Согласно прогнозу, выполненному специалистами Института экономики и организации промышленного производства СО РАН, при благоприятных маркетинговых и инвестиционных условиях добыча нефти и газа на территории Красноярского края будет увеличиваться и к 2030 г. составит 77,5 млн т нефти и 29,5 млрд куб. м. газа (табл. 1.7), что превышает текущий объем добычи в 4,2 и 3,2 раза соответственно [Коржубаев, Филимонова, Эдер, 2013].
Усиление роли Азиатско-Тихоокеанского региона в мировой экономике, рост спроса на энергоресурсы со стороны Китая, заключение «Роснефтью» долгосрочного контракта с государственной нефтяной китайской компанией CNPC о поставке нефти создают благоприятные условия для развития добычи нефти и газа на территории края.
Таблица 1.7. Прогноз добычи нефти и газа в Красноярском крае на долгосрочную перспективу
Источник: [Коржубаев, Филимонова, Эдер, 2013].
Нефть, добытая на Ванкорском месторождении, играет ключевую роль в заполнении трубопровода «Восточная Сибирь – Тихий океан». Ввод Сузунского, Тагульского и Лодочного месторождений, расположенных вдоль трассы нефтепровода «Ванкор – Пурпе», а также завершение строительства нефтепровода «Куюмба – Тайшет» будут также обеспечивать наполнение ВСТО, что важно для выполнения контрактных обязательств с Китаем.
В сфере переработки нефти и газа в случае строительства магистрального нефтепродуктопровода «Ачинск – Кемерово – Сокур», предусмотренного проектом схемы территориального планирования Российской Федерации в области федерального транспорта, в период до 2015 г. будет осуществлено подключение Ачинского НПЗ к системе нефтепродуктопроводного транспорта. Это даст возможность отправлять светлые нефтепродукты по системе магистральных нефтепродуктопроводов как на внутренний рынок, так и на экспорт.
В соответствии с утвержденным бизнес-планом ОАО «Ачинский НПЗ Восточной нефтяной компании» на 2013— 2017 гг., осуществляется реализация инвестиционных проектов по реконструкции и модернизации производственного оборудования, в том числе:
• строительство комплекса по производству нефтяного кокса с планируемым вводом в эксплуатацию в IV квартале 2014 г.;
• строительство комплекса гидрокрекинга с планируемым вводом в эксплуатацию в I полугодии 2016 г.
Указанные проекты направлены на увеличение глубины переработки нефти, и в результате их реализации планируется достижение глубины переработки нефти с 2017 г. до 96,36 % [Развитие производства нефтепродуктов…, 2013].
Нефтегазовому комплексу Красноярского края свойственны проблемы нефтегазового комплекса России:
• недостаточная инвестиционная активность в геологоразведке;
• высокие потери энергоносителей и энергии при добыче, транспортировке и переработке нефти и газа;
• низкая глубина переработки нефти и низкое качество нефтепродуктов;
• отставание воспроизводства минерально-сырьевой базы от уровней добычи нефти и газа [Конторович, Коржубаев, 2007].
Кроме того, неблагоприятные факторы, сдерживающие развитие нефтегазодобычи на территории края, определяются условиями размещения углеводородов. Ресурсные объекты нефтегазового комплекса в основном находятся в слабоосвоенных зонах, на значительном удалении от крупных промышленных центров и рассредоточены по обширной территории. Геологическая сложность объектов вызывает повышенную капиталоемкость освоения ресурсов углеводородного сырья, в том числе за счет значительного увеличения затрат на создание специализированной и общехозяйственной инфраструктуры.
Серьезной проблемой нефтегазового комплекса края является тот факт, что продукция Ачинского НПЗ отличается низкой глубиной переработки, основные продукты, выпускаемые на заводе, – мазут и дизельное топливо – реализуются преимущественно на внутреннем рынке. Газ, добываемый на территории Красноярского края, также «заперт» на региональном рынке: отсутствует возможность его поставок за пределы края. Сложный состав газов, наличие гелия и ценных компонентов для газохимической промышленности требуют их специального разделения и хранения. Однако вопрос о размещении на территории края газоперерабатывающего завода и хранилищ гелия и газа остается нерешенным, а развитие газохимии в существующих программах «Газпрома» запланировано только после 2020 г., в то время как добыча газа уже ведется.