Прогноз развития топливной промышленности кратко

Обновлено: 03.07.2024

Для всех нефтегазовых компаний 2020-ый стал годом, о котором хочется поскорее забыть. Для лидеров отрасли его начало оказалось чрезвычайно напряженным: в сжатые сроки им пришлось решать проблемы, на которые в обычное время потребовались бы годы. Среди них и изменение структуры спроса под влиянием технологий возобновляемой энергетики. И переизбыток предложения из-за роста запасов нефти, которые могут остаться неиспользованными. И ставшее еще более отчетливым глобальное стремление к низкоуглеродному будущему. И растущее давление со стороны инвесторов, которым нужно обеспечивать доходность инвестиций. И реализация принципов экологической, социальной и управленческой ответственности ( ESG ). И, наконец, пандемия COVID-19 . Нормальный ход событий оказался нарушен, причем не только для нефтегазовой отрасли, но и для мира в целом. Удар, который был нанесен энергетике, оказался крайне болезненным. В результате переходный период, рассчитанный на десятилетие, нефтегазовой отрасли пришлось пройти всего за несколько недель. Спрос на нефть рухнул. В некоторых странах аналогичная ситуация сложилась и с углем. При этом сократились объемы выбросов, что ускорило реализацию экологических инициатив. Последствия этих событий, скорее всего, будут еще долгое время оказывать влияние на нефтегазовую отрасль.

Сигнал к пробуждению

Так или иначе, пандемия стала тем сигналом к пробуждению, в котором нефтегазовая отрасль давно нуждалась. Несостоятельность существующих бизнес-моделей и традиционного мышления стала еще более явной. И сейчас со всей очевидностью можно утверждать, что в нефтегазовой отрасли наблюдается четыре структурных сдвига, которые меняют правила игры и создают новые источники конкурентных преимуществ.

Структурный сдвиг № 1. Цели и приоритеты

В течение многих десятилетий нефтегазовые компании строили свои бизнес-модели с учетом активов, которыми они владеют, и ресурсов, которые они могут добывать и коммерциализировать. Но сегодня главным ориентиром становятся интересы общества и конкретных клиентов. В новом мире основной задачей компаний является предоставление ресурсов и решений, которые удовлетворяют потребности потребителей и решают проблемы общества. У нефтегазовых компаний появляется возможность и в то же время возникает настоятельная необходимость изменения своих целей в соответствии с принципами экологической, социальной и управленческой ответственности ( ESG ). При этом в финансовом отношении они не только не пострадают, но и окажутся в выигрыше. Результаты наших исследований подтверждают, что компании со стабильно высокими показателями ESG получают более высокую прибыль, вдвое увеличивая доходность капиталовложений акционеров и в четыре раза — маржу.

Структурный сдвиг № 2. Портфель активов

В течение многих лет нефтегазовые компании управляли огромными портфелями активов, размер которых определял степень его сбалансированности. Для достижения высоких показателей в 2021 году и в дальнейшем необходимо провести стратегическую оценку активов и, применяя гибкий подход, адаптировать структуру портфеля к изменяющимся условиям. Наши аналитические данные свидетельствуют о том, что доходность нефтегазовых компаний, оптимизировавших портфель активов, вдвое выше аналогичного показателя компаний с более крупными портфелями активов.

Структурный сдвиг № 3. Источник конкурентоспособности

Традиционными факторами роста лидеров нефтегазовой отрасли всегда были объемы добычи и технологии разработки нефтяных месторождений. Но в условиях переизбытка предложения объем добычи уже не является конкурентным преимуществом. Теперь залогом успеха является способность наращивать производство тех ресурсов, которые создают наибольшую ценность. На фоне падающего спроса передовые нефтепромысловые технологии также не предоставляют особых преимуществ. Выигрывают те компании, которые владеют цифровыми технологиями, обеспечивающими эффективное взаимодействие и оптимизацию непрерывной цепочки создания стоимости. Наши данные доказывают, что темпы роста компаний, которые встраивают цифровые технологии в свои операционные модели, вдвое выше, чем у тех, кто не спешит осваивать цифровые методы работы. У нефтегазовых компаний тоже есть возможность добиться высоких результатов: для этого необходимо уделить приоритетное внимание цифровым технологиям, пересмотреть принципы ведения бизнеса и освоить новые сегменты энергосистемы.

Структурный сдвиг № 4. Операционная модель

В течение многих лет нефтегазовые компании внедряли рационализаторские решения и оптимизировали функциональные направления своей деятельности, такие как разведка и добыча. Это обеспечивало максимальную эффективность и рентабельность бизнеса. Такой подход был продиктован стремлением к стабильной доходности и желанием привлечь инвесторов. Но в новую эру развития нефтегазовой отрасли функциональной эффективности уже недостаточно. Теперь компаниям необходимо разрабатывать такие операционные модели, которые обеспечивают адаптивность цепочки создания стоимости и возможность быстрого реагирования на изменения рыночной ситуации. Важную роль в реализации гибких методов работы и оперативного отклика на изменения, которые так необходимы в современном мире, играют новые компетенции и эффективное взаимодействие в рамках экосистемы. В других отраслях формирование партнерских отношений уже помогло разработать новые предложения с учетом потребностей клиентов, что придало дополнительный импульс внедрению инновационных продуктов и услуг. В нефтегазовой отрасли можно в полной мере реализовать такую же модель. Более того, есть одна веская причина, по которой компании не просто могут, но и должны это сделать: это рост EBITDA . Наши аналитические данные свидетельствуют о том, что компании с гибкой операционной моделью в долгосрочной перспективе добиваются значительно более устойчивого роста прибыли, чем те, у которых такой модели нет.

Приведенные выше структурные сдвиги наблюдаются не только в нефтегазовой отрасли. Несколько технологических гигантов, следуя четкой стратегии по выпуску определенной продукции, исходили из предположения, что потребители и в дальнейшем будут покупать их запатентованное программное обеспечение с закрытым кодом, а также устройства и аппаратные компоненты. В настоящее время они пересмотрели свою стратегию и нашли новые точки роста. Это стало возможным благодаря клиентоориентированному подходу (в том числе в вопросах сокращения углеродного следа), реализации облачных решений с открытой архитектурой и учетом отраслевой специфики, а также оптимизации портфелей активов и операционных моделей.

Еще некоторое время назад компании розничной торговли в целях удовлетворения спроса уделяли особое внимание физическому присутствию, масштабированию бизнеса для повышения внутриотраслевой конкурентоспособности и установлению независимых рыночных отношений с поставщиками для сокращения затрат. Теперь основные усилия направляются на создание клиентского опыта и ценностных предложений, а конкурентоспособность достигается благодаря внедрению новых технологий, например, интеллектуальному управлению цепочкой поставок и эффективному сотрудничеству в рамках обширной цифровой экосистемы. Все это позволяет открыть новые возможности взаимодействия и дальнейшего роста.

В течение последних десяти лет технологические компании и компании розничной торговли успешно адаптировались к изменениям. Их примеру нужно следовать и нефтегазовым компаниям.

Курс на устойчивый рост

В ходе дальнейшего развития нефтегазовым компаниям необходимо переосмыслить свою роль в энергосистеме, а также модель взаимоотношений с потребителями и методы реагирования на происходящие структурные сдвиги. По данным нашего исследования, посвященного декарбонизации энергетики (Декарбонизация энергетики: с максимума до нуля) в ближайшие годы нефтегазовые компании должны развиваться согласно выбранному архетипу. Для каждого из трех архетипов определена своя область применения и своя бизнес-модель. Каждый архетип подразумевает собственный вариант адаптации к структурным сдвигам, произошедшим в отрасли, и их использования для поиска новых источников конкурентных преимуществ.

Источник: аналитические материалы Accenture

Теперь ваш ход

2021-й — год активных действий. Нефтегазовым компаниям необходимо четко определить, какому архетипу они будут соответствовать в предстоящие годы. Затем перейти от амбициозных планов к конкретным действиям. Такие действия предусматривают не только беспроигрышные меры с низким уровнем риска, но и такие, которые предполагают отход от традиционных моделей ради укрепления новой роли и обеспечения конкурентных преимуществ на годы вперед.

Переход к экологически чистым видам деятельности. В краткосрочной перспективе это означает переориентацию на активы с более низким уровнем выбросов. Необходимо наращивать инвестиции в исследования и разработки зеленых технологий, нацеленных на сокращение выбросов в цепочке поставок углеводородов и дальнейшее развитие соответствующих компетенций.
Развитие неуглеводородных направлений, смежных с основной деятельностью. Логично было бы начать с технологий улавливания, использования и хранения углерода ( CCUS ). Со временем целесообразно заняться водородным топливом или биотопливом.
Внедрение стратегии максимальной эффективности. Специалисты по декарбонизации должны изменить структуру затрат и обеспечить высокую адаптивность по всем направлениям. Как? С помощью сбалансированного портфеля активов, бесперебойного функционирования цепочки поставок и непрерывной оптимизации структуры активов с использованием инструментов аналитики. Для дополнительного роста необходимы действия, выходящие за рамка традиционной модели, например, внедрение интеллектуальных и автономных систем, оптимизация прибыли для всей цепочки создания стоимости.
Переосмысление бренда. Успех компании напрямую зависит от ее маркетинговых усилий и наличия перспективных кадровых ресурсов. Необходимо переосмыслить цель и имидж компании как лидера цифровых инноваций в сфере энергетики. Помимо этих беспроигрышных действий, компаниям необходимо полностью перестроить бизнес-модели, чтобы укрепить доверие клиентов.

Не отставать от времени

Нет никаких сомнений в том, что нефтегазовым компаниям необходимо приступить к трансформации уже сейчас, в 2021 году, если они не сделали этого раньше. Тенденции, которые лежат в основе вышеописанных структурных сдвигов, носят постоянный характер и в ближайшие годы будут только усиливаться. Однако трансформация такого масштаба и значения — непростая задача.

Несмотря на то, что скорость изменений зависит от уровня зрелости, размера и амбиций организации, уже разработана дорожная карта, которой может руководствоваться любая компания для координации своих действий на пути цифровой трансформации. Дорожная карта предусматривает три временных диапазона:

Настоящее время (от 0 до 6 месяцев). Перед всеми нефтегазовыми компаниями стоит безотлагательная задача быстрого восстановления объемов прибыли. Первоочередные усилия должны быть направлены на трансформацию основной деятельности, внедрение передовых технологий и привлечение перспективных кадров для повышения конкурентоспособности. Все это предполагает использование интегрированных моделей принятия решения, проведение экспертной оценки затрат и маржи, применение аналитических инструментов для оперативного и эффективного принятия решения по всем аспектам деятельности организации.
Краткосрочная перспектива (от 6 до 12 месяцев). Повышение конкурентоспособности — это только одна сторона краткосрочной стратегии. Другая ее сторона — это повышение устойчивости к изменениям. Речь идет об укреплении позиций в рамках основной деятельности для обеспечения долгосрочного роста и рационального использования новых возможностей. Внедрение интегрированной информационной системы в качестве инфраструктурной основы, обеспечение бесперебойной работы логистической цепочки и использование новых механизмов управления рисками — вот лишь некоторые шаги, которые необходимо предпринять в этом временном диапазоне.
Долгосрочная перспектива (более 12 месяцев). Настоящие лидеры энергетического перехода в конечном итоге вырвутся вперед благодаря внедрению устойчивых бизнес-моделей, которые привлекут инвесторов, перспективные кадры и потребителей, а также будут иметь огромное значение для будущего мировой энергетики. На этом этапе компаниям необходимо четко сформулировать свою цель и позиционирование бренда, полностью перестроиться на клиентоориентированную модель работы и использовать все возможности для оптимизации прибыли.

Временные диапазоны для одних и тех же действий могут пересекаться. Но строгие временные рамки здесь гораздо менее важны, чем общая последовательность действий и тот импульс, который эти действия придают процессу в целом.

Выводы

Данные наших аналитических исследований свидетельствуют о том, что в 2040 году на долю нефти и газа по-прежнему будет приходиться более половины мирового энергетического баланса. Этот прогноз может показаться обнадеживающим для тех нефтегазовых компаний, которые хотят работать так же, как они это делали десятилетиями. Но это не совсем так. Нефть и газ по-прежнему будут рассматриваться как важнейшие источники энергии, но модель потребления этих ресурсов, а также ожидания относительно способов их добычи, переработки и коммерциализации кардинально изменятся.

Чтобы сохранить за собой право на ведение бизнеса, компаниям необходимо быстро адаптироваться к этим изменениям. Структурные изменения нужно принимать, а не уклоняться от них. Компании должны полностью переосмыслить свою роль в энергосистеме будущего. Следует принять меры по восстановлению доверия и пересмотреть ценность, которую они предлагают миру. 2020-й был годом, который продемонстрировал, насколько уязвимой является нефтегазовая отрасль в ее нынешнем состоянии. 2021-й должен стать годом, который докажет, насколько гибкой, устойчивой и жизнестойкой она может быть снова.

Отказ от ответственности. Взгляды и мнения, представленные в этом документе, являются поводом для размышлений и дискуссий. Поскольку цели и требования, которые стоят перед каждой организацией, носят индивидуальный характер, идеи, изложенные в этом документе, не следует рассматривать как профессиональные рекомендации конкретной компании

Обзор "Тенденции развития нефтегазовой промышленности в России до 2024 года" подготовлен на основе прогноза Минэкономразвития.

Что ждет нефтегазодобывающую промышленность России ближайшие 5 лет? В целом резких изменений не предвидится. В нынешних условиях экономические санкции западных стран сильно тормозят развитие отрасли. Например, остановились разработки новых месторождений на арктическом шельфе. С другой стороны Россия активно пытается наладить переработку сжиженного природного газа (СПГ).

В 2017 году основной сырьевой базой добычи нефти оставались Уральский и Приволжский федеральные округа, доля которых составила в 2017 году соответственно около 55,3 % и 21,5 % совокупной добычи по стране.

