Топливно-энергетический комплекс мира

     На ГПЗ в Янбу также завершены работы по наращиванию мощностей по фракционированию сжиженных газов с 11,6 до 17,4 млн. т в год в связи с дополнительными потребностями этана для нефтехимических комплексов в Янбу и Ралии.

     В январе 2009 г. компания «Сауди Арамко» подписала контракт с «Бонатти групп» на строительство завода по переработке хвостовых газов на ГПЗ в Османийи и Шедгуме. В настоящее время эти газы сжигаются в факелах. Заводы уже должны войти в эксплуатацию на момент данной публикации. В проекте разработки нефтяного месторождения Манифа на шельфе Персидского залива предусмотрено строительство ГПЗ мощностью 10,337 млрд м³ стоимостью $9 млрд для переработки нефтяных газов из месторождений на шельфе Арабийя и Хасба, расположенных вблизи месторождения Манифа.

     Необходимо отметить, что Саудовская Аравия продвинулась гораздо дальше остальных стран мира в деле  обеспечения наиболее полной и глубокой переработки природного и попутного нефтяного газов. В этой стране, как в США и Канаде, мощности ГПЗ значительно превышают объемы добычи природного и попутного нефтяного газа. Сжиженные нефтяные газы, выработанные на ГПЗ, в дальнейшем поступают на нефтехимические заводы для выработки нефтехимической продукции с высокой добавленной стоимостью.

Для разработки содержащего сероводород газового месторождения Шах (Абу-Даби) компании «Нэшнл Ойл Ко.» и «Коноко-Филипс»  намечают строительство ГПЗ мощностью 5,89 млрд м³ в год.

   В Африке на ближайшую перспективу намечается строительство нескольких небольших по мощности ГПЗ. В мае 2009 г. Национальная нефтяная компания Ганы объявила тендер на строительство ГПЗ стоимостью порядка $1 млрд для переработки нефтяного газа месторождения Джубиле. Первоначальная мощность завода определялась в 1,55 млрд. м³ в год с последующим доведением ее через три года до 6,2 млрд. м³ в год.

    В Египте компания «Дана газ» в начале 2009 г. начала добычу газа на двух расположенных в устье Нила газоконденсатных месторождениях Эль-Басант и Эль-Вастани. Для этих двух месторождений построен ГПЗ  мощностью в 1,653 млрд. м³ газа в год, включая выработку сжиженных продуктов  (234,6 тыс. т в год).

    В середине 2009 г. компания «Сонатрак» (Алжир) заключила контракт на сумму в $1 млрд. на строительство ГПЗ общей мощностью 36,2 млрд. м³ в год для переработки продукции ряда газовых месторождений (Рурде Ну Сентраль, Рурде Ну Саутвест, Рурде Адра и Рурде Адра Саут), расположенных на юго-востоке страны.

    В Азии в конце 2009 г. Китайская национальная нефтяная корпорация приступила к строительству ГПЗ в Туркменистане. ГПЗ расположен в начале газопровода Туркменистан – Узбекистан – Казахстан – КНР и рассчитан на подачу в него более 5 млрд. м³ сухого газа.   

 Несмотря  на то, что по добыче газа  Россия занимает первое место  в мире, наращивание мощностей  по его переработке, как и  увеличение производства сжиженных  газов, включая С_2+, за последнее десятилетие в стране не получило развития.                                                                             Общее количество ГПЗ в стране за последние десятилетия не претерпело каких-либо изменений. В период экономических реформ не был построен ни один ГПЗ. Из 24 ГПЗ, построенных в дореформенный период, в ведении Газпрома находится 6, и 18 – в составе нефтяных компаний. Примечательно, но при меньших объемах добычи газа в США и Канаде количество ГПЗ и газобензиновых установок в 2010 г. составляло 579 и 960 соответственно.

      Еще хуже обстоит положение в России с объемами переработки газа. В 2009 г. при добыче 632,9 млрд м³ газа в год на ГПЗ было переработано лишь 9,6 млрд м³ или около 1,6% от общего объема добычи газа. В США при добыче в том же году 623,9 млрд м³ переработано 470,2 млрд м³, т.е. 75,4% от  общего объема добычи газа. Небольшие объемы переработки газа в России крайне негативно сказываются на объемах выработки сжиженных газов газопереработки. Уровень выработки сжиженных газов в США в течение многих лет находится на уровне 56–57 млн т: по данным журнала «Ойл энд Гас Джорнэл», выработка сжиженных газов в России в 2009 г. составила всего 6,8 млн т, или в 8,3 меньше чем в США.

