы р-м сохранила целостность, проявила себя наиболее устойчивой и эф-ной отраслью ТЭК. Обеспечивает >45% внут-го э/потребления, создает >25% валютной выручки и ок 20% налог‑х поступлений в бюджет.

Сырьевая база: ситуация лучше, чем в др отр-х ТЭК. Запасы 470 трлн. куб. м в 770 м/р-ниях (338 разраб-ся, 73 подготовлены к пром освоению).92% запасов на суше, остальное на шельфе. Высокая концентрация запасовудобно разр-ть.

20 м/р-й—уникальные (>500 млрд. куб. м—75% всех запасов: Ямбург, Уренгой, Медьвежье).

115 курпных (30-500 млрд. куб. м)—22%

Высокая монополизация пром-ти: 65 запасов € Газпрому, 177 лицензий на разведку и добычу, выявлено 60 стр, открыто 12 м/р-й (2003-2004 г).

Отсутствие бюдж фин-янехватка ср‑в ↓ темпов воспроизв-ва МСБ, с 94г прирост запасов не компенсирует добычу.

Прогнозир-ся усложнение стр-ры залегания запасов↓ эфф-ти ГРР и ↓ размеров открываемых м/р-й, ↓ доли метановых и ↑ доли этановых и H2S-сод-щих газов↑ потребности в очистке и переработке.

Обеспеченность запасами газа=80 лет.

Добыча газа: при переходе к рынку Газпром ф‑нировал стабильноблагоприятный климат для развитиипроводится реорг-я и стр-ная перестройка при сохранении производственного потенциала, что позволило избежать значительного ↓ объемов произ-ва.

Энергетическая стратегия предусматривает  Qдоб до 650млрд.куб.м,а г/к—в 5 раз до 40-47 млн. т за счет ввода в экспл-ю новых м/р-й Надым-Пур-Тазовского района.

Транспорт: 150тыс. км, 42 млн. кВт устан-я мощность агрегатов. высокий физ износ: 80%. Главные задачи: модернизация ГКС ( КПД до 32-38%), поддержание технич и экол безопасности г/пр, э/сбережение. Решается программой реконструкции и технического перевооружения действующих г/пр (приоритетная задача по отношению к строи-ву новых г/пр). Направления работ: замена труб (40%), замена ГКС (60%),  КПД ГКС,  потребности в газе на собств нужды, э/сбережение,  объема вредных выбросов.  потребности в кап и мат ресурсах (отр Кемкая). Ввод новых г/пр для подсоед-я к магистральным. Связь с Европой: «Ямал», в Ю.Е. и Турцию—«Голубой Поток».

Хранение: ПХГ—22 шт. в РФ+мощности за пределами РФ(Германия, Украина, Латвия). Мах сут отбор газа в ПХГ систем-ки . Ур развития ПХГ не обеспечивает регулир-я неравномер-ти и резервир-я потреб-ти. К 2030г. предпол-ся расшир-е сис с  го отбора в 1,7-2,5 раза.

Переработка: много примесей H2S, He, жирного газа. У Газпрома 6 ГПЗ (мощность переработки—51млрд.куб.м газа и 24млн.т. конденсата). Мах мощность—Оренбургский завод (ГПЗ+Не завод), ГПЗ: Астраханский, Сосногорский; Тюменские ГПЗ: Сургутский, Уренгойский газохим-й комплекс, Тобольский ГПЗ. +ГПЗ ВНИИ Газа. 90% произв-ва S=Оренбург +Астрахан ГПЗ. Развитие связано с углублением переработки и конденсата, расширение г/хим процов и произв-ва моторных топлив.

14. Нефтеперерабатывающая промышленность: современное состояние и проблемы.

28 НПЗ различного профиля, мощность 300 млн. т. в год. Год объемы переработки : 99г—169 млн. т., 02—185 млн. т. Загрузка мощностей ~60% (наиб. выгодна загрузка 80-85%) перерасход издержек перерабоки.

Глубина переработки 65-70% всл-е ориентации на первичные проц-ы и произ-во мазута. ОФ изношены на 80%.

Осн направления развития: рстр-ция, модернизация НПЗ, наращивание мощностей втор проц-ов,  н/прод, обеспечение сырьем НХС.

Энергетическая стратегия предусматривает  объемов переработки до 220-225 млн. т. в год и  глубины переработки до 75-80% к 2010 и до 85% к 2020 г.