Публикация актуальна для слушателей курсов повышения квалификации и профессиональной переподготовки по направлениям:

Почему в 2017 году добыча и экспорт нефти снизились?

По итогам 2017 года объем добычи нефти составил 546,5 млн. тонн, что на 0,3 % меньше показателя 2016 года. Такая тенденция обусловлена исполнением договоренностей между странами ОПЕК+ об ограничениях добычи нефти, которые также повлияли и на динамику экспорта. По итогам 2017 года объем экспорта нефти составил 252,6 млн. тонн, снизившись на 0,9 % по отношению к уровню 2016 года. При этом сокращение экспортных поставок в страны дальнего зарубежья составило 0,8 %, а в страны СНГ – 2,3 %.

До 2024 года особых изменений в уровне добычи нефти не предусматривается

В прогнозе развития нефтяной отрасли заложен устойчивый уровень добычи нефти до 2024 года, что позволит надежно удовлетворить потребности внутреннего рынка и обеспечить экономически оправданный экспорт нефти и нефтепродуктов.

В Западной Сибири добыча нефти будет сокращаться, а в Восточной - расти

Увеличение добычи нефти в Восточной Сибири позволяет нивелировать эффект стабилизации и постепенного снижения добычи в Западной Сибири. Ожидается прирост добычи за счет бурения новых эксплуатационных скважин, повышения эффективности геолого-технических мероприятий, разработки трудноизвлекаемых запасов в низкопроницаемых коллекторах и высоковязкой нефти.

Основной упор - на разработку новых нефтянных месторождений

Следует отметить, что достижение указанных уровней добычи нефти будет зависеть от макроэкономических условий, снятия внешних технологических и финансовых санкций с российских ВИНК, эффективности процесса импортозамещения и развития отечественного производства в смежных отраслях.

За рассматриваемый временной период не предполагается ввод в разработку новых месторождений на континентальном шельфе Российской Федерации. Изменение показателей добычи на шельфе будет происходить в рамках наращивания добычи и выхода на проектный уровень добычи на действующих месторождениях.

Рост добычи и экспорта нефти и нефтепродуктов в 2018 году

Объем добычи нефти в 2018 году оценивается на уровне 549,0 млн. тонн (0,5 %). На добычу нефти будут оказывать влияние договоренности о повышении предложения, достигнутые на встрече в г. Вена в июне 2018 года странами – членами ОПЕК+.

Экспорт нефти составит 255,7 млн. тонн (1,2 % к уровню 2017 года). При этом ожидается рост поставок в страны дальнего зарубежья на 1,2 %, а в страны ближнего зарубежья – на уровне 2017 года (+1,9 %). С учетом тенденций внешнеэкономической конъюнктуры, кредитных рисков и ограничений, включая соглашение с ОПЕК и странами, не входящими в него по квотированию объемов добычи нефти, дальнейшие возможности по поддержанию добычи нефти будут зависеть от способности компаний внедрять современные технику и технологии по повышению нефтеотдачи, программные средства для процессов бурения и добычи, от реализации проектов импортозамещения в смежных отраслях, а также своевременного ввода в эксплуатацию новых месторождений, расположенных в удаленных регионах со сложными условиями разработки.

При этом сохраняются риски, что недостаточная компетенция для реализации шельфовых и других сложных проектов при ограничениях импорта оборудования и технологий для их реализации может оказать негативное влияние на динамику нефтедобычи.

Пик роста нефтедобычи и нефтепереработки ожидается в 2021 году

В сложившейся экономической ситуации в базовом варианте прогнозируется увеличение добычи нефти до 557 млн. тонн к 2024 году (562 млн. тонн к 2021 году). В условиях развития первичной переработки нефти при постепенной модернизации нефтеперерабатывающих заводов и увеличении глубины переработки экспорт нефти к 2024 году составит 253,9 млн. тонн (257,3 млн. тонн к 2021 году). Прогнозируется рост экспорта нефти в страны дальнего зарубежья до 235,45 млн. тонн к 2024 году (238,85 млн. тонн к 2021 году) в основном за счет роста поставок в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР). Экспорт в страны СНГ сохранится на текущем уровне на протяжении всего прогнозного периода. Удельный вес импорта в объеме добычи нефти не существен.

Секрет эффективности нефтедобывающих компаний России

Строительство и реконструкция трубопроводов до 2024 года

Поэтапное расширение ТС ВСТО, в том числе:

Коме того, до 2024 года будут проводится работы по:

Наиболее значимыми и крупными проектами развития магистральных нефтепродуктопроводов в этот период являются:

Таким образом, к 2023 году прогнозируется снижение объема транспортировки нефти до 476,3 млн. т. (-0,3 % к уровню 2017 года), увеличение грузооборота нефти до 1238,9 млн. ткм (+2,3 % к уровню 2017 года), увеличение объема транспортировки нефтепродуктов до 50,0 млн. т. (+51,1 % от уровня 2017 года) и увеличение грузооборота нефтепродуктов до 68,6 млн. ткм. (+46,6 % от уровня 2017 года).

Добыча газа до 2024 года

В 2017 году объем добычи газа составил 691,6 млрд. куб. м., что на 8,0 % выше уровня 2016 года.

С учетом текущих тенденций объем добычи газа в 2018 году оценивается на уровне 708,7 млрд. куб. м. (+2,5 % к уровню 2017 года), при этом потребление газа на внутреннем рынке оценивается на уровне 479,3 млрд. куб. м. (102,1 %). Объем трубопроводного экспорта газа ожидается на уровне 216,2 млрд. куб. м. (101,6 %). С учетом текущих тенденций поставок газа в Европу января-июня 2018 г. объем поставок газа в дальнее зарубежье оценивается на уровне 180,0 млрд. куб. м. (100,8 %). Экспорт газа в страны ближнего зарубежья в 2018 году оценивается на уровне 36,2 млрд. куб. м. (105,5 %) в связи с ожидаемым увеличением поставок, в частности, в Республику Беларусь, Молдавию, Казахстан и Армению. Экспорт СПГ в страны Азиатско-Тихоокеанского региона составит около 14,8 млн. тонн.

Увеличение добычи газа к 2021 году

Основные объемы газа будут поставлены на внутренний рынок, который в среднесрочной перспективе будет характеризоваться стабилизацией темпов роста и снижением газоемкости промышленности. Перспективы увеличения внутренних поставок связаны с развитием газохимии, увеличением использования газа в качестве моторного топлива, а также продолжающейся реализацией программ газификации регионов.

За счет чего будет обеспечиваться увеличение добычи газа?

Прогнозируемое увеличение добычи газа планируется за счет:

Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения (полуостров Ямал), которое является ресурсной базой проекта Ямал-СПГ, введенного в эксплуатацию в декабре 2017 года;
Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (планируется ввод в 2019 году, расположенного в Республике Саха (Якутия), Ковыктинского газоконденсатного месторождения (ввод планируется в 2022 году), расположенного в Иркутской области.

Рост объемов экспортных поставок сжиженного природного газа обусловлен вводом в эксплуатацию завода по производству сжиженного природного газа на полуострове Ямал. Прогноз потребления природного газа сформирован на основе планов по развитию экономики субъектов Российской Федерации с учетом реализации крупных приоритетных инвестиционных проектов в отраслях экономики, основных стратегических документов федерального и регионального уровней, планов субъектов Российской Федерации по развитию топливно-энергетического комплекса.

При формировании прогноза учитывались все объекты энергетики, а также основные наиболее крупные промышленные потребители, рассматривались конкретные производители и потребители газа.

Логично и последовательно

Минус в том, что этот сценарий базируется исключительно на цифрах предыдущих лет, без учета быстроразвивающихся технологий и стартапов. Эксперты считают этот сценарий неблагоприятным для благосостояния людей и экологии.

Настоящей причиной публикации этого отчета Максим Худалов называет политику: BP открыто заявила о поддержке зеленых трендов и, возможно, обозначил собственный курс развития.

Очень дорогие выбросы

Пробуждение массовой сознательности

В Минвостокразвития инициативу поддержали, но, по оценкам экспертов, она обойдется минимум в 500 млрд рублей

Общие тенденции

По оценкам BP, в любом случае ожидается рост возобновляемой энергетики плавный или резкий. В структуре ВИЭ — энергия солнца, ветра, геотермальная или энергия биомассы. При этом стоимость получения киловатта с помощью объекта ВИЭ на 25–70% будет ниже, чем сейчас. Пик развития альтернативной энергетики придется на 2030–2040-е годы XXI века.

А что с Россией

Впрочем, авторы исследования указывают, что озвученные варианты не более чем сценарии и не являются прогнозами. На нефтяную отрасль, как показал 2020 год, могут повлиять самые неожиданные факторы: экономические договоренности, разрывание политических отношений и санкции, пандемия и связанные с ней ограничения.

В данной статье проанализированы потенциалы стран в нефтегазовой сфере. Произведена оценка запасов нефтей и газов, а также уровни их добычи в разных странах. Рассмотрено изменение мирового энергетического баланса и роль углеводородов в мировой энергетике в будущем. Оценены перспективы России в нефтегазовой сфере.

Главную роль в обеспечении энергией принадлежит природным энергоносителям. К природным энергоносителям относятся нефть, природный газ, каменные угли и бурые угли, сланцы и природные битумы, а также сырье ядерной энергетики – уран. Все это – не возобновляемые источники энергии. К возобновляемым энергоресурсам относятся солнечное излучение, энергия ветра, падающей воды, морских приливов и отливов, а также биоресурсы.

