Топливно-энергетический комплекс мира

стр. 1 из 3

		Лунёв Станислав	                                     Топливно-энергетический комплекс мира

Тема реферата: «Топливно-энергетический комплекс мира»









	Вступление 	стр.2	

	Нефтяная промышленность	стр.7	

	

	Состав отрасли	стр.7

	Добыча нефти	стр.8

	Мировой рынок нефти	стр.8

	Россия и Китай. Перспективы энергетического сотрудничества	стр.9

		Страны СНГ на мировом рынке нефти	стр.12

	Нефтепереработка	стр.15

	Проблема Каспийской нефти	стр.16

	Цены на нефть	стр.17

	Экономическая политика в зеркале интересов ТЭКа	стр.19

	Проблемы и возможности развития отрасли	стр.19

	

	Электроэнергетика	стр.21

		

	Определение отрасли и её состав	стр.21

	Гидроэнергетика	стр.22	

	Атомная и ядерная энергетика	стр.22

	Единая энергосистема. РАО «ЕЭС России»	стр.24

	Обзор состояния энергетики на 1999 год	стр.33

	

	Газовая промышленность	стр.38

	

	Газовая промышленность на рубеже столетий	стр.38

	Стратегия развития газовой промышленности и государственная энергетическая политика до 2020 года	стр.40

	Развитие сырьевой базы природного газа	стр.48

	Основные закономерности энергопотребления в мире и роль нефтегазового комплекса в выходе России из системного экономического кризиса	стр.54

	

	Нетрадиционные источники энергии	стр.65

	

	Минеральные ресурсы	стр.65

	Геотермальные ресурсы	стр.65

	

	Заключение	стр.70

	Приложения 	стр.72

	Список использованной литературы	стр.73

	


Вступление

Тема Топливно-энергетического комплекса меня интересовала всегда: я знал, что электроэнергия и топливо не берутся из воздуха и, что мы потребляем эти ресурсы уже в обработанном виде, но кто и как их добывает и перерабатывает я стал узнавать сравнительно недавно и то только из-за того, что тема ТЭКа в последнее время очень широко освещается в СМИ. Но проблема энергоресурсов будоражила умы многих учёных на протяжении ни одного столетия, а в современном мире проблема ресурсообеспеченности стоит на одном из первых мест среди глобальных проблем человечества. Мне стало интересно: «Кто устанавливает цены на энергоресурсы?», «Почему говорят, что падение цен на нефть существенно отразиться на российском бюджете?», «Где и как добываются основные энергетические ресурсы мира?», «Как электроэнергия доставляется к потребителю?», «Почему эта отрасль приносит такие огромные прибыли?», «Что будет, когда энергетические ресурсы исчерпают себя?», «Какие ещё существуют источники энергии?». Ответы на эти и сотни других вопросов я попытался найти в газетах, журналах, книгах, учебниках и интернете. Всё изложенное ниже является результатом многомесячной работы, начатой ещё в 1999 году, когда ситуация в ТЭКе была совершенно другой. Её изменение отслеживается практически во всех пунктах реферата. 

Надеюсь, эта тема интересует Вас ничуть не меньше чем меня, и Вы сможете узнать из моей работы много нового и интересного.

Свой реферат я решил начать с выступления и.о. Президента РФ В.В. Путина  3 марта 2000 года на Всероссийском совещании по развитию топливно-энергетического комплекса России. Уверен, что его речь содержит наиболее свежую информацию о состоянии ТЭКа на сегодняшний день.  

Выступление и.о. Президента РФ В.В. Путина на Всероссийском совещании по развитию топливно-энергетического комплекса России

3 марта 2000 года,
г. Сургут

Добрый день, уважаемые коллеги, друзья!

Это совещание мы готовили давно. Организовано оно и проходит прежде всего по инициативе руководителей отраслей ТЭКа.

Именно руководители крупных нефтяных компаний, Газпрома и некоторых структур Правительства обратили внимание на то состояние, в котором находится отрасль, и на необходимость рассмотрения всех проблем, которые здесь складываются, на перспективу.

Уверен, что все сидящие в зале поддержат эту позицию и согласятся с тем, что государство нуждается в выработке плана развития отраслей ТЭКа хотя бы на обозримую перспективу.

То, что происходило за последние годы, с одной стороны, позволило, как здесь только что было сказано, не только почувствовать глоток воздуха самим отраслям ТЭКа, но и всей промышленности, которая в значительной степени и развивалась за счет ТЭКа. И это не случайно, потому что то положение несущей конструкции, которое ТЭК прочно занял в экономике бывшего Советского Союза, а потом и России, не только сохранилось, но и было закреплено за последнее время.

С 90-х годов российский ТЭК начал новую жизнь. Он испытал трудности и выгоды новых принципов ведения хозяйства.

В последние годы ТЭК являлся, как я уже сказал, фактором стабилизации в экономике России. В предстоящем десятилетии он должен стать фактором роста. Вот к этому мы должны стремиться, и мы рассчитываем на то, что сегодня будут высказаны не только критические замечания в адрес того, как Правительство организует работу в области ТЭКа, но и будут сделаны конкретные предложения по поводу того, что нам нужно делать в ближайшие годы и на перспективу.

Сегодня энергетический сектор обеспечивает до 30 процентов доходов консолидированного бюджета, дает почти 45 процентов валютных поступлений и около 30 процентов объема промышленного производства страны.

1999 год. Результаты такие: ТЭК вышел на траекторию роста. Это мы с вами хорошо знаем, и по региону, где мы находимся, то же самое. Здесь рост, как мне сказали, процентов восемь примерно, во всех отраслях ТЭКа. Наибольший рост производства достигнут в угольной промышленности, там более семи процентов. Добыча нефти выросла на 0,5 процента, минимальный размер. Наметилось совсем незначительное снижение показателей по газу. Точнее сказать, темпы снизились.

Объем нефтепереработки увеличился на десять процентов, потребление электроэнергии - более чем на два процента. Объем капиталовложений в ТЭКе в целом вырос более чем на 15 процентов.

Удалось снизить социальную напряженность в комплексе. В значительной степени урегулированы споры с трудовыми коллективами угольщиков. Задолженность по зарплате в отраслях ТЭКа снизилась почти на 17 процентов.

Вместе с тем, запас прочности, который создавался инвестициями предыдущих десятилетий, практически исчерпан. Основные производственные фонды устарели, износились. Все это угрожает нормальному энергоснабжению страны и бюджетным доходам.

Есть другая сторона вопроса. Специфика отрасли - зависимость от мировой конъюнктуры цен на нефть. Для государства это всегда угроза финансовых и социальных потрясений, подобных тем, которые были в 98-м году.

Мне не хочется сейчас напоминать о том, какие последствия наступят при падении цен, но к этому мы должны быть готовы всегда. Хотя мы исходим из того, что крупномасштабного обвала не будет, но мы должны быть уверены в энергетической безопасности страны, а в итоге - и в социальной стабильности.

Необходимо стремиться к более рациональной структуре внешнеторгового оборота, уменьшать вывоз сырья и при этом увеличивать экспорт нефтепродуктов, товаров нефтехимии, электроэнергии, продуктов других отраслей промышленности.

Мы ощущаем уже начало подъема промышленности. Однако в ряде регионов рост производства сдерживается именно нехваткой платежеспособного спроса на энергетические ресурсы, да и самих ресурсов не хватает. В некоторых отраслях производства на крупных предприятиях происходит даже сокращение рабочих. На первом этапе набрали, увеличили обороты, а потом в связи с тем, что не хватает электроэнергии, теплоснабжения, приходится сворачивать производство и сокращать рабочие места.

В интересах государства - в интересах долгосрочных, стратегических - увеличивать поставку энергоносителей на внутренний рынок. Естественно, это возможно только при соблюдении определенных условий: сокращения неплатежей, роста производства в перерабатывающих отраслях.

Один из стратегических выводов заключается в том, что государству надо занять активную линию защиты отечественных предприятий ТЭКа на международной арене. Любые вводимые против наших компаний и товаров ограничения должны подвергаться тщательному изучению и оспариваться. А еще лучше - пресекаться.

Я думаю, что раньше этим занимались недостаточно эффективно. В новых условиях без этого не обойтись. Нужна дипломатическая поддержка в ликвидации неплатежей иностранных партнеров, в снижении ими транзитных и прочих тарифов. Соответствующие директивы будут направлены во все российские посольства и торговые представительства.

Вы знаете не хуже меня, как активно другие государства защищают своих товаропроизводителей на внешних рынках. Государственные деятели иностранных государств - наших партнеров не стесняются ставить эти вопросы на самых высоких уровнях, без всяких вопросов впрямую ставят и ждут результата. Более того, еще и агрессивно настаивают на этом результате. Резервы, конечно, здесь есть, они огромны. Например, общий долг стран СНГ по поставкам топливно-энергетических ресурсов оценивается сейчас в общем, примерно, в 70 миллиардов рублей.

Наши интересы - это развитие на сахалинском направлении и выход в Карское море. Ускорение строительства новых портовых комплексов на Балтике и Черном море, модернизация действующих и прокладка новых трубопроводов, укрепление единого рынка энергоносителей России, Украины, Белоруссии, Казахстана, Туркменистана. Проведение энергетических, газовых и нефтяных мостов в Китай. Активное взаимодействие с Азербайджаном и Турцией.

Мы должны торговать энергоносителями как можно с большим числом стран, искать новых партнеров. Мы должны строить свою работу, исходя из геостратегических интересов Российской Федерации.

Сегодня структура добычи углеводородного топлива не совпадает со структурой его потребления внутри страны. Так называемая "газовая пауза" - период, когда в пять раз выросла добыча газа и в три раза - удельный вес газа в топливном балансе страны, в принципе, заканчивается.

И потому следующий вывод заключается в том, что нужно срочно менять подход к структуре топливно-энергетического баланса. В основе нового взгляда на проблему должна лежать оптимизация соотношения цен на отдельные взаимозаменяемые энергоресурсы - уголь, газ, мазут.

Действительно, важный вопрос - разработка государственной энергетической стратегии России до 2005-2015 года. Ее реализация должна обеспечить энергетическую безопасность страны и предпосылки для продолжения экономического роста в России.

Для вхождения в мировую экономическую систему нужна промышленность, которая эффективно и экономно использует энергоносители. У нас же за последнее десятилетие удельная энергоемкость ВВП возросла на 21 процент вместо падения.

Очевидно, что масштабное уменьшение энергоемкости экономики вызовет рост эффективности производства и даст импульс внедрению высоких технологий.

Один из серьезных и для государства, и для предприятий отрасли вопросов, на мой взгляд, - совершенствование механизма экспортных пошлин. Обязанность государства - обеспечить его прозрачность и ясность. Отсюда и один немаловажный вывод: нужны гарантии, что пошлины не будут произвольно меняться, что по этим вопросам не будет приниматься единоличных административных решений, а изменение ставок пошлин должно быть жестко увязано с динамикой мировых цен на энергоносители.

Я не знаю, может быть, не все присутствующие в зале в курсе, но сейчас Правительство пытается разработать такой механизм.

Этот новый подход даст возможность компаниям добиться эффективного инвестиционного планирования и привлечет инвесторов. Убытки от падения мировых цен не должны ложиться бременем на бюджет. Прибыль от роста несправедливо присваивается.

Нуждается в уточнении и налоговая политика. Она должна быть прежде всего нацелена на достижение не только бюджетного, но и инвестиционного эффекта. Это мы тоже прекрасно понимаем.

И вообще, не буду сейчас вдаваться в подробности, но, конечно, основа всей нашей деятельности будет направлена на то, чтобы снижать налоговое бремя не только в целом в экономике, но и в областях ТЭКа в том числе.

Вместе с тем нужно повнимательнее посмотреть, что происходит и сегодня в налоговой сфере. И не только у Правительства, но и, как раньше говорили, "у широких масс трудящихся", населения, у граждан часто возникает закономерный вопрос - сколько денег ТЭКа в тех полутора миллиардах долларов, которые ежемесячно утекают из страны. В конце концов, недра принадлежат государству. Ни для кого уже не секрет, что нефтяные компании используют оффшоры: и зарубежные, и наши доморощенные.

Не все ясно и с так называемыми "масштабными российскими инвестициями за рубежом", особенно в условиях инвестиционного голода в самой России. Должен сказать, что мы не против цивилизованной работы с оффшорами, хотя поднимать этот вопрос даже здесь, честно говоря, не хотелось бы. Я думаю, что нужно говорить просто о более совершенной налоговой системе.

Главное направление движения - создать в России привлекательные, стабильные условия инвестирования. Требует оперативного исправления ситуация с разведанными запасами. В результате обвального спада геологоразведочных работ за последние восемь лет в целом по стране запасы уменьшились более чем на 9,5 процентов. В Западной Сибири - более чем на 16 процентов. Приросты запасов не компенсируют даже текущую добычу энергоресурсов.

По существу, идет проедание ранее разведанных запасов. И такое положение, вы понимаете это не хуже меня, а гораздо лучше, просто опасно. Цивилизованный мир делает прямо наоборот: разведка запасов опережает темпы текущей добычи. В связи с этим необходимо внести изменения в законодательство о недропользовании. Компаниям нужны стимулы для проведения геологоразведочных работ за счет своих средств. У небольших компаний должен появиться интерес к эксплуатации недоиспользованных месторождений. Насколько я понял сегодня из рассказа руководителя "Сургутнефтегаза", не только малые компании, но и крупные компании готовы к такой работе.

Большая проблема в нефтеперерабатывающей промышленности - глубина переработки. Ее средняя величина на заводах России составляет 67 процентов. Вы знаете, что в Штатах, например, 90. И в мире, в среднем, примерно такой показатель. Ясно, что это должно быть увеличено. Но это увеличение должно быть тесно связано с созданием условий для сокращения потребления мазута в электроэнергетике. То есть увеличение глубины переработки не должно порождать нового кризиса в обеспечении экономики и населения теплом и электроэнергией. Это необходимо учесть и Минтопэнерго, и Минэкономики.

Следующий вопрос - это вопрос, который нас, как вы догадываетесь, интересует сегодня, во всяком случае в текущей нашей работе, может быть, больше всего - дисциплина платежей как в стране в целом, так и в ТЭКе. Нужно признать, государство в значительной степени само порождало неплатежи за энергоресурсы.

Конечно, такая ситуация нетерпима и многие шаги для ее исправления нами уже делаются. Например, введены лимиты потребления. Мы понимаем, что это недостаточно. Это скорее административные меры.

Задача государства - полностью ликвидировать задолженность бюджетных потребителей перед поставщиками энергоресурсов. Эти меры должны стать составной частью целостной концепции развития ТЭКа. Однако существует много претензий и к нефтяным компаниям. Думаю, что требования к головным компаниям за долги их дочерних структур должны быть жестче со стороны государства.

Теперь несколько слов о проблеме энергоснабжения. Эта тема все еще не стала актуальной ни для предприятий, ни для населения, и потому работу по повышению эффективности использования энергоресурсов придется активизировать. Это тем более важно, что переход на энергосберегающие технологии, более эффективная организация потребления энергии позволят повысить тариф, а значит и доходы ТЭКа в целом.

При таких низких тарифах, как сейчас, ни предприятиям, ни населению нет никакого резона экономить энергию. Более того, невыгодными становятся и инвестиции в энергосбережение. Я думаю, что здесь, что касается населения, нужно вводить более прогрессивные формы стимулирования населения к тому, чтобы электроэнергию экономили. И такие формы в принципе есть.

Хотел бы обозначить также позицию Правительства по отношению к естественным монополиям. Мы понимаем, эти компании несут большую нагрузку по энергоснабжению страны. И потому будем всемерно помогать им, но не менее важно контролировать их работу. Уверен, нельзя допускать изменения их структуры без четкого понимания последствий таких шагов для государства. К этим вопросам мы будем подходить очень аккуратно.

Правительство также будет поощрять конкуренцию и развитие новых производств всеми компаниями. Но что мы просто обязаны сделать, это добиться прозрачности финансово-хозяйственной деятельности всех предприятий комплекса. В руках государства регулирование доступа к недрам, к системам транспортировки топлива и энергии и потому наша прямая обязанность - жестко контролировать соблюдение условий лицензионных соглашений. Нарушителей - лишать права пользования недрами. Мы проведем в ближайшее время инвентаризацию того, что есть в этой сфере, и будем принимать решение.

Понимаю, какую реакцию может вызвать мое заявление, но по-другому мы поступать не можем дальше. И торговать самими лицензиями тоже нужно прекратить.

Стратегические цели, между тем, у нас совпадают со всеми компаниями, работающими в этой сфере. Это развитие экономики страны и превращение ТЭКа в фактор роста. Тактические задачи надо обсуждать и согласовывать, исходя из этой перспективы. Ясно, что все перечисленные проблемы не могут решаться в отрыве друг от друга. Частичные или половинчатые меры лишь усугубляют ситуацию, порождают новый кризис. Еще раз хотелось бы повторить: все решения нужно принимать строго в рамках общеэнергетической стратегии, основная цель которой - энергетическая безопасность страны, повышение эффективности экономики и конкурентоспособности страны в целом.

Я бы на этом хотел закончить.

Предлагаю дальше перейти к вашим выступлениям и к более живому обмену мнениями, чтобы нам использовать нашу сегодняшнюю встречу для того, чтобы поговорить не только с трибуны, но и неформально.

Спасибо большое за внимание.



Развиваясь, человечество начинает использовать все новые виды ресурсов (атомную и геотермальную энергию, солнечную, гидроэнергию приливов и отливов, ветряную и другие нетрадиционные источники). Однако главную роль в обеспечении энергией всех отраслей экономики сегодня играют топливные ресурсы. Это четко отражает "приходная часть" топливно-энергетического баланса. Проблема обеспечения электрической энергией многих отраслей  мирового хозяйства, постоянно растущих потребностей более чем пятимиллиардного населения Земли становится сейчас все более насущной. Топливно-энергетический комплекс тесно связан со всей промышленностью страны. На его развитие расходуется более 20% денежных средств. На ТЭК приходиться 30% основных фондов и 30% стоимости промышленной продукции России. Он использует 10% продукции машиностроительного комплекса, 12% продукции металлургии, потребляет 2/3 труб в стране, дает больше половины экспорта РФ и значительное количество сырья для химической промышленности. Его доля в перевозках составляют 1/3 всех грузов по железным дорогам, половину перевозок морского транспорта и всю транспортировку по трубопроводам. 

















ТЭК охватывает все процессы добычи и переработки топлива (топливные отрасли промышленности), производство электроэнергии, транспортировку и распределение энергия. Использует продукцию машиностроения и металлургии.

Топливно-энергетический комплекс имеет большую районообразовательную функцию. С ним напрямую связано благосостояние всех граждан России, такие проблемы, как безработица и инфляция.

Наибольшее значение в топливной промышленности страны принадлежит трем отраслям: нефтяной, газовой и угольной, из которых особо выделяется нефтяная.

Нефтяные базы были опорой советского руководства. Дешевая нефть обеспечивала оттяжку структурной перестройки энергоемкой промышленности СССР. Эта нефть привязывала страны восточного блока. Валютные доходы от ее экспорта позволяли обеспечивать потребительский рынок импортными товарами.

С тех пор изменилось многое. Радикально перестраивается внутренняя структура государства. Разворачивается процесс реорганизации российского административного пространства. Появляются новые региональные образования.



I. Нефтяная промышленность

  

1. Состав отрасли 

Нефтяная промышленность является составной частью ТЭК.

Современный уровень цивилизации и технологии был бы немыслим без той дешевой и обильной энергии, которую предоставляет нам нефть. Нефть, кроме того, служит сырьем для нефтехимической промышленности, производящей пластмассы, синтетические волокна и множество других органических соединений.

Нефтяная промышленность - отрасль тяжелой индустрии, включающая разведку нефтяных и нефтегазовых месторождений, бурение скважин, добычу нефти и попутного газа, трубопроводный транспорт нефти.



2. Добыча нефти

Цель нефтеразведки - выявление, геолого-экономическая оценка и подготовка к работе промышленных залежей. Нефтеразведка производиться с помощью с помощью геологических, геофизических, геохимических и буровых работ. Процесс геологоразведочных работ подразделяется на два этапа: поисковый и разведочный. Первый включает три стадии: региональные геолого-геофизические работы, подготовка площадей к глубокому поисковому бурению и поиски месторождений. Второй завершается подготовкой месторождения к разработке.

По степени изученности месторождения делятся на четыре группы:

А) Детально разведанные месторождения.

В) Предварительно разведанные месторождения.

С1) Слабо разведанные месторождения.

С2) Границы месторождений не определены.

Категории А, В и C1 относятся к промышленным запасам.

На сегодняшний день главная проблема геологоразведчиков - недостаточное финансирование, поэтому сейчас разведка новых месторождений частично приостановлена. Потенциально, по прогнозам экспертов, геологоразведка может давать Российской Федерации прирост запасов от 700 млн. до 1 млрд. т в год, что перекрывает их расход вследствие добычи (в 1993 году было добыто 342 млн. т ).

Однако в действительности дело обстоит иначе. Мы уже извлекли 41 процент, содержащийся в разрабатываемых месторождениях. В Западной Сибири извлечено 26,6 процента. Причем нефть извлечена из лучших месторождений, требующих минимальных издержек при добыче. Средний дебит скважин непрерывно снижается: 1986 год - 14,1/ сутки. 1987 - 13.2, 1988 - 12,3, 1989 - 11,3, 1990 - 10,2. Темпы выработки запасов нефти на территории России в 3-5 раз превышают соответствующий показатель Саудовской Аравии, ОАЭ, Венесуэлы, Кувейта. Такие темпы добычи обусловили резкое сокращение разведанных запасов. И проблема здесь не столько в медленной разведке новых месторождений, сколько в нерациональной эксплуатации имеющихся. Большие потери при добыче и транспортировке, старение технологий вызвали целый комплекс проблем в нефтяной промышленности.



3. Мировой рынок нефти

Нефть - важнейший источник валюты.

Действительно, отрасли ТЭК дают не менее 60% валютных поступлений, в Россию, позволяют иметь положительное внешнеторговое сальдо, поддерживать курс рубля. Высоки доходы в бюджет страны от акцизов на нефть и нефтепродукты. 

Велика роль нефти и в политики. Регулирование поставок нефти в страны ближнего зарубежья является, по сути дела, важным аргументом в диалоге с новыми государствами. 

Таким образом, нефть - это богатство России. Нефтяная промышленность РФ тесно связана со всеми отраслями народного хозяйства, имеет огромное значение для российской экономики. Спрос на нефть всегда опережает предложение, поэтому в успешном развитии нашей нефтедобывающей промышленности  заинтересованы практически все развитые государства мира.

Россия пока не выступала как активный самостоятельный субъект в мировой энергетической политике, хотя малейшие социально-экономические и политические обострения в Москве или Тюмени тут же отражаются на стоимости нефти на биржах Нью-Йорка или Лондона.

До настоящего времени нефтяную политику определяли два картеля - западный и восточный. Первый объединяет 6 крупнейших нефтяных компаний, на которые приходятся 40% нефтедобычи стран, не входящих в ОПЕК. Совокупный объем продаж этих компаний в 1991 году составил почти 400 млрд. долларов. В восточный картель (ОПЕК) входят 13 стран, дающих 38 процентов всей мировой добычи и 61 процент мирового экспорта нефти. Добыча России составляет 10% мировой, поэтому можно с уверенностью сказать, что страна занимает сильные позиции на международном рынке нефти. Например, эксперты ОПЕК заявили, что государства, входящие в эту организацию, не смогут восполнить нехватку нефти, если мировой рынок покинет РФ (см. таблицы 1,2,3).

	Структура потребности мира в энергии за 1993 год                                                         Таблица 1_

Всего		Нефть	          Уголь		Газ		АЭС		Прочие

100%		39,9%		28%		22,8%		6,8%		2,5%

	

	Добыча нефти в 1993 году                                                                                                 Таблица 2

Всего (3,04 млрд. т)						100%



Средний Восток						30,9%

Северная Америка						17,8%

СНГ								13,3%

Российская Федерация					11,4%

США								11,4%

Юго-Восточная Азия					 	  9,7%

Западная Европа						  7,7%

Южная Америка						  7,6%

Южно-Тихоокеанский регион				  1,2%

Восточная Европа						 0,03%

Запасы нефти в мире      								       Таблица 3

Всего (137 млрд. т)						100%



Средний Восток						66,2%

Северная Америка						8,0%

Южная Америка						7,4%

Африка								6,2%

Восточная Европа и СНГ					5,9%

Юго-Восточная Азия и Австралия				4,7%

Западная Европа						1,7%

Кроме того, в обозримом будущем нефть заменить нечем. Мировой спрос будет расти на 1,5 процента в год, а предложение существенно не возрастет. До энергетического кризиса 1973 года в течение 70 лет мировая добыча практически удваивалась каждые десять лет. Однако сейчас из стран - членов ОПЕК располагающих 66% мировых запасов, лишь четыре страны могут ощутимо увеличить объем нефтедобычи (Саудовская Аравия, Кувейт, Нигерия, Габон). Тем более существенной становиться роль России, иначе ряд экспертов не исключают возможность скорого возникновения очередного энергетического кризиса.



4. Россия и Китай. Перспективы энергетического сотрудничества.

Состоятся ли энергетический союз медведя и дракона?

Недавно завершился визит в Пекин большой российской делегации во главе с федеральным министром топлива и энергетики Виктором Калюжным. Три дня шли напряженные переговоры. Работала топливно-энергетическая секция комиссии, которая готовит ля-тую встречу глав правительств КНР и России.

ПОХОЖЕ, после десятилетия молений на западные рынки Россия, наконец, поворачивается лицом на Восток.

Москва по сравнению с Пекином кажется провинцией. На улицах стольного града Поднебесной державы, конечно, почти нет шестисотых "Мерседесов" и не видно неоновых огней казино или стриптизбаров. Но зато поражают колоссальные, сверкающие сталью и стеклом башни деловых центров, повсюду упирающиеся в небо чашами антенн космической связи, щекочущие низкие облака изящными навершиями в виде древних китайских пагод. Они строятся там и тут, буквально выпирая из-под земли, подобно поросли молодого бамбука после дождя. Здесь почти физически чувствуешь то, что в эту экономику вкладываются огромные деньги, что люди здесь (которые в массе своей совсем не богаче нас) занимаются делом, не транжиря драгоценных денег на крикливую роскошь.

Занимая пока седьмое место в мире по экономической мощи, Китай к 2030 году может обогнать США по объему своего ВВП. КНР ежегодно добывает 1,24 миллиарда тонн угля, плавит 105 миллионов тонн стали, растит 490 миллионов тонн зерна и производит полсотни миллионов тонн мяса. За 1998 год китайцы выработали один триллион киловатт-часов электричества, 35 миллионов телевизоров, 30 миллионов тонн минеральных удобрений и заняли 70% мирового рынка проигрывателей на компакт-дисках. За спиной Поднебесной – двадцать лет уверенного экономического роста, который жадно требует энергоресурсов. Сегодняшний Китай – это валовой внутренний продукт в один триллион долларов, 414 миллиардов иностранных инвестиций в экономику и 700 миллиардов сбережений у населения, которые тоже работают на промышленный рост страны, а не лежат, как у нас, под матрасами.

Словом, Россия должна закрепиться на этом выгодном рынке, который насчитывает более миллиарда потребителей. С чем? У нас для Китая есть две главные конкурентоспособные сферы: оружие и товары ТЭКа. И если на оружейном рынке уже сделаны многообещающие шаги, то группа Калюжного постаралась создать перспективы и в сфере ТЭКа.

Как соединить разбитое

Сделать это весьма непросто. Россия запаздывает с этим делом как минимум на десятилетие. Эксперты с сожалением говорят: вот если бы мы уже при Горбачеве скоординировали бы свои реформы с китайскими... Но лучше поздно, чем никогда.

Нельзя сказать, будто ничего не пытались сделать и раньше. Просто после раздробления СССР связи с КНР пытались налаживать лишь разрозненные нефтекомпании, регионы или энергосистемы, а не Российское государство. А в условиях, когда, скажем, нефть Китаю может предложить не только Россия, но и огромный, перенасыщенный мировой рынок, такие попытки неизменно проваливались. Отечественные компании начинали ожесточенно отпихивать друг друга локтями, устраивая конкурентные свары не только с иностранными соперниками, но и между собой. А уж о том, как презрительно относятся к таким попыткам китайцы, в коих дух государственности живет уже не первое тысячелетие, даже и рассказывать не хочется.

Ситуация радикально поменялась, когда на нынешних переговорах Россия предстала действительно как Россия, а не как сонм разрозненных компаний.

Досье "РГ. С 1998 г. работает Комиссия по подготовке регулярных встреч глав правительств России и Китая. В ней есть подкомиссия по сотрудничеству в области энергетики. 20—22 марта в Пекине состоялось ее второе (после 21 января 1999 г.) заседание. Его вели глава Минтопэнерго Виктор Кал южный и Цзэн Пэйянь. председатель Госплана КНР.

Что поразило больше всего — так это совершенно изменившаяся тактика переговоров. Наши с ходу объявили, что в России готовится энергетическая стратегия на 2000—2020 годы. Китайские партнеры ответили, что и они разрабатывают стратегию развития областей западной, центральной и северо-восточной частей страны. И тогда Пекину было предложено состыковать эти планы с нашими планами развития ТЭК в Восточной Сибири.

Тем паче, что подобное на просторах бывшего СССР уже делается: по заявлению Виктора Кал южного, уже началось составление совместного "баланса четырех" — РФ, Украины, Белоруссии и Казахстана.

Поистине сенсацией стало сообщение о том, что эксперты подкомиссии Калюжного—Пэйяня подготовили проект пятилетнего договора о взаимоотношениях России и КНР в области ТЭКа. Пока его условия огласке не подлежат. Известно лишь то, что в нем обозначены все новые моменты новой политики, и подписание его весьма вероятно во время очередной встречи премьеров наших государств в первой половине 2000 года.

Газовые сенсации

Пожалуй, самыми впечатляющими стали газовые проекты. Прежде, говоря о поставках в КНР "голубого топлива", имели в виду исключительно Ковыктинский проект, который пытались в одиночку и без особого успеха осуществлять «РУСИА-петролиум», дочерняя фирма «СИДАНКО». Теперь же вопрос был поставлен так: "Хочет ли Китай получать газ из России?" То есть не только из Ковыкты, но и из Западной Сибири, Иркутска, Якутии и Сахалина. При этом Ковыкту будет разрабатывать не только "РУСИА", но и другие компании РФ, которые выиграют конкурсы на те или иные участки. Среди этих компаний уже есть Тюменская нефтяная компания, огромный интерес проявляют также "Газпром" и "Сургутнефтегаз".

Всему этому предшествовала почти годовая совместная работа, проведенная "Газпромом" и Китайской национальной нефтегазовой корпорации (КННК). В итоге родилась концепция поставок западносибирского газа в Поднебесную. Документ передан на изучение в Госплан Китая. Одновременно "Газпром" предложил китайцам свою помощь в оптимизации их газопроводных сетей ради создания Единой системы газоснабжения по образцу СССР и России, отправил своих специалистов для изучения перспектив участия нашего "голубого великана" в разработке месторождений вдоль предполагаемой трассы трубопровода.

В газовой промышленности наш богатейший советский опыт может быть востребован. Скажем, "Газпром" тесно сотрудничает с КННК в деле создания аналогов наших громадных подземных хранилищ газа в дельте реки Янцзы и Северо-восточном Китае.

Увы, разногласия между Москвой и Пекином все-таки остаются. В отличие от наших доморощенных "вечно младых реформаторов", еще вчера подписывавших "прорывные документы", едва соскочив с трапа самолета, китайцы ведут переговоры долго и цепко, до последнего отстаивая свои интересы. Например, Россия настаивает на строительстве газопровода из Ковыкты в район Пекина напрямик через Монголию, а вот китайская сторона предпочитает тянуть "нитку" в обход — в Северо-восточный Китай. Это выйдет дороже, но китайцы явно не хотят зависеть в этом вопросе от соседей, У них перед глазами — пример мучений самой России с Украиной, которая контролирует российские экспортные газопроводы, то, расхищая изрядную долю газа, то устанавливая грабительские тарифы. Прошли времена, когда Монголия считалась шестнадцатой республикой СССР. Сегодня эта страна выказывает намерение интегрироваться, а структуры НАТО, а это Пекин вовсе не устраивает. И пока взаимоприемлемого решения не найдено. Впрочем, Виктор Калюжный предложил китайским партнёрам такой вариант: обеспечивать Северо-восточный Китай газом с Сахалинсого шельфа, а газопровод все-таки тянуть напрямик, через Монголию. Пекин будет думать над этим предложением.

Еще неясен и объем газа, который Китай может закупать из всех российских источников. На встрече 20 марта Цзэн Пэйянь настаивал: нам нужны 20 миллиардов кубов ежегодно. На все вопросы о перспективах потребления следовал все тот же неизменный ответ. Представители же "Газпрома" качали головами: 20 миллиардов — это на грани бесприбыльности. И вообще Китаю, по нашим расчетам, в ближайшие годы понадобится газа в три—четыре раза больше.

По замечаниям ряда наших экспертов, Россия может предложить Китаю восемь вариантов переброски нашего газа. Но все зависит от того, сумеют ли правительства в Москве и Пекине согласовать национальные стратегии развития. Ибо энергетический бизнес таков, что ему нужны планы на двадцать лет вперед. А то и на тридцать. Тем не менее диалог на эту тему продолжается. Слова "нет" наши партнеры не сказали...

Излучины нефтяных рек

Закономерности выхода России на китайский нефтяной рынок во многом те же. Без координации экономической политики обеих стран здесь тоже не обойтись. Но, пожалуй, в нефтяной сфере есть и свои трудности — последствия десятилетнего хаоса в нашей экономике.

Тем не менее, есть много оснований ожидать, что трубопровод из Ангарска в Китай будет построен, и в 2005 году по нему пойдет первая нефть. И если в ближайшее время правительства России и КНР примут решения по трассе "нитки" ценой в 1,5—1,7 миллиарда долларов, то, как утверждает В.Калюжный, можно будет формировать и консорциум для ее строительства из не' скольких крупных компаний. Снова возникли разногласия по поводу маршрута. Если наши настаивают на прокладке "трубы" через Монголию в район Пекина, то Госплан КНР намертво стоит на мнении: тянуть "нитку" в Северо-восточный Китай, на Дацин, Этот вопрос окончательно решится только на межправительственном уровне.

На будущее у России есть пять вариантов прокладки "труб". Однако для выхода нашей нефти на китайский рынок нужно навести порядок в нашем нефтяном бизнесе. За последние десять лет качество поставляемой за рубеж нефти сильно упало. Во времена СССР она чётко делилась на несколько сортов. Потом их стали смешивать, получая некую усредненную экспортную смесь для поставок на Запад. Перспектива отвлечения крупных объемов "черного золота" для поставок в Китай может ухудшить эту смесь при поставках на привычные зарубежные рынки.

— Вопрос с качеством очень серьезен. Именно для этого нам крайне необходим топливно-энергетический баланс Китая:

тогда мы сможем знать, откуда и какую нефть завозить. Сейчас Минтопэнерго занимается созданием банка качества нефти, чтобы снова разделить ее по сортам, как это было исторически. Правда, проект очень сложен политически — отнюдь не все нефтекомпании на это согласны... — сообщил Виктор Калюжный.

Что ж, итоги мартовских переговоров вселяют большие надежды. Во всяком случае, Китай согласился изучить вопрос о своем участии в разработке месторождений в Иркутской области и Якутии. Например, Верхнечонского нефтегазоконденсатного и Талаканского нефтяного месторождений. И если это случится, то трубопроводы в КНР понадобятся вдвойне.

Топливно-энергетическая дипломатия?

Пока итоги наших встреч с китайскими партнерами напоминают протоколы о намерениях. 16 миллионов тонн нефти и 20 миллиардов "кубов" газа в год, о которых пока идут разговоры, — это слишком мало. Это, как говорится, только для разгона, для закрепления РФ на перспективном рынке. Положить начало настоящему топливно-энергетическому альянсу двух великих стран, которые решили стать стратегическими партнерами в наступающем веке, можно, только договорившись на более серьезные объемы. И тогда по своему значению этот шаг мало чем уступит прорыву СССР на западные нефтерынки в конце 60-х годов. Предпринимать усилия по завоеванию выгодного рынка нам нужно сейчас. Ибо слишком сильна конкуренция на мировом рынке.

Наша делегация уже предприняла неожиданный ход. Пекину сделали предложение войти в союз с таким опытным и сильным партнером, как наша государственная компания "Зарубеж-нефть", которая уже добывает "черное золото" у берегов Вьетнама. И теперь китайские партнеры обдумывают наши предложения о совместном с "Зарубеж-нефтыо" участии в проектах на территории Ирака, в разработке нефти на вьетнамском месторождении Дайхунг и залежей газа в заливе Бакбо. Этот залив, прежде называвшийся Тонкинским, давно служит яблоком раздора межу КНР и Вьетнамом. Здесь же появляется возможность совместно использовать его богатства, укрепляя альянс наших стран.

Да и внешнеполитические реалии сегодня могут помочь России. Приход к власти на Тайване сторонников независимости от Большого Китая, патронаж США над этим островом и американок китайские противоречия заставляют Пекин искать те каналы снабжения энергоресурсами, которые нельзя перекрыть блокадой с моря. Ведь танкеры с ближневосточной нефтью идут в КНР, как ни крути, через Тайваньский пролив. Альтернатива есть – это Россия. (Кучеренко В., Российская газета, 2000, №65, 4 апреля)     



5. Страны СНГ на мировом рынке нефти

Итак, российская нефтяная промышленность имеет важнейшее значение для нашей страны и всего мира в целом.

Благодаря удачным инновациям совокупная величина доказанных мировых нефтяных запасов к 1997 году выросла на 60% по сравнению с 1985 г. На 1 января 1998г. доказанные запасы нефти (без газового конденсата) по данным журнала Oil&Gas Journal оцениваются примерно в 170 млрд.т., из которых ¾ сосредоточено в странах зарубежной Азии. Только 6 стран мира обладают запасами нефти, превышающими 10 млрд. тонн: Саудовская Аравия 43.18 млрд.т., Ирак 18.7, ОАЭ 15.98, Кувейт 15.81, Иран 15.47, Венесуэла 11млрд. т. Запасы России по оценкам западных экспертов составляют 4.8% мировых (8 млрд.т.), а по оценкам экспертов Минтопэнерго - 12% мировых.

Из республик СНГ Молдавия не имеет запасов нефти, а Таджикистан, Армения, Грузия и Киргизия имеют запасы, не превышающие 15 млн.т. Среди республик СНГ наибольшие запасы имеют РФ (19481 млн.т.) и Казахстан (2104 млн.т.). Затем следуют Азербайджан (460), Туркмения (264), Узбекистан (253) . 

В РФ лидером по запасам является Западно-Сибирский район (13680 млн.т). Затем следуют Уральский (1835 млн.т), Поволжский (1651 млн.т), Северный (1395) и Северо-Кавказский (205) районы. 

Бурный рост нефтяной промышленности (в 1971-1989гг. добыча нефти увеличивалась на 15 млн. тонн в год) привел к изменению соотношения между потенциальными запасами и разведанными, которые сократились, особенно на старых месторождениях. На сегодняшний день основные запасы нефти имеют невыгодное местоположение, поэтому доставка добытой нефти до потребителя обходится очень дорого. Поэтому наряду с новыми районами большое внимание уделено поискам нефти в районах действующих промыслов европейской части. Давно разведаны и используются запасы нефти в Волго-Уральском районе. Здесь расположены месторождения: Ромашкинское (Татарстан), Шкаповское и Туймазинское (Башкортостан), Мухановское (Самарская обл.), Яринское (Пермская обл.) и др. Крупнейшие нефтяные ресурсы расположены в пределах Западно-Сибирской равнины. Оконтурены Шаимский, Сургутский и Нижневартовский нефтегазоносные районы, где всемирно известны такие месторождения, как Самотлорское, Усть-Балыкское, Федоровское и др. Относительно недавно эксплуатируются месторождения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и Сахалина (относятся к перспективным).   

 Работы специалистов из ВНИИ зарубежгеология свидетельствуют: современный уровень добычи нефти (3 млрд.т. в год) может быть обеспечен разведанными запасами на срок более 50 лет.

Добыча нефти, включая газовый конденсат, млн. т. 				таблица 4



1985

1990

1991



1992

1993

1994

1995

1996

Азербайджан

	13.2

	12.5

	11.7

	11.1

	10.3

	9.6

	9.2

	9.1

Беларусь

2.0

2.1

2.0

2.0

2.0

2.0

1.9

1.9

Грузия

1.0

0.2

0.2

0.1

0.1

0.07

0.04

0.1

Казахстан

22.8

25.8

22.6

25.8

23.0

20.3

20.5

23.0

Кыргызстан

0.2

0.2

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

Россия

542.0

516

462

399

354

318

307

301

Таджикистан

0.4

0.1

0.1

0.06

0.04

0.03

0.03

0.03

Туркменистан

6.0

5.7

5.4

5.2

4.9

4.4

4.7

4.4

Узбекистан

2.0

2.8

2.8

3.3

3.9

5.5

7.6

7.6

Украина

5.9

5.3

4.9

4.5

4.2

4.2

4.1

4.1

Как видно из таблицы, во всех республиках СНГ, за исключением Узбекистана, добыча нефти постепенно падает. По уровню добычи РФ находится на 3 месте в мире (после Саудовской Аравии и США). Среди республик СНГ сами себя обеспечивают сырой нефтью РФ, Казахстан и Азербайджан. В ближайшие 5-8 лет Республика Казахстан рассчитывает войти в первую десятку 98 нефтедобывающих стран мира, за счет разработки месторождений Каспийского моря (проблемы каспийской нефти будут рассмотрены далее). Также с запасами Каспия связывается будущее Азербайджана и Туркменистана. При этом Азербайджан намерен не только добывать нефть, но и заниматься транзитом казахстанской нефти, опять же добытой на Каспии.

 Основной объем добычи нефти приходится на З-СЭР. Старые же нефтяные районы (Волго-Уральский и Северо-Кавказский) вступили в поздние стадии разработки: добыча там стабилизируется (Поволжье, Урал) или уменьшается (Северный Кавказ, за счет выработанности месторождений), тогда как Западная Сибирь и Север имеют потенциал для развития. Сейчас крайне важно сохранить производительность старых районов. 

 В Поволжье (добыча 13.8% от общероссийской) уже сейчас применяются новейшие методы добычи: 90% нефти добывается интенсивным путем.Татарстан дает 0.5 добычи (Ромашкинское мест.). В Уральском районе (12%) нефтедобывающая промышленность была создана после ВОВ в Башкирии (Туймазинские, Ишимбаевские, Арланские нефтепромыслы), Пермской и Оренбургской областях, Удмуртии. В Северо-Кавказском районе (1.1%) объем добычи по сравнению с 1990 годом сократился более чем в 2 раза. Это связано с тем, что месторождения практически выработаны, плюс резкое сокращение добычи в 1993-1994 годах связано с чеченской проблемой. Нефтедобывающие районы С-КЭР: Грозненский, Апшеро-Хадыженский, Кубано-Черноморский и Приазовский. 

Северный район (3.5%) является перспективным для развития нефтедобывающей отрасли: открыты нефтегазоносные площади на северо-востоке республики Коми, в Ненецком АО, на о. Колгуев. Создание крупнейших на Севере Усинских нефтепромыслов сделали Север серьезной базой нефтеснабжения северной зоны РФ. НО неблагоприятные условия Приполярья и Заполярья, пространственный отрыв от основных потребителей значительно увеличивают стоимость нефти. В нефтяной промышленности Западной Сибири (68.7%) происходят значительные сдвиги. Наряду с основными районами Среднего Приобья началось формирование новых, более северных, нефтедобывающих районов, вплоть до Арктической зоны. Проблемы аналогичны Северному району. В Дальневосточном районе (0.6%) на северо-востоке Сахалина - от Охи до Катанги - добывается нефть. Размер добычи не удовлетворяет потребности района. Поэтому нефть и нефтепродукты завозятся из Западной Сибири. В перспективе предстоит осваивать не только шельф Сахалина, но и другие участки Охотского моря, в частности шельф Магаданского побережья и западного побережья Камчатки. Нефтеносные структуры обнаружены в Беринговом море. Высокую прогнозную оценку запасов углеводородного сырья имеет шельф арктических морей.

Экспорт нефти.

В Южную Европу западносибирская нефть поставляется через Средиземноморские порты танкерами из Новороссийска, Туапсе, Одессы, куда приходит по трубопроводам из Западной Сибири (в том числе в Одессу транзитом через Украину). В Центральную Европу западносибирская нефть поставляется по нефтепроводу “Дружба” через Украину. В Северо-Западную Европу - танкерами через порты государств Балтии (Вентспилс, Клайпеда), куда она поставляется по нефтепроводам. В ближайшие несколько лет география поставок российской нефти претерпит изменения. Так как наряду с Западной Сибирью появятся новые, ориентированные на экспорт районы добычи нефти на Дальнем Востоке (экспорт в Юго-Восточную Азию), на севере европейской части страны (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция).   

Экспорт нефти и нефтепродуктов, млн. т						таблица 5



1990

1993

1995

1996

1997

Сырой нефти в страны вне СНГ

109.0

47.8

96.2

105.4

110.1

Нефтепродуктов в страны вне СНГ





43.5

53.3

58.6

Сырой нефти в страны СНГ

123.0

79.7

26.1

20.6

17.6

Нефтепродуктов в страны СНГ





3.5

1.9

2.0

При этом около 1/3 нефти поставляется в Белоруссию, где она перерабатывается на 2-х НПЗ, расположенных в Новополоцке и Мозыре. В 1997 году в Белоруссии было добыто 1.821 млн. т нефти, это на 2.3 % меньше чем в 1996г. В 1997г. удалось замедлить темпы сокращения нефтедобычи. В Белоруссии рассчитывают, что в 1998 году уровень добычи углеводородного сырья стабилизируется за счет “max компенсации извлекаемых объемов нефти новыми запасами и интенсивной нефтедобычей”. Белорусские предприятия по транспортировке нефти “Дружба” в 1997 году транспортировали 76.625 млн. т нефти, что на 3.3% больше, чем в 1996 году ( в том числе на экспорт 64.855 млн. тонн (104.3% к 1996 г.)).

1/3 нефти, экспортируемой в страны СНГ, поставляется в Украину. Потребность Украины в нефтепродуктах по разным оценкам 24-28 млн. т в год. За счет импорта она удовлетворяет потребность в нефти (нефтепродуктах) на 80-90%.

таблица 6

Объем транспортировки нефти предприятиями Госнефтегазпрома Украины, млн. т     		



1990

1993

1996

1997

1998 

Всего 





65.1

64.4

65.0

Транзит российской нефти





53.5

53.0

53.0

Поставки нефти для Украины

52.2

16.9

11.6

11.4

12.0



К 2000 году планируется довести годовую добычу до 5 млн.т в год. В Херсоне, Лисичанске, Кременчуге и Одессе на привозной нефти работают НПЗ ( + НПЗ в Дрогобыче).

Около 3 млн.т нефти экспортируется в Казахстан. При этом по нефтепроводу Узень - Гурьев - Самара в РФ поставляется примерно такое же количество нефти. Казахстан начал добывать нефть на полуострове Бузачи, где невысокая глубина залегания, но высокая вязкость требует применения специальной технологии с закачиванием в скважины горячего пара. Продолжается добыча в старом нефтеперерабатывающем районе - Эмбенском. Местные нефти перерабатываются на Гурьевском НПЗ. Поставки нефтепродуктов восточным и южным областям осуществляются с Павлодарского и Чимкентского НПЗ, работающих на западно-сибирской нефти, поступающей из Омска.  

Как можно заметить, объем экспортируемой нефти резко сократился после распада СССР. Поставки на мировой рынок к 1997 году достигли уровня 1990 года, тогда как поставки в страны ближнего зарубежья продолжают сокращаться. Скорее всего это связано с тем, что России выгоднее продавать нефть на мировых рынках, а так как уровень добычи падает, а спрос за рубежом на российскую нефть есть, для поставок в страны СНГ просто не хватает ресурсов.



6. Нефтепереработка.



Мировой энергетический баланс 20 века.						таблица 7



1900

1950

1996

Гидроэнергия

1.7%

6.5%

2.7%

НЕФТЬ

3.0%

23.8%

39.5%

Газ

0.9%

9.0%

22.8%

Дрова

17.6%

5.9%

--------

Торф

0.7%

0.6%

--------

Уголь

76.1%

54.2%

28.1%

Ядерная энергия

--------

--------

6.9%

     Размещение основных запасов нефти РФ не совпадает с размещением населения, производством и потреблением топлива и энергии. Около 9/10 запасов минерального топлива (в том числе нефти) и свыше 4/5 гидроэнергии находится в восточных районах, тогда как примерно 4/5 общего количества топлива и энергии потребляется в европейской части страны.

Размещение нефтеперерабатывающей промышленности зависит от размеров потребления, техники переработки и транспортировки нефти, территориальных соотношений между ресурсами и объемами потребления жидкого топлива. В настоящее время переработка приблизилась к районам потребления. Она ведется вдоль трасс нефтепроводов, а также в пунктах с выгодным транспортно-географическим положением (Хабаровск). НПЗ ориентированы на потребителя. НПЗ есть во всех экономических районах РФ, кроме Ц-ЧЭР. ЦЭР - Москва, Рязань, Ярославль; СЭР - Ухта (респ. Коми); С-ЗЭР - Кириши (Ленинградская обл.); ПЭР - Самара (м.д.), Новокуйбышевск (м.д.), Сызрань, Саратов, Волгоград, Нижнекамск (Татария); В-ВЭР - Кстово (Нижегородская обл.), Нижний Новгород; С-КЭР - Грозный (м.д.), Туапсе, Краснодар; УЭР - Уфа (м.д.), Ишимбай (м.д.), Салават (м.д.), Пермь (м.д.), Краснокамск (м.д.), Орск ; З-СЭР - Омск; В-СЭР - Ачинск (н.ц.), Ангарск; ДВЭР - Хабаровск, Комсомольск-на-Амуре. Размещение НПЗ иллюстрирует таблица.

Переработка нефти по некоторым регионам РФ в 1993г., млн.т			таблица 8

РОССИЯ, всего

217.7

Башкирия

30.1

Самарская обл.

21.0

Нижегородская обл.

19.4

Омская обл.

19.2

Иркутская обл.

17.5

Ленинградская обл.

15.0

Рязанская обл.

13.2

Ярославская обл.

12.1

Москва

9.0

Хабаровский край

7.7

Экономически более выгодно приближение нефтеперерабатывающей промышленности к местам потребления:

сокращаются перевозки мазута, масел и других вязких нефтепродуктов;

транспортировка сырой нефти экономичнее, чем транспортировка ее производных;

размещение нефтеперерабатывающих производств становится повсеместным. 

Развитие нефтяной, а также нефтеперерабатывающей промышленности обусловливается целесообразностью использования нефти в основном для производства моторных топлив и химического сырья. Как энергетическое сырье более эффективным является природный газ, так как эквивалентное количество его вдвое дешевле нефти.

Размещение отраслей и производств нефтехимической промышленности находится под совокупным влиянием различных факторов, среди которых наибольшую роль играют сырьевой, топливно-энергетический и потребительский.



7. Проблема каспийской нефти.

В последнее время широко обсуждается нефтяной потенциал Каспийского бассейна. По разным оценкам прогнозируемые запасы Каспия 15-40 млрд. тонн. Но они относятся к категории прогнозных. Каждая из прикаспийских стран имеет свою позицию по отношению к разделу Каспийского моря.

Азербайджан: Каспий нужно делить по принципу международного озера на национальные сектора, включающие водную толщу и водную поверхность.

Казахстан: согласен делить только дно и не делить воду (основа: Конвенция ООН по морскому праву).

Туркменистан: принял закон о 12-мильной границе территориальных вод, формально готов придерживаться прежнего статуса Каспия, но фактически исходит из наличия своего сектора на Каспии.

Иран: нежелательность раздела в любой форме, придерживается ранее принятых договоров.

Россия: как и Иран, считает, что суверенитет прикаспийских государств заканчивается у береговой кромки и не распространяется ни на дно, ни на водную поверхность.

! Пока не принято новое соглашение, каждое прикаспийское государство вправе производить разведку и разработку углеводородных месторождений в любой точке Каспия, расположенной за пределами 10-мильной зоны.

НО проблема каспийской нефти состоит прежде всего в том, что в среднесрочной перспективе (по разным оценкам от 10 до 15 лет) ни о каком масштабном освоении нефтегазовых месторождений региона говорить не приходится, так как разработка требует огромных инвестиций, которые в ближайшем будущем вряд ли кто-нибудь сможет и захочет (!) предоставить. 

8. Цены на нефть

29 марта стоимость российской urals (CIF Средиземноморье) достигла 13,2 долл. за баррель. Столь высока она не была уже полгода. Похоже, что конъюнктура на мировых рынках нефти с каждым днем становится все более благоприятной для производителей. Двукратное повышение цен на бензин на тихоокеанском побережье США повлекло за собой и существенное увеличение стоимости нефти. Фьючерсные контракты на май на Нью-Йоркской товарной бирже поднялись 29 марта до 16,3 долл. Видимо, эта тенденция сохранится по меньшей мере до конца апреля, когда станет ясно, выполняются ли обязательства по снижению добычи. Если, как и раньше, они будут нарушаться, новое падение цен неизбежно. Впрочем, не исключено, что цены подтолкнет к повышению конфликт в Югославии, особенно если он начнет затягиваться (Классон М., Время MN, 1999, 30 марта. - C.4). 

Наблюдающийся бурный рост мировых цен на нефть не повлияет на уровень внутренних цен на топливо. 

Так считает большинство российских экспертов. В стране наблюдается даже избыток топлива, полагают они, и рост цен, в том числе и на бензин, вызван не колебаниями мирового рынка нефти, а иными причинами. Как известно, на своей конференции в Вене 23 марта страны - участницы ОПЕК в целях стабилизации цен на нефть решили снизить с 1 апреля добычу нефти на 1,7 млн. баррелей в день. Министры нефтедобычи 11 стран подтвердили также свою приверженность прошлогодним решениям, принятым в марте и июне по сокращению суммарных квот добычи в общей сложности до 3,1 млн. баррелей в сутки. Таким образом, в этом году ежедневный объем поставок нефти из стран ОПЕК может снизиться на 5 млн. баррелей в день. По пессимистическим оценкам ряда специалистов, снижение Россией экспорта нефти может поставить крест на ее добыче.

Незадолго до этого Минтопэнерго России приняло решение о снижении с 1 апреля нефтяного экспорта на 100 тыс. баррелей в день. Аналогичное стремление выразили и другие страны - поставщики нефти, не входящие в ОПЕК, в том числе Мексика и Норвегия. Эти известия уже вызвали рост мировых цен на нефть до 13 долларов за баррель (напомним, что еще в феврале нефть стоила около 9 долларов за баррель). Эксперты ОПЕК полны оптимизма и уверены, что цена нефти будет расти и дальше и в III квартале достигнет 17-18 долларов за баррель. В российском правительстве также надеются на рост цен в обозримом будущем и считают, что российская смесь Urals может подорожать до 20 долларов за баррель.

Российские нефтепроизводители пока относятся к такой перспективе с определенным скепсисом. По словам руководителя пресс-службы компании "Сиданко" Дениса Давыдова, "все зависит от того, насколько четко стороны будут следовать обязательствам. Страны ОПЕК уже не раз принимали решения, а потом отказывались от них под разными предлогами".. Весьма осторожно оценил перспективы повышения мировых цен пресс-секретарь компании "Славнефть" Андрей Першин. По его мнению, прогнозы, которые делают сейчас эксперты ОПЕК, излишне оптимистичны. А вот пресс-служба "ЛУКойла" сослалась на одно из интервью своего президента, который мрачно заявил, что сокращение экспорта неизбежно повлечет за собой и падение добычи, а она и так уже приблизилась к опасному рубежу, за которым Россия может превратиться из экспортера в импортера нефти.

Рост мировых цен на нефть, по-видимому, никак не скажется на ценах внутри страны. По словам экспертов, основные виды топлива полностью производятся в России и их цены мало зависят от мировой конъюнктуры. Уж если рост и будет происходить, то он будет связан прежде всего с общим внутрироссийским уровнем инфляции. Эксперты также утверждают, что на внутреннем рынке сейчас существует избыток топлива. Но те ежедневные 100 тыс. баррелей нефти, которые не станут поставляться на экспорт, все-таки будут задействованы. В Минтопэнерго утверждают, что они пойдут на нужды весеннего сева, на подготовку к северному завозу, а также на загрузку простаивающих мощностей нефтеперерабатывающих заводов. Что касается розничных цен на бензин, то они пока стабильны в большинстве российских регионов за исключением Москвы. Действительно, в марте Московский нефтеперерабатывающий завод уже дважды поднимал отпускные цены. Но, как сообщил корреспонденту "ФР" генеральный директор предприятия Анатолий Самохвалов, это повышение связано не с нынешним подъемом на мировом нефтяном рынке, а с ростом внутрироссийских цен на нефть, наблюдавшимся в минувшие полгода (Пономарев И., Финансовая Россия, 1999, N 12, 1-7 апреля. - C.2).

Среднемировая цена нефти, заложенная в наш бюджет 2000 года, составляет 18 долларов за баррель. С учётом прошлогоднего сальдо внешней торговли, превысившего 40 миллиардов долларов в основном за счёт высоких нефтяных цен, российская экономика имеет своего рода запас экономической прочности. Это, собственно, и позволило заложить в бюджет более низкую планку цены на нефть.

По мнению первого вице-премьера Правительства Михаила Касьянова, российское руководство «не опасается ухудшения ситуации в российской экономике под влиянием падения цен на нефть. Но нужно быть готовым к снижению экспортных доходов…» Согласно предварительным оценкам Минэкономики и Минтопэнерго РФ, положительное внешнеторговое сальдо страны в текущем (2000-ом) году упадёт из-за снижения нефтяных расценок до 25-30  миллиардов долларов. Но если цена удержится на 21-22-долларовой планке, расходная часть бюджета сможет избежать сокращений. Если же цены упадут ниже этого предела, то это может затруднить платежи по внутренним и внешним долгам, вызвать другие финансовые трудности.

Поэтому российская делегация во главе с министром топлива и энергетики Викторов Калюжным на сессии ОПЕК  выступила за сохранение хотя бы минимальных ограничений на экспорт «чёрного золота». Как заявил министр, «принятие решения о снятии всяких ограничений на добычу может привести к резкому падению цен и дестабилизации мирового рынка. Россия считает целесообразным сохранить действующие ограничения…»

В принципе решения ОПЕК не обязательны для нашей страны, поскольку Россия не участвует в этой организации. Вместе с тем нынешняя ситуация на мировом рынке нефти не позволяет экспортёрам проводить исключительно «свою» политику. Поэтому, как отметил В. Калюжный, наша страна «готова совместно с ОПЕК пойти на дальнейшее сокращение экспорта нефти». По оценкам российских экспертов, уровень мировых нефтяных цен, приемлемый для большинства стран-экспортёров, не должен быть ниже 26 долларов за баррель. Но, похоже, удержать его из-за прессинга со стороны США не удастся.

Впрочем, ряд стран ОПЕК против «регулируемого» снижения цен; косвенно их поддерживают наряду с Россией и Норвегия, Мексика, некоторые другие экспортёры.

Сам факт этих противоречий может сохранить на какое-то время высокими цены на нефть. (Балиев А., Российская газета, 2000, №60, 29 марта)

ТЭК и фондовый рынок

В апреле 1999 года "Сибнефть" планирует выпустить производные ценные бумаги - депозитарные расписки ADR 1-го уровня

Сумма привлеченных денег, по мнению западных финансовых аналитиков, составит около 250 миллионов долларов. Банком-депозитарием по программе выпуска депозитарных расписок скорее всего станет The Bank of New York. Сама по себе сделка выглядит весьма необычной на фоне чрезвычайно низкого кредитного рейтинга России и, в частности, российских нефтяных компаний. Совершенно очевидно, что размещение ADR в нынешних условиях может происходить лишь в случае крайней необходимости в деньгах. 

Между тем анализ финансового положения "Сибнефти" показывает, что без размещения ADR компании может прийтись нелегко. В августе 1997 г. на фоне хорошей конъюнктуры на фондовых рынках "Сибнефть" разместила трехлетние еврооблигации на сумму 150 млн. долл. с плавающим доходом по ставке LIBOR плюс 400 базисных пунктов. Бумаги были включены в листинг Люксембургской фондовой биржи и размещены в США. Эти деньги "Сибнефть" должна вернуть в августе 2000 года, а в настоящее время выплачивает купонный доход по еврооблигациям. Чуть позже, в марте 1998 г., "Сибнефть" выпускает беспроцентный вексель на сумму 200 млн. долл. Этот вексель на рынке размещает банк Salomon Brothers AG. Вексель необходимо было погасить 18 сентября 1998 г., однако "Сибнефть" этого сделать не смогла. Сначала компания допустила технический дефолт, а в начале октября заявила, что все-таки выполнит свои обязательства по 200-миллионному векселю. Сроки не сообщались. С тех пор какая-либо информация об этой сделке на рынке не появлялась. По мнению финансовых аналитиков, "Сибнефть" реструктуризировала сделку и должна заплатить деньги летом 1999 года (Цыпин В., Финансовые известия, 1999, 30 марта. - C.3).



9. Экономическая политика в зеркале интересов ТЭК

Различные аспекты экономической политики федерального Правительства, так или иначе затрагивающие интересы отраслей ТЭК: тарифы, условия внешнеэкономической деятельности, инвестиционная и программная политика, фондовый и финансовый рынки и др. Основные компании отраслей ТЭК - их успехи и деловая активность, проблемы и обстоятельства конкретного хозяйствования.

Экспорт и тарифы

Министерство топлива и энергетики РФ утвердило экспортный график на второй квартал нынешнего года в объеме 24,1 млн. тонн нефти. Как сообщили 28 марта в Минтопэнерго, объемы экспорта сырья российских нефтяных компаний на апрель скорее всего ограничены не будут. При этом источник уточнил, что речь идет только о сохранении основного экспортного графика, и ни одна из добывающих компаний не получит дополнительных экспортных объемов сырья в апреле. На сегодня добывающие предприятия в целом выполняют свои обязательства по поставкам сырья на российские нефтеперерабатывающие заводы. "Снижение экспорта сырой нефти за счет сокращения дополнительных экспортных графиков во втором квартале также будет способствовать стабилизации ситуации с загрузкой заводов", - считают в Минтопэнерго (Интерфакс, 1999, 29 марта).

Валютная выручка от экспорта российской нефти, несмотря на сокращение его объема с 1 апреля на 100 тыс. баррелей в день, не уменьшится, а скорее всего будет даже больше, чем в первом квартале. Об этом сообщил министр топлива и энергетики РФ Сергей Генералов. По его словам, на международном рынке цена на нефть поднимается, что стало результатом согласованных действий РФ совместно с ОПЕК. Как заявил Сергей Генералов, пока решение России о сокращении экспорта нефти будет действовать в течение квартала. "Дальше мы посмотрим, как будет развиваться ситуация, и будем принимать решение в зависимости от тенденций на мировом рынке", - отметил он (Сегодня, 1999, 2 апреля. - C.5).



10. Проблемы и возможности развития отрасли

Проблемы отрасли. 

1. Одна из основных проблем нефтедобывающей отрасли - это высокая степень выработки легкодоступных месторождений ( порядка 45% ). Решение этой проблемы состоит в привлечении современных технологий, что позволит повысить уровень нефтеотдачи пластов. Повышение нефтеотдачи ( при постоянном уровне добычи) приведет к увеличению сроков эксплуатации месторождений.

В перспективе предусмотрена транспортировка по трубопроводам всей нефти, имеется в виду создание региональных систем магистральных нефтепродуктопроводов и разводящей сети к нефтебазам и автозаправочным станциям. Но эти планы относятся к довольно-таки отдаленному будущему. Сейчас же по грузообороту трубопроводный транспорт стоит на первом месте. Протяженность нефтепроводов составляет 66000 км (для сравнения в США - 325000 км). В связи с тем, что нефтедобыча сосредоточена в отдалении от мест переработки и потребления, казалось бы, что большое внимание должно уделяться состоянию нефтепроводов, но не проходит и месяца, чтобы мы не услышали об очередной аварии и последующей за ней экологической катастрофе (правда, пока местного масштаба). Но, увидев цифры, легко понять, почему происходят аварии.

Продолжительность эксплуатации нефтепроводной системы России	таблица 9

Срок эксплуатации

% нефтепроводов

Более 30 лет

26 %

20 - 30 лет

29 %

Менее 20 лет

45 %



Причины отказов на российских магистральных нефтепроводах	таблица 10

Причины

% соотношение

Коррозия

14%

Брак при строительно-монтажных работах

29%

Брак предприятия-изготовителя

21%

Механические повреждения

19%

И, конечно же, проблема, возникшая в 1997 году. Общеизвестно, что значительная часть российского бюджета формируется за счет продажи нефти за рубеж. Плавное снижение цен на нефть началось весной 1997 года - к декабрю 1997 года на европейском рынке они упали со 168 $ за тонну до 131 $. 1 декабря 1997 года стало началом кризиса - тогда ОПЕК (Индонезия, Иран, Ирак, Катар, Кувейт, ОАЭ, Саудовская Аравия, Алжир, Габон, Ливия, Нигерия, Венесуэла) принял решение об увеличении объемов добычи на 10%. Суммарный объем добычи достиг max за 18-летнюю историю организации - около 3.8 млн. т в день. Решение ОПЕК ускорило снижение цен на мировых рынках. В Европе к концу декабря они снизились до 124$ за тонну, а через месяц составили 102$. Для многих российских компаний это минимальный приемлемый уровень (нулевой уровень рентабельности). К концу первой декады марта цены на лондонской International Petroleum Exchange упали до самого низкого за последние 9 лет уровня - 93.8$ за тонну. Тонна российской нефти в средиземноморских портах стоила 83.3$. Себестоимость добычи 1 тонны российской нефти в среднем составляет 35$ (в странах Персидского залива - 15$). При этом около 60$ с каждой тонны у российских компаний уходит на уплату налогов. Сейчас российская нефтяная отрасль стоит на грани краха. Это связано с тем, что при экспорте можно получить реальные деньги. Этим и попытались воспользоваться при составлении проекта чрезвычайного бюджета на 4 квартал 1998 года. Этот проект предусматривал “временную” экспортную пошлину в 10 ЭКЮ с тонны нефти, а также повышенный в 4 раза налог на землю. Нефтеэкспортеры пытались сделать все, чтобы эти предложения были отвергнуты. И им это удалось.

В 21 веке нефтяная промышленность должна обратиться к проблеме нетрадиционных углеводородов, в частности к тяжелой нефти и нефти битуминозных песчаников и сланцев, геологические запасы которых оцениваются 1 трлн.т, 0.5 которых сосредоточена в США, Бразилии и Канаде, а остальные в СНГ и Китае.

В настоящее время человечество переживает углеводородную эру. Нефтяная отрасль является главной для мировой экономики. В нашей стране эта зависимость особенно высока. К сожалению российская нефтяная промышленность находиться сейчас в состоянии глубокого кризиса. Было перичислено немало ее проблем. Каковы же перспективы развития отрасли? Если продолжать хищническую эксплуатацию месторождений вкупе с большими потерями при транспортировке и нерациональной нефтепереработкой, то будущее нефтяной промышленности представляется весьма мрачным. Уже сегодня сокращение темпов производства составляет в среднем 12 - 15% в год, что чревато полным развалом стратегически важной для державы отрасли. Дальнейшее экстенсивное развитие нефтяной промышленности уже невозможно. Например, большие объемы нефти Восточной Сибири труднодоступны из-за сложного геологического строения, требуют огромных инвестиций в добычу. Следовательно, будут прирастать слабо. Эффект от геологоразведки выше в Западной Сибири, однако в этом регионе высокопродуктивные месторождения уже значительно истощены. 

По этим и другим причинам России необходимо реформировать нефтяную промышленность. Для этого в первую очередь нужно: 

1) Пересмотреть систему налогообложения, существенно снизив налоги на нефтепроизводителей, однако установить высокие штрафы за нерациональное использование природных богатств и нарушение экологии.

2) Менее жестко регулировать цены внутри страны, поддерживая их несколько ниже мирового уровня. Экспорт же нефти за рубеж вести только по мировым ценам.

3) Частично восстановить централизованное управление отраслью, вытекающее из самой структуры нефтяной промышленности и имеющее много положительных моментов (рациональная система нефтепроводов). Это, однако, не означает полного возврата к старой модели управления.

4) Сохранение единого экономического пространства - условия выживания топливно-энергетического комплекса.

5) Найти четкую и продуманную программу инвестиций в нефтяную промышленность.

6) Организовать единый Российский банк нефти и газа, государственная внешнеторговая фирма, включающая представителей предприятий, добывающих, перерабатывающих и транспортирующих нефть и газ. Это позволит приостановить хаотичные бартерные сделки, подрывающие интересы государства.

7) Создать необходимую систему нормативных актов, обеспечивающую твердую законодательную базу для работы с иностранными компаниями по совместной разработке наиболее сложных месторождений.

8) Стабилизировать объемы геологоразведочных работ с целью восполнения запасов нефти и газа.

Реализация предлагаемых мер в комплексе с другими означала бы приостановку инфляции и укрепление курса рубля (например, стоимость сельскохозяйственной продукции на 40% определяется ценой горюче-смазочных материалов).

Появился бы интерес к приобретению нефтеперерабатывающего оборудования. Стимул к развитию получила бы не только нефтяная промышленность, но и машиностроительные предприятия, нефтехимическая, химическая, металлургическая и другие отрасли.

Таким образом, положение в нефтяной промышленности достаточно сложное, но выход существует - реформирование отрасли, которое нам пообещал В.В. Путин. Но даже, если он выполнит свои обещания, то отрасль, конечно, не станет "локомотивом", который потянет всю экономику, однако сможет внести весьма значительный вклад в возрождение России.

II. Электроэнергетика

1. Определение отрасли и её состав

Ýëåêòðîýíåðãåòèêà - îòðàñëü ïðîìûøëåííîñòè, çàíèìàþùàÿñÿ ïðîèçâîäñòâîì ýëåêòðîýíåðãèè íà ýëåêòðîñòàíöèÿõ è ïåðåäà÷åé åå ïîòðåáèòåëÿì.

  Ýíåðãåòèêà ÿâëÿåòñÿ îñíîâîé ðàçâèòèÿ ïðîèçâîäñòâåííûõ ñèë â ëþáîì ãîñóäàðñòâå. Ýíåðãåòèêà îáåñïå÷èâàåò áåñïåðåáîéíóþ ðàáîòó ïðîìûøëåííîñòè, ñåëüñêîãî õîçÿéñòâà, òðàíñïîðòà, êîììóíàëüíûõ õîçÿéñòâ. Ñòàáèëüíîå ðàçâèòèå ýêîíîìèêè íåâîçìîæíî áåç ïîñòîÿííî ðàçâèâàþùåéñÿ ýíåðãåòèêè.

 Ýíåðãåòè÷åñêàÿ ïðîìûøëåííîñòü ÿâëÿåòñÿ ÷àñòüþ òîïëèâíî-ýíåðãåòè÷åñêîé ïðîìûøëåííîñòè è íåðàçðûâíî ñâÿçàíà ñ äðóãîé ñîñòàâëÿþùåé ýòîãî ãèãàíòñêîãî õîçÿéñòâåííîãî êîìïëåêñà - òîïëèâíîé ïðîìûøëåííîñòüþ. 

Выработка электроэнергии в мире – 12 трлн. кВт/ч: США – 3,2 трлн., Россия – 900 млрд., Япония – 800 млрд., ФРГ – 560 млрд., Канада – 530 млрд (по данным на 1998 год).

Структура производства электроэнергии: ТЭС дают 63% всей выработки, ГЭС – 20%, АЭС – 17%. В разных регионах и странах структура выработки может существенно различаться: в Польше, ЮАР производство электроэнергии сосредоточено на ТЭС, в Норвегии – на ГЭС, во Франции 70% всей выработки дают АЭС.

Крупнейшие предприятия электроэнергетики России			таблица 11

NN

Компания

Регион

Реализация в 1995 г., млрд руб.

Реализация в 1995 г., млн долларов

Балансовая прибыль в 1995 г., млрд руб.

Прибыль после налогообложения в 1995 г., млрд руб.

Количество занятых в 1995 г., тыс. чел.

1

"Мосэнерго"

Москва

9 894

2 165

3 417

2 447

49,1

2

"Тюменьэнерго"

Тюменская область

7 650

1 674

2 243

2 095

26,9

3

"Свердловэнерго"

Свердловская область

5 754

1 259

2 085

1 603

26,4

4

"Башкирэнерго"

Республика Башкортостан

4 367

955

791

641

23,5

5

"Кузбассэнерго"

Кемеровская область

3 463

758

604

363

18,2

6

"Самарэнерго"

Самарская область

3 387

741

547

405

16,8

7

"Иркутскэнерго"

Иркутская область

3 340

731

808

609

23,0

8

"Челябэнерго"

Челябинская область

3 289

720

498

374

14,5

9

"Ленэнерго"

Санкт-Петербург

3 220

704

96

39

17,8

10

"Нижновэнерго"

Нижегородская область

2 914

637

284

165

11,2

11

"Омскэнерго"

Омская область

2 633

576

349

19

11,9

12

"Красноярскэнерго"

Красноярский край

2 409

527

474

нет данных

нет данных

13

"Ростовэнерго"

Ростовская область

2 088

457

267

149

18,2

14

"Колэнерго"

Мурманская область

1 831

401

204

142

4,8

15

"Оренбургэнерго"

Оренбургская область

1 802

394

119

58

11,1

16

"Саратовэнерго"

Саратовская область

1 741

381

224

222

10,6

17

"Новосибирскэнерго"

Новосибирская область

1 683

368

335

112

нет данных

18

"Липецкэнерго"

Липецкая область

1 310

286

302

208

4,7

19

"Волгоградэнерго"

Волгоградская область

1 274

279

211

112

10,5

20

"Кировэнерго"

Кировская область

1 129

247

159

115

8,2







2. Гидроэнергетика

ÃÝÑ ïðîèçâîäÿò íàèáîëåå äåøåâóþ ýëåêòðîýíåðãèþ, íî èìåþò äîâîëüíî-òàêè áîëüøóþ ñåáåñòîèìîñòü ïîñòðîéêè. 

    Ñîâðåìåííûå ÃÝÑ ïîçâîëÿþò ïðîèçâîäèòü äî 7 Ìëí Êâò   ýíåðãèè, ÷òî   äâîå ïðåâûøàåò ïîêàçàòåëè äåéñòâóþùèõ â íàñòîÿùåå âðåìÿ ÒÝÑ è ÀÝÑ.

Особенно большой резерв для развития гидроэнергетического хозяйства имеют развивающиеся страны, на долю которых приходиться 65% гидроресурсов мира. Однако используются они здесь пока слабо (в Африке на 5%, в Южной Америке на 10%). Лидируют в использовании гидроэлектроэнергии США и Россия, хотя в производстве её на душу населения первенство принадлежит Норвегии.  

Âàæíûì íåäîñòàòêîì ÃÝÑ ÿâëÿåòñÿ ñåçîííîñòü èõ ðàáîòû, ñòîëü íåóäîáíàÿ äëÿ ïðîìûøëåííîñòè.



Атомная и ядерная энергетика

Ïåðâàÿ â ìèðå ÀÝÑ – Îáíèíñêàÿ, мощностью 5 тыс. киловатт. áûëà ïóùåíà â 1954 ãîäó â Ðîññèè. А в 1983 г. в Литовской ССР была пущена крупнейшая в мире Игналинская АЭС мощностью в одном блоке 1,5 млн. киловатт. Всего 30 лет развития отрасли – и 300 кратное увеличение мощности атомной электростанции!

Советские учёные первыми высказали идею управляемого термоядерного синтеза. Основным направлением ядерной энергетики сегодня и в ближайшее десятилетия является сооружение АЭС с реакторами на топливных нейтронах.  

ÀÝÑ, ÿâëÿþùèåñÿ íàèáîëåå ñîâðåìåííûì âèäîì ýëåêòðîñòàíöèé èìåþò ðÿä ñóùåñòâåííûõ ïðåèìóùåñòâ ïåðåä äðóãèìè âèäàìè ýëåêòðîñòàíöèé: ïðè íîðìàëüíûõ óñëîâèÿõ ôóíêöèîíèðîâàíèÿ îíè îáñîëþòíî íå çàãðÿçíÿþò îêðóæàþùóþ ñðåäó, íå òðåáóþò ïðèâÿçêè ê èñòî÷íèêó ñûðüÿ è ñîîòâåòñòâåííî ìîãóò áûòü ðàçìåùåíû ïðàêòè÷åñêè âåçäå, íîâûå ýíåðãîáëîêè èìåþò ìîùíîñòü ïðàêòè÷åêè ðàâíóþ ìîùíîñòè ñðåäíåé ÃÝÑ, îäíàêî êîýôôèöèýíò èñïîëüçîâàíèÿ óñòàíîâëåííîé ìîùíîñòè íà ÀÝÑ (80%) çíà÷èòåëüíî ïðåâûøàåò ýòîò ïîêàçàòåëü ó ÃÝÑ èëè ÒÝÑ.  

  Çíà÷èòåëüíûõ íåäîñòàòêîâ ÀÝÑ ïðè íîðìàëüíûõ óñëîâèÿõ ôóíêöèîíèðîâàíèÿ ïðàêòè÷åñêè íå èìåþò. Îäíàêî íåëüçÿ íå çàìåòèòü îïàñíîñòü ÀÝÑ ïðè âîçìîæíûõ ôîðñ-ìàæîðíûõ îáñòîÿòåëüñòâàõ:çåìëåòðÿñåíèÿõ, óðàãàíàõ, è ò. ï. - çäåñü ñòàðûå ìîäåëè ýíåðãîáëîêîâ ïðåäñòàâëÿþò ïîòåíöèàëüíóþ îïàñíîñòü ðàäèàöèîííîãî çàðàæåíèÿ òåððèòîðèé èç-çà íåêîíòðîëèðóåìîãî ïåðåãðåâà ðåàêòîðà.

Ïðîáëåìû ðàçâèòèÿ ÿäåðíîé ýíåðãåòèêè.

   Ïîñëå  êàòàñòðîôû íà ×åðíîáûëüñêîé ÀÝÑ ïîä âëèÿíèåì îáùåñòâåííîñòè â Ðîññèè áûëè ñóùåñòâåííî ïðèòîðìîæåíû òåìïû ðàçâèòèÿ àòîìíîé ýíåðãåòèêè. Ñóùåñòâîâàâøàÿ ðàíåå ïðîãðàììà óñêîðåííîãî äîñòèæåíèÿ ñóììàðíîé ìîùíîñòè ÀÝÑ â 100 ìëí êÂò (ÑØÀ óæå äîñòèãëè ýòîò ïîêàçàòåëü) áûëà ôàêòè÷åñêè çàêîíñåðâèðîâàíà. Îãðîìíûå ïðÿìûå óáûòêè ïîâëåêëî çàêðûòèå âñåõ ñòðîèâøèõñÿ â Ðîññèè ÀÝÑ, ñòàíöèè, ïðèçíàííûå çàðóáåæíûìè ýêñïåðòàìè  êàê âïîëíå íàäåæíûå, áûëè çàìîðîæåíû äàæå â ñòàäèè ìîíòàæà îáîðóäîâàíèÿ. Îäíàêî, ïîñëåäíåå âðåìÿ ïîëîæåíèå íà÷èíàåò ìåíÿòüñÿ: â èþíå 93ãî ãîäà ïóùåí 4ûé ýíåðãîáëîê Áàëàêîâñêîé ÀÝÑ, â áëèæàéøèå íåñêîëüêî ëåò ïëàíèðóåòñÿ ïóñê åùå íåñêîëüêèõ àòîìíûõ ñòàíöèé è äîïîëíèòåëüíûõ ýíåðãîáëîêîâ ïðèíöèïèàëüíî íîâîé êîíñòðóêöèè. Èçâåñòíî, ÷òî ñåáåñòîèìîñòü àòîìíîé ýíåðãèè çíà÷èòåëüíî ïðåâûøàåò ñåáåñòîèìîñòü ýëåêòðîýíåðãèè, ïîëó÷åííîé íà òåïëîâûõ èëè ãèäðàâëè÷åñêèõ ñòàíöèÿõ, îäíàêî èñïîëüçîâàíèå ýíåðãèè ÀÝÑ âî ìíîãèõ êîíêðåòíûõ ñëó÷àÿõ íå òîëüêî íåçàìåíèìî, íî è ÿâëÿåòñÿ ýêîíîìè÷åñêè âûãîäíûì -  â ÑØÀ ÀÝÑ çà ïåðèîä ñ 58ãî ãîäà ïî íàñòîÿùèé ìîìåíò  ÀÝÑ ïðèíåñëè 60 ìëðä äîëëàðîâ ÷èñòîé ïðèáûëè. Áîëüøîå ïðåèìóùåñòâî äëÿ ðàçâèòèÿ àòîìíîé ýíåðãåòèêè à Ðîññèè ñîçäàþò íåäàâíî ïðèíÿòûå ðîññèéñêî-àìåðèêàíñêèå ñîãëàøåíèÿ î ÑÍÂ-1 è ÑÍÂ-2, ïî êîòîðûì áóäóò âûñâîáîæäàòüñÿ îãðîìíûå êîëè÷åñòâà îðóæåéíîãî ïëóòîíèÿ, íåâîåííîå èñïîëüçîâàíèå êîòîðîãî âîçìîæíî ëèøü íà ÀÝÑ. Èìåííî áëàãîäàðÿ ðàçîðóæåíèþ òðàäèöèîííî ñ÷èòàâøàÿñÿ äîðîãîé ýëåêòðîýíåðãèÿ ïîëó÷àåìàÿ îò ÀÝÑ ìîæåò ñòàòü ïðèìåðíî â äâà ðàçà äåøåâëå ýëåêòðîýíåðãèè ÒÝÑ.

     Ðîññèéñêèå è çàðóáåæíûå ó÷åíûå-ÿäåðùèêè â îäèí ãîëîñ ãîâîðÿò, ÷òî äëÿ ðàäèîôîáèè, âîçíèêøåé ïîñëå ÷åðíîáûëüñêîé àâàðèè ñåðüåçíûõ îñíîâàíèé íàó÷íî-òåõíè÷åñêîãî õàðàêòåðà íå ñóùåñòâóåò. Êàê ñîîáùèëà ïðàâèòåëüñòâåííàÿ êîììèñèÿ ïî ïðîâåðêå ïðè÷èí àâàðèè íà ×åðíîáûëüñêîé ÀÝÑ,  àâàðèÿ ïðîèçîøëà âñëåäñòâèå ãðóáåéøèõ íàðóøåíèé ïîðÿäêà óïðàâëåíèÿ àòîìíûì ðåàêòîðîì ÐÁÌÊ-1000 îïåðàòîðîì è åãî ïîìî÷íèêàìè, èìåâøèìè êðàéíå íèçêóþ êâàëèôèêàöèþ. Áîëüøóþ ðîëü â àâàðèè ñûãðàëà è ñîñòîÿâøàÿñÿ íåçàäîëãî äî íåå ïåðåäà÷à ñòàíöèè èç  Ìèíñðåäìàøà, íàêîïèâøåãî ê òîìó âðåìåíè îãðîìíûé îïûò óïðàâëåíèÿ ÿäåðíûìè îáúåêòàìè â ÌèíÝíåðãî, ãäå òàêîâîãî ñîâñåì íå áûëî. Ê íàñòîÿùåìó âðåìåíè ñèñòåìà áåçîïàñíîñòè ðåàêòîðà ÐÁÌÊ ñóùåñòâåííî óëó÷øåíà : óñîâåøåíñòâîâàííà çàùèòà àêòèâíîé çîíû îò ïåðåæîãà, óñêîðåíà ñèñòåìà ñðàáàòûâàíèÿ àâàðèéíûõ ñåíñîðîâ. Æóðíàë Scientific American ïðèçíàë ýòè óñîâåðøåíñòâîâàíèÿ ðåøàþùèìè äëÿ áåçîïàñíîñòè ðåàêòîðà. Â ïðîåêòàõ íîâîãî ïîêîëåíèÿ àòîìíûõ ðåàêòîðîâ îñíîâíîå âíèìàíèå óäåëÿåòñÿ íàäåæíîìó îõëàæäåíèþ àêòèâíîé çîíû ðåàêòîðà. Ïîñëåäíèå íåñêîëüêî ëåò ñáîè â ðàáîòå ðîññèéñêèõ ÀÝÑ ïðîèñõîäÿò  ðåäêî è êëàññèôèöèðóþòñÿ êàê êðàéíå íåçíà÷èòåëüíûå. Ïðèíöèïèàëüíî íîâîå íàïðàâëåíèå â ðàçâèòèè ýíåðãåòèêè è âîçìîæíîé çàìåíå ÀÝÑ ïðåäñòàâëÿþò èññëåäîâàíèÿ ïî áåçòîïëèâíûì ýëåêòðîõèìè÷åñêèì ãåíåðàòîðàì. 

Ïîòðåáëÿÿ íàòðèé, ñîäåðæàùèéñÿ â ìîðñêîé âîäå â èçáûòêå ýòîò ãåíåðàòîð èìååò ÊÏÄ îêîëî 75%. Ïðîäóêòîì ðåàêöèè çäåñü ÿâëÿåòñÿ õëîð è êàëüöèíèðîâàííàÿ ñîäà, ïðè÷åì âîçìîæíî ïîñëåäóþùåå èñïîëüçîâàíèå ýòèõ âåùåñòâ â ïðîìûøëåííîñòè.

Электроэнергетика обладает рядом особенностей, обусловливающих необходимость сохранения в ближайшей перспективе необходимость сохранения преимущественно государственного управления его функционированием и развитием. К ним относятся :

- особая важность для населения и всей экономики обеспечения надежного энергоснабжения:

- высокая капиталоемкость и сильная инерционность развития электроэнергетики;

- монопольное положение отдельных предприятий и систем по технологическим условиям, а также вследствие сложившейся в нашей стране высокой концентрации мощностей эектроэнергетики:

- отсутствие необходимых для рыночной экономики резервов в  производстве и транспорте энергоресурсов:

- высокий уровень опасности объектов эектроэнергетики для населения и природы.



 	4. Единая энергосистема. РАО «ЕЭС России»



1. ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ РАО «ЕЭС России»		таблица 12







1998

1997

1996

Производство электроэнергии - всего

млрд кВтч

603,8

607,9

614,9

в том числе:









ТЭС

млрд кВтч

491,6

493,9

511,0

ГЭС

млрд кВтч

112,2

114,0

102,9

Отпуск тепловой энергии

Млн Гкал

506,1

519,0

532,6

Установленная мощность ТЭС

млн кВт

122,0

121,9

122,3

Установленная мощность ГЭС

млн кВт

33,6

33,4

32,4

Линии электропередачи 
220 кВ и выше

км

43 294

41 638

41 512

Объем реализации продукции

млн руб.

218 802

214 431

191 050

Начисленная прибыль (до налогооб-ложения)

млн руб.

21 534

30 891

21 413

Холдинг сегодня

РАО «ЕЭС России» учреждено указом Президента РФ № 923 от 15 августа 1992 г. как общеотраслевая холдинговая компания с широкими функциями: обеспечение надежного снабжения электрической и тепловой энергией народного хозяйства и населения, централизованное управление режимами оптового рынка, осуществление инвестиционных программ в электроэнергетике и ряд других. РАО «ЕЭС России» как Холдингу принадлежит от 14 % до 100% акций 73 региональных энергокомпаний и 32 федеральных электростанций. Являясь одним из крупнейших холдингов страны, РАО "ЕЭС России" обеспечивает более 74% выработки электроэнергии в Российской Федерации. Численность персонала Группы РАО "ЕЭС России" составляет 713,6 тыс. чел., в том числе Холдинга - 697,8 тыс. чел., Общества – 15,8 тыс. чел.

Группа РАО «ЕЭС России» оказывает следующие услуги: 

эксплуатация системообразующих электрических сетей ЕЭС России и поддержание их в надежном состоянии; 

организация параллельной работы региональных электроэнергетических систем, входящих в состав ЕЭС России, и оперативно-диспетчерское управление технологическим процессом производства и передачи электроэнергии; 

обеспечение надежной работы ЕЭС России; 

организация функционирования федерального оптового рынка электрической энергии и мощности (ФОРЭМ); 

выполнение всего комплекса мероприятий по развитию ЕЭС России. 

Производственный потенциал Холдинга РАО «ЕЭС России» базируется на том, что он координирует работу тепловых и гидравлических электростанций общей установленной мощностью около 156 тыс. МВт, которые в 1998 г. произвели 603,8 млрд кВтч электрической энергии. В нем сконцентрировано более 72% установленной мощности электростанций России или 93% установленной мощности ТЭС и 63% установленной мощности ГЭС. Протяженность системообразующих линий электропередачи напряжением от 220 кВ и выше по Обществу составляет 43,29 тыс. км. Параллельно работают 6 объединенных энергетических систем (ОЭС): Северо-Запад, Центр, Средняя Волга, Урал, Северный Кавказ и Сибирь. ОЭС Востока работает изолированно от ЕЭС России.
От сетей Холдинговой компании ведется приграничная торговля электроэнергией с Норвегией, Латвией, Литвой, Эстонией, Турцией, Монголией, Китаем и Финляндией, осуществляются поставки электроэнергии в страны «ближнего» зарубежья – Украину, Казахстан, Белоруссию, Грузию, Армению. Сегодня Холдинг располагает более 20 000 МВт свободной мощности электростанций с экспортным потенциалом электроэнергии в размере 40 – 50 млрд кВтч в год. 

Реформирование Холдинга

Создание холдинговой компании РАО «ЕЭС России» позволило при делении единой энергосистемы Советского Союза на национальные энергосистемы сохранить в России принципы и методы ее работы, обеспечить в чрезвычайно сложный период перехода от централизованного планирования к рыночным отношениям надежное снабжение потребителей электрической и тепловой энергией.  Преобразования, проведенные в электроэнергетической отрасли в 1992 –1997 гг., не смогли полностью решить задачу по созданию финансово эффективной компании. Поэтому в 1998 г. была разработана и принята «Программа по повышению эффективности работы и дальнейшим преобразованиям в электроэнергетике РФ», рассчитанная до 2003 г. Программа заложила основы новой энергетической политики, определила тактические и стратегические задачи Холдинга на ближайший период и более отдаленную перспективу. На первом этапе – до 2000 г. предполагается реализация комплекса мер по укреплению организационных и управленческих механизмов функционирования Холдинга, обеспечивающих его финансовое оздоровление и повышение экономической эффективности. На втором этапе – с 2000 по 2003 гг. – будут созданы все необходимые предпосылки для развития конкуренции в сфере производства и поставок электроэнергии.

ПРОИЗВОДСТВО

Производственные результаты Холдинга

Электростанции Холдинга РАО «ЕЭС России» (без АО «Иркутскэнерго» и ПОЭЭ «Татэнерго») в 1998 г. произвели 603,8 млрд кВтч электроэнергии или 99,3% от уровня 1997 г. Доля Холдинга в общем объеме производства электроэнергии в стране составила 74,3%.Отпуск тепловой энергии Холдингом в 1998 г. был равен 506,1 млн Гкал или 97,5% от уровня 1997 г. Доля Холдинга в суммарном отпуске тепла по России составила 89,6%.На протяжении 1998 г. поддерживался стабильный режим работы энергосистемы на нормативном уровне.





Рынок тепловой и электрической энергии

Дочерние и зависимые компании Холдинга РАО «ЕЭС России» являются основными поставщиками электрической и тепловой энергии на Федеральном оптовом и потребительском рынках энергии. Холдинг добивается обеспечения надёжного электроснабжения потребителей России при экономически обоснованных ценах на электрическую энергию. 

На потребительском рынке ЕЭС России используются 3 типа сбыта (торговли) энергии:

централизованный сбыт энергии предприятием «Энергосбыт» и его отделениями; 

децентрализованный сбыт энергии сетевыми предприятиями; 

смешанный сбыт (чаще всего, обслуживание крупных потребителей АО-энерго сосредоточено в центральном «Энергосбыте», а сбытовые функции сетевых предприятий ограничены обслуживанием населения и мелких потребителей, питающихся от собственных сетей). 

Из 72 АО-энерго (без учёта вновь образованного ОАО «Таймырэнерго») централизованный сбыт имеют 32 энергосистемы (44%), децентрализованный сбыт – 24 энергосистемы (33%), смешанный – 16 энергосистем (23%). Совершенствование организации сбытовой деятельности с целью получения в полном объеме платы за поставленные потребителям энергоресурсы – стратегическая задача Холдинга. В 1998 г. в РАО «ЕЭС России» начата реформа сбыта и маркетинга, которая предусматривает:

повышение статуса энергосбытовых организаций; 

формирование ориентированной на нужды клиента сбытовой политики, включающей использование индивидуального подхода к потребителям; 

введение гибкой системы оплаты труда сотрудников энергосбытовых организаций с учетом финансовых результатов их работы; 

создание системы обмена опытом эффективной организации сбытовых служб на примере лучших компаний. 

В 1998 г. потребителям своего региона энергосистемы Холдинга отпустили 544,7 млрд кВтч электроэнергии и 465,9 млн Гкал тепловой энергии. 

Состав и структура потребителей энергосистем Холдинга				таблица 13

Потребители

Электроэнергия,
млрд кВтч

Теплоэнергия,
млн Гкал



Всего

% 

Всего

%

Промышленность

252,6

46,0

135,0

29,0

в том числе:









топливная

60,71

11,0

28,5

6,1

черная металлургия

37,4

7,0

4,1

0,9

цветная металлургия

45,9

8,0

9,2

2,0

химия и нефтехимия

29,4

5,0

44,4

9,5

машиностроение и металлообработка

36,5

7,0

24,6

5,3

деревообрабатывающая и целл.-бум.

7,7

1,0

4,3

0,9

промышленность стройматериалов

10,5

2,0

3,8

0,8

легкая

3,5

1,0

2,5

0,5

пищевая

5,7

1,0

2,4

0,5

другие пром. производства

15,3

3,0

11,2

2,4

Сельское хозяйство

33,2

6,0

6,8

1,5

Лесное хозяйство

0,4

0,0

0,1

0,0

Транспорт и связь

50,7

9,0

6,5

1,4

Строительство

4,7

1,0

4,8

1,0

Жилищно-коммунальное хозяйство

59,4

11,0

107,7

23,1

Население

36,5

7,0

86,6

18,6

Прочие отрасли

107,2

20,0

118,4

25,4

Всего

544,7

100,0

465,9

100,0

в том числе:









предприятия и организации, финансируемые из федерального бюджета

25,6

6,0

50,3

10,8

предприятия и организации, финансируемые из местного бюджета

23,7

4,0

81,3

17,4

оптовые предприятия-перепродавцы

92,5

17,0

158,5

34,0

На потребительском рынке электроэнергии преобладают промышленные потребители с долей 46,0%, далее следует жилищно-коммунальное хозяйство – 11,0%, транспорт и связь – 9,0%. На рынке тепловой энергии основным потребителем также является промышленность – 29,0%. Отрыв жилищно-коммунального хозяйства и населения от уровня промышленного потребления незначителен: доли этих потребителей соответственно равны 23,1 и 18,6%. Проводимая регулирующими органами в 1998 г. политика сдерживания тарифов на энергию при одновременном росте цен на продукцию организаций-смежников привела к тому, что темпы роста тарифов для промышленных потребителей в целом по России значительно отстали от индекса цен в промышленности. 
За период с 1990 по 1998 гг. цены на продукцию организаций электроэнергетики увеличились в 11,7 тыс. раз, в то время как в промышленности – в 17,6 тыс. раз. В 1998 г. продолжалась практика перекрестного субсидирования – предоставление существенных льгот всему населению (без учета уровня дохода) и сельскохозяйственным потребителям за счет неоправданного завышения тарифов для промышленных потребителей и железнодорожного транспорта.

В целом по России в 1998 г. средний отпускной тариф для промышленности в 2,2 раза превысил отпускной тариф для населения и в 1,5 раза для сельскохозяйственных потребителей. Ещё большую тарифную нагрузку как потребитель несёт электрифицированный железнодорожный транспорт, для которого отпускной тариф в целом по России превышает тариф для промышленности на 15%. Правительством Российской Федерации принят ряд постановлений с целью поэтапного сокращения перекрестного субсидирования в электроэнергетике и доведения тарифов на электроэнергию, потребляемую населением, до уровня её фактической стоимости. Эти меры позволили в 1998 г. несколько снизить тарифную нагрузку для промышленности и отрегулировать ценовые взаимоотношения на потребительском рынке электроэнергии для населения.
К нерациональной структуре тарифов на региональных рынках электроэнергии приводит также и затратный метод ценообразования. Такой подход задает ложные ориентиры для инвестиционного процесса, вынуждает предприятия инвестировать в дорогие источники энергии. В промышленности продолжается внедрение маломощных и неэффективных источников энергии, что в долгосрочной перспективе приведет к повышенной энергоемкости продукции российских производителей.

В 1998 г. велась работа по дальнейшему развитию ФОРЭМ в целях снижения стоимости электрической и тепловой энергии за счет конкуренции между хозяйствующими субъектами. На оптовый рынок электроэнергию и мощность поставляли 35 крупных электрических станций, 9 энергоснабжающих организаций и АО «Алтайкокс». ФЭРЭМ функционировал в основных электрических сетях 220 – 1150 кВ.



ВНЕШНЕЭКОНОМИЧЕСКИЕ СВЯЗИ



Экспорт электроэнергии

Холдинг РАО «ЕЭС России» обладает мощным экспортным потенциалом. Однако, закрытость энергетических рынков стран дальнего зарубежья и неплатежеспособность стран ближнего зарубежья негативно отражаются на объемах экспорта электрической энергии (мощности) и размерах дохода от внешнеэкономической деятельности. Развитие экспорта и выход за счет этого на реальные финансовые потоки Холдинг рассматривает как важнейший фактор повышения своей финансовой устойчивости и создания перспектив долгосрочного развития. 
В 1998 г. общий объем экспорта электроэнергии из России составил 18,4 млрд кВтч., в том числе по контрактам РАО «ЕЭС России» 12,0 млрд кВтч, или 2% общего объема выработки электроэнергии Холдингом.
Поставки в страны дальнего зарубежья почти в 10 раз ниже поставок странам СНГ, но реальные доходы от этой части экспорта в 1,2 раза выше доходов от поставок электроэнергии в ближнее зарубежье. Увеличение доходов от экспорта требует переориентации экспортных потоков на платежеспособных импортеров.

Финансовые результаты экспорта электроэнергии в 1998 г.				таблица 14

Страны

Объем поставок

Оплачено млн. долл. США



млн кВтч

млн долл. США

Всего

в т.ч. деньгами

Ближнее зарубежье









Украина

3 127,97

84,4

9,0

1,1

Казахстан

2 639,27

64,1

29,8

17,7

Белоруссия

4 946,52

121,0

67,3

0,0

Грузия

156,86

4,7

2,0

2,0

Итого

10 870,62

274,2

108,1

20,8

Дальнее зарубежье









Турция

378,27

8,7

7,3

7,3

Латвия

81,12

1,4

1,4

1,4

Финляндия

666,74

17,8

17,0

17,0

Итого

1 126,13

27,9

25,7

25,7

ВСЕГО ЭКСПОРТ

11 996,75

302,1

133,8

46,5


Новая экспортная политика 

Комплекс мер по развитию экспортного потенциала Холдинга в торговле со странами дальнего зарубежья включает:

разработку и реализацию инвестиционных программ сетевого строительства для передачи электроэнергии в страны с наиболее благоприятными условиями реализации и лоббирование соответствующих межгосударственных соглашений; 

взаимодействие и согласование интересов с ведущими международными энергетическими организациями и союзами; 

создание международных консорциумов, в первую очередь, с иностранными компаниями распределительных сетей. 

Аналогичные меры со странами ближнего зарубежья предусматривают:

межгосударственную координацию программ перспективного развития электроэнергетики стран СНГ, создание условий для привлечения инвестиционных ресурсов на эти цели; 

формирование межгосударственного рынка электрической энергии и мощности стран СНГ, содействие упрощению таможенной процедуры перемещения электроэнергии через границу; 

конвертацию долгов стран СНГ в собственность Холдинга РАО «ЕЭС России» на территории этих стран. 

Основные направления и проекты развития внешнеэкономической деятельности  	таблица 15

Наименование
(проект)

Цель

Состав

Объем экспорта и прочие характеристики

Объем инвестиций, млн долл. США

Расширение Выборгской вставки постоянного тока

Экспорт электроэнергии и мощности в Финляндию 

Расширение Выборгской вставки постоянного тока 4-м и 5-м КВПУ мощностью 355 МВт каждое

8,0 млрд кВтч/г.

75



Увеличение экспорта электроэнергии в страны Центральной и Юго-Восточной Европы через энергетические сети Белоруссии, Украины и Польшы

Увеличение экспорта за счет восстановления и модернизации существующих межгосударственных электрических связей (Львовское и Молдавское сечения)

Выделение на синхронную работу агрегатов Молдавской и Бурштынской ГРЭС, установка вставок постоянного тока

до 15 млрд кВтч/г.

310



Энергомост
ВОСТОК–ЗАПАД

Экспорт электроэнергии и мощности в страны Западной Европы, использование эффекта разновременности пиковых нагрузок стран-участниц для обмена пиковой мощностью и резервирования мощности

Сооружение линии электропередачи постоянного тока  500 кВ «Россия–Белоруссия–Польша–Германия»

Пропускная способность электропередачи – 2 4 млн кВт, протяженность – 1800 км

1300



Увеличение экспорта электроэнергии в страны Центральной и Западной Европы через Белоруссию, Украину и Польшу 

Повышение экономической безопасности Калининградской области, экспорт электроэнергии и мощности из России в страны Центральной и Восточной Европы

Сооружение ЛЭП напряжением 110 – 400 кВ между энергосистемами Белоруссии и Калининградской области с Польшей

Объем экспорта мощности до 3000 МВт, электроэнергии – до 16 млрд кВтч

430



Энергомост
РОССИЯ–ЯПОНИЯ

Экспорт электроэнергии из России в Японию с острова Сахалин

Сооружение ГРЭС на о. Сахалин и сооружение электропередачи постоянного тока по о. Сахалин и через пролив Лаперуза до островов .Хоккайдо и Хонсю

Объем экспорта мощности – 4000 МВт., электроэнергии – до 24 млрд. кВтч.

8050



Энергомост
РОССИЯ–КИТАЙ

Экспорт электроэнергии и мощности в Китай

Сооружение 2600 км линии электропередачи постоянного тока из Иркутской области (Братского переключательного пункта) 500 кВ в Китай через Монголию

Объем экспорта мощности – 2000 3000МВт, электроэнергии – 15 18 млрд кВтч/г.

1500



Развитие зарубежных связей и международного сотрудничества 

В рамках реализации экспортной стратегии Холдинга в 1998 г. велась активная работа по развитию зарубежных связей и международного сотрудничества. Совместно с энергетическими компаниями и фирмами США, Японии, Германии, Польши и других стран было подготовлено и подписано 15 двухсторонних соглашений, протоколов, меморандумов по вопросам сотрудничества в области электроэнергетики. Существенное место в международных контактах уделялось участию РАО «ЕЭС России» в мероприятиях таких неправительственных международных энергетических организаций, как Мировой экономический форум (МЭФ), Мировой энергетический Совет (МИРЭС), Международная комиссия по большим плотинам (СИГБ) и других.

Выход на западноевропейский рынок электроэнергии

В декабре 1998 г. была достигнута договоренность и согласован порядок вступления РАО «ЕЭС России» в западноевропейский союз UNIPEDE. Учитывая современные тенденции развития европейского рынка электроэнергии и процессы его либерализации, РАО «ЕЭС России» выразило готовность к сотрудничеству с UNIPEDE в вопросах энергетической политики, экономики энергетики, структуры и регулирования рынка.
В 1999 г. в Москве состоялось подписание Меморандума о сотрудничестве в области электроэнергетики между Россией и Европейской комиссией ЕС. Ведется разработка общей концепции и полномасштабной программы действий. В перспективе – приобретение современных технологий, оборудования и систем управления энергокомпаний стран-членов ЕС для модернизации энергообъектов Холдинга на компенсационной основе, например, в обмен на поставки электроэнергии из России в Европу.
Подписан ряд документов о сотрудничестве с энергетическими компаниями Германии: RWE Energie AG, Preussen Elektra AG, Bayernwerk AG - о сотрудничестве в вопросах экспорта и торговли электроэнергией. Стороны сошлись в понимании потребностей модернизации и переоборудования электростанций, подстанций, ЛЭП, а также в необходимости привлечения инвестиций в российскую электроэнергетику. 

Сотрудничество со странами Балтии

Важным направлением сотрудничества явились работы в рамках созданного в мае Координационного Комитета БАЛТРЕЛ по проекту реализации Балтийского электроэнергетического кольца с участием 17-ти крупнейших энергообъединений 11-ти стран Балтийского региона. Основной задачей Комитета является исследование условий совместной работы национальных энергосистем и объединений на период до 2010 г., постепенное создание межгосударственного рынка электроэнергии и мощности, улучшение экологической ситуации в регионе, повышение эффективности электроэнергетики и экономическая выгода участников.

Энергомост «Восток–Запад»

В 1998 г. проведено согласование Договора о параллельной работе энергосистем России, Белоруссии, Латвии, Литвы, Эстонии.
В 1999 г. РАО «ЕЭС России» и электроэнергетическими компаниями Украины, Белоруссии, Молдавии и ведущими компаниями Германии, Австрии, Польши и ряда других стран продолжилось исследование условий организации совместной работы энергосистем по оси «Восток–Запад». В рамках данной работы изучалась подготовка энергосистем данных стран к параллельной работе с объединенной энергосистемой стран Западной Европы – UCPTE, велась разработка программы обследования ведущих электрических станций и модернизации автоматических систем регулирования частоты и мощности. В ходе реализации данного проекта РАО "ЕЭС России" намерена восстановить доступ к утраченным рынкам электроэнергии и обеспечить конкурентоспособность всего комплекса.

Сотрудничество со странами Азиатско-Тихоокеанского региона

Подписано Соглашение о сотрудничестве между РАО «ЕЭС России» и Государственной энергокорпорацией Китая. РАО «ЕЭС России» стремится к расширению приграничной торговли электроэнергией с Китаем, совместному привлечению инвестиций на завершение сооружения Бурейской и Богучанской ГЭС, ориентированных на экспорт электроэнергии в Китай, реализации крупномасштабного проекта по созданию Энергомоста «Россия–Китай» большой мощности и пропускной способности до 15 – 18 млрд кВтч/г. и расширению научно-технического сотрудничества в электроэнергетике.
РАО «ЕЭС России» и японская корпорация «Марубени» подписали Протокол о намерениях, предусматривающий проведение совместного исследования проекта Энергомоста «Россия–Япония» по передаче с о. Сахалин на японские острова Хоккайдо и Хонсю около 20 млрд кВтч электроэнергии в год. Осуществляется тесное сотрудничество с японской стороной в рамках Программы по снижению выбросов парниковых газов на предприятиях ТЭКа. Рассматривается обращение Правительства России к Правительству Японии о выделении льготного кредита в размере 2,0 млрд долл. США.

Сотрудничество со странами СНГ

Впервые за период 1992 – 1998 гг. состоялось совещание руководителей электроэнергетики Азербайджана, Армении, Грузии и России. Было зафиксировано намерение о восстановлении совместной работы национальных энергосистем, развитии торговых отношений и усилении электросвязи с ЕЭС России путем сооружения второй ВЛ-500 кВ по Черноморскому побережью.
Подписан межправительственный российско-казахстанский протокол, в котором Стороны договорились разработать механизм погашения задолженности Казахстана за ранее поставленную из ЕЭС России электроэнергию и завершить юридическое оформление передачи в собственность РАО «ЕЭС России» крупного угольного разреза. Намечено создание совместной энергоугольной компании по управлению и эксплуатации угольного разреза «Северный», Экибастузской ГРЭС-2 и ВЛ-500 кВ Экибастуз–Омск. РАО «ЕЭС России» и белорусским Государственным концерном «Белэнерго» подготовлен и согласован проект Межправительственного соглашения о создании объединенной энергосистемы и её совместном управлении, который был одобрен на заседании Исполкома Союза России и Белоруссии с участием Председателей Правительств обеих стран.
В марте 1999 г. в Киеве состоялось подписание двустороннего Меморандума «Об основных принципах российско-украинского сотрудничества в области электроэнергетики». Он отражает основные направления взаимодействия национальных энергосистем, восстановление параллельного режима их работы, возобновление поставок электроэнергии на Украину, а также совместное участие в проектах экспорта электроэнергии в Европейские страны. Достигнута принципиальная договоренность о создании совместной российско-украинской компании по экспорту электроэнергии, а также выработка предложений по техническим возможностям, условиям осуществления экспортных поставок электроэнергии и срокам реструктуризации долга за электроэнергию, полученную украинской стороной в 1996 – 1998 гг.



© РАО "ЕЭС России", 1999



5. Обзор состояния энергетики на 1999 год

1. Общая характеристика экономики

По данным Министерства экономики РФ, за 5 мес. 1999 года спад в динамике ВВП составил 0.5%. Однако при этом, как сказал министр экономики Яков Уринсон, наблюдался “некоторый рост в динамике промышленного производства”. По мнению экспертов Министерства экономики, в 1998 году динамика ВВП составит “плюс-минус полпроцента при некоторой стабилизации промышленного производства”.

Цены на промышленную продукцию в России в мае текущего года снизились, по предварительным данным Госкомстата, на 0.9%. В апреле цены производителей в России не менялись, в марте их снижение составляло 0.1%. Майское снижение цен – самое значительное за годы экономических реформ в России. До сих пор снижение цен в производственном секторе экономики в течение месяца не превышало 0.1%. Инфляция в июне, по прогнозам Госкомстата, будет на уровне 0.2%.



2. Характеристика отрасли

Выработка и потребление электроэнергии и тепла

Ожидания предпринимателей по отношению к электроэнергетике остаются довольно пессимистичными. Индекс предпринимательской уверенности по данной отрасли – самый низкий по сравнению с другими отраслями промышленности. Говоря о критическом положении в отрасли в последние 2 мес., обычно в качестве причин этого эксперты называют продолжающийся рост кредиторской и дебиторской задолженностей, увеличение социального напряжения в отрасли (рост суммы и срочности задолженности по заработной плате), сокращение запасов топлива на складах предприятий электроэнергетики, о чем свидетельствует Таблица 2.1.



Таблица 16

Запасы топлива на складах потребителей (по состоянию на 1 апреля 1998 года)



Наименование

отрасли

Уголь, % к

Топочный мазут, % к



01.03.98

01.04.97

01.03.98

01.04.97

Электроэнергетика

91.7

82.1

105.8

89.0

Черная металлургия

135.4

159.3

99.0

107.2

Цветная металлургия

77.7

58.8

91.2

68.2

Строительство

81.3

94.8

89.0

101.7

Транспорт

101.3

89.4

100.4

79.0

Сельское хозяйство

82.4

77.9

91.4

74.0

Прочие

98.7

110.8

98.8

100.1



Тем не менее, несмотря на подобный пессимизм и на небольшое снижение ВВП, производство электроэнергии растет, причем темпы его роста увеличиваются. Если в марте 1998 года по сравнению с мартом 1997 года производство электроэнергии выросло на 2.1%, а производство тепла – на 0.4%, то в апреле по сравнению с аналогичным периодом предыдущего года производство электроэнергии выросло на 3.3%, а производство тепла – на 6.5%. За первые 4 мес. 1998 года производство электроэнергии выросло на 1.5%, а производство тепла – на 0.1%.

Потребление электроэнергии за отмеченный период также возросло, о чем можно судить из нижеприведенных таблиц. Компании, представленные ниже в таблицах, производят около 50% вырабатываемой в России электроэнергии, и поэтому их производственные результаты могут с большой долей вероятности характеризовать тенденции, происходящие в целом по отрасли. 



Таблица 17

Производство и потребление электроэнергии ведущими АО-энерго в апреле 1998 года




Наименование

компании

Выработка за апрель, млн. кВт ч

Потребление за апрель, млн. кВт ч



1998 год

1997 год

1998 год

1997 год

РАО “ЕЭС России”*

68310

66130

-

-

Иркутскэнерго

3851

3675

3883

3686

Мосэнерго

5340

5769

5323

5205

Ленэнерго

1368

1333

2191

2180

Свердловэнерго

3090

2943

3167

3047

Красноярскэнерго

3362

2918

3567

3093

Новосибирскэнерго

1059

615

1063

863

Магаданэнерго**

46

45

238

234



Таблица 18

Производство и потребление электроэнергии ведущими АО-энерго в январе – апреле 1998 года




Компании

Выработка за январь – апрель, млн. кВт ч

Потребление за январь – апрель, млн. кВт ч



1998 год

1997 год

1998 год

1997 год

РАО “ЕЭС России”*

308900

304200

-

-

Иркутскэнерго

17844

17055

17734

16809

Мосэнерго

23925

26283

23395

22793

Ленэнерго

6026

5717

9714

9432

Свердловэнерго

11970

11878

13355

13260

Красноярскэнерго

15109

15149

15924

15136

Новосибирскэнерго

4865

3644

4968

4611

Магаданэнерго**

225

195

1056

999



* В разделе РАО “ЕЭС России” приводятся данные только по станциям федерального уровня, выходящим на оптовый рынок энергии и мощности, и филиалам РАО “ЕЭС России”.
** Выработка приведена без выделившейся Колымской ГЭС.



Российское акционерное общество “ЕЭС России” является одним из крупнейших производителей электроэнергии в России и одновременно является организатором оптового рынка перетоков мощности и энергии в стране. В связи с тем, что под субъектами, относящимися к РАО, рассматриваются только электростанции, относящиеся к федеральному уровню и напрямую выходящие на Федеральный оптовый рынок энергии и мощности, а также филиалы (что вызвано изменением законом об акционерных обществах), то РАО является избыточным по мощности и по энергии. В апреле на станциях РАО (являющихся, как правило, одними из самых экономичных) произошло повышение выработки электроэнергии по сравнению с прошлым годом на 3.3%, то есть выше, чем в среднем по отрасли. С начала года также произошло повышение выработки на 1.5%.

Акционерное общество “Иркутскэнерго” является избыточным и удовлетворяет не только собственные потребности в электроэнергии и мощности, но и передает энергию и мощность в соседние сибирские системы (частично для удовлетворения потребности Бурятэнерго и через Красноярскэнерго в другие системы). В данной энергосистеме в апреле потребление и производство выросли на 5.3%, а за весь рассматриваемый период рост потребления составил 925 млн. кВт ч (5.5% с начала года), при этом рост производства составил 789 млн. кВт ч (4.6%).

Акционерное общество “Мосэнерго” является избыточным как по мощности, так и по энергии. Ранее система обычно была избыточной по энергии и несколько дефицитной по мощности, что в значительной мере определялось структурой выработки по данной системе (большая доля выработки на тепловой нагрузке), однако в связи с падением потребления и вводом агрегатов Загорской ГАЭС система стала несколько избыточной и по мощности. В апреле в Мосэнерго произошел рост потребления электроэнергии при падении производства. При этом рост потребления составил 118 млн. кВт ч, или 2.3%, а падение производства – 429 млн. кВт ч, или 7.4%.

Акционерное общество “Ленэнерго” практически можно считать самобалансирующимся по мощности и дефицитным по энергии. Дефицит энергии покрывается за счет действующей в данном регионе Ленинградской АЭС. С учетом данной АЭС регион становится избыточным как по мощности, так и по энергии. Основные избытки энергии передаются в ОЭС Центра и в Эстонию для питания Псковэнерго и Янтарьэнерго. В Ленэнерго в апреле произошел рост потребления и производства электроэнергии. Причем необходимо отметить, что рост производства составил 2.6%, а рост потребления – всего 0.5%. За 4 мес. произошел рост производства и потребления, а соотношение составляет 5.4% и 3.0% соответственно. 

Акционерное общество “Свердловэнерго” с учетом находящейся на территории энергосистемы Белоярской АЭС является самобалансирующимся. Через систему проходят большие транзитные перетоки как со стороны Тюменьэнерго, так и со стороны Пермьэнерго для передачи в Челябэнерго, Башкирэнерго и Курганэнерго. В энергосистеме в апреле произошел рост потребления на 120 млн. кВт ч (3.9%) на фоне несколько большего роста производства – 147 млн. кВт ч (5.0%), а с начала года имел место рост потребления (0.7%) при росте производства (0.8%).

Дочернее акционерное общество “Красноярскэнерго” является дефицитным как по мощности, так и по энергии. Однако с учетом находящихся на территории ДАО самостоятельных ДАО РАО “ЕЭС России” оно становится избыточным как по мощности, так и по энергии (в таблице приведены данные вместе с ДАО). В апреле 1998 года по отношению к апрелю 1997 года в энергосистеме произошел рост производства на 444 млн. кВт ч (15.2%) при росте потребления электроэнергии на 474 млн. кВт ч (15.3%).

Акционерное общество “Новосибирскэнерго” является дефицитным как по мощности, так и по энергии. Дефицит в основном покрывается за счет перетока из АО “Кузбассэнерго”. Выработка объединения по сравнению с апрелем 1997 года выросла на 444 млн. кВт ч (72%) при росте потребления всего на 200 млн. кВт ч (23%).

Акционерное общество “Магаданэнерго” является дефицитным как по мощности, так и по энергии. С учетом находящихся на территории ДАО Колымской ГЭС и Билибинской АЭС регион полностью сбалансирован. За 4 мес. 1998 года по сравнению с этим же периодом прошлого года выработка выросла на 15.3%, а потребление – на 5.7%.

Финансовое состояние отрасли

В сравнении с другими отраслями промышленности финансовое состояние энергетических предприятий можно считать более благополучным. Доля убыточных предприятий здесь наименьшая. Доля убыточных предприятий за год выросла почти на 2%, однако темп роста убыточных предприятий ниже, чем в среднем по всей промышленности.



Таблица 19

Число убыточных предприятий (в % к общему числу предприятий)



Отрасль

Январь – февраль 1998 года

Январь – февраль 1997 года

Промышленность, всего

41.6

39.6

Электроэнергетика

21.6

19.8

Топливная

42.9

41.7

Черная металлургия

35.7

37.2

Цветная металлургия

40.2

46.8

Машиностроение и металлообработка

37.8

36.1

Химическая и нефтехимическая

39.6

39.1



Главным фактором, определяющим экономическое и финансовое положение отрасли, остается проблема неплатежей. В последние месяцы эта проблема стала приобретать особенно острый характер, так как главный кредитор отрасли – РАО “Газпром” – активизировал свою деятельность по истребованию задолженностей за газ и стал ужесточать требования по оплате. В связи с этим за два последних месяца (апрель – май) Газпром заявлял о возможном сокращении подачи газа на ряд предприятий, в том числе – на Печорскую ГРЭС, Самараэнерго, Янтарьэнерго и др. С целью упорядочивания работы с должниками и укрепления дисциплины платежей Газпром начал реализацию программы по созданию в субъектах Федерации единых центров по расчетам за газ и электроэнергию. Первый подобный центр предполагается создать в Орловской области.

Сумма задолженности предприятий энергетиков России перед Газпромом за поставленный газ к началу июня превысила 38 млрд. деноминированных руб., из них большая часть приходится на предприятия РАО “ЕЭС России”. Кредиторская задолженность предприятий энергетики продолжает оставаться самой большой в сумме задолженности по всей промышленности. Ситуация с долгами за поставленный газ побудила руководителей РАО “Газпром” и РАО “ЕЭС России” начать совместную работу по подготовке механизмов взаимодействия и реструктуризации долгов. 

В свою очередь примерно равным темпами у предприятий энергетики растет и дебиторская задолженность. Дебиторская задолженность отрасли также является самой крупной в общей структуре задолженностей промышленных предприятий, а денежная составляющая в платежах в среднем составляет 16%, что ниже, чем у других естественных монополистов. Однако в то же время интересным фактом является небольшая разница между кредиторской и дебиторской задолженностями предприятий электроэнергетики. Она самая низкая среди всех других отраслей промышленности. На 1 марта 1998 года она составляла всего 4034 млн. деноминированных руб. Тогда как, например, в цветной металлургии – 30734 млн. руб., а в топливной промышленности – 80827 млн. руб. Однако здесь следует заметить, что всего 2 года назад дебиторская задолженность в электроэнергетике и вовсе превышала кредиторскую почти на 4 млрд. руб.

Около 35% потребителей продукции отрасли составляют предприятия, финансируемые из бюджета. На начало июня их долг составлял более 11 млрд. руб. Самыми злостными неплательщиками являются предприятия и организации, входящие в ведомство МВД и Минобороны. Фактически нормализация ситуации с дебиторской задолженностью предприятий электроэнергетики зависит от способности именно бюджетных предприятий расплачиваться с долгами за энергию.

Отношения федерального правительства и руководства отрасли к этим долгам развивались в последние 2 мес. следующим образом. В конце апреля министр экономики Яков Уринсон заявил, что долги оборонных предприятий и институтов за электричество, тепло и газ могут быть списаны. Вслед за этим в конце мая Президент подписал закон о дополнении Уголовного кодекса, в котором предусматривалось наказание за “незаконное прекращение или ограничение подачи потребителям электрической энергии, либо отключение их от других источников жизнеобеспечения”. В ответ на это председатель правления РАО “ЕЭС России” сделал заявление, что в ближайшее время возможно отключение электричества предприятиям Минобороны и МВД, однако через несколько дней премьер-министр Сергей Кириенко подписал постановление Правительства “О дополнительных мерах по повышению ответственности потребителей за оплату топливно-энергетических ресурсов”. Постановлением был утвержден перечень стратегических организаций, обеспечивающих безопасность государства и финансируемых за счет средств федерального бюджета, поставки топливно-энергетических ресурсов которым не подлежат прекращению или ограничению ниже установленных им соответствующими федеральными органами исполнительной власти лимитов в натуральном и стоимостном выражении. В числе этих организаций – воинские части Минобороны, МВД, ФПС, МЧС, ФАПСИ, Федеральной службы железнодорожных войск. Таким образом, энергетическим предприятиям было запрещено воздействовать на основную группу неплательщиков таким же способом, каким может воздействовать на энергетиков РАО “Газпром”.

В то же время взамен на прямое отключение должников от энергоносителей Правительство России предлагает естественным монополистам воздействовать на должников через механизм банкротства. С этой целью в мае 1998 года было подписано постановление Правительства “О мерах по повышению эффективности применения процедур банкротства”. Коллегии представителей государства в РАО “Газпром” и “ЕЭС России” в месячный срок поручено обеспечить принятие органами управления указанных РАО решений, обеспечивающих оформление полномочий ФСДН (Федеральная служба по делам о несостоятельности) на представление интересов кредитора по задолженности организаций перед этими акционерными обществами и их дочерними обществами. В результате Совет директоров РАО “ЕЭС России” поручил председателю правления Анатолию Чубайсу заключить с ФСДН России договор поручения по установленной форме на представление интересов общества и его филиалов как кредитора при рассмотрении дел о банкротстве организаций, имеющих задолженность перед РАО и не являющихся его дочерними предприятиями. В случае банкротства дочерних предприятий РАО Совет директоров поручил председателю правления заключать соответствующий договор поручения по каждому конкретному случаю. Представителям РАО в дочерних обществах и энергоснабжающих организациях поручено в двухнедельный срок обеспечить принятие решений о заключении с территориальными органами ФСДН договора поручения по установленной форме. Договор поручения, в частности, предусматривает представление интересов этих организаций как кредитора при рассмотрении дел о банкротстве юридических лиц, имеющих задолженность перед соответствующими дочерними обществами РАО и энергоснабжающими организациями. 

Однако процедура банкротства может быть действенно применена только в отношении небюджетных предприятий, так как предполагает смену собственника. В отношении же бюджетных предприятий пока никакого другого решения не найдено, кроме сокращения ими потребления электроэнергии путем установления строгих лимитов, а также реализации программы энергосбережения.

С этой целью в мае 1998 года Минтопэнерго организовало энергоаудит 43 объектов, включающих 238 зданий и сооружений, финансируемых из федерального бюджета, подведомственных Минобороны, Минкультуры, Минздраву, МВД и Минобразования. Выявленный перерасход у бюджетников оказался следующим: по теплоснабжению – от 27 до 32%, по электричеству – около 15%.

В связи с этим премьер-министр Сергей Кириенко подписал постановление Правительства России “О дополнительных мерах по стимулированию энергосбережения в России”. Этим документом федеральным органам исполнительной власти предписывается в III квартале текущего года разработать и утвердить, согласовав с Минтопэнерго, программы энергосбережения. Федеральной энергетической комиссии РФ (ФЭК) поручено учитывать при регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию, а также на природный газ экономически обоснованные затраты производителей и потребителей топливно-энергетических ресурсов на реализацию программ энергосбережения. Министерству топлива и энергетики поручено разработать и утвердить в III квартале текущего года программу обязательных энергетических обследований энергоемких предприятий и организаций на 1998 – 2000 годы. Одним из методов стимулирования энергосбережения в промышленности предлагается предоставление возможности любому предприятию, если оно сэкономит какое-то количество денег за счет программ энергосбережения, использовать эти средства на собственные нужды.

На реализацию программы “Энергосбережение России” Правительство России планирует направить в 1998 году 14 млн. руб. В период 1998 – 2000 года будет выделено около 15 млрд. руб., что позволит в этот же период сэкономить 50 – 70 млн. т условного топлива.

Однако программа энергосбережения в должной мере пока не работает. Фактически выполнение федеральными министерствами и ведомствами годовых лимитов на потребление топливно-энергетических ресурсов сохраняется в большинстве случаев только на бумаге. В настоящее время, как сообщил начальник Департамента координации проектов федеральной программы энергосбережения и энергетической политики Минтопэнерго Алексей Мастепанов, Минфин никаких средств для оплаты потребленных энергоресурсов не выделяет. А в отсутствие средств вряд ли какое-нибудь из министерств придерживается установленных лимитов в потреблении энергии. Поэтому в ближайшей перспективе сокращение задолженностей в основном будет зависеть от тарифной политики естественных монополистов, которая в скором времени может претерпеть большие изменения.

Тарифы

Основным источником роста прибыли энергетических компаний является по-прежнему извлечение дополнительных доходов за счет повышения тарифов. Однако в отличии от тарифной политики годичной давности сегодня повышение средних тарифов происходит в основном за счет увеличения нагрузки на население при одновременном сокращении тарифов или замораживании их на одном уровне для промышленных предприятий. Такая тарифная политика не наносит большого ущерба тем предприятиям электроэнергетики, в структуре доходов которых поступления от населения сопоставимы с поступлениями от промышленных предприятий. Однако у некоторых предприятий поступления от промышленных предприятий составляют более 80% (например, Кузбассэнерго). В течение апреля – мая о понижении тарифов для промышленных предприятий объявили такие компании, как Башкирэнерго, Ленэнерго, Тюменьэнерго. Вероятно, в ближайшее время тарифы для промышленных предприятий могут быть снижены и в Москве. По крайней мере, соответствующее заявление было сделано мэром Москвы Юрием Лужковым.

В настоящий момент ФЭК завершает разработку проекта указа Президента РФ “О предоставлении услуг по передаче электроэнергии”, который позволит производителям электроэнергии работать по прямым договорам с потребителями без ограничений, а также снизить тариф на 40 – 50%. В этом случае в выигрыше будут электростанции, являющиеся дочерними акционерными обществами РАО “ЕЭС России”. Региональные АО-энерго, в большинстве своем уступающие крупным электростанциям в себестоимости продукции, при вступлении в силу подобного закона, во-первых, потеряют часть потребителей, во-вторых, в целях сохранения конкурентоспособности они вынуждены будут также пойти на снижение тарифов, что приведет к дисбалансу затрат и доходов и, как следствие, к определенным финансовым потерям.

Кроме того, 23 июня Правительство РФ должно было обнародовать свое решение о резком снижении тарифов на услуги всех естественных монополий для промышленных предприятий. При этом в отношении снижения тарифов на электроэнергию и тепло прогнозы варьировались от 25% до 50%. По всей видимости, если снижение произойдет, то оно будет равнозначным как в отношении электроэнергии, так и в отношении топлива, что сократит расходную часть баланса предприятий электроэнергетики. Тем не менее в намеченный срок Сергей Кириенко подписал распоряжение только о сокращении железнодорожных тарифов на перевозку угля, железных руд и нефти.

Если обещанное замораживание тарифов всех естественных монополистов все-таки состоится, то финансовое положение большинства региональных операторов может в скором времени несколько ухудшиться, так как топливная составляющая в структуре затрата энергетиков – 30 – 40%, а доходы от поступлений промышленных предприятий в некоторых случаях, как уже было показано выше, достигают 80%. Правда, при этом может произойти уменьшение дебиторской задолженности, что положительно скажется на прибылях предприятий электроэнергетики, однако реальное уменьшение задолженности промышленных предприятий перед энергетиками в результате сокращения тарифов сейчас предположить достаточно трудно.



III. Газовая промышленность

1. Газовая промышленность на рубеже столетий

Возрастающее значение природного газа в энергобалансе практически всех регионов мира, включая Россию, - это устойчивая тенденция. За последние 20 лет доля природного газа в мировом балансе первичных энергоресурсов увеличилась с 17,7 % в 1975 г. до 23,1 % в 1995 г. По имеющимся прогнозам, к середине следующего столетия удельный вес природного газа в энергобалансе мира может составить 30 %.

Интенсивное развитие газовой промышленности объясняется рядом обстоятельств. Наряду с резко возросшими ресурсами природного газа решающее значение имеют его высокие потребительские, экономические и технологические свойства. Весьма важно и то, что природный газ является наиболее чистым топливом. Наконец, это самый дешевый энергоноситель.

На сегодня одной из ведущих газовых компаний мира является РАО “Газпром”, доля которого в общероссийской добыче газа составляет 94 % и 25% - в мировой. Более половины потребностей России в энергоносителях также обеспечивает “Газпром”. Налоги, которые платит РАО, составляют 25 % всех налоговых поступлений в казну. 

РАО “Газпром” - это многопрофильное хозяйство, в котором, помимо традиционных видов деятельности, существуют и другие, иногда совершенно непрофильные. Наряду с добычей и поставками газа, РАО добывает газовый конденсат и нефть, комплексно перерабатывает углеводородное сырье, ведет доразведку находящихся на его балансе месторождений и эксплуатационное бурение. В составе “Газпрома” – машиностроительные, ремонтные, пусконаладочные предприятия, строительные организации, научно-исследовательские и проектно-конструкторские институты. Такая многопрофильность позволяет при отсутствии в стране развитого рынка соответствующих услуг обеспечивать нормальное функционирование газовых объектов.

Производственная деятельность РАО носит стабильный характер. Сеть трубопроводов “Газпрома” общей протяженностью более 140 000 километров обеспечивает газом четыре пятых территории нашей страны. 80 % всех запасов природного газа расположены в Западной Сибири, разведанные запасы газа по этому региону составляют 26,8 трлн. куб.м ( по состоянию на 1 января 1996 г.). В Указе Президента РФ от 29 мая 1996 г. “О федеральной целевой программе “Газификация России на 1996-2000 годы” определены первоочередные районы газификации, в числе которых - юг Западной Сибири. Одной из важнейших социально-экономических задач, стоящих перед “Газпромом”, является газификация сельских районов.

Вследствие кризиса производства в нашей стране падает платежеспособный спрос на энергоресурсы, в том числе и на газ, в первую очередь в промышленном секторе и на электростанциях. Но сложившаяся структура “Газпрома” даже в условиях неплатежей позволила обеспечить надежное газоснабжение страны, поддерживать относительно низкие цены на газ в России. 

В то же время крупнейший налогоплательщик страны сам оказался в долгу перед федеральным бюджетом. Из-за хронических неплатежей складывается критическая ситуация на газопроводах: обслуживающие их люди по полгода не получают зарплату, изношены трубопроводы. Все это чревато непредсказуемыми последствиями, в результате которых без снабжения топливом могут оказаться целые районы. Между тем долги государства, регионов страны и непосредственно потребителей самому “Газпрому” втрое превышают его собственные. Должниками компании являются энергетики, позиция которых долгое время исходила из принципа: хочу - плачу, не хочу - не плачу. Среди крупных должников таже числятся машиностроители, химики, нефтехимики. Но с приходом нового руководителя в РАО “ЕЭС России” отношения между двумя РАО начали меняться в лучшую сторону, поскольку оба общества объединяют общие подходы к решению одной и той же проблемы - проблемы неплатежей.

Все это и послужило основной причиной реструктуризации РАО “Газпром”. Одним из первых ее шагов явилось создание Межрегиональной компании по реализации газа - стопроцентного дочернего предприятия “Газпрома”. Основная задача ООО “Межрегионгаз” - сбор средств за поставки газа и сохранение единой системы газообеспечения страны. Такой подход позволяет приспосабливать структуру “Газпрома” к условиям цивилизованного рынка - в большинстве развитых стран производство, транспортировка и реализация продукции разделены. С апреля 1997 г. реализация газа на внутреннем рынке полностью передана “Межрегионгазу” и его 62 филиалам, один из которых находится в Томске. 

Основными видами деятельности компании являются:

-осуществление газоснабжения потребителей Российской Федерации в соответствии с заключенными договорами, а также нормами и правилами, действующими на территории Российской Федерации;

-организация учета газа, поставляемого потребителям;

-обеспечение транспортировки (транзита) газа до потребителей в Российской Федерации на основе договоров с газотранспортными предприятиями;

-осуществление в соответствии с законодательством инвестиционной деятельности, включая инвестирование в строительство сетей и других объектов газоснабжения и газопотребления, с целью расширения российского газового рынка, а также объектов добычи газа, нефти и газового конденсата и их переработки.

Неполный год деятельности компании и ее филиалов показал, что “Газпромом” сделаны верные шаги. Так, до начала действий “Межрегионгаза”, российские потребители оплачивали не более 2% продукции. Через месяц эта цифра поднялась до 5%, а в июле компания вышла на 30% платежи, причем три четверти их получено “живыми деньгами” и высоколиквидными ценными бумагами банков. Сбор средств за поставленный газ вырос втрое по сравнению с 1996 г., наметилась устойчивая тенденция снижения темпов роста задолженности потребителей газа. 

Новая схема отношений между поставщиками и потребителями сейчас построена не по ведомственному, а по административно-территориальному принципу. Это значит, что общий объем средств, поступающих в территориальные бюджеты в виде налогов от реализации газа, не изменится, но средства будут распределяться более справедливо. Сейчас обладминитрации заинтересованы вплотную сотрудничать с имеющимся на их территории филиалами “Межрегионгаза”, потому что в той области объем налоговых поступлений больше, где больше газа потребляют. Сложнее в новых условиях приходится тем регионам, которые по старой схеме аккумулировали налоги зарегистрированного в ней “Трансгаза”. В их числе оказалась и Томская область. Так, “Томсктрансгаз” вносил платежи в бюджет за потребителей не только Томской, но и Кемеровской, Новосибирской, Омской и Тюменской областей и Алтайского края.

Выходя напрямую на потребителей, “Межрегионгаз” добивается более полной оплаты потребляемого газа, а также ставит задачу помочь им сделать свою деятельность рентабельной. Только при этом условии сами потребители смогут стать платежеспособными покупателями газового топлива и сырья. “Межрегионгазу” (в соответствии с Указом Президента России) дано право уменьшать тарифы на газ до 40 %. Снижая цену, компания способствует снижению себестоимости продукции предприятия и тем самым помогает сделать ее конкурентоспособной. На эту меру “Межрегионгаз” идет в том случае, если предприятие исправно ведет текущие платежи на основе предоплаты или аванса и своевременно выполняет согласованный с компанией график погашения старых долгов. Недавно, например, подписан протокол о 30% снижении цены на газ для “Самароэнерго”. Действуя совместно с энергетиками и администрацией, “Межрегионгазу” впервые удалось вывести целую энергосистему на стопроцентные платежи за газ и начать ликвидацию старых задолженностей.

Занимаясь реализацией газа на внутреннем рынке, “Межрегионгаз” пришел к выводу, что продавать его будет сложно, если вплотную не заняться отраслями промышленности, потребляющими газ в виде сырья и энергоресурсов. “Межрегионгаз” принялся за создание схем взаимодействия с ними. Самое главное – сохранить мощности газопотребляющих предприятий. Ведь если заводы “лежат”, платежи компании не поступят не только на производственном, но и на бытовом уровне: чем платить за газ семьям, не получающим зарплату? Поэтому деятельность “Межрегионгаза” направлена на то, чтобы дать возможность потребителям газа выпускать конкурентоспособную продукцию и таким образом обеспечить платежи за газ. За восемь месяцев свой деятельности компании удалось “поднять с колен” не одно предприятие страны. К примеру, в сентябре 1996 г. остановился Новочеркасский завод синтетических продуктов, четыре тысячи его рабочих не получали зарплату. Не работал завод практически год. Пришедший на помощь “Межрегионгаз” за полгода вывел завод на рабочий режим, помог предприятию выйти на рынок. Предприятие выпускает метанол и производные из него. Надо сказать, что газовая отрасль потребляет метанол в больших объемах как технологическое сырье. Труднее было восстановить экспортные позиции завода. Сегодня он работает на полную мощность и начал отдавать долги за газ. Взаимная выгода от подобного сотрудничества очевидна.

Задачи, связанные с реализаций природного газа в нашей области, возложены на Томский филиал (ТФ). Небольшой по численности коллектив обслуживает самых разных потребителей - от школ и небольших сельских администраций до ТНХК и энергетиков. Первые месяцы его работы легкими не назовешь: избалованный “прощениями” долгов, томский потребитель привык к бесплатному газу. Но с приходом рыночных отношений времена “бесплатного сыра” ушли в прошлое. Газ же, как и любой другой товар, тоже имеет свою стоимость. В 1997 г. потребителям области “Томсктрансгаз” доставил немногим более млн. кубометров природного газа на 141 млн. рублей в новых ценах. Заявки на нынешний составляют уже 2,5 млн. кубометров.

Совместная работа с деловыми партнерами и потребителями уже начинает давать свои плоды, со многими из них найдено взаимопонимание. Впервые за последние годы область стала собирать “газовые” деньги с томичей. В целом неплохо прошла договорная кампания по поставкам газа на 1998 г. Причем акцент делается на заключение трехсторонних договоров, на то, чтобы как можно меньше было перепродавцов. В частности, на трехсторонние договора переходим с теми, кто получал газ через “Облгаз” и “Горгаз”. 

Томская область находится в числе тех, где найдено взаимопонимание с местными властями. В конце 1997 г. компанией заключены соглашения о сотрудничестве с администрацией области и мэрией. 

На ближайшее время ТФ ставит перед собой задачу выйти хотя бы на 30% платежи. Но для этого предприятиям-потребителям прежде всего нужно самим встать на ноги. Помощь может оказать “Газпром” - путем инвестирования, вложения средств на переоборудование и сырье. Сейчас в этом направлении совместно с администрацией области ТФ начал работу с рядом томских промышленных предприятий.

Самыми крупными потребителями газа в области являются энергетики и нефтехимики, получающие порядка 80% газа от общих поставок. Они же - самые крупные должники. С ТНХК общий язык найден, будет заключен договор. Но, к сожалению, пока не получается конструктивного диалога с энергетиками, долги которых “Межрегионгазу” на начало 1998 г. составили около 90 млн. рублей. Понятно, что АО “Томскэнерго”, как и газовиков, волнуют проблемы неплатежей. Тем не менее вопрос расчетов за “голубое топливо” должен решаться, поскольку в конечном итоге он касается не только двух этих организаций, но и области в целом, да и каждого томича.



2. СТРАТЕГИЯ РАЗВИТИЯ ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РОССИИ И ГОСУДАРСТВЕННАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ПОЛИТИКА ДО 2020 ГОДА

В переходный период отрасль проявила себя как наиболее устойчивый и эффективный сектор ТЭК страны, обеспечивающий около 50% внутреннего энергопотребления, более 40% валютной выручки от экспорта топливно-энергетических ресурсов, около 25% налоговых поступлений в бюджет.

Сохранение целостности ЕСГ с поэтапной реструктуризацией отрасли (выделением непрофильных производственных структур) позволили обеспечить устойчивое её функционирование в ходе экономических реформ. Добыча газа в 1990-1999 гг. снизилась на 8,5% в основном вследствие сокращения спроса на газ в России и платежеспособного спроса странах СНГ. Устойчивая и эффективная работа отрасли была обусловлена эксплуатацией уникальных по мощности и эффективности месторождений и газотранспортных систем, сооруженных в 70-80 годы.

В 1999 г. добыча газа в России составила около 590 млрд.м3, из них около 86% добывалось в Западной Сибири. Три месторождения (Ямбургское, Уренгойское, Медвежье) обеспечивали 72% добычи газа в России. 

Газотранспортная система (Единой системы газоснабжения - ЕСГ) включает 148,8 тыс.км магистральных газопроводов (с учетом изолированных газовых компаний протяженность газопроводов России более 150 тыс.км), 693 компрессорных цехов мощностью 41,7 млн.кВт, 22 объекта подземного хранения газа. Российский газ закачивается в ПХГ как на территории России, так и в хранилища Латвии, Украины, Германии (Реден). Протяженность газораспределительных сетей составляет 359 тыс.км, что вдвое выше протяженности магистральных газопроводов. Это крайне низкое соотношение является следствием удаленности добывающих районов от потребителей и низким уровнем газификации природным газом (в городах - 53%, в сельской местности - 19%).

ОАО "Газпром" разрабатывает 68 месторождений с разведанными запасами 17,3 трлн.м3, из них 10 месторождений в Западной Сибири с запасами 13,5 трлн.м3 (78%). 

Переход отрасли на самофинансирование, государственное регулирование цен на газ ОАО "Газпром" при либерализации цен в промышленности, низкий уровень цен на внутреннем рынке привел к его убыточности; систематический рост неплатежей за газ, достигших в 1999 г. выручки за газ на внутреннем рынке за 1,5 года, крупные расходы по обслуживанию и погашению кредитов, подорвали финансовую базу воспроизводственного процесса в отрасли. За 5 лет при сокращении капвложений втрое резко снизилась доля собственных источников финансирования. Кредиты зарубежных банков, выданных ОАО "Газпром" превысили 10 млрд.долл. 

Базовые месторождения Западной Сибири, выработаны: Медвежье-78%, Уренгойское (сеноман) - 67%, Ямбургское (сеноман) - 46%. Интенсификация отборов на действующих месторождениях привела к преждевременному переходу их в период падающей добычи. В 2000 г. на месторождениях, вступивших в период падающей добычи, будет получено около 73% газа в России. К 2020 г. добыча газа на этих месторождениях не превысит 83 млрд.м3, т.е. 11% от добычи в России. 

Из общей протяженности газопроводов лишь более 30% эксплуатируются 10-15 лет, остальные приближаются или уже превысили нормативные сроки эксплуатации. Сокращение объемов реконструкции газопроводов, вследствие дефицита финансовых ресурсов, реализация только программы ликвидации "узких мест" приведет к снижению надежности функционирования ГТС, ее экономической и экологической эффективности. Свыше 19 тыс. км газораспределительных систем (ГРС) превысили нормативный срок эксплуатации и требуют замены.

Разведанные запасы газа в России (свободный газ и газовые шапки) на 01.01.2000 г. составляют 46,9 трлн. м3, из них в разработке свыше 46%, а свободного газа около 51%. Абсолютная величина разведанных запасов снижается вследствие превышения отборов над приростом запасов. 

Большая часть разведанных, но не введенных в разработку месторождений, размещена в Западной Сибири (89,4%). Это уникальные по запасам месторождения п-ва Ямал, Заполярное месторождение, менее крупные и конденсатсодержащие залежи глубокого залегания в Надым-Пуртазовском районе. Открыты крупнейшие месторождения в шельфах Баренцева, Охотского и Карского морей. В Восточной Сибири на Дальнем Востоке разведано свыше 2,7 трлн.м3 запасов газа, из которых разрабатывается лишь 7,4%.

Из неразведанных ресурсов газа - 42,3% размещены в шельфах северных морей. Из неразведанных ресурсов суши около 43% приходится на Восточную Сибирь и Дальний Восток, 47% на северные районы Западной Сибири. В Европейской зоне основные приросты прогнозируются в Прикаспии, где газ характеризуется высоким содержанием сероводорода и углекислоты.

Чтобы обеспечить расширенное воспроизводство сырьевой базы отрасли, необходимо развивать опережающими темпами поисковые работы в перспективных нефтегазоносных районах с высокой результативностью работ с целью подготовки фонда структур для глубокого разведочного бурения. Это потребует широкого внедрения аппаратуры и программного обеспечения трехмерной сейсморазведки.

Для обеспечения надежной сырьевой базы при намеченных темпах отбора разведанных запасов в перспективе до 2020 г. необходимо обеспечить приросты не менее 3,0 трлн.м3 разведанных запасов эффективных для разработки в каждое пятилетие. Качество работ и затраты в разведку зависят от степени технического перевооружения разведки, совершенствования процессов вскрытия и комплексного изучения параметров пластов, особенно с низкими емкостно-фильтрационными свойствами.

Около 65% прироста запасов прогнозируется в Западной Сибири. Доля Европейских районов (с шельфами) не превысит 13%, а Восточной Сибири и Дальнего Востока достигнет 21%. Ориентировочные цены производства (добычи и транспортировки) газа по мере освоения новых газодобывающих баз (определенные с учетом инвестиционной составляющей), по мере вовлечения ресурсов п-ва Ямал, Гыдан, шельфов Северных морей цены газа районах потребления могут увеличиться от 50-95$/1000 м3 (рис. 2.2). 

Добыча газа в России, исходя из вариантного спроса на газ на внутреннем и внешних рынках прогнозируется в период 2000-2020 г. в следующих диапазонах (рис. 4.3.1). 

Основным районом добычи газа в России остается Западная Сибирь, хотя ее доля снижается с 91,3% до 75%. Разрабатываются ресурсы Надым-Пуртазовского района. Освоение п-ва Ямал ожидается после 2015 г. Удельный вес Европейских районов растет до 17% с вводом Штокмановского месторождения (рис. 4.3.2). 

Развитие добычи газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке будет определяться в значительной степени эффективностью экспорта газа в страны АТР. При высоком спросе на российский газ в странах АТР и льготных налогово-кредитных условиях, добыча в этих районах может увеличиться до 50-55 млрд.м3.

На действующих месторождениях Надым-Пуртазовсокго района, разрабатываемые сеноманские залежи вступают в период "падающей" и "затухающей" добычи. Отборы газа на этой группе месторождений Западной Сибири в 2020 г. не превысят 150 млрд.м3. 

В целом по отрасли добыча газа на действующих месторождениях составит к 2020 г. около 170 млрд.м3. Свыше 76% добычи свободного газа должны быть освоены на новых месторождениях Надым-Пуртазовского района, шельфа Баренцева моря, п-ва Ямал, Непско-Ботуобинского района республики Саха, Иркутской области, шельфов Сахалинской области. Региональное значение имеет программа освоения мелких, низкодебитных месторождений и зележей, особенно в экономически развитых европейских районах. 

Газодобывающие компании не должны ограничивать свою деятельность территорией России. Эффективное сотрудничество в разведке и добыче газа с Туркменией, Казахстаном, Узбекистаном будет способствовать загрузке действующих газотранспортных систем России, мощностей Оренбургского и Астраханского ГПЗ. Кроме того, развитие геолого-разведочных работ и добычи газа российскими компаниями на месторождении Южный Парс (Иран), на шельфе Вьетнама, создают предпосылки для активного участия ОАО "Газпром" на рынках в странах Азии и АТР.

Освоение месторождений потребует новых технических решений при строительстве скважин и газопромысловых объектов на мерзлых грунтах, с широким применением горизонтально - разветвленных скважин, новых технологических решений при подготовке и переработке ценных компонентов газовых ресурсов. Повышение дебитов скважин, особенно на поздних стадиях разработки залежей будет осуществляться за счет гидроразрыва пласта, воздействия химических реагентов и др.

Ввод месторождений газа на шельфах Северных морей, удаленных от суши на сотни километров в уникальных по сложности условиях, потребует привлечения новых разработок по конструкциям платформ и палубного оборудования, прокладки газопроводов высокого давления по дну морей, создания береговой инфраструктуры, включающей объекты по переработке и сжижению газа.

Газотранспортные системы в пределах ЕСГ, в районах Восточной Сибири и Дальнего Востока требуют существенных объемов реконструкции и модернизации для повышения надежности, экологической и экономической эффективности. За 2001-2020 гг. потребуется замена 23 тыс.км линейной части магистральных газопроводов и отводов, модернизация и замена 25 тыс. МВт ГПА 

Таблица 20



Ед. измерения

2001-2010 г.г. 

2011-2020 г.г. 

2001-2020 г.г. 

Замена линейной части газопровода

тыс. км 

10

13

23

Замена и модернизация ГПА

тыс. мВт 

12

13

25

Комплексная системная реконструкция ГТС базируется на современном состоянии объектов, их загрузке и использовании в перспективе. В связи с этим внедрение методов внутритрубной дефектоскопии, диагностики позволят выявить первоочередные объекты реконструкции, обеспечить надежность газоснабжения, эффективность работы ГТС.

Программа расширения газоснабжения потребителей России и экспортных поставок, строительства подводящих газопроводов и перемычек включает строительство до 2020 г. около 27 тыс.км магистральных газопроводов преимущественно диаметром 1420 мм на давлении 7,5-10 МПА.

Обе программы реконструкции и нового строительства разрабатываются в комплексе, что позволяет повысить эффективность функционирования и развития ЕСГ.

В единой системе ЕСГ прогнозируется развитие газораспределительных сетей до 25 тыс.км за пятилетку, из них 84% в сельской местности. Достижение таких темпов строительства зависит от применения полиэтиленовых труб, что позволяет снизить стоимость в 1,5-2 раза и сроки строительства в 3 раза. Объемы реконструкции сетей увеличатся с 11 в ближайшей пятилетке до 15-18 тыс.км в год к последнему пятилетию периода. Это позволит газифицировать до 800 тыс. квартир в год, из них 50% в сельской местности. Важное место в структуре топливоснабжения села отводится сжиженному газу, потребление которого прогнозируется повысить в 1,2-1,3 раза, что связано с дополнительными затратами в развитие систем газоснабжения сжиженным газом. 

Одним из основных элементов повышения надежности газоснабжения является строительство новых и реконструкция действующих ПХГ. В 2000-2020 гг. намечено развитие ПХГ, в т.ч. в соляных пластах с увеличением годового отбора в 1,7-2,5 раза (ПХГ в Пермской, Волгоградской, Калининградской обл.). Соотношение мощности ПХГ по отбору к внутреннему потреблению газа должно возрасти до 12-13%, а с учетом обеспечения экспортных поставок до 17-19%. При этом ОАО "Газпром" в перспективе будет участвовать в строительстве ПХГ в Европе, использовать мощности ПХГ в странах СНГ, в результате закачку российского газа за рубежом прогнозируется увеличить на 13-15%, преимущественно в ПХГ Германии.

Первоочередной проблемой газоперерабатывающей промышленности ОАО "Газпром" является технические перевооружения и реконструкция действующих заводов, направления на повышение извлечения ценных компонентов из газа, рост экономической эффективности и экологической безопасности предприятий (Сосногорский, Оренбургский, Астраханский ГПЗ, Сургутский ЗСК, Уренгойский ЗПК).

При благоприятной конъюнктуре внешнего рынка намечается строительство Архангельского завода по производству метанола, предприятий по переработке этана в гг. Новом Уренгое, Череповце.

В результате проводимой политики углубления переработки углеводородных ресурсов намечается рост производства моторного топлива до 3-4,5 тыс.т, серы - вдвое, получение полиэтилена и метанола. 

Утилизация и переработка попутного газа в последние годы снижается, мощности ГПЗ загружены менее чем на 30%. Такое положение является следствием убыточности добычи и продажи попутного газа ГПЗ (стоимость газа вдвое выше цены), около 80% мощностей ГПЗ находится вне сферы влияния нефтяных компаний и реализации конечной продукции не снижает убытков добывающих предприятий. Проблемы утилизации и переработки попутного газа в условиях рынка требуют законодательных решений, которые приняты и реализуются в США и других странах.

Намеченная стратегия развития ресурсной базы, добычи газа, реконструкции и развития газотранспортных и газораспределительных систем, переработки газа, строительства ПХГ требует крупных инвестиций. В первую пятилетку потребность в инвестициях оценивают в 16-17 млрд.долл, в последнюю - 32-35 млрд.долл. (рис. 4.3.3). За весь период инвестиции на функционирование и развитие отрасли составят порядка 90-100 млрд.долл. В то же время в 1999 г. ОАО "Газпром" освоил лишь 3,1 млрд.долл. капитальных вложений, в 2000 г. планируется 2,7 млрд.долл. 

Высокая инерционность производственных процессов в отрасли требует опережения инвестирования как минимум на 5-7 лет сроков ввода месторождений. Потеря темпов освоения производственных программ, вследствие дефицита финансовых ресурсов, привели к снижению добычи газа и негативно скажутся на добыче газа в ближайшую пятилетку. При сохранении сложившихся тенденций финансирования производственных программ дефицит поставок газа над спросом будет увеличиваться, что приведет, в конечном счете, к подрыву энергетической безопасности страны. 

Отказ от реализации крупных производственных программ ОАО "Газпром" приводит к снижению объемов строительно-монтажных работ (СМР), сокращению запуска оборудования, средств автоматизации, контроля и другой техники нового поколения разработанной отечественными производителями. Следовательно негативно сказывается на развитии отечественного машиностроения, использовании квалифицированных кадров.

Намеченная программа развития газотранспортных систем потребует увеличения объемов СМР более, чем в 4 раза к 2020 г., ориентирует отечественные металлургические заводы на производство качественных труб большого диаметра (ввод стана-5000), газоперекачивающих агрегатов нового поколения. ОАО "Газпром" в последние годы проводил программу поддержки отечественных производителей, импортозаменяющую стратегию, работая с более чем 15 конверсионными предприятиями. На Пермском моторном заводе (ПМЗ) Газпром планируется создать компанию по лизингу газоперекачивающих установок для ГПА-16. Однако из-за дефицита финансовых ресурсов программу придется сокращать.

Выход из создавшегося финансового положения в отрасли - в совершенствовании хозяйственных отношений, имеющих целью создание условий для финансовой устойчивости и инвестиционной привлекательности газовых компаний для надежного и эффективного удовлетворения спроса на газ.

Трансформация институциональной структуры отрасли и существующих хозяйственных отношений направлены на:

повышение эффективности и хозяйственной самостоятельности всех субъектов рынка при расширении сфер их деятельности, исходя из коммерческих интересов компаний, в том числе акционерных обществ, входящих в ОАО "Газпром", при сохранении целостности ОАО "Газпром"; 

расширение деятельности независимых производителей и поставщиков газа до 25-30% при условии свободного доступа к ГТС и цивилизованной конкуренции между участниками рынка; 

совершенствование налоговой и ценовой политики, способствующей восстановлению внутренних источников финансирования и привлечению внешних при сохранении экономической независимости и финансовой устойчивости компаний, повышению привлекательности для компании внутреннего рынка газа. В частности, фискальная нагрузка на отрасль на внутреннем рынке должна снизиться с 57 % от объема реализации продукции в 1999 г. до примерно 50 % в 2010 г. и 42-45 % в 2020 г. при росте абсолютных размеров налоговых поступлений в бюджет соответственно на 12-15 и 18-20 %. 

Предпосылки для реализации этих целей должны быть созданы комплексом институционально-хозяйственных мер по совершенствованию структуры отрасли, функций всех субъектов рынка для организации конкурентной среды (вне естественно-монопольных сфер деятельности). Это будет сопряжено в первую очередь с введением отчетности по видам деятельности, с государственным контролем (в частности лицензированием сфер деятельности, соблюдением установленных правил и т.д.). 

Реформирование хозяйственных отношений в отрасли потребует опережающей подготовки и введения нормативно-правовой базы, разработки новых законодательных актов, контрактных отношений субъектов рынка, правил доступа к сетям, методов регулирования естественно-монопольных сфер деятельности и т.д.





3. Развитие сырьевой базы природного газа

Под сырьевой базой понимается совокупность открытых, в том числе и введенных в разработку, а также неоткрытых, но предполагаемых по геологическим критериям и оценкам месторождений, доступных для разведки и освоения при существующих технических средствах.

Газовая промышленность базируется в основном на использовании газов, которые в природе распространены в свободном состоянии и образуют газовые месторождения и залежи, или “газовые шапки” над нефтяными месторождениями. Кроме того, широко используются попутные газы нефтяных месторождений. Естественным резервом развития сырьевой базы этого “традиционного” газа являются залежи газа, приуроченные к плотным низкопроницаемым коллекторам, газ угольных месторождений, газогидраты, воднорастворимые газы и т.д. Ресурсы газа в таких формах распространения изучены слабее и рассматриваются главным образом как база использования на XXI в.

Хотя теоретически возможно открытие газовых скоплений вплоть до глубин 15 - 20 км, реальный глубинный интервал геологоразведочных работ значительно более узок и контролируется состоянием техники и экономики. В большинстве стран, включая Россию, рентабельными являются поиски месторождений на глубинах не ниже 7 км, в США 8 - 9 км. За все годы ведения геологоразведочных работ в мире пробурено не более 200 скважин, превысивших глубину 7 км, и только 4 из них прошли рубеж 9 км. Глубочайшей (9583 м) скважиной нефтяного профиля является скважина Берта-Роджерс, пробуренная в 1974 г. во впадине Анадарко (США) (Кольская скважина глубиной 12,4 км, пробуренная в районе, бесперспек-тивна по нефти и газу).

Вследствие ряда факторов запасы газа на уровне мирового и межгосударст-венного сопоставления нужно рассматривать как приблизительные, определяющие лишь порядок реальных величин. Это обусловлено:

значительными различиями экономических критериев, категорий и систем учета запасов газа в разных странах;

постоянным присутствием фактора “коммерческой тайны” и связанным с этим искажением реальных запасов;

неполнотой учета запасов и недоразведанностью даже открытых месторождений во многих странах Азии, Африки и Латинской Америки, не имеющих собственной развитой газовой промышленности и внешних рынков сбыта газового сырья.

Разведанные запасы классификации СНГ и доказанные запасы классифи-кации США не являются идентичными, их прямое сопоставление при подсчете мировых запасов условно. Наконец, нужно отметить, что в СНГ ведется раздельный учет природного, т.е. не связанного с нефтью, и попутного нефтяного газа, а в составе природного газа учитываются свободный газ чисто газовых месторождений и залежей и газ “газовых шапок” нефтяных месторождений. За рубежом, как правило, такого детального учета запасов газа не ведется, и статистика обычно отражает общие запасы природного и попутного газа.

С учетом изложенного нужно критически оценивать данные о мировых запасах газа, приведенные в табл. 2 [23]. На начало 1992 г. их величина составила 140 трлн. м3, т.е. за последние 30 лет запасы возросли в 7 раз. Наибольший прирост запасов за 1960 - 1991 гг. произошел в СНГ (на 55 трлн. м3) и Иране (на 18 трлн. м3). В настоящее время СНГ (главным образом Россия) и Иран контролируют 53% мировых запасов газа.

Запасы газа отдельных месторождений варьируют от незначительных (непромышленных, полупромышленных) величин до 10,2 трлн. м3 в крупнейшем Уренгойском месторождении в Западной Сибири. За всю историю развития геологоразведочных работ в мире открыто 20 гигантских месторождений с запасами, превышающими 1 трлн м3 в каждом (табл. 21) [23].

Таблица 21

 

Мировые запасы газа

Регионы, страны

1960

1980

1993

 

  

млрд м3

%

млрд м3

%

млрд м3

%

Северная Америка

8287

43,5

10322

12,3

9284

6,4

Канада

663

3,5

2492

3,0

2650

1,,8

Мексика

228

1,2

2195

2,6

1984

1,4

США

7396

38,8

5635

6,7

4650

3,2

Южная и Центральная Америка

1223

6,4

2635

3,1

5779

4,0

Аргентина

123

0,6

623

0,7

752

0,5

Боливия

2

Незначит.

120

0,1

120

0,1

Бразилия

10

Незначит.

53

Незначит.

133

0,1

Венесуэла

946

5,0

1250

1,5

3693

2,5

Колумбия

40

0,2

142

0,2

288

0,2

Тринидад и Тобаго

30

0,2

227

0,3

247

0,2

Прочие страны

72

0,4

220

0,3

546

0,4

Африка

1316

6,9

5923

7,1

9787

6,8

Алжир

1200

6,3

3724

4,5

3650

2,5

Египет

10

Незначит.

84

0,1

436

0,3

Ливия

105

0,6

674

0,8

1300

0,9

Нигерия

-

-

1161

1,4

3400

2,4

Прочие страны

1

Незначит.

280

0,3

1001

0,7

Европа (без СНГ)

468

2,5

4892

5,9

7003

4,9

Великобритания

-

-

718

0,9

610

0,4

Германия

40

0,2

265

0,3

231

0,2

Дания

-

-

105

0,1

197

0,2

Италия

126

0,7

171

0,2

375

0,3

Нидерланды

70

0,4

1596

1,9

1930

1,3

Норвегия

-

-

1314

1,6

2756

1,9

Прочие страны

232

1,2

723

0,9

934

0,6

Ближний и Средний Восток

4861

25,5

18410

22,1

44809

31,3

Ирак

630

3,3

780

0,9

3100

2,2

Иран

1800

9,5

10502

12,6

20700

14,4

Катар

160

0,8

1848

2,2

7079

4,9

Кувейт

995

5,2

1208

1,5

1485

1,0

ОАЭ

-

-

638

0,8

5795

4,0

Саудовская Аравия

1273

6,7

2678

3,2

5250

3,6

Прочие страны

3

Незначит.

756

0,9

1400

1,0

Азия (без СНГ, Ближнего и Среднего Востока)

524

2,8

3971

4,8

10442

7,2

Бруней

12*

Незначит.

218

0,3

400

0,3

Индия

11

Незначит.

270

0,3

400

0,3

Индонезия

56

0,4

765

0,9

3180

2,2

Китай

-

-

735

0,9

1680

1,2

Малайзия

-

-

850

1,0

1926

1,3

Пакистан

425

2,3

453

0,6

780

0,5

Прочие страны

20

0,1

680

0,8

1741

1,2

Австралия и Океания

20

0,1

1023

1,2

952

0,7

В том числе Австралия

12

0,1

850

1,0

516

0,4

Прочие страны

8

Незначит.

173

0,2

436

0,3

Итого по зарубежным странам

16699

87,7

47176

56,5

88086

61,6

СНГ**

2336

12,3

36250

43,5

56000

38,9

Мировой итог

19035

100

83426

100

144086

100

* Бруней и Малайзия совместно.

** Только природный газ.

 

 

Таблица 22

Месторождение

Год открытия

Начальные запасы газа,
трлн. м3

Глубина.  м

Комплекс

Нефтегазоносная провинция

Страна

Уренгойское

1966

10,2

1040-3800

Мел, юра

Западно-Сибирская

Россия

Катар-Норд*

1971

9,5

2470 3000

Пермь

Месопотамская

Катар

Ямбургское

1969

6,1

1000-3400

Мел

Западно-Сибирская

Россия

Канган

1973

4,9

2950-3500

Пермь

Месопотамская

Иран

Бованенковское

1971**

4,4

530-4000

Мел

Западно-Сибирская

Россия

Заполярное

1965**

3,5

1130-3300

Мел

Западно-Сибирская

Россия

Штокмановское*

1988**

3,2

1920-2350

Юра

Баренцевоморская

Россия

Парс*

1967

2,8

2750-3500

Пермь

Месопоттамская

Иран

Астраханское

1976

2,7

3915-4300

Карбон

Прикаспийская

Россия

Медвежье

1967

2,2

1050-3000

Мел

Западно-Сибирская

Россия

ПанхендлХьюготон

1918

2,0

430-1200

Пермь

Пермская

США

Оренбургское

1966

1,9

1800-2000

Пермь

Волго-Уральская

Россия

Тролл*

1979**

1,7

1300-1800

Юра

Североморская

Норвегия

Гронинген

1959

1,65

2300-2800

Пермь

Североморская

Нидерланды

Даумтабад

1982

1,6

2490-3700

Мел

Амударьинская

Туркмения

Донмез Хасси

1956

1,5

1125-2200

Триас

Сахаро-Ливийская

Алжир

Р’Mель Пазенун

1936

1,4

1770-2800

Олигоце-миоцен

Месопотамская

Иран

Карачаганак

1979

1,3

3540-4600

Карбон

Прикаспийская

Казахстан

Харасовейское*

1974

1,2

720-3350

Мел

Западно-Сибирская

Россия

Хангирен

1968

1,0

2400-2600

Юра

Мургабская

Иран

* Море.

** В разработку не введено.

Изменения в структуре сырьевой базы газовой промышленности, связанные с сокращением возможностей открытия крупных месторождений в традиционных районах и геологических объектах, стимулирует выход в новые районы и на новые объекты с использованием в этих целях достижений научно-технического прогресса.

Новым направлением, определяющим современную стратегию геологоразведочных работ на газ, является освоение акватории морей и океанов. Интерес к их изучению растет благодаря научно-техническому прогрессу в производстве оборудования для разведки и разработки морских месторождений. К настоящему времени открыто свыше 2000 морских месторождений с суммарными запасами газа 19 трлн. м3 и нефти около 30 млрд. т.

Россия обладает крупнейшим в мире перспективным шельфом морей, но изучен он неравномерно и значительно слабее, чем в зарубежных странах. Открыто около 50 газовых месторождений, из которых наиболее глубоководным (глубина морского дна 280 - 330 м) является Штокмановское в Баренцевом море.

В целом развитие морских геологоразведочных работ на газ рассматривается как важнейшее перспективное направление, которое может обеспечить длительное функционирование газовой промышленности мира.







4. Основные закономерности энергопотребления в мире и роль нефтегазового комплекса в выходе России из системного экономического кризиса

В условиях глубочайшего системного кризиса, который переживает наша страна, поиск путей выхода из него, создание достойных условий жизни для многих миллионов жителей России, возвращение ей былого могущества и авторитета великой державы является поистине национальной сверхпроблемой. Простых решений здесь нет.

Нельзя обеспечить достойный уровень жизни населения, не развивая все отрасли экономики, не создавая валовой внутренний продукт (ВВП). Но всякое производство требует затрат энергии. Это Великий и Вечный Закон Природы - закон сохранения энергии. Создавая новые машины и технологии, человек может с ограничениями, накладываемыми термодинамикой, увеличить лишь до определенного предела коэффициент их полезного действия, иными словами - эффективность использования энергии. Сколько и какой энергии нужно России, чтобы, продуктивно ее используя, решить перечисленные выше задачи, - вот главный вопрос, ответ на который мы искали.

Глобальные закономерности производства ВВП и энергопотребления 

В 1975 г., выступая на научной сессии, посвященной 250-летию Академии наук СССР с докладом "Энергия и физика", академик П.Л.Капица одним из первых обратил внимание на установленную Д.Х.Мидовс и др. несколькими годами ранее сильную линейную корреляционную зависимость ВВП в отдельных странах от потребления энергии. Используя данные ООН и Всемирного Банка реконструкции и развития, они на материалах 1968 г. показали, что между этими величинами в пределах естественной флюктуации существует сильная линейная зависимость. На графике 1

 

воспроизведена зависимость, рассмотренную П.Л.Капицей, пересчитав потребление энергии на душу населения в тонны условного топлива (т условного топлива), а ВВП - в доллары США в системе постоянных цен 1993 г. Обсуждая эту зависимость, Капица сделал вытекающий из нее с очевидностью вывод: "Если люди будут лишаться энергетических ресурсов, их материальное благосостояние будет падать". 

Представляло интерес выявить, действует ли эта же закономерность в конце XX в. Соответствующий анализ выполнен в ИГНГ СО РАН для 1995 г. (график. 2). 

Он показал, что за истекшие, без малого, три десятилетия потребление энергии на душу населения во всех странах существенно выросло и одновременно произошла резкая дифференциация стран по эффективности использования энергии. Под эффективностью использования энергии мы понимаем производство ВВП в долларах США на единицу используемой энергии в тоннах условного топлива.

В настоящее время все страны разделились, как минимум, на пять групп. В первую входят Швейцария, Дания, Япония, Австрия, ФРГ и Франция. Их отличает исключительно высокий уровень ВВП на душу населения при умеренном использовании энергии. Важно заметить, что все эти страны не располагают собственными сколько-нибудь значительными ресурсами нефти и газа и вынуждены развивать высокотехнологичные производства, не требующие больших затрат энергии.

Вторую группу образуют такие страны, как Испания, Израиль, Италия, Великобритания, Швеция, Нидерланды и др. На графике. 2 линия регрессии, которая описывает эффективность потребления энергии в этих странах, - самая верхняя. Вторая линия регрессии, расположенная ниже, в точности совпадает с линией, которая имела место в 1968 г. На ней располагаются такие страны, как Аргентина, Греция, Южная Корея, Австралия, Норвегия и др. Назовем эти страны группой III. Особняком среди них стоят США и Канада. США располагаются между первой и второй линиями регрессии, а Канада по эффективности энергопотребления существенно отстает от стран группы III. Заметим, что в группах II и III многие страны (Канада, Норвегия, США, Австралия, Великобритания) являются крупными производителями топливно-энергетических и других ресурсов, но наряду с сырьевыми отраслями в них исключительно высоко развиты и другие секторы экономики.

Самая нижняя линия регрессии на графике 2 описывает эффективность потребления энергии в развивающихся странах, которые образуют группу IV. В их число входят Венесуэла, Индонезия, Иран, Ирак, Мексика, Филиппины. Для этой группы стран характерно крайне неэффективное использование энергии, при котором рост энергопотребления на душу населения не ведет или ведет к очень медленному росту ВВП. В группу IV входят многие страны, основу экономики которых составляет продукция топливно-энергетического комплекса.

Наконец, группу V, не представленную на данном рисунке, образуют страны, которые потребляют на душу населения крайне мало энергии и, как следствие, производят мало ВВП. Некоторые из этих стран, например, Китай, располагают огромным населением и в силу этого для повышения его занятости вынуждены интенсивно использовать человеческий труд, то есть не учитываемую явным образом в энергетическом балансе мускульную энергию человека. По тенденции роста ВВП с ростом потребления энергии часть из стран группы V тяготеет к группе III (Гватемала, Коста Рика, Парагвай и др.), большинство же к группе IV (Алжир, Египет, Пакистан и др.).

Из проведенного рассмотрения можно сделать два важных вывода:

большинство развитых стран в последние десятилетия увеличивали не только количество потребляемой энергии, но и эффективность ее использования; 

наличие в стране сырьевых, а также ресурсо- и энергоемких отраслей промышленности (металлургия, химия и др.) снижает эффективность использования энергии. 

Это проявляется не только на примере стран, ориентированных исключительно на производство и продажу сырья, но даже на примере высокоразвитых стран, таких, как США, Канада, Великобритания и др. При высочайшем уровне технологий они, тем не менее, уступили по эффективности использования энергии при создании ВВП странам первой группы.

Анализ изменений в российской экономике на фоне мировых тенденций 

Рассмотрим изменение эффективности энергопотребления в России за последние тридцать лет. На графике. 3  показаны изменения ВВП, потребления энергии на душу населения и эффективности использования энергии в России (РСФСР), начиная с 1968 г. Из графика. 3 видно, что до 1991 г. ВВП на душу населения и потребление энергии на душу населения в России непрерывно росли. 

В 1991 г. началось обвальное падение этих макропоказателей. Кривая изменения эффективности использования энергии в России позволяет более детально дифференцировать новейшую историю экономики России и показывает ее четкую зависимость от политической истории. Эффективность использования энергии в России (РСФСР) непрерывно росла.

В 1985 г. была начата так называемая перестройка. Осуществленные при этом мероприятия, которые были призваны "ускорить" развитие экономики страны, на деле привели к медленному, волнообразному падению эффективности энергопотребления. В итоге по этому показателю страна "вернулась" в середину 70-х годов. Вторая переломная точка на этой кривой - 1991 г. - точно совпадает с датой распада Советского Союза и начала "реформ", в результате которых по эффективности энергопотребления Россия оказалась отброшена на уровень начала 50-х годов!

Динамика изменения ВВП и энергопотребления на душу населения в России на фоне мировых тенденций показана на графике. 2. Видно, что в 1968-1985 гг. Россия находилась среди развитых стран группы III, уверенно наращивая ВВП и энергопотребление при одновременном росте его эффективности. В 1985 г. по эффективности энергопотребления Россия немного уступала США, Австралии и Норвегии, но превосходила Канаду. В 1986-1990 гг., продолжая оставаться в этой группе стран и наращивая энергопотребление, Россия снизила темп прироста ВВП. И, наконец, в 1991 г. началось очень быстрое падение ВВП, которое по темпам опережало падение энергопотребления. В итоге уже в 1994 г., всего за четыре года(!), Россия оказалась среди самых отсталых стран, объединенных в группу IV, и продолжает снижать ВВП и энергопотребление на душу населения. Эффективность энергопотребления в 1998 г. по сравнению с 1985 г. снизилась более чем в 2,5 раза.

Подобное изменение параметров системы в физике называют гистерезисом (от греческого histeresis - отставание, запаздывание), а саму траекторию движения системы - петлей гистерезиса. Показанную на рис. 2 траекторию экономического развития России справедливо будет назвать петлей гистерезиса российской экономики...

Концепция долгосрочного развития экономики России и ее топливно-энергетического комплекса 

Как видно из изложенного выше, производство энергии и эффективное ее потребление являются важнейшими и необходимыми условиями подъема экономики России и ее интеграции в экономику мировую.

При известных численности населения и тенденциях ее изменения целевыми параметрами, с помощью которых может быть описана траектория социально-экономического развития, являются ВВП на душу населения и эффективность энергопотребления. Если эти параметры заданы, легко оценить необходимый уровень производства энергии на душу населения и в стране в целом.

С использованием разработанной в ИГНГ СО РАН системы математического моделирования макроэкономических процессов в стране, включая топливно-энергетический комплекс, было рассмотрено большое число сценариев изменения ВВП, энергопотребления и добычи углеводородных и неуглеводородных энергоносителей в России.

В моделях в качестве начальных условий принято, что к 2000-2001 гг.:

удастся переломить падение производства и начнутся восстановление и подъем реальной экономики; 

ВВП на душу населения будет равен 4500 долларов США (в ценах 1993 г.); 

эффективность энергопотребления составит 774 доллара (1993 г.)/т условного топлива. 

сохранится фактически достигнутая в настоящее время структура баланса потребления энергоносителей. 

Система моделирования предусматривает введение ряда ограничений на возможные сценарии. К их числу относятся ограничения на вероятные темпы роста ВВП, темпы роста эффективности энергопотребления, ресурсные и технологические ограничения на возможности роста добычи нефти, газа, угля и изменение структуры энергопотребления и т.п.

Ресурсные ограничения. Ресурсные ограничения были введены в агрегированном виде. Они учитывают не только ресурсы и разведанные запасы горючих полезных ископаемых в недрах страны, но и рентабельность их разработки при современных или будущих технологиях, удаленность от существующих центров добычи и трубопроводных систем, возможности ввода в разработку к определенному сроку (капиталовложения, сроки их окупаемости, рентабельность) и т.п.

При построении конкретной системы ограничений на сценарии развития экономики было учтено современное состояние сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности.

В частности, анализ показывает, что в настоящее время значительная часть запасов нефти, которые находятся на балансе компаний, имеет неблагоприятную структуру. Так, по оценкам Минтопэнерго России, только 20% разведанных запасов позволяют обеспечить дебиты скважин более 25 т в сутки, более 50% запасов обеспечивают дебиты менее 10 т в сутки. Средний дебит по нефтяным компаниям России составил в 1999 г. около 7,3 т. При существующем режиме недропользования (состояние технологий поиска, разведки, разработки месторождений, транспортировки и реализации нефти и нефтепродуктов, уровень и структура налогообложения, включая таможенное законодательство), по оценкам ИГНГ СО РАН, рентабельны для ввода в разработку лишь месторождения, дебиты нефти на которых превышают 20-30 т в сутки. Для сравнения укажем, что в США средний дебит скважин составляет около 1,5 т в сутки, и эксплуатация таких скважин рентабельна! Для создания экономических предпосылок вовлечения в разработку запасов основной массы месторождений необходимы меры по снижению стоимости и повышению производительности труда в глубоком бурении, снижению стоимости промыслового и бурового оборудования, транспортировки нефти, интенсивное внедрение современных высокопроизводительных технологий, с одной стороны, и существенная реформа системы недропользования, в том числе, налогового законодательства в отношении недропользования, поиска, разведки, добычи и транспортировки нефти, газа и угля, с другой. Целевое уменьшение налогового бремени на нефтегазовый комплекс при рационализации структуры налогообложения, ее дифференциации по условиям и этапам освоения позволит уже в среднесрочной перспективе получить мультипликативный эффект для роста всего нефтегазового комплекса и всей экономики, даст возможность интенсивнее осваивать новые месторождения, применять новые технологии, которые могут существенно увеличить дебиты скважин, повысить коэффициент извлечения и т.п. Все это расширит налогооблагаемую базу и, в конечном счете, поступления в бюджет.

В условиях реально работающей экономики топливно-энергетический комплекс должен превратиться из донора бюджета лишь в один из многих, но важный источник его наполнения.

При построении конкретных моделей были рассмотрены два уровня ограничений на максимальную добычу нефти с учетом радикальной (1) или консервативной (2) реформ системы недропользования, включая налоговое законодательство. В первом случае оценки возможных уровней добычи нефти, естественно, более оптимистичны. Назовем такие ограничения "мягкими".

Согласно полученным таким образом ограничениям, добыча нефти в России в 2030 г., с учетом освоения новых месторождений, может превысить 500 млн т и приблизиться к 600 млн т в год. В реальных расчетах были, тем не менее, приняты значительно более низкие уровни максимально возможной добычи нефти при "мягких" ограничениях - до 395- 415 млн т в год.

Однако и эти ограничения многие специалисты нефтегазового комплекса могут посчитать излишне оптимистическими. В связи с этим был рассмотрен еще один уровень ограничений, которые не предполагают серьезной реформы налогового законодательства и учитывают реальную ситуацию, складывающуюся на сегодня в нефтегазовом комплексе. Согласно принятым в этих предположениях ограничениям, добыча нефти в 2010 г. не будет превышать 280-290, в 2020 г. - 255-265 и в 2030 г. - 235-245 млн т. Назовем такие ограничения "жесткими".

Благодаря надежной сырьевой базе ограничения по добыче газа во всех вариантах менее жесткие. Они приняты на уровне 885-915 млрд м3 в год.

Ограничения по темпам роста ВВП. Оценки показывают, что если принять за начало подъема российской экономики 2000 г., что в нынешней ситуации выглядит, вероятно, излишне оптимистическим, то Россия вернется к уровню ВВП на душу населения, достигнутому в РСФСР в 1989 г., при росте ВВП на 2% в год - в 2069 г., на 3% в год - в 2049 г., на 5-7% в год - в 2027-2035 гг.!

Следует признать, что уровень годового прироста ВВП в 2-3% не может обеспечить приемлемых темпов достижения народами России достойного уровня жизни и отодвигает решение этой проблемы в лучшем случае на вторую половину или даже на последние десятилетия XXI в. Заметим, что это обстоятельство начали осознавать многие политические партии в России. Так, предвыборные программы ряда партий указывают на необходимость обеспечить долгосрочный устойчивый рост ВВП на уровне 4-6% в год, а избирательное объединение "Коммунистическая партия Российской Федерации" даже 7-12% в год! При этом необходимые условия, при которых возможны такие темпы роста ВВП, как правило, не обсуждаются.

При оценке максимального реально достижимого темпа годового прироста ВВП необходимо иметь в виду, что в Японии, например, в 1961-1968 гг. он составлял 9,9%, в этот же период в СССР он был равен 5,8%, в 1969-1978 гг. варьировал в интервале 5,0-7,5%, а в Китае уже более 20 лет, с 1988 по 1999 г. (исключая 1998 г.), годовой прирост ВВП превышает 10%.

Представляется вполне реальным принять для долгосрочной программы ожидаемые темпы годового прироста ВВП на уровне 5-8%. Подчеркнем, что даже при таких темпах роста Россия достигнет ВВП на душу населения, который имел место в 1989 г., в лучшем случае в конце третьего десятилетия XXI века. Обещать населению России в ближайшие годы западноевропейский или американский уровень жизни - это значит обманывать его в который раз!

Ограничения по росту эффективности энергопотребления. Россия не может отказаться ни сегодня, ни в обозримом будущем от развития собственных отраслей горной промышленности, металлургии, нефтепереработки и нефтехимии. Кроме того, учитывая реальные природно-климатические условия, Россия должна тратить огромную массу энергетических ресурсов (по некоторым оценкам, до 30%) на отопление. Поэтому, даже при использовании в энергетике, в промышленности, на транспорте, в сельском и коммунальном хозяйстве, а также в других важных секторах экономики наиболее эффективных по потреблению энергии и энергосберегающих технологий, изменении структуры экономики, рационализации использования энергии Россия не может (и не должна) достичь эффективности энергопотребления, которая имеет место в наиболее развитых европейских странах или в Японии. Примеры США, Канады, Норвегии, Великобритании - лишнее тому подтверждение. Эффективность энергопотребления в 1995 г. была равна в США 2,3 доллара (в ценах 1993 г.) ВВП на кг условного топлива, в Австралии - 2,2, в Норвегии - 2,1, в Канаде 1,4 доллара (1993 г.) ВВП на кг условного топлива.

В 1968-1995 гг. на каждый дополнительно используемый кг условного топлива США увеличивали ВВП на 2,8 доллара, Австралия - 2,0 доллара, Норвегия - 1,9 доллара, Канада - 1,1 доллара, Россия (1968-1985 гг.) - 2,2 доллара. В странах группы I, описанной выше, показатель эффективности использования дополнительной энергии был выше и составлял 4,5 - 8,5 доллара на кг условного топлива.

Из проведенного рассмотрения очевидно, что единственно приемлемыми для России вариантами долгосрочного социально-экономического развития являются такие, которые позволяют в исторически короткие сроки:

достичь и превзойти уровень ВВП на человека в год, который имел место в России (РСФСР) в 1989 г., при одновременном изменении структуры ВВП; 

достичь и превзойти уровень эффективности использования энергии, который имел место в России (РСФСР) в 1989 г. 

Достижение этих целей означает возвращение России к модели энергопотребления, характерной для развитых стран, располагающих собственными энергетическими ресурсами.

Количественно такие цели развития можно сформулировать следующим образом.

	Обеспечить в ближайшей перспективе устойчивый рост ВВП на душу населения на уровне 5-8% в год. 

	Увеличить эффективность потребления энергии к 2030 г. до 1900-2100 долларов (1993 г.) за т условного топлива. 

	Довести ВВП на душу населения к 2030 г. до 15000-19000 долларов (1993г.)/чел., что отвечает современному уровню таких стран, как Великобритания, Италия, Канада, Австралия. 

Возможный диапазон траекторий развития для достижения этих целей показан в виде пунктирных линий на графике. 2.

Обеспечить такие уровни роста ВВП и эффективности энергопотребления достаточно сложно, но, учитывая, что нижний предел Россия уже имела до кризиса, представляется, что на базе использования лучших отечественных и мировых технологий достижение этих целей к 2030 г. или несколько ранее вполне возможно.

В сценариях принято, что их реализация будет на 60-80% достигнута благодаря росту эффективности энергопотребления. Существенное повышение эффективности энергопотребления должно быть обеспечено за счет перевода электроэнергетики на газотурбинные станции, коренной реконструкции и модернизации промышленности и сельского хозяйства, существенного энергосбережения в коммунальном хозяйстве, промышленном и жилищном строительстве, применения новейших технологий и оборудования, внедрения энергосберегающих систем.

Оценки показывают, что в этих предположениях потребление энергии в Российской Федерации составит в 2000 г. 905-930 млн т условного топлива, в 2010 г. - 990-1050 млн т условного топлива, в 2020 г. - 1100-1190 млн т условного топлива и в 2030 г. - 1130-1400 млн т условного топлива.

Таким образом, при реализации предлагаемой концепции ВВП на душу населения за первые три десятилетия XXI в. возрастет в 3,3-4,2 раза, эффективность энергопотребления - в 2,4-2,7 раза и потребление энергии - в 1,3-1,5 раза.

В сценариях предусмотрено, что:

на весь период до 2030 г. нефть и газ останутся доминирующими энергоносителями, на долю которых и в 2030 г. будет приходиться свыше 70% производимой энергии, хотя по естественным ограничениям некоторое снижение роли нефти в балансе произойдет (табл. 1); 

в зависимости от выбора вариантов ресурсных ограничений в прогнозах будут иметь место стабилизация либо существенное увеличение доли газа и соответственно снижение доли нефти в энергетическом балансе; роль нефти в топливно-энергетическом балансе уменьшится, что снизит потребность в мазутах и сделает абсолютно необходимыми более глубокую переработку нефти и дальнейшее развитие нефтехимии; 

при "жестких" ограничениях на добычу нефти произойдет некоторое увеличение роли угля или ядерной энергии в энергетическом балансе; рассмотрено два крайних варианта - с "угольной" или "ядерной" ориентацией энергетических балансов. Естественно, могут быть реализованы и любые промежуточные варианты; 

учитывая значительный внешний долг, экономические и геополитические интересы России как в Европе, так и в Азиатско-Тихоокеанском регионе, значительные объемы экспорта нефти, нефтепродуктов и газа сохранятся в течение всего рассматриваемого периода (табл. 2). Прогноз объемов экспорта нефти, нефтепродуктов и газа следует рассматривать как некоторые оценки сверху, которые могут быть понижены с учетом реально складывающейся ситуации в нефтяной и газовой промышленности, а также спроса и цен на мировом рынке, но которые вряд ли можно превзойти. Понятно, что при снижении объемов экспорта в рамках рассматриваемых сценариев следует предусмотреть соответственно снижение общих объемов добычи нефти и газа. 

Табл. 23. Прогноз структуры топливно-энергетического баланса в России в 2000 и в 2030 гг., % 

Параметры

2000 г.

2030 г.

Нефть:





при "жестких" ограничениях на добычу

23-24 

15-18 

при "мягких" ограничениях на добычу 

23-24 

23-24 

Газ: 





при "жестких" ограничениях на добычу нефти 

50-51 

55-58 

при "мягких" ограничениях на добычу нефти 

50-51 

51-53 

Уголь ("угольная" ориентация): 





при "жестких" ограничениях на добычу нефти 

18-19 

22-24 

при "мягких" ограничениях на добычу нефти 

18-19 

20-21 

Уголь ("ядерная" ориентация): 





при "жестких" ограничениях на добычу нефти 

18-19 

19-20 

при "мягких" ограничениях на добычу нефти 

18-19 

19-20 

Атомная энергия ("угольная" ориентация): 





при "жестких" ограничениях на добычу нефти 

3,7-4,1 

2,2-2,9 

при "мягких" ограничениях на добычу нефти 

3,7-4,1 

2,2-2,8 

Атомная энергия ("ядерная" ориентация): 





при "жестких" ограничениях на добычу нефти 

3,7-4,1 

5,4-5,7 

при "мягких" ограничениях на добычу нефти 

3,7-4,1 

3,0-3,1 

Гидроэнергия 

2,1-2,3 

1,3-1,6 

Для достижения сформулированных выше долгосрочных целей необходимо реализовать следующие уровни деятельности ТЭК.

Нефтяная промышленность. Возможны два крайних варианта развития нефтяной промышленности - с возрастающей и падающей добычей (табл. 24, рис. 5). 

Табл. 24. Прогноз уровней добычи (производства) и экспорта основных энергоносителей Россией в 2000-2030 гг.

Параметры 

Добыча (производство) 

Экспорт 



2000 г. 

2010 г. 

2020 г. 

2030 г. 

2000 г. 

2010 г. 

2020 г. 

2030 г. 

Первичная энергия, всего, млн т условного топлива 

1385-1450 

1620-1815 

1730-1990 

1740-2210 

480-520 

520-650 

520-700 

520-700 

Нефть, млн т: 

 

 

 

 

 

 

 

 

при “жестких” ограничениях на добычу 

289-305 

280-290 

255-265 

235-245 

160-170 

125-135 

100-110 

85-95 

при “мягких” ограничениях на добычу 

289-305 

335-345 

365-380 

395-415 

160-170 

175-185 

190-200 

190-200 

Газ, млрд м3:

 

 

 

 

 

 

 

 

при “жестких” ограничениях на добычу нефти

585-615 

710-765 

800-875 

835-915 

200-210 

285-300 

305-325 

305-325 

при “мягких” ограничениях на добычу нефти 

585-615 

630-675 

715-810 

770-885 

200-210 

285-300 

305-325 

305-325 

Уголь, млн т (“угольная” ориентация): 

 

 

 

 

 

 

 

 

при “жестких” ограничениях на добычу нефти 

236-248 

260-275 

305-325 

375-490 

20-30 

20-30 

20-30 

20-30 

при “мягких” ограничениях на добычу нефти 

236-248 

255-270 

295-320 

350-435 

20-30 

20-30 

20-30 

20-30 

Уголь, млн т (“ядерная” ориентация):

 

 

 

 

 

 

 

 

при “жестких” ограничениях на добычу нефти 

236-248 

255-265 

300-320 

335-435 

20-30 

20-30 

20-30 

20-30 

при “мягких” ограничениях на добычу нефти 

236-248 

245-260 

290-310 

320-420 

20-30 

20-30 

20-30 

20-30 

Атомная энергия, млрд кВт*ч (“угольная” ориентация): 

 

 

 

 

 

 

 

 

при “жестких” ограничениях на добычу нефти 

110-120 

нет данных 

нет данных 

110-120 

нет данных 

нет данных 

нет данных 

0-10 

при “мягких” ограничениях на добычу нефти 

110-120 

нет данных 

нет данных 

110-120 

нет данных 

нет данных 

нет данных 

0-10 

Атомная энергия, млрд кВт*ч (“ядерная” ориентация): 

  

  

  

  

  

  

  

  

при “жестких” ограничениях на добычу нефти 

110-120 

нет данных 

нет данных 

213-250 

нет данных 

нет данных 

нет данных 

0-10 

при “мягких” ограничениях на добычу нефти 

110-120 

нет данных 

нет данных 

134-152 

нет данных 

нет данных 

нет данных 

0-10 

Гидроэнергия, млрд кВт*ч 

150-160 

160-170 

170-180 

170-180 

0-10 

0-10 

0-10 

0-10 

В случае коренной реформы налогового законодательства и реализации "мягких" ограничений на добычу нефти она должна быть доведена к 2030 г. до 395-415 млн т, при этом экспорт нефти и нефтепродуктов может достичь 190-200 млн т в 2020-2030 гг.

Рис. 5. Возможные уровни добычи нефти в России на период до 2030г. 



В случае реализации "жестких" ограничений на добычу нефти она составит в 2030 г. 235-245 млн т, экспорт нефти и нефтепродуктов может быть 100-110 млн т в 2020 г. и при снижении до 85-95 млн т в 2030 г.

Прогноз необходимых для достижения целей концепции уровней добычи нефти по макрорегионам России показан в табл. 25.

Естественно, при определенных условиях может быть реализован и любой, промежуточный между этими двумя крайними, вариант.

В случаях, если состояние спроса на мировом рынке, мировые цены на нефть и нефтепродукты не позволят или сделают нецелесообразным достижение уровней экспорта, рассмотренных выше как оценка сверху, объем добычи нефти должен быть сокращен без уменьшения внутреннего потребления.

При формировании ограничений в предположении радикальной реформы системы недропользования для Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции были рассмотрены проекты добычи нефти на месторождениях, находящихся в разработке, возможности увеличения добычи за счет ввода в эксплуатацию законсервированных скважин, а также возможные схемы ввода в разработку новых месторождений и с учетом этого определены предельно достижимые уровни добычи нефти. Предполагается, что средства, полученные от снижения налогового бремени, при принятии соответствующих механизмов стимулирования инвестиций будут направлены на ввод в разработку новых месторождений и их обустройство, внедрение современных технологий, оборудования и т.п.

В сценариях развития нефтяной промышленности принято, что в 2000-2010 гг. будет начато создание центров по добыче нефти и газа в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия), что крайне важно для обеспечения нефтепродуктами этих регионов, улучшения экологической обстановки и активного выхода России на Азиатско-Тихоокеанский энергетический рынок.

Для европейских районов России и шельфа российских морей учтен ввод в разработку месторождений Тимано-Печорской провинции, в том числе на шельфе Баренцева моря, месторождений на шельфе Охотского моря вблизи Сахалина.

Газовая промышленность. В случае реализации "мягких" ограничений на добычу нефти добыча газа должна быть доведена к 2030 г. до 770-785 млрд м3, при этом экспорт газа может достичь 305-325 млрд м3 в 2020-2030 гг. (табл. 24, рис. 6). Предполагается, что помимо Европейского, газ будет поставляться на Азиатско-Тихоокеанский энергетический рынок.

В случае реализации "жестких" ограничений на добычу нефти добыча газа составит в 2030 г. 835-915 млрд м3, при этом экспорт газа следует ограничить теми же объемами, что и в случае "мягких" ограничений.

Прогноз необходимых для достижения целей концепции уровней добычи газа по макрорегионам России показан в табл. 25.

Табл. 25. Прогноз уровней добычи нефти и газа по регионам России в 2000-2030 гг. 

Параметры и годы 

Западная Сибирь 

Восточная Сибирь и Дальний Восток 

Европейские районы РФ 

Шельф Баренцева и Охотского морей, Обская и Тазовская губы 

Нефть, млн т:

 

 

 

 

при "жестких" ограничениях на добычу

 

 

 

 

2000 г.

205-210

0-1

98-100

0-0,5

2010 г.

200-204

6-7

72-77

12-15

2020 г.

172-177

25-29

46-55

15-20

2030 г.

155-163

30-36

37-42

15-20

при "мягких" ограничениях на добычу

 

 

 

 

2000 г. 

205-210

0-1

98-100

0-0,5

2010 г. 

237-243

7-8

87-92

12-15

2020 г.

251-255

36-42

67-73

15-20

2030 г. 

261-272

50-60

61-71

15-20

Газ, млрд м3:

 

 

 

 

при "жестких" ограничениях на добычу нефти

 

 

 

 

2000 г. 

540-565

4-5

40-45

нет данных

2010 г. 

600-640

45-50

35-40

30-35

2020 г. 

610-645

80-85

35-40

76-105

2030 г. 

620-650

95-100

35-40

95-125

при "мягких" ограничениях на добычу 

 

 

 

 

2000 г. 

540-565

4-5

40-45

нет данных

2010 г.

532-565

40-44

31-35

27-31

2020 г.

549-586

72-77

31-37

68-95

2030 г. 

565-607

87-93

32-37

87-117

Естественно, как и для нефти, может быть реализован и любой, промежуточный между этими двумя крайними, вариант. Как и для нефти, предложенные в табл. 24 уровни экспорта газа необходимо рассматривать как ограничения сверху, конкретная их величина должна определяться потребностями рынка, состоянием инвестиций и геополитическими интересами России.

Программа развития газовой промышленности должна предусматривать устойчивую на длительный срок деятельность и развитие Западносибирско-Европейской системы газодобычи и газообеспечения, продолжение газификации европейских районов России, газификацию Юга Сибири и выход России на Азиатско-Тихоокеанский энергетический рынок.

В Западной Сибири важнейшими задачами являются ввод в разработку Заполярного месторождения, а в среднесрочной перспективе - месторождений полуострова Ямал.

Важнейшим элементом стратегии развития газовой промышленности в Европейской части России должен стать ввод в разработку Штокмановского месторождения в Баренцевом море.

Необходимо в ближайшие годы ускоренными темпами завершить разведку и начать разработку гигантских Ковыктинского и Чаяндинского газовых и Юрубчено-Тохомского и Верхнечонского газонефтяных месторождений, сформировать и начать реализовывать программу создания новых крупных центров добычи нефти и газа в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия), интенсивно осваивать месторождения на сахалинском шельфе.

В рамках программы освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) необходимо обратить особое внимание на проблему выделения, сохранения и реализации гелия, который содержится в этих газах в уникальных концентрациях. Прогнозные оценки показывают, что за пределами 2007-2010 гг. на мировом рынке будет ощущаться острый недостаток гелия, и Россия может стать крупнейшим экспортером этого стратегически важного сырья.

Угольная промышленность. Общий рост энергопотребления в стране при подъеме экономики и росте ВВП требует даже при сохраняющейся определяющей роли нефти и газа в энергетическом балансе одновременного роста добычи угля. Было рассмотрено две ориентации в энергетической стратегии.

Первая. Назовем ее условно "угольной", когда весь необходимый прирост энергопотребления неуглеводородных энергоносителей будет осуществлен за счет угля, а производство энергии атомными и гидроэлектростанциями по абсолютной величине останется на прежнем уровне. Вторую ориентацию в стратегии развития энергетического баланса назовем "ядерной". В рамках сценариев этой ориентации производство электроэнергии атомными станциями и роль ядерной энергии в энергетическом балансе возрастают.

При "угольной" ориентации энергетической стратегии и "мягких" ограничениях на добычу нефти добыча угля в пересчете на каменный уголь должна быть доведена в 2030 г. до 350-435 млн т, при "жестких" ограничениях на добычу нефти потребность в угле будет еще больше. Его добыча должна составить в 2030 г. 375-490 млн т (табл. 24).

При "ядерной" ориентации энергетической стратегии потребность в угле будет несколько меньше: при "мягких" ограничениях на добычу нефти добыча угля должна быть доведена в 2030 г. до 320-420 млн т, при "жестких" - потребность в угле в 2030 г. будет 335-435 млн т (табл. 24).

Выполненные оценки показывают, что при любых вариантах энергетической стратегии России на первые десятилетия XXI в. потребность в угле будет возрастать. В качестве примера укажем, что в 1996 г. добыча товарного угля составляла в Китае - 1397 млн т, в США - 959 млн т, в Австралии - 270 млн т, в ЮАР - 220 млн т, в Германии - 240 млн т. Важно также иметь в виду, что во многих странах роль угля в производстве энергии весьма значительна. Так, в Китае уголь составляет 76,4% в энергетическом балансе, в Австралии - 39,3%, в Германии - 28,4%, в США - 22,6%, в Великобритании - 20,9%.

В связи с этим положение в угольной промышленности России вызывает большую тревогу. В 1990-1994 гг. добыча угля уменьшалась более чем на 30 млн т ежегодно, в 1995-1997 гг. сокращение достигало 12 млн т в год. В 1998 г. падение добычи угля составило 13 млн т, при этом объем добычи был 232 млн т, что почти на 200 млн т меньше, чем в 1988 г. (425,5 млн т).

Обращает на себя внимание, что реструктуризация отрасли и закрытие многочисленных шахт осуществляются не на основе тщательного анализа конкретной ситуации отечественными экспертами, а под "диктовку" Всемирного Банка реконструкции и развития, который определяет не только перечень закрываемых шахт, но и сроки прекращения их деятельности. По существу, эти рекомендации направлены на дальнейшее резкое сокращение добычи угля в стране, а также окончательное вытеснение российского угля с мирового рынка, что не соответствует национальным интересам страны. С 1997 г. в России приостановлено строительство 11 прогрессивных угольных объектов, полностью разрушена единая система управления угольной промышленностью. Если эта тенденция сохранится, то, располагая огромными ресурсами и запасами угля, Россия сократит его роль в энергетическом балансе до недопустимо низкого уровня, который не будет обеспечивать необходимые темпы роста энергопотребления.

В стране отсутствует долгосрочная программа возрождения угольной промышленности.

Атомная промышленность. При "угольной" ориентации энергетической стратегии на весь период до 2030 г. производство электроэнергии сохранится на уровне 110-120 млрд кВт*ч. При "ядерной" ориентации энергетической стратегии и "мягких" ограничениях на добычу нефти производство электроэнергии атомными станциями составит в 2010 г. 114-125, в 2020 г. 123-124 и в 2030 г. 134-152 млрд кВт*ч. При "жестких" ограничениях на добычу нефти производство электроэнергии атомными станциями составит в 2010 г. 129-139, в 2020 г. 165-172 и в 2030 г. 213-250 млрд кВт*ч (табл. 2). Напомним, что одобренная правительством РФ в июле 1998 г. "Программа развития атомной энергетики Российской Федерации на 1998-2005 гг. и период до 2010 г." предусматривает уже в 2010 г. довести производство электроэнергии атомными электростанциями до 150-170 млрд кВт*ч в год. Известно, что в настоящее время выработка электроэнергии атомными электростанциями составляет 13% от общего объема выработки электроэнергии в стране. Программа правительства провозглашает, что к 2030 г. возможно увеличение в балансе электроэнергопроизводства доли электроэнергии, вырабатываемой ядерными источниками, до 20-30%. Правительство оценивает перспективы развития атомной энергетики даже более оптимистично, чем это предложено выше.

Рис. 6. Необходимые уровни добычи газа в России на период до 2030 г. (млрд. куб. м)



Следует иметь в виду, что сохранение и развитие атомной энергетики - это не только необходимая мера для сбалансированного развития энергетики, но и путь к сохранению уникальных научных и технологических достижений в ряде секторов экономики, сохранения выдающихся научных и инженерных кадров, работающих в этой отрасли. Утрата этих достижений, потеря научных и инженерных кадров нанесет непоправимый ущерб процессу перехода российской экономики на технологический уровень XXI в.

Гидроэнергетические ресурсы. В рамках настоящей работы проблемы развития гидроэнергетики специально не рассматривались, и уровень потребления электроэнергии, производимой гидростанциями, определен по остаточному принципу (табл. 23, 24). Однако на действующих и строящихся ГЭС гидроэнергетический потенциал России используется только на 23,4%. Россия располагает значительными возможностями для увеличения производства электроэнергии гидростанциями.

Воспроизводство минерально-сырьевой базы горючих полезных ископаемых. При реализации описанных выше сценариев развития нефтяной, газовой и угольной промышленности накопленная добыча нефти за 2001-2030 гг. составит 8,1-10,9 млрд т, газа - 20,0-21,5 трлн м3, угля - 9,8-11,0 млрд т. Для обеспечения устойчивого развития энергетики России за пределами 2015-2030 гг. необходим постоянный стабильный прирост запасов горючих полезных ископаемых. Он должен составлять в течение всего тридцатилетия по нефти не менее 400 млн т, по газу - не менее 900 млрд м3, по углю - не менее 350 млн т в год. Состояние прогнозных ресурсов углеводородов в стране делает такие приросты разведанных запасов вполне реальными.

Главная проблема состоит в том, что геологоразведочные предприятия, которые осуществляли поиск и разведку месторождений нефти и газа в стране, практически разрушены. Если не будут приняты меры по воссозданию отечественной геологии, вооружению ее новейшим буровым, геофизическим и исследовательским оборудованием и не созданы необходимые предпосылки для крупномасштабных инвестиций в воспроизводство минерально-сырьевой базы, за пределами 2015-2020 гг. неизбежен серьезный кризис в нефтяной и газовой промышленности. Многие думают, что если сегодня запасов нефти и газа хватает, то уделить больше внимания геологии можно будет позже. Это грубейшая ошибка. Подготовка запасов нефти и газа - капитало-, ресурсо- и наукоемкий процесс, а разведка каждого месторождения требует, в зависимости от его запасов и степени концентрации геологоразведочных работ, от 5 до 10 лет.

В заключение необходимо подчеркнуть, что в долгосрочных сценариях развития энергетики необходимо иметь в виду, что за пределами 2030 г. должно произойти:

существенное замедление темпов роста энергопотребления; 

окончание "газовой" паузы и уменьшение роли в энергетическом балансе как нефти, так и газа; 

возрастание роли "атомной" и "угольной" энергетики, а также возобновляемых видов энергии; 

дальнейший рост эффективности энергопотребления. 

Учитывая большую инерционность энергетических систем, необходимо уже в программах на 2015-2030 гг. предусмотреть интенсивную подготовку к этим изменениям в структуре и эффективности энергопотребления.

* * *

Перед Россией - два возможных пути движения в XXI век: или возрождение российской экономики и нефтегазового комплекса как ее энергетического рычага, или продолжающая деградация промышленности и общества.

Если предлагаемые уровни добычи горючих полезных ископаемых и эффективности использования энергии достигнуты не будут, это приведет к сдерживанию роста ВВП и, как следствие, уровня жизни населения России на многие десятилетия. Отказ от программы развития топливно-энергетического комплекса, контуры которой намечены выше, приведет к пролонгации низкого уровня жизни населения нашей страны до середины-конца третьей четверти XXI в., к окончательной утрате Россией статуса и авторитета великой державы.

Другой альтернативы у России нет.

Необходимо со всей определенностью подчеркнуть, что намеченные выше уровни добычи и потребления нефти, газа, угля, других видов энергии следует рассматривать лишь как предварительный эскизный набросок, который требует серьезной коллективной экспертизы и обсуждения, а сам рост энергопотребления на душу населения в стране и рост эффективности энергопотребления есть условия абсолютно необходимые, но совершенно недостаточные для подъема и возрождения экономики России.

Разработка всего комплекса экономических и политических мер, которые необходимо реализовать для подъема российской экономики, для возрождения Великой России - задача первостепенной важности, но ее решение выходит далеко за рамки этой статьи.



IV. Нетрадиционные источники энергии



Проблема обеспечения электрической энергией многих отраслей  мирового хозяйства, постоянно растущих потребностей более чем пятимиллиардного населения Земли становится сейчас все более насущной.

      Основу современной мировой энергетики составляют тепло- и гидроэлектростанции. Однако их развитие сдерживается рядом факторов. Стоимость угля, нефти и газа, на которых работают тепловые станции, растет, а природные ресурсы этих видов топлива сокращаются. К тому же многие страны не располагают собственными топливными ресурсами или испытывают в них недостаток. Гидроэнергетические ресурсы в развитых странах используются практически полностью:

большинство речных участков, пригодных для гидротехнического строительства, уже освоены. Выход из создавшегося положения виделся в развитии атомной энергетики. На конец  1989 года в мире построено и работало более 400 атомных электростанций (АЭС). Однако сегодня АЭС уже не считаются источником дешевой и экологически чистой энергией. Топливом для АЭС служит урановая руда – дорогостоящее и труднодобываемое сырье, запасы которого ограничены. К тому же строительство и эксплуатация АЭС сопряжены с большими трудностями и затратами. Лишь немногие страны сейчас продолжают строительство новых АЭС. Серьезным тормозом для дальнейшего развития атомной энергетики являются проблемы загрязнения окружающей среды.

       С середины нашего века началось изучение энергетических ресурсов океана, относящихся к  “возобновляемым источникам энергии”.

        Океан – гигантский аккумулятор и трансформатор солнечной энергии, преобразуемой в энергию течений, тепла и ветров. Энергия приливов – результат действия приливообразующих сил Луны и Солнца.

         Энергетические ресурсы океана представляют большую ценность как возобновляемые и практически неисчерпаемые. Опыт эксплуатации уже действующих систем океанской энергетики показывает, что они не приносят какого-либо ощутимого ущерба океанской среде. При проектировании будущих систем океанской энергетики тщательно исследуется их воздействие на экологию.

1. Минеральные ресурсы



        Океан служит источником богатых минеральных ресурсов. Они разделяются на химические элементы, растворенные в воде, полезные ископаемые, содержащиеся под морским дном, как в континентальных шельфах, так и за их пределами; полезные ископаемые на поверхности дна. Более 90% общей стоимости минерального сырья дает нефть и газ.

        Общая нефтегазовая площадь в пределах шельфа оценивается в 13 млн.кв.км (около ½ его площади).

        Наиболее крупные районы добычи нефти и газа с морского дна – Персидский и Мексиканский заливы. Начата промысловая добыча газа и нефти со дна Северного моря.

        Шельф  богат и поверхностными залежами, представленными многочисленными россыпями на дне, содержащие металлические руды, а так же неметаллические ископаемые.

        На обширных площадях океана обнаружены богатые залежи железномарганцевых конкреций – своеобразных многокомпонентных руд, содержащих так же никель, кобальт, медь и др. В то же время исследования позволяют рассчитывать на обнаружение крупных залежей различных металлов в конкретных породах, залегающих под дном океана. 

2. Геотермальные ресурсы

Термальная  энергия



        Идея использования тепловой энергии, накопленной тропическими и субтропическими водами океана, была предложена еще в конце Х1Х в. Первые попытки ее реализации были сделаны в 30-х гг. нашего века и показали перспективность этой идеи. В 70-е гг. ряд стран приступил к проектированию и строительству опытных океанских тепловых электростанций (ОТЭС), представляющих собой сложные крупногабаритные сооружения. ОТЭС могут размещаться на берегу или находиться в океане (на якорных системах или в свободном дрейфе). Работа ОТЭС основана на принципе, используемом в паровой машине (см. рис.1). Котел, заполненный фреоном или аммиаком – жидкостями с низкими температурами кипения, омывается теплыми поверхностными водами. Образующийся пар вращает турбину, связанную с электрогенератором. Отработанный пар охлаждается водой из нижележащих холодных слоев и, конденсируясь в жидкость, насосами вновь подается в котел. Расчетная мощность проектируемых ОТЭС составляет 250 – 400 МВт.

        Учеными Тихоокеанского океанологического института АН СССР было предложено и реализуется оригинальная идея получения электроэнергии на основе разности температур подледной воды и воздуха, которая составляет в арктических районах 26 С и более.

        По сравнению с традиционными тепловыми и атомными электростанциями ОТЭС оцениваются специалистами как более экономически эффективные и практически не загрязняющие океанскую среду. Недавнее открытие гидротермальных источников на дне Тихого океана рождают привлекательную идею создания подводных ОТЭС, работающих на разности температур источников и окружающих вод. Наиболее привлекательными  для размещения ОТЭС являются тропические и арктические  широты  (см. рис.2 и рис.3).



Энергия  приливов



Использование энергии приливов началось уже в Х1 в. для работы мельниц и лесопилок на берегах Белого и Северного морей. До сих пор подобные  сооружения служат жителям ряда прибрежных стран. Сейчас исследования по созданию приливных электростанций (ПЭС) ведутся во многих странах мира (см. таблицу1 и карту1).

        Два раза в сутки в одно и то же время уровень океана то поднимается, то опускается. Это  гравитационные силы Луны и Солнца притягивают к себе массы воды. Вдали от берега колебания уровня  воды  не превышают  1 м, но у самого берега они   могут достигать 13 м, как, например, в Пенжинской губе на Охотском море.

        Приливные электростанции работают по следующему принципу:

в устье реки или заливе строится плотина, в корпусе которой установлены гидроагрегаты. За плотиной создается приливный бассейн, который наполняется  приливным течением, проходящим через турбины. При отливе поток воды устремляется из бассейна в море, вращая турбины в обратном направлении. Считается экономически целесообразным строительство ПЭС в районах с приливными колебаниями уровня моря не менее 4 м. Проектная мощность ПЭС зависит от характера прилива в районе строительства станции, от объема и площади приливного бассейна, от числа турбин, установленных в теле плотины.

        В некоторых проектах  предусмотрены двух- и более бассейновые схемы ПЭС с целью выравнивания выработки электроэнергии.

         С созданием особых, капсульных турбин, действующих в обоих направлениях, открылись новые возможности повышения эффективности ПЭС при условии их включения в единую  энергетическую систему  региона или страны.

        При совпадении времени прилива или отлива с периодом наибольшего потребления энергии ПЭС работает в турбинном режиме, а при совпадении времени прилива или отлива с наименьшим потреблением энергии турбины ПЭС либо отключают, либо они работают в насосном режиме, наполняя бассейн выше уровня прилива или откачивая воду из бассейна.

        В 1968 г. на побережье Баренцева моря в Кислой губе сооружена первая в нашей  стране опытно-промышленная ПЭС. В здании электростанции размещено 2  гидроагрегата мощностью 400 кВт.

        Десятилетний опыт  эксплуатации первой ПЭС позволил приступить к составлению проектов Мезенской ПЭС на Белом море, Пенжинской (см. рис.4) и Тугурской на Охотском море.

        Использование великих сил приливов и отливов Мирового океана, даже самих океанских волн – интересная проблема. К решению ее еще только приступают. Тут многое предстоит изучать, изобретать, конструировать.

  

ПЭС  РАНС

   В 1966 г. во Франции на реке Ранс построена первая в мире приливная электростанция, 24 гидроагрегата которой вырабатывают в среднем за год

 502 млн. кВт. час электроэнергии. Для этой станции   разработан приливный капсульный агрегат, позволяющий осуществлять три прямых и три обратных режима работы: как генератор, как  насос и как водопропускное отверстие, что обеспечивает эффективную эксплуатацию ПЭС. По оценкам специалистов, ПЭС Ранс экономически оправдана. Годовые издержки эксплуатации ниже, чем на гидроэлектростанциях, и составляют 4% капитальных вложений.

      

Энергия  волн



        Идея получения  электроэнергии от морских волн была  изложена еще в 1935 г. советским ученым К.Э.Циолковским.

        В основе работы волновых энергетических станций лежит  воздействие  волн на рабочие органы, выполненные в виде поплавков, маятников, лопастей, оболочек и т.п. Механическая энергия их перемещений  с помощью электрогенераторов преобразуется в электрическую.

        В настоящее время волноэнергетические установки используются для  энергопитания автономных буев, маяков, научных приборов. Попутно крупные волновые станции могут быть использованы для волнозащиты морских буровых платформ, открытых рейдов, марикультурных хозяйств. Началось промышленное использование волновой энергии. В мире  уже  около 400 маяков и навигационных буев получают питание от волновых установок. В Индии от волновой энергии работает плавучий маяк порта Мадрас. В Норвегии с 1985 г. действует первая в мире промышленная волновая станция мощностью 850 кВт.

        Создание волновых электростанций определяется оптимальным выбором акватории океана с устойчивым запасом волновой энергии, эффективной конструкцией станции, в которую встроены устройства сглаживания неравномерного режима волнения. Считается, что эффективно волновые станции могут  работать при использовании мощности около 80 кВт/м. Опыт эксплуатации существующих установок показал, что вырабатываемая ими электроэнергия пока в 2-3 раза дороже традиционной, но в будущем ожидается значительное снижение ее стоимости.

Установки с пневматическим преобразователем

        В волновых   установках с пневматическими  преобразователями под  действием волн воздушный поток периодически изменяет свое направление на обратное. Для этих условий и разработана турбина Уэллса, ротор которой обладает выпрямляющим действием, сохраняя неизменным  направление своего вращения при смене направления воздушного потока, следовательно, поддерживается неизменным и направление вращения генератора. Турбина нашла широкое применение в различных волноэнергетических установках.

Волновая энергетическая установка "Каймей"

                           

		       Волновая энергетическая установка "Каймей" ("Морской свет") – самая мощная действующая энергетическая установка  с пневматическими преобразователями – построена в Японии в 1976 г. Она использует волнение высотой до 6 – 10 м. На барже длиной 80 м, шириной 12 м,

		высотой в носовой части 7 м, в кормовой – 2,3 м, водоизмещением 500 т  установлены  22  воздушных камеры, открытые снизу; каждая пара камер работает на одну турбину Уэллса. Общая мощность установки 1000 кВт. Первые испытания были проведены в 1978 – 1979 гг. близ города Цуруока. Энергия передавалась на берег по подводному кабелю длиной около 3 км.

Норвежская промышленная волновая станция

        В  1985 г. в Норвегии в 46 км  к северо-западу  от города  Берген построена  промышленная  волновая станция, состоящая из двух установок. Первая установка на острове Тофтесталлен  работала  по пневматическому принципу. Она представляла собой железобетонную камеру, заглубленную в скале; над ней была установлена стальная башня   высотой 12,3 мм  и диаметром 3,6 м.  Входящие в камеру волны создавали  изменение объема воздуха. Возникающий поток    через систему    клапанов приводил  во вращение турбину и связанный с ней генератор мощностью 500 кВт, годовая выработка составляла  1,2 млн. кВт.ч. Зимним штормом  в конце  1988 г. башня  станции была разрушена. Разрабатывается  проект  новой башни из железобетона.

        Конструкция второй установки состоит из  конусовидного  канала в ущелье  длиной около 170 м с бетонными стенками высотой 15 м  и шириной в основании 55 м, входящего в резервуар между островами,  отделенный от моря дамбами, и плотины с энергетической  установкой.    Волны, проходя по сужающемуся каналу, увеличивают свою высоту  с 1,1  до 15 м  и вливаются  в резервуар площадью 5500 кв. м, уровень которого на 3 м выше  уровня моря. Из резервуара вода проходит через   низконапорные  гидротурбины  мощностью 350 кВт. Станция ежегодно производит до 2 млн. кВт. ч электроэнергии.

Английский "Моллюск"

        В Великобритании  разрабатывается оригинальная   конструкция волновой энергетической установки типа "моллюск", в которой в качестве рабочих органов используются  мягкие оболочки – камеры, в   которых  находится  воздух  под давлением, несколько  большим атмосферного. Накатом волн  камеры сжимаются, образуется замкнутый воздушный поток  из камер в каркас установки и обратно. На пути потока  установлены воздушные турбины Уэллса с электрогенераторами.

        Сейчас создается  опытная плавучая установка из 6 камер, укрепленных на каркасе длиной 120 м и высотой  8 м. Ожидаемая мощность 500 кВт. Дальнейшие разработки показали, что   наибольший  эффект дает   расположение камер по кругу.  В Шотландии      на озере  Лох-Несс была  испытана установка, состоящая из 12 камер и 8 турбин, укрепленных  на каркасе  диаметром   60 м и высотой 7 м. Теоретическая мощность такой установки до 1200 кВт.

Волновой плот  Коккерела

        Впервые  конструкция  волнового плота  была запатентована в СССР   еще в 1926 г. В 1978 г.  в Великобритании проводились испытания опытных моделей океанских электростанций, в основе которых лежит аналогичное решение. Волновой плот  Коккерела состоит из шарнирно соединенных секций,  перемещение которых относительно   друг друга   передается  насосам с электрогенераторами. Вся конструкция  удерживается  на месте якорями. Трехсекционный волновой плот  Коккерела длиной 100 м , шириной 50 м и высотой 10 м может дать мощность до 2 тыс. кВт.

        В СССР модель волнового плота испытывалась  в 700-х  гг. на Черном море. Она имела длину 12 м,  ширину  поплавков 0,4 м . На волнах высотой 0,5 м и длиной 10 – 15 м установка развивала мощность 150 кВт.

"Утка Солтера" 

  Проект, известный под названием "утка Солтера",  представляет собой преобразователь волновой энергии. Рабочей конструкцией является поплавок ("утка"), профиль которого рассчитан по законам гидродинамики. В проекте предусматривается монтаж большого количества крупных поплавков, последовательно укрепленных на общем валу. Под действием волн поплавки приходят в движение и возвращаются в исходное положение силой собственного веса. При этом приводятся в действие насосы внутри вала, заполненного специально подготовленной водой. Через систему труб различного диаметра создается разность давления, приводящая в движение турбины, установленные между поплавками и поднятые над поверхностью моря. Вырабатываемая электроэнергия передается по подводному кабелю. Для более эффективного распределения нагрузок на валу следует устанавливать 20 – 30 поплавков.

  В 1978 г. была испытана модель установки длиной 50 м, состоявшая из 20-ти поплавков диаметром 1 м. Выработанная мощность составили 10 кВт.

  Разработан проект более мощной установки из 20 – 30 поплавков диаметром 15 м, укрепленных на валу, длиной 1200 м. Предполагаемая мощность установки 45 тыс.кВт.

  Подобные системы установлены у западных берегов Британских островов, могут обеспечить потребности Великобритании в электроэнергии. 

Энергия ветра



        Использование   энергии ветра имеет  многовековую историю. Идея преобразования энергии ветра в электрическую возникла в конце Х1Хв.

В СССР первая ветровая электростанция (ВЭС) мощностью 100 кВт была построена в 1931 г. у города Ялта в Крыму. Тогда это была крупнейшая ВЭС в мире. Среднегодовая выработка станции составляла 270 МВт.час. В 1942 г. станция была разрушена.

        В период энергетического кризиса 70-х гг. интерес к использованию энергии возрос. Началась разработка ВЭС как для прибрежной зоны, так и для открытого океана. Океанские ВЭС  способны вырабатывать энергии больше, чем расположенные на суше, поскольку ветры над океаном более сильные и постоянные.

        Строительство ВЭС малой мощности (от сотен ватт до десятков киловатт) для  энергоснабжения  приморских поселков,  маяков, опреснителей морской воды считается выгодным при среднегодовой скорости ветра 3,5-4 м/с. Возведение ВЭС большой мощности (от сотен киловатт до сотен  мегаватт) для передачи электроэнергии в энергосистему страны оправдано там, где среднегодовая скорость ветра превышает 5,5-6 м/с. (Мощность, которую можно получить с 1 кв.м поперечного сечения воздушного потока, пропорциональна скорости ветра в третьей степени). Так, в Дании – одной из ведущих стран мира в области ветроэнергетики действует уже около 2500 ветровых установок общей мощностью 200 МВт.

        На тихоокеанском побережье США в Калифорнии, где скорость ветра 13 м/с и больше наблюдается в продолжение более 5 тыс, ч в году, работает уже несколько тысяч ветровых установок большой мощности. ВЭС различной мощности действуют в Норвегии, Нидерландах, Швеции, Италии, Китае, России и других странах.

        В связи с непостоянством ветра по скорости и направлению большое внимание уделяется созданию ветроустановок, работающих с другими источниками энергии. Энергию крупных океанских ВЭС предполагается использовать при производстве водорода из  океанской воды или при добыче полезных ископаемых со дна океана.

        Еще в конце Х1Х в. ветряной электродвигатель использовался Ф.Нансеном на судне "Фрам" для обеспечения участников полярной экспедиции светом и теплом во время дрейфа во льдах.

        В Дании на полуострове Ютландия в бухте Эбельтофт с 1985 г. действуют шестнадцать ВЭС мощностью 55 кВт каждая и одна ВЭС мощностью 100 кВт. Ежегодно они вырабатывают 2800-3000 МВт.ч.

        Существует проект прибрежной электростанции, использующей энергию  ветра и прибоя одновременно.

Энергия  течений



        Наиболее  мощные течения океана – потенциальный источник энергии(см.карту1). Современный уровень техники позволяет извлекать энергию течений при скорости потока более 1 м/с. При этом мощность от 1 кв.м поперечного сечения потока составляет около 1 кВт. Перспективным представляется использование таких мощных течений, как Гольфстрим и Куросио, несущих соответственно 83 и 55 млн. куб.м/с воды со скоростью до 2 м/с, и Флоридского течения (30 млн. куб.м/с, скорость до 1,8 м/с).

        Для океанской  энергетики представляют интерес течения в проливах Гибралтарском, Ла-Манш, Курильских. Однако создание океанских электростанций на  энергии течений связано пока с рядом технических трудностей, прежде всего с созданием энергетических установок больших размеров, представляющих угрозу судоходству.

Система "Кориолис"

        Программа " Кориолис" предусматривает установку во Флоридском проливе в 30 км восточнее города Майами 242 турбин с двумя рабочими колесами диаметром 168 м,  вращающимися в противоположных направлениях. Пара  рабочих колес размещается внутри полой камеры из алюминия,  обеспечивающей плавучесть турбины. Для повышения эффективности лопасти колес предполагается сделать достаточно гибкими. Вся система "Кориолис" общей длиной 60 км будет  ориентирована по основному потоку; ширина ее  при    расположении турбин в 22 ряда по 11 турбин в каждом составит 30 км. Агрегаты предполагается отбуксировать к месту установки и заглубить на 30 м, чтобы не препятствовать судоходству.

        Полезная мощность каждой турбины с учетом затрат на эксплуатацию и потерь при передаче на берег составит 43 МВт, что позволит удовлетворить потребности штата Флориды (США) на 10%.

        Первый опытный образец подобной турбины диаметром 1,5 м был испытан во Флоридском проливе.

        Разработан также проект турбины с рабочим колесом диаметром 

12 м и мощностью 400 кВт.

"Соленая"  энергия





        Соленая вода   океанов  и морей таит в себе огромные неосвоенные запасы  энергии, которая может быть эффективно преобразована в другие  формы энергии в районах с большими  градиентами солености, какими являются устья крупнейших рек мира, таких как Амазонка, Парана, Конго и др. Осмотическое давление, возникающее при смешении пресных речных вод  с солеными, пропорционально разности в концентрациях солей в этих водах. В среднем это давление составляет 24 атм., а при впадении реки Иордан в Мертвое море 500 атм. В качестве источника осмотической энергии предполагается также использовать соляные купола, заключенные в толще океанского дна. Расчеты показали, что при использовании энергии, полученной при  растворении соли среднего по запасам нефти соляного купола, можно получить не меньше энергии, чем при использовании содержащейся в нем нефти.

        Работы по преобразованию "соленой" энергии в электрическую находятся  на стадии проектов и опытных установок. Среди предлагаемых вариантов представляют интерес гидроосмотические устройства с полупроницаемыми мембранами. В них происходит всасывание растворителя через мембрану в раствор. В качестве растворителей и растворов используются пресная вода – морская вода или морская вода – рассол. Последний получают при  растворении  отложений соляного купола.                   

Схема  работы  гидроосмотической электростанции

        В гидроосмотической камере рассол из соляного купола смешивается с морской водой. Отсюда проходящая через полупроницаемую мембрану вода под давлением поступает на турбину, соединенную с электрогенератором.

Схема  работы  подводной  гидроосмотической станции.



        Подводная гидроосмотическая гидроэлектростанция размещается на глубине более 100 м. Пресная вода подается к гидротурбине по трубопроводу. После турбины она откачивается в море осмотическими насосами в виде блоков полупроницаемых мембран остатки речной воды с примесями и растворенными солями удаляются промывочным насосом (см. рис.8).





Морские  водоросли  как  источник  энергии



        В биомассе водорослей, находящихся в океане, заключается огромное количество энергии. Предполагается использовать для переработки на топливо как  прибрежные водоросли, так и фитопланктон. В качестве  основных способов переработки  рассматриваются  сбраживание  углеводов водорослей в спирты и ферментация больших количеств водорослей без доступа воздуха для  производства метана. Разрабатывается  также  технология переработки фитопланктона для производства жидкого топлива. Эту технологию предполагается совместить с эксплуатацией океанских термальных электростанций. Подогретые глубинные воды которых будут обеспечивать процесс  разведения фитопланктона теплом и    питательными веществами.





Комплекс  "Биосоляр"  





        В проекте комплекса "Биосоляр" обосновывается возможность непрерывного  разведения микроводоросли хлорелла в специальных контейнерах, плавающих по поверхности открытого водоема. Комплекс включает систему связанных гибкими трубопроводами плавающих контейнеров на берегу или морской платформе оборудование для переработки водорослей. Контейнеры, играющие роль культиваторов, представляют собой плоские ячеистые поплавки из армированного полиэтилена, открытые сверху для доступа воздуха и солнечного света. Трубопроводами они связаны с отстойником и регенератором. В отстойник откачивается часть продукции для синтеза, а из регенератора в контейнеры поступают питательные вещества – остаток от анаэробной переработки в метантенке. Получаемый в нем биогаз содержит метан и углекислый газ. 

        Предлагаются и совсем экзотические проекты. В одном из  них рассматривается, например, возможность установки электростанции прямо на айсберге. Холод, необходимый для работы станции, можно получать ото льда, а полученная     энергия используется  для  передвижения  гигантской глыбы  замороженной пресной воды в те места земного шара, где ее очень мало, например в страны Ближнего Востока.

        Другие  ученые предлагают использовать  полученную энергию для организации морских ферм, производящих продукты питания.

        Взоры ученых постоянно обращаются к неисчерпаемому источнику энергии – океану.

        Океан, выпестовавший когда-то саму жизнь на Земле, еще не раз послужит человеку добрым помощником.

     Греческая армия была  разбита. Преследуемые войсками персидского царя Артаксеркса П, потерявшие веру в свое спасение, остатки ее  отрядов брели через пустыню. Но вот  на горизонте заблестело море. Море, где их ждали корабли. Море,  за которым  лежала их любимая родина Море, по которому можно было уйти от персидской армии. И предводитель греков Ксенофонт, как гласит предание, воскликнул:

"Море, море! Оно спасет нас!"

     Близок час, когда бурно растущее человечество обратит свои  полные надежды взоры к морю и тоже воскликнет: "Море спасет нас! Море обеспечит нам обилие продуктов питания. Море даст нашей промышленности  любое необходимое минеральное сырье. Море снабдит нас  неисчерпаемыми источниками энергии. Море станет местом нашего обитания!"



Заключение

В заключение хотелось бы сказать о тенденциях энергопотребления в мире. Ведь численность населения Земли, как известно, достигла 6 млрд человек и продолжает увеличиваться. Уровень жизни, оставаясь крайне неравномерным в различных странах и континентах, продолжает, в целом, расти. Эволюция образа жизни и народонаселения влечет за собой неуклонное увеличение потребления на Земле топливно-энергетических ресурсов, несмотря на технологическое совершенствование производительных сил человечества, эколого- и энергосберегающие тенденции. В силу указанных прогрессивных тенденций, динамика роста потребления ТЭР существенно отстает и будет, в дальнейшем, отставать от темпов экономического развития мирового сообщества.

В 1990 г. потребление первичных энергоресурсов на Земле составило 11,2 млрд т условного топлива. Ожидается, что в 2000 г. оно может достигнуть 13 млрд т условного топлива, т.е. увеличиться на 15 % при росте ВВП за это время примерно на 25 %.

Прогнозные оценки дальнейших перспектив имеют достаточно большой разброс и, в соответствии с ними, диапазон потребления первичных ТЭР в 2020 г. составит от 16,5 до 23 млрд т условного топлива с ростом к 2000 г. на 26…75 %. Иными словами, темп роста энергопотребления в мире может в этот период составить от 1% до 2,8 % в год, в зависимости от среднегодовых темпов экономического роста, которые оцениваются в диапазоне от 1,5% до 4,0% в год, а также в зависимости от динамики научно-технического прогресса производительных сил и успехов в реализации программы "устойчивого развития", направленной на сохранение природной среды обитания на Земле.

Энергетика является жизненно важной отраслью мирового хозяйства. Уровень её развития тесно связан с научно-техническим прогрессом, с качеством жизни населения различных стран и территорий.

О том, что ждёт ТЭК в будущем можно только догадываться. Можно строить долгосрочные прогнозы и всё равно не быть до конца уверенными в завтрашнем дне. Единственное, что можно сказать однозначно – это то, что ТЭК оказывает колоссальное влияние на экономику страны, и от его развития будет зависеть наше с вами будущее.





     

		
Приложения



схема 1 	Состав топливно-энергетического комплекса ……………………………………………...стр.7

таблица 1 	Структура потребности мира в энергии за 1993 год ……………………………………….стр.9

таблица 2 	Добыча нефти в 1993 году …………………………………………………………………...стр.9

таблица 3 	Запасы нефти в мире …………………………………………………………………………стр.9

таблица 4 	Добыча нефти, включая газовый конденсат……………………………………………….стр.13

таблица 5	Экспорт нефти и нефтепродуктов.…………………………………………………………стр.14

таблица 6 	Объем транспортировки нефти предприятиями Госнефтегазпрома Украины………….стр.15

таблица 7 	Мировой энергетический баланс 20 века………………………………………………….стр.15

таблица 8 	Переработка нефти по некоторым регионам РФ в 1993г	………………………………...стр.16

таблица 9 	Продолжительность эксплуатации нефтепроводной системы России…………………..стр.19

таблица 10 	Причины отказов на российских магистральных нефтепроводах……………………….стр.19

таблица 11 	Крупнейшие предприятия электроэнергетики России…………………………………....стр.21

таблица 12 	ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ РАО «ЕЭС России»…………………..стр.24

таблица 13 	Состав и структура потребителей энергосистем РАО «ЕЭС России»…………………...стр.27

таблица 14 	Финансовые результаты экспорта электроэнергии в 1998 г……………………………...стр.29

таблица 15 	Основные направления и проекты развития внешнеэкономической деятельности  …...стр.30

таблица 16 	Запасы топлива на складах потребителей (по состоянию на 1 апреля 1998 года)………стр.34

таблица 17 	Производство и потребление электроэнергии ведущими АО-энерго в апреле 1998 года………………………………………………………………………………………………………….стр.34
таблица 18 	Производство и потребление электроэнергии ведущими АО-энерго в январе – апреле 1998 года………………………………………………………………………………………………………….стр.34
таблица 19 	Число убыточных предприятий (в % к общему числу предприятий)……………………стр.35

рис.2.2 	Влияние динамики освоения ресурсов на цены газа……………………………………...стр.42

Зависимость отпускных цен и капиталовложений от его добычи

рис 4.3.1	Структура  добычи газа в России в 2000-2020 гг………………………………………….стр.43

рис 4.3.2	Структура  добычи газа в России в 2000-2020 гг………………………………………….стр.44

таблица 20	Модернизация газопроводов………………………………………………………………..стр.45

рис 4.3.3	Капиталовложения в разведку и добычу газа……………………………………………..стр.47

таблица 21	Мировые запасы газа………………………………………………………………………..стр.50

таблица 22	Крупнейшие месторождения газа………………………………………………………….стр.52

график 1	Потребление энергии на душу населения…………………………………………………стр.54

график 2	Потребление энергии на душу населения…………………………………………………стр.55

график 3	Изменение эффективности энергопотребления в России………………………………..стр.56

таблица 23	Прогноз структуры топливно-энергетического баланса в России в 2000 и в 2030 гг.    стр.59

таблица 24 	Прогноз уровней добычи нефти и газа по регионам России в 2000-2030 гг. …………..стр.60

рис. 5. 	Возможные уровни добычи нефти в России на период до 2030г. …………………стр.61 таблица 25 	Прогноз уровней добычи нефти и газа по регионам России в 2000-2030 гг. …………...стр.62

рис 6 	Необходимые уровни добычи газа в России на период до 2030 г. (млрд. куб. м)………стр.64

		


Список использованной литературы:



		Анисимов Е. В луже нефти отражается вся мировая политика // Комсомольская правда. 2000. 31 марта.

		Кучеренко В. Виктор Калюжный: ТЭК должен выкинуть все мысли о собственной исключительности // Рос. газета. 2000. 25 марта.

		ТЭК: Итоги года. Анализ и прогноз // Биржевые ведомости. 1993. № 19. С. 4.

		Человек и океан. Громов Ф.Н Горшков С.Г. С.-П., ВМФ, 1996 г. - 318 с.

		Суслов Н.И. Макроэкономические проблемы ТЭК // ЭКО. 1994. №3.

		Шафраник Ю.К., Козырев А.Г., Самусев А.Л. ТЭК в условиях кризиса // ЭКО. 1994. №1.

		INTERNET 8.05.2000г.:		http://www.rbn.newstv.ru (Российское бюро новостей)

	http://www.eesros.elektra.ru/ru/copyright.htm (РАО «ЕЭС России»)

	http://www.akm.ru. (Агентство “ИнфоТЭК”)

	http://www.skrin.ru/ (Новости Энергетики)

	http://www.press.lukoil.ru (Журнал «Нефть России»)

	http://www.eriras.ru (Институт энергетических исследований)

	http://s1.vntic.org.ru (Развитие сырьевой базы природного газа)

			Ядерная и термоядерная энергетика будущего. Сатарова Е.В. М., Энергоатомиздат, 1989.

		9.  Кучеренко В.: Состоится ли энергетический союз медведя и дракона // Рос. газета. 2000. 4 апреля.

Челябинск 2000 год