Документ определяет экономически обоснованные направления развития нефтяной промышленности, а также конкретизирует перспективы в соответствии с Энергетической стратегией до 2035 года.
В документах приведены возможные сценарии добычи и переработки нефти, определены основные направления инновационного развития и импортозамещения. Так, например, долю отечественных технологий, оборудования и программного обеспечения предстоит увеличить до 80%.
Главные задачи
В Генеральной схеме развития нефтяной отрасли сформулировано несколько задач. Это — анализ текущего состояния нефтяной отрасли России, а также, как отмечают в комитете Государственной Думы РФ по энергетике, выявление основных внутренних и внешних вызовов, включая возможности и риски, для ее долгосрочного развития, наконец, разработка целевого видения развития нефтяной отрасли.
Генеральная схема развития нефтяной отрасли включает разработку индикативных прогнозных сценариев добычи нефти и попутного нефтяного газа, развития нефтепереработки и спроса на нефтепродукты на территории России.
Ещё одна задача — разработка основных направлений и принципов государственной политики на период до 2035 года, включающих меры государственного регулирования, необходимые для развития нефтяной отрасли.
Вызовы и риски
Из Генеральной схемы нефтяной отрасли следует, что для расконсервации скважин необходимы дополнительные капитальные вложения. Речь идёт о скважинах, которые временно законсервировали для выполнения обязательств России по сокращению добычи нефти в рамках соглашения ОПЕК+. Это — один из основных вызовов. В документе отмечается, что существует риск того, что будет невозможно повторно ввести в эксплуатацию ряд уже законсервированных скважин.
Ещё одной из проблем развития нефтяной отрасли России в перспективе до 2035 года является низкий уровень локализации производства и высокая зависимость от импорта многих видов оборудования и услуг. Среди причин выделяются ограничения к доступу отечественных компаний к передовым зарубежным технологиям и оборудованию. Речь идёт, например, о технологиях гидроразрыва пласта, горизонтально-направленном бурении, а также об освоении глубоководных шельфовых месторождений.
Очередным риском является истощение традиционных запасов нефти. В этой связи возникает необходимость разработки менее рентабельных трудноизвлекаемых запасов, а также выход в новые районы добычи, удаленные от существующей инфраструктуры.
Помимо этого, вызовом является низкий уровень геологической изученности новых районов добычи, прежде всего, Восточной Сибири и Якутии, а также континентального шельфа арктических морей.
Снижение загрузки перерабатывающих мощностей
Существует риск географической и хронологической несбалансированности развития добычи, переработки и транспортировки нефти и нефтепродуктов в силу неопределенности динамики развития внутреннего и внешнего спроса, что способно привести как к недоинвестированию, так и к избыточному инвестированию в новые производственные и транспортные мощности.
Согласно Генеральной схеме развития нефтяной отрасли, в России существует потенциальный риск снижения загрузки перерабатывающих мощностей, ориентированных на выпуск дизельного топлива. Это может произойти в случае негативных тенденций внешнего и внутреннего спроса. На этот процесс также влияет возникающий на региональном уровне дефицит зимних сортов дизельного топлива в пиковые периоды спроса и сохранение на локальном уровне существенной доли контрафактной продукции в розничных продажах моторных топлив.
Существует вероятность долгосрочного сохранения дискриминационных ограничений на доступ российских нефтегазовых компаний к инновационным технологиям и оборудованию со стороны экономически развитых стран, а также к международному рынку заемных средств.
Прогноз снижения темпов роста мирового спроса на нефть
Несмотря на то что достижение пика мирового спроса на нефть прогнозируется не ранее 2030–2035 годов, возрастают риски прохождения этого пика в более ранний период, а также существенного снижения темпов роста мирового спроса на нефть в 2020-е годы. Высокая волатильность нефтяного рынка и риски достижения пика мирового спроса на нефть ранее периода 2030–2035 годов могут осложнить реализацию крупных долгосрочных проектов в новых центрах нефтедобычи, таких как Восточная Сибирь и континентальный шельф арктических морей.
В 2020–2021 годы риски усилились под влиянием мировой пандемии, негативное воздействие которой на мировое потребление нефти и основных нефтепродуктов может сохраниться вплоть до 2023–2024 годов, отмечается в документе.
Ужесточение климатической и экологической политики — декарбонизации в странах Евросоюза и Северо-Восточной Азии, которые являются основными экспортными рынками для российских нефти и нефтепродуктов, может привести к быстрому достижению пика спроса на жидкие углеводороды в этих регионах и к снижению их потребности в импорте нефти, в том числе из России.
В документе предусматривается возможность введения трансграничного углеродного регулирования по компенсации углеродного следа для нефти и нефтепродуктов, импортируемых в страны ЕС. Речь идёт и о возможном углеродном налоге.
Добыча нефти в 2021 году
Прогноз допускает возможность роста внешнего платежеспособного спроса на российскую нефть при любом сценарии развития добычи и переработки нефти в России. Это связано с ожидаемым ростом спроса на нефть в перспективе до 2035 года, а также, учитывая высокую конкурентоспособность российской нефти на мировом рынке, даже в условиях сохранения относительно невысоких мировых цен на нефть в перспективе до 2035 года. При этом подчёркивается, что речь идёт только о нефти, а не о нефтепродуктах.
Добыча нефти без учета газового конденсата в России в 2021 году с учетом сделки ОПЕК+ может остаться на уровне 478 млн т, отмечается в документе.
Без учета сделки ОПЕК+ производство нефти в России в 2021 году могло бы составить от 494 млн до 520 млн т, в 2022 году — от 490 млн до 522 млн тонн. По прогнозу, пик добычи нефти придется на 2028–2029 годы и будет составлять от 500 млн т до 590 млн т, после чего будет постепенно снижаться и составит к 2035 году 414–494 млн тонн.
На фоне резкого сокращения добычи нефти в рамках участия России в соглашении ОПЕК+ доля газового конденсата в суммарной добыче жидких углеводородов увеличилась в 2020 году до 7,1% (до 36,4 млн т, +2% год/году).
Между тем, согласно Генеральной схеме развития газовой отрасли, в связи с ожидаемым существенным ростом добычи природного газа в период до 2035 года производство газового конденсата увеличится до 43,1–48,6 млн т к 2025 году и до 50,2–66,3 млн т к 2035 году. Основной прирост добычи ожидается в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, на полуостровах Ямал и Гыдан и в Европейской части России.
Инвестиции в добычу нефти
Совокупные капиталовложения в добычу нефти, без учета газового конденсата, в следующие пять лет составят от 6,31 трлн руб. до 13,3 трлн руб. в зависимости от сценария.
Так, на первом этапе реализации Генеральной схемы (в 2021–2025 годах) развития нефтяной отрасли совокупные капитальные вложения в добычу нефти при базовом сценарии должны составить 6,31 трлн руб., при умеренно-благоприятном сценарии — 6,64 трлн руб., при благоприятном сценарии — 8,23 трлн руб., в сценарии технически достижимого уровня добычи — 13,3 трлн рублей.
На втором этапе (в 2026–2035 годах) капитальные вложения составят 14,61 трлн руб., 15,35 трлн руб., 19,02 трлн руб. и 27,52 трлн рублей.
По данным Минэнерго, капиталовложения российских вертикально интегрированных нефтяных компаний в нефтедобычу в 2020 году составили 1,3 трлн руб., что на 25,5 млрд руб., или на 1,9% меньше, чем в 2019 году.
Утилизация попутного нефтяного газа (ПНГ)
Реализация запланированных нефтяными компаниями проектов позволяет довести уровень использования ПНГ до 95% по зрелым месторождениям не позднее 2027 года и поддерживать его в перспективе до 2035 года, без учета вновь вводимых месторождений.
В связи с запланированным большим объемом ввода новых месторождений в перспективе до 2025 года не удастся обеспечить сжигание ПНГ на плановом уровне не более 5%. Основными направлениями утилизации ПНГ в перспективе до 2035 года будут являться: первичная газопереработка с получением ШФЛУ, стабильного газового бензина и сухого отбензиненного газа, подаваемого в ЕСГ, производство электрической и тепловой энергии вблизи мест добычи.
Качество российской нефти ухудшается
Существует риск постепенного снижения качества нефти. Речь идёт о повышении содержания серы и уровня плотности, поставляемой через трубопроводную систему на российские НПЗ и на экспорт в западном направлении в случае отсутствия своевременных и эффективных мер по стабилизации и улучшению качества принимаемой нефти.
Несмотря на стабилизацию показателей сернистости и плотности в 2020 году, проблема постепенного ухудшения качества нефти имеет характер устойчивой тенденции, отмечается в Генеральной схеме развития нефтяной отрасли.
В 2020 году прием высокосернистой нефти в систему «Транснефти» составил 77,4 млн т (17,5%) со средневзвешенным содержанием серы 2,87%, сернистой нефти — 230,7 млн т (52,2%) со средневзвешенным содержанием серы 1,23%, малосернистой нефти — 133,7 млн т (30,3%) со средневзвешенным содержанием серы 0,42%.
Среднее содержание серы в общем объеме приема нефти составило в 2020 году 1,27%, не изменившись по сравнению с 2019 годом, несмотря на существенное падение объема транспортировки. Плотность нефти незначительно повысилась и составила 861,4 кг/куб. м (+0,1 кг/куб. м к 2019 году).
На отдельных НПЗ в европейской части России в последние годы наблюдается существенное и последовательное ухудшение качества поступающей нефти, что приводит к снижению объема выхода светлых нефтепродуктов, учащению замены оборудования и, как следствие, к упущенной выгоде перерабатывающих предприятий, говорится в документе.
Стабилизация качества не достигнута
В рамках выполнения Генсхемы 2020 рассматривались различные подходы к стабилизации качества нефти в системе магистральных трубопроводов «Транснефти», однако ни один из них по состоянию на 2021 год не реализован. В настоящее время на уровне рабочей группы Минэнерго России по мониторингу качества нефти, транспортируемой по системе магистральных трубопроводов, рассматривается целый ряд возможных мер, нацеленных на повышение качества нефти в системе магистральных трубопроводов. Речь также идёт о преимущественной переработке высокосернистой нефти в районах ее добычи, о возможном выделении отдельного транспортного потока для её экспорта.
В качестве возможного проекта рассматривается выделение экспортного высокосернистого потока нефти в направлении порта Усть-Луга, чтобы стабилизировать качество нефти в системе магистральных нефтепроводов.
Допускается увеличение пропускной способности магистральных нефтепроводов Западной Сибири на маршруте «Александровское — Анжеро-Судженск — Тайшет» для обеспечения загрузки нефтепровода «Восточная Сибирь — Тихий океан» («ВСТО») в объеме 80 млн т в год в случае падения уровня добычи нефти в Восточной Сибири.
Обсуждается строительство магистрального нефтепровода «Харьяга — Уса», доведение до проектной мощности нефтепроводов «Заполярье — Пурпе» и «Куюмба — Тайшет», расширение магистрального нефтепровода «Игольско-Таловое — Парабель», при увеличении сдачи нефти с месторождений Томской области.
В России рентабельны от 36% до 64% извлекаемых запасов нефти
Результаты инвентаризации запасов нефти показали, что в зависимости от используемого сценария рентабельными являются от 36% до 64% от общей величины технологически извлекаемых запасов месторождений, следует из Генеральной схемы развития нефтяной отрасли.
Анализ показал необходимость дополнительного стимулирования ввода нерентабельных запасов в разработку для поддержания стабильного уровня добычи в соответствии с Энергетической стратегией РФ на период до 2035 года.
В силу значительного объема речь идёт о 2716 месторождениях нефти и о 28,9 млрд т запасов, работа по договоренности с нефтяными компаниями и Минэнерго России изначально была существенно сокращена. Под инвентаризацию подпали месторождения с текущими извлекаемыми запасами нефти более 5 млн т, количество которых в России составляет 719 единиц. На них приходится 26,7 млрд т, или 92% от текущих технологически извлекаемых запасов нефти. В итоге количество месторождений, попавших в периметр инвентаризации, сократилось до 352 с суммарными технологически извлекаемыми запасами нефти 17,2 млрд т, или 60% от текущих технологически извлекаемых запасов России.
Стабилизируется ли переработка?
В России ожидается стабилизация первичной переработки нефти в 2021–2035 годах при оптимальном сценарии на уровне 287–289 млн тонн. Таким образом, рост составит 5% к 2020 году, следует из Генеральной схемы развития нефтяной отрасли РФ.
Оптимальный сценарий предполагает реализацию наиболее вероятных проектов, умеренное сокращение на ключевом европейском рынке, экономически целесообразную оптимизацию объемов первичной переработки нефти и выпуска нефтепродуктов с сохранением всех действующих НПЗ.
При таком сценарии выпуск автомобильных бензинов возрастет до 43,1 млн т в год в 2025 году и до 48,1 млн т к 2035 году. Производство товарного дизтоплива в 2035 году составит 95,1 млн т в год. Выпуск мазута значительно сократится в сравнении со значениями 2019 года и составит 32,6 млн тонн.
Минимальный сценарий предполагает возможность снижения первичной переработки нефти до 248 млн т к 2035 году. В этом случае реализуются наиболее вероятные проекты, при этом будет значительно сокращена экспортная ниша на ключевом европейском рынке и минимизирован объем переработки при сохранении надежного обеспечения рынка РФ бензина и керосина.
Максимальный сценарий, при котором будут реализованы все перспективные проекты, расширены целевые экспортные ниши, а загрузка НПЗ остается на среднем уровне 2018–2019 годов, отражает рост переработки к 2035 году до 302 млн тонн.
Реализация максимального сценария переработки нефти требует 1,6 трлн руб. капитальных вложений в ввод установок вторичных процессов в период с 2021 года по 2035 год со стороны вертикально интегрированных компаний. В оптимальном сценарии их величина составит 1,5 трлн рублей. Минимальный сценарий по величине капитальных вложений совпадает с оптимальным при условии, что не будут пересмотрены текущие планы по вводу установок.
Во всех сценариях переработки нефти ожидается дальнейший рост экспорта дизельного топлива
В оптимальном и минимальном сценариях в период 2021–2035 годов ожидается ввод 80,1 млн т вторичных мощностей, основная часть которых (52,4 млн т) приходится на период до 2025 года. В максимальном сценарии дополнительные вводы в сравнении с базовым потенциалом составят 13 млн т, из которых 3,7 млн т приходится на процессы гидроочистки, 4 млн т — замедленного коксования, 5,4 млн т — гидрокрекинга.
Во всех сценариях переработки нефти ожидается дальнейший рост экспорта дизельного топлива. Его снижение возможно лишь в оптимальном и минимальном сценариях при реализации высокого внутреннего спроса. В максимальном сценарии нефтепереработки профицит производства дизельного топлива в 2035 году составит 54–62 млн т в год в зависимости от спроса на внутреннем рынке, в оптимальном сценарии — 50–58 млн т, в минимальном — 45–52 млн т, что существенно выше значений 2019–2020 годов.
Во всех сценариях нефтепереработки профицит производства и, соответственно, потенциальный экспорт топочного мазута будет снижаться, однако объем экспорта останется существенным вплоть до 2035 года включительно, особенно в максимальном и оптимальном сценариях. При этом в обоих сценариях до 2025 года экспорт стабилизируется на уровне 2019 года — около 32 млн т в год.
Все сценарии нефтепереработки предусматривают рост экспорта авиационного керосина к 2025 году до 3,4–4,1 млн т в год с его последующим снижением. К 2035 году экспорт авиационного керосина почти прекратится, а его баланс станет слабо профицитным, особенно в минимальном сценарии.