Совокупность отраслей промышленности, занятых добычей, транспортировкой и переработкой различных видов горючих ископаемых, а также выработкой, преобразованием и распределением различных видов энергии (тепловой, электрической и др.), называют топливно-энергетическим комплексом (ТЭК). ТЭК включает топливную (нефтяную, газовую и угольную), нефтеперерабатывающую, нефтехимическую и энергетическую (тепло-, гидро- и атомную) промышленности.

ТЭК является основой современной мировой экономики. Уровень развития ТЭК отражает социальный и научно-технический прогресс в стране. Действительно, трудно представить жизнь человека без топлива, энергии, света, тепла, связи, радио, телевидения, транспорта и бытовой техники и т.д. Без энергии невозможно развитие кибернетики, средств автоматизации, вычислительной и космической техники. Естественно, поэтому потребление энергии и соответственно энергоресурсов непрерывно возрастало и особенно бурно в XX в [1].

Около 90 % извлекаемых запасов органических горючих ископаемых мира составляют твердые горючие ископаемые – каменные и бурые угли, антрацит, сланцы, битумы, торф и др. Роль и значение их по сравнению с жидкими и газообразными горючими были преобладающими до середины нынешнего столетия и остаются весьма значительными в мировой экономике. Основная доля твердых горючих ископаемых продолжает использоваться как энергетическое топливо. Наиболее массовый продукт химической переработки угля – кокс – является основой черной и цветной металлургии. А из жидкой части – смолы – получают большой ассортимент ценных коксохимических продуктов: красители, лаки, удобрения, взрывчатые вещества, лекарства, пропитывающие и связующие пеки и углеродные электродные и графитовые изделия и др. [1].

Роль основных энергоносителей принадлежит нефти и газу. Нефть и газ – это уникальные и исключительно полезные ископаемые. Продукты их переработки применяют практически во всех отраслях промышленности, на всех видах транспорта, в военном и гражданском строительстве, сельском хозяйстве, энергетике, в быту и т.д. Из нефти и газа вырабатывают в больших количествах разнообразные химические материалы, такие, как пластмассы, синтетические волокна, каучуки, лаки, краски, моющие средства, минеральные удобрения и многое другое. Нефть и газ определяют не только экономику и технический потенциал, но часто и политику государства [2].

Однако необходимо отметить, что использование полезных ископаемых в энергетических целях оказывает негативное воздействие на природу:

- механическое загрязнение воздуха, воды и земли твердыми частицами (пыль, зола);

- химическое, радиоактивное, ионизационное, тепловое, электромагнитное, шумовое и другие виды загрязнений;

- расход больших количеств воды, земли и кислорода воздуха;

- глобальный парниковый эффект, постепенное повышение средней температуры биосферы Земли и опасность катастрофы на планете.

На рисунках 1 и 2 показано изменение мирового энергетического баланса на период 1970-2040 гг. [3].

Рисунок 1 – Изменение мирового потребления первичной энергии по топливам

Рисунок 2 – Изменение доли первичных источников энергии в мировом потреблении

Анализируя диаграммы и прогноз компании Shell до 2050 года [4], можно отметить, что доля угля в мировом энергетическом балансе будет постепенно снижаться, а востребованность в природном газе будет только возрастать. Также значительно вырастет доля возобновляемых источников энергии. Доля нефти будет незначительно сокращаться и к 2040 году может упасть до 27%, хотя доля нефти в мировом энергетическом балансе останется наибольшей. Стоит отметить тенденцию на увеличение спроса на энергию, так в 1970 году суммарное потребление энергии составляло 4876 млн т.н.э. (тонна нефтяного эквивалента), а в 2020 году уже 14304 млн т.н.э. и со временем он будет только увеличиваться. В целом большую часть спроса на энергию в будущем, также, как и в прошлом будут удовлетворять полезные ископаемые.

Ниже в таблицах 1-6 приведены последние статистические данные от компании British Petroleum по извлекаемым мировым запасам и объемам добычи нефти и угля, и последние статистические данные ОПЕК по извлекаемым мировым запасам и объемам добычи газа.

Таблица 1–Доказанные запасы нефти в странах, обладающих наибольшими запасами [5]

Таблица 2 – Уровень добычи нефти основными нефтедобывающими странами мира в 2018 году [5]

Таблица 3 –Доказанные запасы газа в странах, обладающих наибольшими запасами [6]

Таблица 4 –Уровень добычи газа основными газодобывающими странами мира в 2018 году [6]

Таблица 5 –Мировые запасы угля [5]

Таблица 6 – Уровень добычи угля в мире в 2018 году [5]

Наибольшие запасы нефти в мире принадлежат странам ОПЕК, а также Канаде и России.

Лидерами по запасам нефти является Ближний Восток. На долю ближневосточных стран приходится 48,3% мировых запасов нефти. Достаточно большие запасы нефти имеются в некоторых африканских странах, таких как Ливия, Нигерия, Алжир и Ангола. На американском континенте, кроме Венесуэлы и Канады, большими нефтяными запасами обладают США, Бразилия, Мексика и Эквадор. В Азиатско-Тихоокеанском регионе наибольшие запасы нефти принадлежат Китаю, гораздо меньшими запасами владеют Индонезия, Индия, Малайзия, Вьетнам и Австралия (суммарно 2,4 млрд т или 19,1 млрд баррелей). Скудными запасами обладают страны Европы, лидером по запасам в которой является Норвегия (1,1 млрд т или 8,6 млрд баррелей). Россия по извлекаемым запасам нефти располагается на шестом месте.

В странах СНГ, кроме России, ресурсы нефти имеются у Казахстана (3,9 млрд т или 30 млрд баррелей) и Азербайджана (1 млрд т или 7 млрд баррелей).

Главными нефтедобывающими странами в мире являются США, Саудовская Аравия и Россия.

По ресурсам газа, с большим отрывом от других стран мира, лидируют Россия (50,508 трлн м 3 ), Иран (32,899 трлн м 3 ) и Катар (23,846 трлн м 3 ).

Из ближневосточных стран кроме Ирана и Катара крупными ресурсами газа обладают Саудовская Аравия, ОАЭ и Кувейт. На американском континенте достаточно крупными запасами газа владеют США, Канада, и Венесуэла. Среди африканских стран достаточно большие запасы газа находятся в Алжире, Египте, Нигерии, и Ливии (1,505 трлн м 3 ).

В Азиатско-Тихоокеанском регионе ресурсами газа располагают Индонезия, Австралия, Китай, Малайзия и Индия. В странах СНГ газовые месторождения, помимо России и Туркменистана, имеются в Азербайджане (1,269 трлн м 3 ), Узбекистане (1,542 трлн м 3 ) и Казахстане (1,885 трлн м 3 ).

По объемам добычи газа в мире в настоящее время со значительным отрывом от других газодобывающих стран лидируют США (863,415 млн м 3 ) и Россия (690,349 млн м 3 ). Большими объемами природный газ добывается в Иране, Канаде, Китае, Катаре, Австралии, Норвегии и Саудовской Аравии.

Мировые промышленно-извлекаемыми запасами углей оценивается в 1054,782 млрд т, большей частью которых обладают США, Россия, Австралия, Китай и Индия. Крупными ресурсами углей также обладают Германия, Украина, Казахстан, Польша и Индонезия.

С большим отрывом от других стран по добыче угля лидирует Китай (46,7% от мировой добычи). Другими странами, добывающими уголь в больших количествах, являются США, Индонезия, Индия и Австралия. Также в больших количествах уголь добывается в России и ЮАР.

В последние годы в США активно осваиваются месторождения сланцевой нефти и газа. Согласно данным Управления по Энергетической Информации США, в этой стране в 2018 году добывалось 6,5 млн баррелей (или 886,6 тысяч т) сланцевой нефти в день. В данной статье под термином сланцевая нефть и сланцевый газ мы понимаем легкие нефти и газы низкопроницаемых пород. В таблицах 7 и 8 приведены данные по технически извлекаемым запасам сланцевой нефти и сланцевого газа согласно информации приведенной на сайте Управления по Энергетической Информации США [7].

Таблица 7 – Извлекаемые запасы сланцевой нефти в странах, обладающих наибольшими запасами

Таблица 8 –Извлекаемые запасы сланцевого газа в странах, обладающих наибольшими запасами

В течение долгих лет высокий уровень добычи нефти и ее экспорт обеспечивал рост экономики страны. Однако добыча нефти не может способствовать эффективному развитию экономики. Более развитые страны отдают предпочтение переработке нефтей, поскольку продажа высококачественных топлив приносит больше прибыли чем продажа сырой нефти. В настоящее время Россия отстает по глубине переработки нефти от западных стран. Так, глубина переработки нефти в США составляет около 97%, а в западной Европе – 95%, в то время как в России фактическая глубина переработки составляет около 79% [9]. Низкая глубина переработки связана с недостатком современных процессов глубокой переработки нефти.
Как видно из таблиц 7 и 8, запасы сланцевой нефти и газа в мире значительные. Наиболее крупными ресурсами сланцевой нефти обладают Россия и США. Сообщается об обнаружении в Бахрейне как минимум 80 млрд баррелей сланцевой нефти [8]. Наибольшими запасами сланцевого газа обладает Китай, которому немного уступают Аргентина и Алжир. Запасы технически извлекаемого сланцевого газа немного больше разведанных запасов природного газа. Технология добычи сланцевой нефти и газа гораздо сложнее, чем для нефти и газа и представляет собой совмещенную технологию горизонтальных скважин и гидроразрыва пласта закачиванием в скважины под большим давлением воды с добавлением химикатов, а также песка. Стоит также отметить, что помимо извлекаемых запасов сланцевых газов и нефтей имеются гораздо больше сланцевых газов и нефтей, которые в настоящее время невозможно добыть с использованием существующих технологий.