      Еще большее отставание от США имеет место в выработке этана, бутанов+, являющихся ценнейшим сырьем для нефтехимической промышленности. Выработка этана в России более чем в 18,7 раза меньше, чем в США, бутанов – в 5 раз. Небольшие объемы выработки сжиженных углеводородных газов оказывают крайне негативное влияние на развитие высокоэффективной нефтегазохимической промышленности в стране.

        В результате непродуманного реформирования нашей экономики наибольший урон нанесен именно нефтегазохимической отрасли, которая относится к высокотехнологичной отрасли ТЭК. Некогда крупное централизованное и четко функционировавшее нефтехимическое производство России оказалось не готовым к проведению экономических реформ и не смогло и по настоящее время приспособиться к жестким условиям рынка.

         Вместо производства готовой нефтехимической продукции с высокой добавленной стоимостью, рассчитанной на внутренне потребление и для поставки на экспорт, за рубеж экспортируется нефтехимическое сырье (сжиженные газы, широкая фракция легких углеводородов).

      В «Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2030 г.» подробно рассмотрены проблемы наращивания экспорта нефти и газа, но не уделено должного внимания развитию перерабатывающих отраслей ТЭК. Если со стороны государства не будут предприняты меры по ускоренному наращиванию перерабатывающих отраслей ТЭК и развитию высокотехнологичной нефтегазохимической промышленности, можно ожидать дальнейшее усиление сырьевой направленности экспорта, наносящего огромный вред экономике страны. (5).        

      На основании анализа прогнозных  показателей развития перерабатывающих  отраслей ТЭК различных групп  стран можно сделать следующие  выводы:

1. В нефте- и газоперерабатывающей промышленности России качество выпускаемой продукции резко отстает от аналогичных показателей индустриально развитых стран и, особенно, США.  Глубина переработки нефти на НПЗ России находится на уровне 71,6% в то время как в США – около 90%. Фактически на НПЗ США достигнут выход бензина из одной тонны нефти от 450 до 500 литров, в то время как в России около 200 литров.
2. Неудовлетворительное  положение в России складывается в газоперерабатывающей промышленности. В связи с отставанием перерабатывающих отраслей по объемам переработки и качеству вырабатываемой продукции перед Россией на ближайшую перспективу стоит задача наращивания мощностей вторичных процессов в нефтепереработке, повышения глубины переработки и улучшения качества нефтепродуктов.
3. В газопереработке за счет строительства новых ГПЗ необходимо резко повысить объемы выработки жидких продуктов газопереработки и, тем самым, решить проблему обеспечения сырьем высокотехнологичной нефтегазохимической отрасли, выпускающей продукцию с высокой добавленной стоимостью. Только таким путем можно предотвратить дальнейшее усиление сырьевой направленности экспорта, что наносит огромный вред экономике страны.[6]

4. ВЫВОДЫ.

    Потребление энергоресурсов в мире в целом  происходит на фоне значительных различий между отдельными крупными группами стран и даже между отдельными ведущими странами каждой группы. Это, прежде всего, различия в развитии отраслей ТЭК в промышленно развитых странах  ОЭСР и в развивающихся странах.

    На  основании анализа прогнозных показателей  развития отраслей ТЭК различных  групп стран можно сделать  следующие выводы:

1. При общем росте потребления ПЭР в мире за 2010-2030гг. на 43,0% наиболее высокий рост ожидается в развивающихся странах - 51,0%, а в КНР более 73,0%. Потребление ПЭР в промышленно развитых странах за этот период вырастет на 15,0%, а в США - на 13,6%. К 2030г. суммарное потребление ПЭР в развивающихся странах превысит потребление ПЭР в промышленно развитых странах в 1,4 раза.
2. В России рост потребления ПЭР в 2010-2030гг. составит примерно 24,4%. Объемы потребления ПЭР по России к 2030г. приблизятся к уровню потребления ПЭР в 1990г. Доля потребления ПЭР в России от мирового упадет с 6,4% в 2010г. до 6,0% в 2030г. (в 1990г. - 11,3%).
3. В 2010-2030гг. в структуре потребления ПЭР в мире доминирующее положение сохранится за топливно-энергетическими ресурсами органического происхождения. При этом произойдет незначительное снижение их доли с 85,4% в 2010г. до 83,2% в 2030г. при некотором росте доли атомной энергии за этот период с 5,7% до 5,9% и доли гидроэнергии и других возобновляемых источников энергии с 9,0% до 10,9%.
4. В общем объеме потребления ПЭР в мире в течение прогнозного периода лидирующее положение сохранится за нефтью, однако ее доля в структуре потребления ПЭР снизится с 34,4% в 2010г. до примерно 31,8% в 2030г. В отличие от нефти потребление газа в мире за прогнозный период сохранится на уровне 33,3%. В этот период произойдет незначительное увеличение доли угля с 27,7% в 2010г. до 28,1% в 2030г.
5. В России, в отличие от структуры потребления ПЭР в мире, лидирующее положение в прогнозный период сохранится за газом. Однако его доля в структуре потребления ПЭР снизится с 56,6% в 2010г. до 52,7% в 2030г. За этот период произойдет снижение доли нефти с 16,6% в 2010г. до 13,4% в 2030г. и доли угля соответственно с 15,4% до 13,1%. При снижении доли потребления органических видов топлива ожидается рост доли не топливных энергоресурсов, а именно: атомной энергии с 5,6% в 2010г. до 14,6% в 2030г., гидроэнергии и других возобновляемых источников энергии соответственно с 5,9% до 6,2%.
6. В нефте- и газоперерабатывающей промышленности России загрузка мощностей и качество выпускаемой продукции резко отстает от аналогичных показателей индустриально развитых стран и, особенно, США. Загрузка нефтеперерабатывающих заводов России находится на уровне 6567%., в то время как в США до наступления экономического кризиса она достигала 95%. Глубина переработки нефти на НПЗ России находится на уровне 71,6% в то время как в США - около 90%. Фактически на НПЗ США достигнут выход бензина из одной тонны нефти от 450 до 500 литров, в то время как в России около 200 литров.

    Еще хуже положение России в газоперерабатывающей промышленности. При добыче газа в  России в 2008г. 601,7 млрд. м³ на ГПЗ переработано 9,6 млрд. м³ или только 1,6%. В США при объеме добычи газа в том же году 582,2 млрд. м³ переработано 474,4 млрд. м³, или 81,5%. Из-за нехватки мощностей по газопереработке в России в 2008г. выработано 6,8 млн. т сжиженных газов, а в США - 56,5 млн. т. В связи с отставанием перерабатывающих отраслей по объемам переработки и качеству вырабатываемой продукции перед Россией на ближайшую перспективу стоит задача наращивания мощностей вторичных процессов в нефтепереработке, повышения глубины переработки и улучшения качества нефтепродуктов. В газопереработке за счет строительства новых ГПЗ необходимо резко повысить объемы выработки жидких продуктов газопереработки и тем самым решить проблему обеспечения сырьем высокотехнологичной нефте-газохимической отрасли, выпускающей продукцию с высокой добавленной стоимостью. Только таким путем можно предотвратить дальнейшее усиление сырьевой направленности экспорта, что наносит огромный вред экономике страны.

    Потребление электроэнергии в мире в целом  и в отдельных его регионах на перспективу до 2030 года будет  расти опережающими темпами по сравнению  с потреблением ПЭР. Среднегодовой  темп прироста конечного потребления  электроэнергии странами, не членами  ОЭСР (3,5%) ожидается в 2,9 раза выше, чем  в странах ОЭСР (1,2%) и в 1,5 раза выше мирового (2,4%).

7. До 2030 года не произойдёт существенных изменений в структуре использования ПЭР для производства электроэнергии. Электроэнергетика в основном будет базироваться на традиционных энергоресурсах (уголь, газ, гидро- и атомная энергия), хотя и начнётся рост использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии (ветровая, солнечная, геотермальная энергия, биомасса и др.).
8. В XXI веке получат дальнейшее развитие электроэнергетические системы и их межстрановая интеграция (в том числе и на евразийском пространстве). Одновременно усилится тенденция к автономизации электроснабжения в производстве конечных потребительских продуктов и услуг, а также в жилом секторе за счёт широкого распространения автоматизированных компактных дизельных и газотурбинных установок малой мощности, высокоинтенсивных теплогенераторов и других средств электро- и теплоснабжения отдельных домов, малых предприятий и сельскохозяйственных ферм.
9. Для российской электроэнергетики на перспективу до 2030 года свойственны те же тенденции, что и для мировой, а именно: