Обзор топливно-энергетического комплекса Соединённых Штатов Америки

В прогнозный период будет наблюдаться рост потребления ПЭР всех видов энергоресурсов с различной степенью прироста каждого из них.

В связи с тем, что мировые цены на нефть за весь прогнозный период будут поддерживаться на относительно высоком уровне, соответственно и темпы прироста ее потребления ожидаются самыми низкими в пределах не более 0,9 % в год. Наиболее высокими темпами на уровне 3 % в год будет расти потребление возобновляемых источников энергии. Высоким темпам роста потребления возобновляемых источников энергии способствуют следующие факторы:

· ожидаемые высокие цены на нефть;

· нарастающее беспокойство в мире о состоянии окружающей среды из-за потребления органических видов топлива;

· принятые многими странами меры по наращиванию объемов потребления возобновляемых источников энергии.

Несмотря на некоторое снижение доли потребления нефти за прогнозный период с 36 до 32 % по объему потребления ПЭР в прогнозный период, за ней будет сохранено устойчивое первое место среди остальных источников энергии. Все это будет происходить на фоне ожидаемых высоких цен на нефть, и многие потребители энергии будут предпринимать меры, где это приемлемо, снижать потребление нефти.

В прогнозный период ожидается сокращение потребления нефти также в жилом и коммерческом секторах. В электроэнергетике ожидается ежегодное сокращение в мире потребления нефтепродуктов до 0,3 %. Только в странах Ближнего Востока с их огромными запасами нефти до 25 % объема вырабатываемой энергии намечается осуществлять за счет сжигания нефтяного топлива.

На транспорте, как и прежде, доминирующее положение будет сохраняться за нефтью из-за отсутствия пока приемлемых технологических и технических решений по переводу его на другие источники энергии.

В промышленности за прогнозный период можно ожидать некоторого снижения темпов потребления нефти по сравнению с предшествующим периодом. Это связано, в основном, с внедрением в этой отрасли энергосберегающих технологий и, где это приемлемо, вытеснение нефти другими более экономичными видами энергоресурсов.

Важная роль для выработки электроэнергии во всем мире отводится природному газу, как наиболее эффективному и менее загрязняющему окружающую среду топливу органического происхождения. За прогнозный период общее потребление газа вырастет с 1945 млрд. м ³ примерно до 4300 млрд. м ³, при темпах прироста 1,6 % в год, а в электроэнергетике ежегодные темпы прироста объемов потребления природного газа могут составить до 2,1 % в год. После выхода из экономического кризиса ожидаемый рост мировых цен на нефть будет способствовать наращиванию потребления природного газа, как менее дорогостоящего источника энергии. Потребление газа будет расти в первую очередь в промышленности, где вновь строящиеся нефтехимические предприятия в качестве сырья будут наращивать объемы потребления природного газа.

В прогнозный период ожидается значительный рост мирового потребления угля с 4590 до примерно 6800 млн. т.у.т. при ежегодных темпах прироста до 1,7 %. Доля угля в общем объеме потребления ПЭР вырастет с 27 % в 2006 г. до 28 % в 2030 г. Если в перспективе не будут приняты политические или законодательные решения, ограничивающие рост потребления угля, то в США, КНР и Индии предпочтение будет отдано потреблению угля вместо дорогостоящих видов топлива. В этом случае к 2030г. до 88 % от всего наращиваемого объема потребления угля сохранят за собой эти страны. Объемы потребления угля можно ожидать в странах ОЭСР Западной Европы и в Японии, где намечается падение или незначительный рост численности населения. Кроме того, в этих странах намечается незначительный рост потребления электроэнергии и в выработке последней предпочтение будет отдано возобновляемым источникам энергии, природному газу, а также АЭС.

Выработка электроэнергии за прогнозный период вырастет почти на 77 % с 18,0 трлн. кВт?ч в 2006 г. до 31.8 трлн. кВт?ч к 2030 г. Наиболее быстрыми темпами в 3,5 % в год намечается рост выработки электроэнергии в развивающихся странах, что связано с ростом уровня жизни в этих странах с соответствующим ростом спроса на электробытовые приборы, а также развитием сферы услуг, включая строительство объектов здравоохранения, торговых центров. В странах же ОЭСР с уже созданной инфраструктурой на высоком уровне, а также относительно незначительным ростом численности населения, темпы роста потребления электроэнергии составят не более 1,2 %.

В настоящее время более 60 % электроэнергии в мире вырабатывается за счет сжигания природного газа и угля. К 2030 г. доля вырабатываемой электроэнергии за счет их сжигания достигнет 64 %. В развивающихся странах Азии с их огромными запасами угля в условиях высоких цен на нефть и газ уголь является наиболее экономически эффективным видом топлива для выработки электроэнергии.

В прогнозный период для выработки электроэнергии наиболее высокими темпами в 2,9 % в год будет расти потребление возобновляемых источников энергии. Основной рост производства электроэнергии будет осуществлен за счет наращивания мощностей гидро- и ветровых электростанций. К 2030 г. объем выработанной электроэнергии из возобновляемых источников вырастет на 3,3 трлн. кВт?ч, из них на гидростанциях - до 1,8 трлн. кВт?ч и на ветровых - до 1,1 трлн. кВт?ч. Необходимо отметить, что выработка электроэнергии за прогнозный период на базе возобновляемых источников, за исключением гидроэнергии, вряд ли сможет конкурировать со станциями на органическом виде топлива. Рост выработки электроэнергии на базе остальных возобновляемых источников энергии будет в основном связан с политикой отдельных стран, направленной на создание льготных условий для строительства и эксплуатации таких станций.

Несмотря на то, что за прогнозный период в целом будут наращиваться мощности по выработке электроэнергии из возобновляемых источников, в странах ОЭСР и развивающихся странах имеются различные подходы к решению этой проблемы. топливный энергетический сша мировой

В странах ОЭСР основные имеющиеся гидроресурсы уже задействованы, за исключением Канады и Турции, где намечается строительство очень ограниченного количества крупных гидростанций. Поэтому в странах ОЭСР в перспективе будет осуществляться наращивание мощностей за счет строительства ветровых электростанций и станций на базе биотоплива. Во многих же странах ОЭСР, особенно в странах Западной Европы, уже придерживаются политики, предусматривающей снижение тарифов, льгот по налогообложению и установление квот, что будет способствовать наращиванию мощностей по выработке электроэнергии на базе возобновляемых источников.

В отличие от стран ОЭСР в развивающихся странах наибольший объем выработки электроэнергии из возобновляемых источников будет осуществляться за счет строительства гидростанций. В таких странах, как КНР, Индия, Бразилия, Вьетнам и Лаос ожидается наращивание мощностей по производству электроэнергии из возобновляемых источников за счет строительства гидростанций средней и повышенной мощности. В развивающихся странах выработка электроэнергии на ветровых электростанциях будет расти также более высокими темпами, чем в странах ОЭСР. В развивающихся странах только в КНР будет введено до 88 % от общего объема вновь построенных ветровых электростанций. В КНР ожидается рост выработки электроэнергии на ветровых электростанциях с 2 млрд. кВт?ч в 2006 г. до 315 млрд. кВт?ч к 2030 г. Несмотря на такой рост, общая мощность введенных ветровых электростанций в КНР не превысит и половины введенных мощностей на новых гидростанциях.

Выработка электроэнергии на АЭС за прогнозный период ожидается с 2,7 трлн. кВт?ч в 2006 г. до 3,8 трлн. кВт?ч к 2030 г. Росту выработки электроэнергии на АЭС способствуют такие факторы:

· ожидаемый рост цен на органические виды топлива;

· обеспечение энергетической безопасности;

· проблемы, связанные с загрязнением окружающей среды.

Несмотря на потребности в высоких капиталовложениях и эксплуатационных расходах выработка электроэнергии на АЭС становится конкурентоспособной по сравнению с выработкой ее на органических видах топлива в условиях ожидаемого увеличения стоимости нефти и газа. Кроме того, существующим АЭС характерна высокая степень загрузки и большинству находящихся в эксплуатации старых АЭС в странах ОЭСР и развивающихся странах Евразии будет продлен срок их эксплуатации.

Несмотря на возросший интерес в мире к развитию атомной энергетики, все еще сохраняются определенные проблемы, связанные с этим энергоресурсом.

К факторам, оказывающим негативное влияние на ее развитие в перспективе, относятся:

· уровень безопасности;

· захоронение отработанного топлива,

· опасения, связанные с возможностью перевода установок по обогащению урана на производство ядерного оружия.

Эти проблемы продолжают беспокоить общественное мнение во многих странах и в какой-то степени могут явиться помехой на пути создания новых атомных реакторов. Учитывая все вышеприведенные условия, выработка электроэнергии на АЭС в мире может вырасти с 2,660 трлн. кВт?ч в 2006 г. до примерно 3,800 трлн. кВт?ч в 2030 г.

Темпы прироста выработки атомной энергии по отдельным регионам и странам колеблются в широких пределах.

Наиболее высокими темпами атомная энергетика будет развиваться в развивающихся странах Азии. Ежегодный прирост выработки атомной энергии в этой группе стран за прогнозный период ожидается на уровне 7,8 %, в том числе в КНР - 8,9 % и в Индии - 9,9 %. Из стран за пределами Азии ускоренными темпами в 3,5 % в год развитие атомной энергетики намечается в России - в среднем 9,5 % в год.

Низкие темпы прироста выработки атомной энергии в 0,7 % в год ожидаются в странах ОЭСР Северной Америки и в США всего в 0,6 %, несмотря на то, что Конгрессом страны за последние годы приняты ряд законодательных актов, направленных на ускоренное развитие атомной энергетики. Эти намерения нашли отражение в Законе по энергетической политике 2005г. (The Energy Policy Act of 2005), Законе о консолидированных ассигнованиях от 2008г. (The Consolidated Appropriation Act of 2008). В последнем Законе предусмотрено выделение $18 млрд. под гарантию федерального правительства на наращивание мощностей АЭС, что позволит построить в течение прогнозного периода новые АЭС мощностью 12,7 Г Вт. и повысить мощности на существующих АЭС на 3,4 Г Вт. Это позволит частично компенсированы мощности выводимых из эксплуатации АЭС мощностью 4,4 Г Вт.

В странах же ОЭСР Западной Европы можно ожидать некоторый спад производства атомной энергии, где ряд правительств, включая Германию и Бельгию, все еще придерживаются взглядов полного отказа от программы развития атомной энергетики.

Весьма умеренными темпами в 1,6 % в год ожидается развитие атомной энергетики в странах ОЭСР Азии (Япония и Южная Корея).

В странах Центральной и Южной Америки темпы прироста выработки электроэнергии на АЭС ожидаются на уровне 2,1 % в год, в странах Африки - 3,2 %.

2. Переработка нефти и газа

К перерабатывающим отраслям ТЭК относятся нефтеперерабатывающие и газоперерабатывающие заводы (НПЗ и ГПЗ). Основными видами продукции НПЗ являются бензины, дизельные и реактивные топлива, нефть, масла и ряд других видов топлива, включая мазут. Продукцией ГПЗ являются метан и жидкие продукты газопереработки - этан (С ₂), пропан (С ₃), бутаны (С ₄) и пентаны плюс высшие (С ₅+). Жидкие продукты газопеработки являются основным сырьем для производства нефтехимической продукции (полиэтилена, полипропилена, каучука, пластмасс и др.), в то время как метан используется для выработки электроэнергии на тепловых электростанциях, а также для нужд бытового и коммунального хозяйства.

Мощности заводов по переработке нефти в мире:

· в 2009 г. - 4360 млн. т

· в 2008 г. - 4280 млн. т.

Одновременно выросло и количество НПЗ с 655 до 661. При этом:

- около 58 % мощностей НПЗ сосредоточено в странах ОЭСР;

- 42 % - в развивающихся странах (2).

Однако к 2030 году ожидается снижение доли мощностей по переработке нефти в странах ОЭСР до 47 % и, соответственно, увеличение их доли в развивающихся странах до 53 %, где за прогнозный период более быстрыми темпами будут наращиваться объемы переработки нефти (на 1,9 % в год), в то время как в странах ОЭСР - всего 0,1 %.

За прогнозный период ожидаются значительные различия в темпах прироста объемов переработки нефти между отдельными регионами среди стран ОЭСР, так и развивающихся стран. Среди развивающихся стран:

- наиболее высокие темпы прироста объемов переработки нефти ожидаются в странах Азии - 2,7 % в год и странах Ближнего Востока - 1,8 % в год,

- умеренные темпы - в развивающихся странах Европы и Евразии - 0,4 % в год и в странах Африки, Центральной и Южной Америки - 1,2 % в год.

В странах ОЭСР ожидаются весьма незначительные и даже отрицательные темпы прироста объемов переработки нефти, в том числе: в странах Северной Америки 0,2 % в год, Западной Европы - 0,2 % в год и Азии - 0,1 % в год.

В нефтепереработке используются первичные и вторичные процессы переработки. Качество нефтепродуктов после первичной переработки низкое и небезопасное для окружающей среды. Для облагораживания продукции первичной переработки, а также для обеспечения максимального выхода светлых нефтепродуктов, обеспечивающих минимальное воздействие на окружающую среду, на современных заводах широко применяются процессы вторичной переработки нефти.

В настоящее время США занимают ведущее положение в мире как по объему переработки, так и по использованию самых современных процессов переработки нефти. По коэффициенту сложности (71 %) нефтеперерабатывающие заводы США опережают западноевропейские, где этот коэффициент составляет около 40 %, не говоря уже о странах АТР - 27 %.

В принятом в декабре 2007 г. "Законе об энергетической независимости и безопасности" (The Energy Independence and Security Act) предусмотрен рост производства этанола с 18,7 млн. т в 2007 г. до 108 млн. т к 2030 г. Более половины производства этанола будет обеспечиваться за счет зерновых культур (кукурузы), остальной объем - за счет отходов производства деревообрабатывающей отрасли.

В странах ЕС в прогнозный период имеются определенные резервы наращивания выхода светлых нефтепродуктов на действующих НПЗ за счет повышения доли вторичных процессов переработки нефти. В этих странах предъявляются более высокие требования к качеству бензинов и дизтоплива даже по сравнению с США. В 2011 г. страны ЕС планируют обеспечить выпуск бензина и дизтоплива без содержания серы.

Перед развивающимися странами за прогнозный период встает задача по наращиванию объемов переработки нефти в основном за счет строительства новых НПЗ и повышения выхода светлых нефтепродуктов, наращивания доли вторичных процессов в существующих и вновь строящихся НПЗ.

На начало 2010 г. во всем мире в эксплуатации находилось 1896 газоперерабатывающих заводов общей производительностью 2612,4 млрд. м³ в год, а их загрузка составляла 1603,2 млрд. м³ или 61,6 %. Переработке подвергнуто 52,5 % общего объема добытого газа.

Значительный избыток мощностей по переработке газа в объеме 1088,6 млрд. м ³ в год связан с тем, что газоперерабатывающие мощности создаются на переработку максимального объема добычи газа данного региона или месторождения. По мере падения добычи газа в данном регионе не всегда возможно осуществить загрузку заводов из месторождений других регионов, что создает избыток мощностей по стране и региону в целом.

В странах Северной Америки сосредоточено 1547 ГПЗ или 81,6 % от их общего количества в мире, в том числе 968 - в Канаде и 579 - в США. В странах Ближнего Востока в эксплуатации находится 53 ГПЗ, в том числе в Иране - 22, в России - 24.

На всех заводах мира в 2009 г. выработано 217,1 млн. т жидких продуктов. По объему выработки жидких продуктов газопереработки:

· первое место в мире занимают страны Ближнего Востока. В 2009 г. на ГПЗ стран этого региона выработано 64,5 млн. т жидких продуктов;

· в США и Канаде за тот же год выработано соответственно 56,8 и 24,3 млн. т;

· в странах Латинской Америки - 25 млн. т;

· в странах АТР - 19,1 млн. т;

· в России производство жидких продуктов газопереработки - всего 6,8 млн. т.

В перспективе именно в выше перечисленных регионах и странах будут вводиться основные мощности по переработке газа, и наращиваться производство жидких продуктов газопереработки.

Жидкие продукты переработки газа, состоящие из этана, пропана, бутанов и пентанов, являются ценнейшим сырьем для нефтегазохимической промышленности при производстве полимерных материалов (полиэтилена, полипропилена, каучуков, пластмасс и т. д.).

Две лидирующие в этом плане страны - США и Канада - вплоть до 2005 г. перерабатывали газа больше, чем весь остальной мир. В последующие годы объем переработки газа в остальных странах мира стал постепенно превышать этот показатель и к 2009 г. разрыв уже составил 59,8 млрд. м³. В прогнозный период можно ожидать увеличения этого разрыва примерно до 600 млрд. м³.

В среднесрочной перспективе до 2020 г. в странах ОЭСР Северной Америки намечается строительство новых ГПЗ и наращивание мощностей в существующих ГПЗ, что будет обеспечивать ежегодный прирост в 29,5 млрд. м ³ в год. На месторождении Тикер (Колорадо) компания "Энтерпрайз продукт" ведет работы по наращиванию мощностей по переработке газа, способных обеспечить прирост порядка 15,5 млрд. м³ в год на существующем ГПЗ с мощностью в 7,75 млрд. м³ в год. Одновременно эта компания в сотрудничестве с другими крупными компаниями ведет работы по наращиванию мощности ГПЗ в Южном Техасе с доведением его мощности до 11,4 млрд. м³ в год по газу и по жидким продуктам до 1,88 млн. т в год.

В апреле этого года компания "Онеок Эл-Пи" (Тулса) заявила о строительстве нового ГПЗ Гарден Крик мощностью 1,03 млрд. м³ со сроком окончания в четвертом квартале 2011 г. Завод будет располагаться в округе Макензи (Сев. Дакота). Компания "Доминион" подготовила проект 404 на строительство ГПЗ мощностью 3,1 млрд. м³ в год для переработки высококалорийного сланцевого газа месторождения Марселлус в штате Западная Виргиния. Кроме строительства крупных ГПЗ ведется строительство более 10 небольших ГПЗ мощностью от 0,3 до 2,0 млрд. м³ в год, и в более половины из них используется криогенная технология для обеспечения глубокой переработки газа.

В Канаде началось строительство ГПЗ Кэбин в 60 км северо-восточнее Форта Нельсон (Британская Колумбия), который будет перерабатывать всевозрастающие объемы газа, добываемого из сланцев в бассейне р. Горн.

В Мексике компания "Пемекс" начала строительство ГПЗ в штате Веракруз для переработки нефтяного газа месторождений в бассейне Чиронтепек с доведением его мощности к 2016 г. до 10,3 млрд. м³ в год.

В Австралии совместная компания "Шеврон-Автралия-Горгон" заявила о своих планах строительства ГПЗ мощностью 2,9 млрд. м ³ в год на о. Бэрроу. В марте 2009 г. базирующаяся в Хьюстоне корпорация "Апачи" заключила контракт на сумму $45 млн. (австр.) с инженерной компанией "Клог Лтд." на проектирование ГПЗ мощностью 2 млрд. м³ в год на месторождении Дэвил Крик в Западной Австралии.

В странах Ближнего Востока компания "Сайди Арамко" (Саудовская Аравия) располагает несколькими многомиллиардными контрактами для наращивания объемов переработки газа в стране. В ежегодном отчете компании заявлено, что в результате осуществления этих проектов мощности по переработке газа, включая нефтяной газ, возрастут с 96,1 до 129,0 млрд. м³ в год.

В октябре 2009 г. принят в эксплуатацию ГПЗ в Хурсанийи мощностью 10,3 млрд. м³ в год по переработке нефтяного газа. Его мощности позволят вырабатывать до 5,8 млрд. м³ в год отбензиненного газа и до 8,7 млн. т жидких продуктов (С ₂₊).

После наращивания мощностей на ГПЗ в Хавийи появляется возможность дополнительной переработки еще 8,27 млрд. м³ газа в год. Наряду с этим на данном заводе в первом полугодии 2009 г. дополнительно сданы в эксплуатацию две новые установки по фракционированию сжиженных газов для выработки 8,1 млн. т фракций С ₂₊ и 8,1 млн. т С ₃₊. Т.о. общая мощность завода по фракционированию составит 22,4 млн. т. в год.

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

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

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

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

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

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

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

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

Несмотря на то, что по добыче газа Россия занимает первое место в мире, наращивание мощностей по его переработке, как и увеличение производства сжиженных газов, включая С _2+, за последнее десятилетие в стране не получило развития.

Общее количество ГПЗ в стране за последние десятилетия не претерпело каких-либо изменений. В период экономических реформ не был построен ни один ГПЗ. Из 24 ГПЗ, построенных в дореформенный период, в ведении Газпрома находится 6, и 18 - в составе нефтяных компаний. Примечательно, но при меньших объемах добычи газа в США и Канаде количество ГПЗ и газобензиновых установок в 2010 г. составляло 579 и 960 соответственно.

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

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

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

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

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

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

1. В нефте- и газоперерабатывающей промышленности России качество выпускаемой продукции резко отстает от аналогичных показателей индустриально развитых стран и, особенно, США. Глубина переработки нефти на НПЗ России находится на уровне 71,6 % в то время как в США - около 90 %. Фактически на НПЗ США достигнут выход бензина из одной тонны нефти от 450 до 500 литров, в то время как в России около 200 литров.

2. Неудовлетворительное положение в России складывается в газоперерабатывающей промышленности. В связи с отставанием перерабатывающих отраслей по объемам переработки и качеству вырабатываемой продукции перед Россией на ближайшую перспективу стоит задача наращивания мощностей вторичных процессов в нефтепереработке, повышения глубины переработки и улучшения качества нефтепродуктов.

3. В газопереработке за счет строительства новых ГПЗ необходимо резко повысить объемы выработки жидких продуктов газопереработки и, тем самым, решить проблему обеспечения сырьем высокотехнологичной нефтегазохимической отрасли, выпускающей продукцию с высокой добавленной стоимостью. Только таким путем можно предотвратить дальнейшее усиление сырьевой направленности экспорта, что наносит огромный вред экономике страны.

Глава 2. Обзор топливно-энергетического комплекса США

Одним из основных методов государственного регулирования промысловой деятельности в странах, где ведется добыча углеводородного сырья, является лицензирование участков, где выявлены или прогнозируются продуктивные пласты. Особенности лицензионной политики правительства отражают его стратегию в отношении данной отрасли в целом и связаны с ролью данного сектора в экономике страны и состоянием ресурсной базы. Изменения подходов американского руководства в лицензионной политике связаны также с политической окраской объективных изменений в структуре энергобаланса страны и прежде всего растущей зависимостью от импорта нефти. Опыт США в этих вопросах может быть полезен для принятия управленческих решений в отношении развития отечественного топливно-энергетического комплекса, поскольку состояние ресурсной базы России и США имеет достаточно много общего.

Растущий интерес в США к вопросам развития национального топливно-энергетического комплекса связан с накопившимися просчетами в управлении данной отраслью, проявляющимися в заметном росте цен на энергию и энергоресурсы, сдерживающим экономический рост страны. Независимые американские эксперты считают, что в течение десятилетий США не имеют целостной энергетической политики, которая выстраивается преимущественно в формате антикризисного отклика. К числу причин, которые привели к критическому положению относят нехватку и неадекватное развитие инфраструктуры энергетики, стремительный рост мировой и американской экономики в 1980-е и 1990-е гг., образовавшийся в результате неблагоприятного стечения факторов недостаток физических мощностей для передачи энергии и энергоносителей, изменение показателей динамики запасов и резервов с положительной на устойчиво отрицательную, нехватку квалифицированного персонала в отраслях ТЭК, своевременно неучтенные побочные эффекты дерегулирования и либерализации различных сегментов энергетического рынка. Таким образом, нынешние энергетические вызовы США увязываются не с наличием доступной ресурсной базы, а с инфраструктурными проблемами, решение которых должно стать приоритетом политического руководства. К сожалению, эти доводы во многом остались неуслышанными как республиканской, так и демократической администрациями. Поэтому провалы в разработке долгосрочной энергетической стратегии, включающей подходы к вопросам развития национальной нефтегазодобычи в равной степени можно отнести на счет обеих политических партий.

В послевоенный период США в сфере энергообеспечения отказались от исключительной опоры на собственные возможности и сделали выбор в пользу диверсифицированных, экономически эффективных поставок энергоносителей из-за рубежа. 1980-е и отчасти 1990-е годы быстрого экономического роста американской экономики совпали с периодом интенсивного увеличения издержек нефтедобывающих предприятий в США, неуклонно возраставших ограничений на строительство новых мощностей и объектов инфраструктуры ТЭК. Одновременно из-за едва ли не самой низкой по экономике нормы прибыли усилился отток инвестиционного капитала из базовых энергетических отраслей в сферу высоких технологий, обескровливая перспективные проекты развития энергетики США. Наложившееся на это во второй половине 1990-х гг. кризисное падение мировой конъюнктуры рынка энергоносителей усилило нехватку капитальных вложений в основное оборудование и квалифицированного персонала. Обозначился замкнутый круг проблем: в целях привлечения необходимого для развития энергетической инфраструктуры капитала по законам рынка требовалось поднять прибыльность энергетического бизнеса и стоимость акций энергетических компаний. Для этого необходима минимизация издержек в первую очередь за счет дальнейшего сокращения простаивающих мощностей, снижения запасов и резервов до уровня, обеспечивающего выполнение существующих контрактов строго в согласованное время. Продиктованные рыночными законами действия, таким образом, вели к дальнейшему обострению инфраструктурного кризиса, несли угрозу повторяющихся перебоев в поставках и скачков цен, дестабилизировали работу отрасли. Поэтому государственное вмешательство стало жизненной необходимостью.

Концептуальные основы энергетической политики республиканцев в 2001 году были разработаны рабочей группой в рассчитанной на 20 лет программе "Национальная энергетическая политика. Документ стал основой республиканского проекта "всеобъемлющего" Закона об энергетической политике, на обсуждение и согласование положений которого с оппонентами потребовалось долгих 4 года.

Ключевым элементом энергетической стратегии США, нацеленной на снижение зависимости от импорта нефти, по идее, предложенной комиссией Чейни, должна была стать "экологически регулируемая" добыча нефти на участке № 1002 Арктического природного заповедника на Аляске - АПЗА, около 6 тыс. кв. км, около 8 % территории заповедника и 0,4 % территории штата узкой прибрежной равнины на севере этого штата, выходящей к морю Бофорта, экономически извлекаемые доказанные запасы нефти которой оцениваются в 0,8-1,2 млрд. т.

Промысловая деятельность в промышленных масштабах ведется на Аляске с начала прошлого столетия. С 1903 по 1985 год, до введения ограничений на добычу углеводородов, в этом штате было пробурено в общей сложности 26 материковых скважин и одна на континентальном шельфе. Аляска дает значительную долю национальной нефти и газодобычи США, лицензирование разведки и разработки отдельных материковых и шельфовых участков штата осуществляется и в настоящее время, хотя и не без проблем, связанных с необходимостью согласования различных групп интересов. Однако основная часть новых лицензионных участков менее разведана, чем 1002-ая площадь, выявленные нефтегазоносные проявления в совокупности хотя и больше по величине, чем в заповеднике, но более рассеяны.

Добыча нефти на Аляске вступила в фазу падающего производства. При открытии крупнейшего нефтяного месторождения штата Прудхо Бэй в 1968 г. его доказанные запасы оценивались в 9,6 млрд. баррелей, однако уже к 2003 г. совокупный объем добычи превысил 11 млрд. баррелей, при этом доказанные запасы нефти всего штата сократились с 8,4 млрд. баррелей в 1977 г. до 3,6 млрд. баррелей в 2009 г. Этот процесс можно остановить и даже на время обратить путем освоения новых уже известных месторождений на территории заповедника. Интерес к разбуриванию заповедника имеется и в самом штате, поскольку с падением добычи стали сокращаться и отчисления от нее в местный Фонд будущих поколений. Такое развитие событий, безусловно, благотворно повлияет на экономику и благосостояние Аляски и придаст позитивный импульс всей американской экономике, улучшит баланс спроса и предложения в среднесрочной перспективе. Но рассчитывать на решение всех проблем нефтяной отрасли США, особенно в части ее зависимости от поставок сырья из-за рубежа, за счет одной только этой меры вряд ли благоразумно.

Проблема качества и изученности имеющихся запасов нередко ускользает из поля зрения политиков, ориентирующихся на показатели эффективности лицензионной деятельности. В случае США сторонники либерального подхода рассчитывают на то, что рост активности государства по предоставлению бизнесу возможностей для промысловой деятельности приведет к увеличению добычи на дополнительно разбуренных скважинах. Наличие под административным запретом для промысловой деятельности 79 % недоказанных нефтяных ресурсов материкового и 21 % шельфового залегания может рассматриваться как существенный резерв увеличения национальной нефтедобычи. Почти четверть из этого объема приходится на Аляску.

Однако причинно-следственная связь между этими факторами на самом деле неоднозначна, поскольку физический рост добычи зависит еще от множества других параметров. Поэтому не лишены оснований и доводы противников активизации лицензирования, которые справедливо обращают внимание на то, что лишь 43 % участков, на которые были выданы лицензии на материке и 21 % на шельфе являются продуктивными, остальные по различным причинам простаивают. В этой связи резервом развития нефтедобычи может стать сокращение срока действия лицензии с 10 до 5 лет с возможностью ее отзыва и последующего повторного вынесения на аукцион.

От продажи лицензий на добычу углеводородов на 1002-ом участке предусматривалось выручить 2,5 млрд. долл. Половина из них пошла бы через федеральный бюджет целевым образом на исследования и разработки в области возобновляемых источников энергии, что является одной из основ энергетической платформы Демократической партии США. Такой увязкой республиканцы рассчитывали добиться целей собственной повестки в энергетической политике, расширения промысла углеводородов внутри США, а в случае саботажа демократами разработки АПЗА они же оказывались виновными в возникающем недостатке финансирования важных для них направлений энергетической политики. Помимо политико-идеологических расчетов в основе такого механизма, безусловно, лежали бюджетные соображения: чем большую часть расходов на реализацию предусматриваемых регулирующих мер удастся компенсировать поступлениями от других мер, тем менее "дорогим" для бюджета окажется законодательный акт, а значит у него будет больше шансов пройти через Конгресс. На практике это парализовало решение основных задач, стоявших перед администрацией в энергетической сфере, поскольку подходы к разработке новых площадей разошлись во многом не по партийной принадлежности.

Разменной картой в политическом противостоянии по вопросам развития национальной энергетики стала не только 1002-ая площадь на Аляске, но и перспектива разведки и добычи на глубоководном морском участке № 181 шельфа Мексиканского залива более чем в 100 милях от побережья США.

Интерес к разбуриванию внешнего континентального шельфа помимо традиционно ориентирующихся на морскую нефтегазодобычу Техаса, Луизианы и Алабамы проявили и некоторые другие штаты, рассчитывавшие на получение наряду с федеральной казной заметной доли доходов от промысловой деятельности вдали от своих берегов. В США распределение отчислений регулируется законом для каждого штата отдельно, что и порождало надежды прибрежных штатов на более высокие доли отчислений, чем ранее были приняты для других. По бюджетному законодательству США проще согласовать новое распределение доходов, чем пересматривать ранее заключенные акты по этому вопросу.

Провал усилий администрации Дж. Буша по активизации коммерческого освоения нефтегазовых ресурсов Аляски и шельфа Мексиканского залива финансово обескровил многие направления энергетической политики. Часть предложений была исключена из законотворческого пакета во избежание провала политической инициативы как таковой в процессе согласований. В результате получило распространение мнение о крахе энергетической политики республиканцев в целом, с чем вряд ли можно согласиться. Обе палаты Конгресса поддержали решение о проведении инвентаризации нефтегазовых месторождений на континентальном шельфе США, а также у берегов соседних Мексики и Канады.

Для стимулирования национальной добычи на сложных и истощённых месторождениях, где промысел находится на грани рентабельности, в Закон 2005 г. был включен пакет налоговых льгот от компенсации с 2003 г. расходов промысловых компаний на геологоразведочные работы до освобождения от уплаты роялти в случае падения рыночной цены нефти ниже уровня, оцениваемого в качестве себестоимости добычи. Учитывая высокую социальную значимость поставок природного газа американским потребителям и скачки цен на него на рубеже 2000-х гг., конгрессмены включили в текст закона также налоговые послабления для предприятий, осуществляющих добычу этого энергоносителя из глубоко залегающих пластов на мелководье Мексиканского залива.

В целях расширения геологоразведочных работ, из-за вялости которых в 1990-х и 2000-х гг. прирост запасов углеводородов в США стал отставать от уровней их добычи, в Законе было предусмотрено сокращение сроков амортизации расходов на ГРР для большинства независимых компаний до двух, а для крупных вертикально-интегрированных до 5 лет, до этого период амортизации определялся временем продуктивности месторождения. Большинство этих мер были направлены на поддержку небольших предприятий с низким уровнем добычи или независимых компаний, планирующих продлить срок эксплуатации истощённых участков, а также осваивать новые с высокими издержками для себя. Фискальная поддержка этого сегмента нефтегазовой отрасли позволяет удержать от резкого падения национальную добычу и выполняет важную социальную функцию сохранения рабочих мест.

Рассматриваемые меры, безусловно, сами по себе неспособны кардинальным образом повлиять на ситуацию в нефтегазодобыче США, однако это не означает, что их следует отнести к неудачам администрации Дж. Буша. Напротив, после одобрения Конгрессом Закона 2005 г., включавшего в себя эти стимулы, ежегодное количество выводимых из эксплуатации малодебитных и истощенных скважин сократилось на 20-25 % по сравнению со средним показателем предшествовавшего десятилетия, общее количество скважин этой категории в 2006 г. выросло на 2,3 % по отношению к среднегодовому фонду за предшествующее десятилетие и на 6 % к среднему показателю за первые 4 года республиканской администрации, а их доля в общенациональной добыче поднялась с 14 до 18 %. Еще более значительны результаты принятых мер в сфере газодобычи: скважинный фонд в 2006-2008 гг. рос в 2,2 раза быстрее, чем в предыдущее десятилетие, что обеспечило увеличение к 2009 г. национальной добычи газа на 9 % и существенно смягчило перспективу увеличения зависимости США от импорта СПГ.

В большинстве случаев законодатели не дискриминировали использование вводимых льгот в отношении различных компаний отрасли. Объем экономии крупных корпораций за счет их применения в силу эффекта масштаба оказывался существенно выше, чем у небольших независимых производителей, разрабатывающих одну или несколько скважин. Поэтому в 2009 году в разгар финансово-экономического кризиса большинство из этих стимулов были ликвидированы демократическим составом Конгресса и администрацией Б. Обамы. Нынешняя демократическая администрация впервые поставила под сомнение постулат прямой зависимости национальной энергетической безопасности от расширения национальных возможностей добычи углеводородов и провозгласила курс на снятие остроты проблемы зависимости США от импорта энергоносителей путем регулирования спроса на энергоносители. Это является резким разворотом не только по отношению к предшествовавшей администрации Дж. Буша, но и к демократической администрации У. Клинтона 1990-х гг.

Последствия нынешнего революционного подхода Вашингтона к энергетической отрасли трудно предсказать. Изменения не встретили поддержки не только у политических оппонентов нового президента в Конгрессе и представителей энергетической отрасли США, но и у многих независимых экспертов, которые постоянно настаивали на сбалансированных подходах, предостерегали от чрезмерных иллюзий в отношении новых технологий, неспособных быстро обеспечить широкомасштабное коммерческое замещение ныне используемых в ТЭК энергоносителей.

Новая демократическая волна политиков в Вашингтоне не сделала практических выводов из ошибок своих предшественников. В условиях обрушившегося на США финансово-экономического кризиса речи не могло идти о дорогостоящей для растущего бюджетного дефицита реформе энергетической отрасли. На традиционном пути "самофинансирования" энергетической реформы поменялись лишь стороны баланса: источник ассигнований на альтернативы углеводородному сырью предполагается найти за счет дополнительного налогообложения его производителей. Перечень знаковых политических проектов демократической администрации США, для которых требовались значительные финансовые ресурсы, не исчерпывается климатической доктриной. Менее чем через месяц после своей инаугурации президент Б. Обама заявил, что энергетическая составляющая является существенной частью его плана ускоренного послекризисного возрождения национальной экономики, дав понять, что намерен использовать новые подходы в энергетической сфере для решения других экономических проблем. При этом он прямо подчеркнул, что намерен использовать новые подходы в национальной энергетике для пополнения государственного бюджета. Последняя концепция вполне привычна для России, однако весьма оригинальна для экономической политики США.

В феврале 2009 года в США был принят "Закона о реинвестировании и восстановлении национальной экономики" США, который предусматривает комплекс мер, направленных на пересмотр основ производства и потребления энергии в США. На 56 подпадающих под критерии этого закона знаковых проектов в области энергетики предполагается выделить более 90 млрд. долл. за 10 лет, что примерно в 10 раз дороже одобренной версии Закона 2005 г. Большая часть одобренных в ARRA ассигнований, более 83 % приходится на возобновляемую энергетику, повышение энергоэффективности, совершенствование общественного транспорта и модернизацию электросетей. К числу других законодательных инициатив демократической партии США, определяющих существо новых подходов в национальной энергетической политике, относится "Закон об энергетической независимости и энергобезопасности" EISA, принятый по инициативе демократического большинства в Конгрессе в декабре 2007 г. еще при республиканской администрации Дж. Буша. Основные его положения предусматривают резкое увеличение потолка среднекорпоративной топливной экономичности автотранспорта с 8,7 до 6,7 л/100 км до 2020 г. Бюджетные расходы на соответствующие правительственные программы предполагается финансировать за счет увеличения изъятий в нефтяной отрасли в форме отзыва предоставленных предыдущими нормативно-правовыми актами налоговых льгот и зачетов.

Из окончательной редакции EISA под угрозой провала инициативы были исключены положения об отзыве ранее предоставленных налоговых льгот и послаблений национальным нефтегазовым компаниям. Смысл этой инициативы демократов, зеркальной по отношению к республиканскому проекту Закона об энергетической политике 2005 года, заключался в том, чтобы сформировать из восстанавливаемых налоговых поступлений от национального ТЭК основной источник финансирования программ повышения энергоэффективности и активного развития альтернативной энергетики. Судьба этой инициативы по существу повторила судьбу идеи разбуривания АПЗА, оставив важное в целом направление энергетической политики без должного финансирования.

Центральным элементом нового подхода к регулированию национальной энергетики стала климатическая доктрина, ставшая логическим продолжением международных обязательств демократической администрации У. Клинтона 1998 года. Пересмотр прежних подходов администрации Буша привел демократических лидеров новой волны к своеобразному "климатическому экстремизму", граничащему со здравым смыслом. Небезосновательно критикуя республиканцев за пассивность, баллотировавшаяся кандидатом в президенты от демократической партии нынешний госсекретарь Х. Клинтон в 2007 г. собиралась сократить за 20 лет среднее потребление моторного топлива транспортными средствами в США с 8,7 до 4,3 л на 100 км, общенациональное потребление жидких углеводородов на 1/3, а эмиссию парниковых газов, в первую очередь углекислого на 80 % к 2050 г. После победы на президентских выборах 2008 года Б. Обама пронес эти идеи в несколько трансформированном виде, процент сокращения был снижен с 80 % до 50 %. Однако даже этот политический лозунг оказался недостаточно проработанным в практическом плане, и в апреле 2010 г. министр энергетики США С. Чу попросил Национальный нефтяной совет США изучить вопрос о том, какими мерами можно было бы достичь указанного уровня снижения эмиссии парниковых газов.