Помимо запасов традиционных и сланцевых нефтей на планете имеются в больших количествах залежи тяжелых и битуминозных нефтей. Считается, что запасы так называемых нетрадиционных нефтей значительно превосходят запасы традиционных нефтей и составляют около 70% запасов всех углеводородов [10]. Поэтому при постепенном истощении запасов легких и средних нефтей, внимание перейдет к нетрадиционным нефтям.

В России по некоторым данным имеется 6,2 млрд т высоковязких нефтей [11], однако скорее всего их запасов гораздо больше. Также имеются большие запасы битуминозных песков (около 33 млрд т или 245 млрд баррелей), большая часть которых пока недоступна для добычи. Большие запасы природных битумов, пока что технически не извлекаемых, имеются в алмазоносном и золотоносном Лено-Анабарском междуречье (около 28,5 млрд т или 212 млрд баррелей) [12].

Еще одним потенциальным углеводородным ресурсом являются горючие сланцы. Нефть из горючих сланцев получают путем термического воздействия на органическую часть горючих сланцев – кероген. Запасы горючих сланцев в стране эквивалентны 39,4 млрд т (или 248 млрд баррелей) нефти, а мировые запасы нефти, которые можно извлечь из горючих сланцев оцениваются в 430 млрд т [12].

Такие нефти отличаются повышенной плотностью, вязкостью, коксуемостью, повышенным содержанием смолисто-асфальтеновых соединений и гетеросоединений, в частности сернистых соединений. Сложность залегания такого сырья, а также сложный состав требуют создания новых технологий их добычи и транспортировки. Переработка такого сырья требует модернизации существующих нефтеперерабатывающих заводов и оснащение их современными процессами, позволяющими эффективно перерабатывать такое тяжелое сырье с получением топлив высокого качества. Некоторые страны, например, Канада уже на протяжении 20 лет эффективно перерабатывают битуминозные пески [13], а доля битуминозных песков в добыче Канады к 2030 году будет составлять 75% [14].

Таким образом, как минимум ближайшие несколько десятилетий, нефть и газ будут оставаться основными энергоносителями в мире. Россия имеет большие запасы нефти и газа, а также нетрадиционных нефтей, таких как тяжелые нефти, битумы и сланцевые нефти, которые позволяют обеспечить стране энергетическую безопасность и хорошую экономику. Для полной реализации нефтегазового потенциала страны необходимо совершенствовать процессы нефтепереработки. Создание новых и модернизация существующих нефтеперерабатывающих мощностей, сделает устойчивой нефтяную промышленность к ухудшающемуся по составу и свойствам углеводородному сырью. Внедрение современных нефтеперерабатывающих процессов позволит получать моторные топлива и смазочные масла высокого качества, которые принесут экономике гораздо больше пользы, чем добыча и экспорт углеводородного сырья.

Список использованных источников:

1. Ахметов, С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Учебное пособие для вузов / С.А. Ахметов. – СПб.: Недра, 2013. – 544 с.

2. Ахметов, С.А. Технология, экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа: Учеб. Пособие / С.А. Ахметов, М.Х. Ишмияров, А.П. Веревкин, Е.С. Докучаев, Ю.М. Малышев; Под ред. С.А. Ахметова. – М.: Химия, 2005. – 736 с.

10. Dong, X., Liu, H., Chen, Z., Wu, K., Lu, N., & Zhang, Q. Enhanced oil recovery techniques for heavy oil and oilsands reservoirs after steam injection // Applied Energy. – 2019. – 239. – pp. 1190-1211.

11. Башкирцева, Н.Ю. Высоковязкие нефти и природные нефти / Н.Ю. Башкирцева // Вестник Казанского технологического университета. – 2014. – №19. – Т. 17. – С. 296-299.

13. Курочкин, А.К. Синтетическая нефть. Безостаточная технология переработки тяжелых российских нефтей на промыслах / А.К. Курочкин, С.Л. Топтыгин // Сфера нефтегаз. – 2010. – №1. – С. 92-105.

14. Mamdouh, G. Salameh The Potential of Unconventional Oil Resources: Between Expediency & Reality // International Association for Energy Economics. IAEE Energy forum. Fourth quarter 2012. – Vol. 21. – pp. 17-20.

Читайте также: