Размещено на http://www.allbest.ru/

Энергетическая стратегия России до 2020 г., ее реализация и перспективы развития ТЭК

С.А. Оганесян

Разработанная Минэнерго и принятая в 2003 г. Правительством Российской Федерации (Распоряжение № 1234 от 28.08.2003 г.) Энергетическая стратегия России на период до 2020 г. (далее: ЭС--2020) определила основные направления и приоритеты развития топливно-энергетического комплекса страны на долгосрочную перспективу. Сегодня, оглядываясь назад на прожитые пер вые 5 лет XXI века, можно подвести итоги того, что удалось сделать за эти годы, оценить результаты работы отраслей ТЭК и ход выполнения основных прогнозных показателей, предусмотренных ЭС--2020, а также внести необходимые коррективы с учетом быстро меняющихся реалий и новых задач, стоящих перед страной, по ускоренному развитию экономики и увеличению темпов роста ВВП.

В целом благоприятная конъюнктура мировых энергетических рынков и рост мировых цен на энергоносители в 2000--2005 гг. во многом определяли динамику развития ключевых отраслей ТЭК. Это в первую очередь касается нефтяной промышленности, продемонстрировавшей за прошедшие годы высокие темпы роста.

Нефтяная промышленность

Нефтяная промышленность является одним из наиболее устойчиво работающих производственных комплексов национальной экономики; отрасль полностью обеспечивает внутренние потребности страны в нефтяном сырье и горючесмазочных материалах, формирует основу доходной части государственного бюджета и является основным донором стабилизационного фонда. На долю нефтяной промышленности приходится более 16% произведенного ВВП страны, четвертая часть налоговых и таможенных поступлений в бюджеты всех уровней, а также более трети поступающей в Россию валютной выручки. энергетический рынок топливный

В 2000-2005 гг. динамика спроса и цен на мировом нефтяном рынке складывалась благоприятно для российской нефтяной отрасли: цены основного российского эталонного экспортного сорта нефти Urals не опускались ниже $23,3 за барр. (в 2001 г.), увеличившись к 2005 г. до максимального за последние 20 лет уровня - $50,5 за барр., т.е. значительно превысив прогнозные оценки ЭС-2020.

Рост цен обеспечивался устойчивым повышением суммарного мирового спроса на нефть и нефтепродукты в первую очередь на североамериканском топливном рынке и региональных рынках быстроразвивающихся стран Азиатско-Тихоокеанского региона (далее - АТР).

Стремление российских нефтяных компаний к увеличению экспортной выручки в условиях благоприятной мировой конъюнктуры цен стимулировало ежегодный прирост физических объемов экспорта нефтяного сырья за рубеж и служило основным экономическим стимулом для компаний к активному наращиванию добычи нефти. Вследствие этого экспорт сырья из страны всеми видами транспорта увеличивался быстрее, чем прирастала добыча нефти, которая в свою очередь росла темпами, значительно превышавшими прогнозные показатели ЭС-2020. За период с 2000 по 2005 гг. экспорт нефти из России увеличился на 73,9%, добыча нефти возросла на 45,4%, а переработка сырья на российских НПЗ - на 19,5%.

В 2000-2005 гг. в нефтяной отрасли Российской Федерации отмечалась устойчивая тенденция к росту среднегодовых объемов добычи нефтяного сырья темпами, превышающими плановые показатели ЭС-2020.

Достигнутый по итогам 2005 г. уровень добычи нефти в Российской Федерации на 5,6% (25 млн. т) превысил прогнозные ориентиры оптимистического сценария ЭС-2020 г., предусмотренные на соответствующий период. Достижение такого уровня добычи было предусмотрено Энергетической стратегией на 2010 г. (445-490 млн. тонн).

Основной прирост добычи нефти по-прежнему обеспечивается Западно-Сибирскими месторождениями Уральского Федерального округа, на долю которого приходится 68,1 % совокупной годовой добычи нефти в стране. В 2005 г. добыча нефти в округе выросла на 3,3%, превысив тем самым среднеотраслевой показатель прироста добычи по России и аналогичные показатели по другим регионам страны.

Второй в стране по объему добычи нефти Волго-Уральский регион (Волго-Уральская НГП) находится в поздней стадии разработки продуктивных месторождений и характеризуется затухающей добычей, которая в ближайшие несколько лет начнет сокращаться. Замедление темпов роста нефтедобычи в Волго-Уральском регионе компенсируется наращиванием добычи в перспективных нефтегазоносных районах Тимано-Печорской, Северо-Кавказской и Прикаспийской НГП, вследствие чего суммарная добыча нефти на территории Европейской части России возрастает, и, как показывает анализ, такая динамика сохранится в течение ближайших 10 лет.

Россия располагает значительными ресурсами углеводородов. Прогнозные ресурсы нефти оцениваются в 44 млрд. тонн, которые расположены в основном на суше (примерно ЗЛ). На долю двух федеральных округов - Уральского и Сибирского приходится примерно 60% всех ресурсов нефти. Из остальных регионов выделяется Дальний Восток - около 6% прогнозных ресурсов нефти.

При этом вероятные запасы и ресурсы распределенного фонда недр в основных районах добычи нефти и газа могут обеспечить воспроизводство минерально-сырьевой базы в ближайшие 10-15 лет не более чем на 30-40%, а остальные запасы должны быть приращены за счет разведки и освоения новых территорий и акваторий России.

Состояние ресурсно-сырьевой базы нефтяной промышленности можно охарактеризовать как ухудшающееся в количественном и качественном отношении.

1. Уровень добычи нефти ежегодно превышает прирост запасов. Эта тенденция сохраняется с 1994 г. (за исключением кратковременного периода роста ГРР в 2000-2001 гг.). В 1994-2005 гг. восполнение геологических запасов нефти в результате проведения ГРР составило не более 64% от накопленной за этот период добычи.

2. Одновременно с количественным сокращением происходит постепенное качественное ухудшение сырьевой базы:

* доля трудноизвлекаемых запасов увеличилась до 55-60%;

* средняя степень выработанности запасов на эксплуатируемых месторождениях превысила 50% (в т.ч. старых месторождениях - 78-81%);

* основные нефтегазовые провинции (Западная Сибирь, Урало-Поволжье) вышли на поздние стадии разработки, при этом ресурсный потенциал "новых" провинций (Тимано-Печорская НГП, Дальний Восток и Восточная Сибирь) кратно меньше "старых" и характеризуется высокими затратами на освоение;

* в структуре извлекаемых запасов существенно возросла доля мелких месторождений (около 80% месторождений, находящиеся на балансе государства, относятся к этой категории). Раздробленность запасов по мелким месторождениям требует дополнительных

расходов на создание промысловой инфраструктуры, что повышает себестоимость добычи и усложняет процесс ввода объектов в эксплуатацию;

* около 80% запасов нефти разведано в удаленных и северных районах страны, что сильно осложняет добычу и удорожает транспортировку сырья к перерабатывающим предприятиям и конечным потребителям;

* свыше трети разведанных запасов нефти приурочено к малопроницаемым коллекторам либо приходится на высокосернистую, высоковязкую и тяжелую нефть, что также осложняет добычу и переработку сырья и снижает цену российской нефти на мировом рынке;

* около четверти ресурсов нефти приходится на шельфы в основном замерзающих акваторий арктических морей. Их освоение требует дорогостоящего оборудования с ледовой защитой и решение проблем транспортировки добытой нефти.

Текущие объемы извлекаемых запасов нефти и газового конденсата распределенного фонда недр традиционных районов нефтедобычи позволяет поддерживать ежегодный прирост суммарной добычи нефти в Российской Федерации в течение ближайших не менее чем 20 лет при условии:

* соблюдения недропользователями проектных условий разработки месторождений;

* применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) и вследствие этого повышения коэффициента извлечения нефти;

* постепенного вовлечения в разработку и освоение более глубоких (3-5 км и более) горизонтов уже эксплуатируемых и осваиваемых месторождений (что будет сопровождаться увеличением себестоимости добычи на этих месторождениях) или начала активного освоения новых (в т.ч. еще не открытых в настоящее время) перспективных месторождений.

Для сохранения достигнутого уровня обеспечения прироста добычи нефтяного сырья в 2006-2020 гг. необходимо:

* обеспечить воспроизводство ресурсной базы, активизировать деятельность недропользователей по организации ГРР, увеличить привлекательность и надежность инвестиций в геологоразведку;

* скорейшее принятие законов "О недрах" (новая редакция) и "О концессионных соглашениях";

* внесение в Налоговый Бюджетный и Земельный Кодексы изменений и дополнений, направленных на повышение ответственности недропользователей за состояние и восполнение

геологических запасов углеводородного сырья, находящихся в их пользовании;

* разработка и внедрение системы комплексных мероприятий, направленных на стимулирование недропользователей к активизации ГРР и вовлечение в разработку новых месторождений.

Положение осложняется еще и тем, что около 80% всех извлекаемых запасов страны сосредоточены у пяти крупных нефтяных компаний (ОАО "НК "ЛУКойл", ОАО "Сургутнефтегаз", ОАО "НК "Роснефть", ОАО "ТНК-ВР", ОАО "НК "Сибнефть"), обеспечивающих более половины добычи нефти в стране. У этих компаний есть резервы для поддержания текущего уровня добычи нефти и наращивания ее в перспективе без дополнительных затрат на увеличение объема ГРР, внедрение новых технологий повышения эффективности разработки месторождений и повышение нефтеотдачи.

Существующая практика недропользования позволяет нефтяным компаниям осуществлять выборочную отработку запасов. Чрезмерная обеспеченность запасами нефтяных компаний позволяет выводить из эксплуатации тысячи так называемых малодебитных скважин и одновременно наращивать добычу нефти в основном за счет интенсификации разработки активных запасов. Это ускоряет процесс ухудшения структуры запасов со всеми вытекающими негативными последствиями.

Имеющиеся в настоящее время добывающие мощности нефтяных компаний характеризуются низкой эффективностью:

* практически для всех компаний характерна высокая степень обводненности продукции (в среднем по отрасли более 79%);

* средний дебит скважин по большинству компаний не превышает 14 т/сутки (за исключением ОАО "НК" Сибнефть", соответствующий показатель которой составил в 2005 г. 25 т/сутки);

* новые скважины, вводимые в эксплуатацию, характеризуются увеличением глубины проходки и ростом доли скважин, оборудованных электро-центробежными насосами, что существенно увеличивает себестоимость добычи нефти.

Очевидно, что все это не могло не сказаться на динамике нефтедобычи и стало одной из основных причин замедления темпов добычи нефти нефтяными компаниями в 2005 году.

Дальнейшая динамика добычи нефти в России будет во многом определяться темпами освоения новых нефтегазоносных провинций и вовлечения в эксплуатацию новых месторождений, что потребует существенной активизации ГРР и создания необходимой инфраструктуры.

Важной задачей для отрасли на ближайшую перспективу становится предусмотренное ЭС-2020 начало разработки шельфовых месторождений нефти и газа, что потребует привлечения в отрасль крупных капиталовложений. В настоящее время Минпромэнерго и Федеральное агентство по энергетике России в рамках специально созданной Межведомственной комиссии участвуют в разработке проекта Стратегии изучения и освоения нефтегазового потенциала континентального шельфа, которая должна быть принята в ближайшее время.

Другим фактором, оказавшим существенное влияние на динамику развития нефтяной отрасли в 2003-2005 гг., стало увеличение налоговой нагрузки.

Введение в 2003 г. нового Таможенного кодекса, изменение порядка расчета основных налогов и таможенной пошлины с привязкой к мировым ценам привело к перераспределению доходов от экспорта нефти в пользу государства, доля которого в структуре экспортной выручки увеличилась с 37% в 2003 г. до 58% в 2005 г.

В период с 2003 по 2005 гг.: котировки мировых цен выросли на 84%; ставка НДПИ увеличилась на 153% (более чем в 2,5 раза); экспортная таможенная пошлина возросла на 329% (почти в 3,3 раза); себестоимость добычи повысилась на 41%; транспортная составляющая увеличилась на 39%.

Вследствие этого, несмотря на беспрецедентный рост мировых цен, доходы экспортеров от экспорта нефтяного сырья за рубеж снизились за этот же период на 18%.

Сокращение рентабельности экспорта в первую очередь отразилось на наименее рентабельных направлениях и видах транспорта. Доля Ближнего зарубежья (стран СНГ) в структуре российского экспорта нефти снизилась с 17% в 2003 г. до 15% в 2005 г, доля поставок железнодорожным транспортом, в т.ч. через железнодорожные терминалы НПЗ (исключение при этом составляют увеличивающиеся поставки нефти в Китай через терминалы Омского и Ангарского НПЗ), сократилась на 54%.

Начиная с 2004 г., ранее поддерживавшиеся нефтяными компаниями высокие темпы прироста добычи и экспорта нефти начали снижаться. При этом в 2005 г. впервые за последние 7 лет произошло снижение физических объемов экспорта нефти из России по сравнению с предыдущим годом, несмотря на благоприятную конъюнктуру внешнего рынка и рост мировых цен. Следует отметить, что речь идет не об убытках, а об ограничении роста доходов экспортеров. Однако чрезмерная налоговая и таможенная нагрузка повышает для компаний риски долгосрочных капвложений в нефтедобычу и может негативно отразиться на перспективах вовлечения в разработку новых месторождений и освоения новых нефтегазоносных регионов, включая реализацию высокозатратных шельфовых проектов.

Сокращение экспорта не затронуло трубопроводного транспорта, объем поставок которым продолжает расти, что косвенно свидетельствует о постепенном расширении трубопроводной системы и отсутствии каких-либо "технических" ограничений на экспортных направлениях. Однако в целом экспортная инфраструктура страны сохраняет ориентированность на Европу, на долю которой (с учетом европейских стран СНГ) приходится более 90% текущего российского экспорта нефти.

Реализация предусмотренных ЭС-2020 проектов строительства нефтепроводной системы "Тайшет-Тихий океан" и трубопровода "Харьяга-Индига" с развитием необходимой портовой инфраструктуры позволит в перспективе:

* снизить зависимость от европейского нефтяного рынка, отличающегося высокой конкурентностью и ограниченной емкостью;

* увеличить экспорт российского нефтяного сырья на перспективные рынки США, Китая и др. стран АТР;

* создать транспортную инфраструктуру, необходимую для формирования в Тимано-Печорском бассейне, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке новых перспективных нефтедобывающих районов;

* обеспечить прогнозный рост добычи нефти, предусмотренный ЭС-2020.

В настоящее время трубопроводный транспорт обеспечивает 86,4% экспорта нефти из России (в т.ч. 39,8% с перевалкой через российские морские терминалы).

Основное развитие трубопроводной и портовой инфраструктуры, обеспечивающей экспорт нефти, было обеспечено за счет реализации в 2000-2005 гг. проекта строительства и поэтапного расширения Балтийской трубопроводной системы (БТС). Первая очередь БТС мощностью 12 млн. т нефти в год была сдана в эксплуатацию в декабре 2001 года. Мощность системы была увеличена до 40 млн. т в год в феврале 2004 г., а в конце 2004 г. - до 50 млн. т в год. В настоящее время на долю БТС приходится 23% суммарного годового экспорта нефти. Завершается последний этап развития системы и увеличения ее пропускной способности до 60 млн. т в год.

Строительство БТС способствовало росту поставок российской нефти на северо-западном направлении, полностью компенсировав снижение транзитных поставок через морские терминалы прибалтийских стран.

В целях выработки единого подхода к планам роста добычи и экспорта нефти и нефтепродуктов, оптимизации развития транспортной инфраструктуры российского 'нефтяного комплекса, Координационным советом ТЭК, в состав которого входят руководители ведущих нефтяных и транспортных компаний, признана целесообразной разработка Генеральной схемы развития нефтепроводного транспорта Российской Федерации на период до 2020 г.

Нефтеперерабатывающая промышленность

Нефтеперерабатывающая промышленность является важным звеном единого топливно-энергетического комплекса России, определяющим эффективность использования нефтяного сырья.

Приоритетные задачи отрасли:

* обеспечение текущего спроса внутреннего рынка и стратегических потребностей страны в моторном и котельно-печном топливе, смазочных материалах и других нефтепродуктах;

* производство сырья для нефтехимической промышленности России;

* реконструкция и модернизация перерабатывающих мощностей российских НПЗ с опережающим развитием процессов глубокой переработки сырья;

* снижение энергоемкости производственных процессов;

* повышение глубины переработки и выхода светлых нефтепродуктов на единицу перерабатываемого сырья;

* совершенствование ассортимента выпускаемой продукции и качества производимых нефтепродуктов в соответствии с ужесточающимися экологическими стандартами и требованиями современной техники;

* организация эффективного экспорта нефтепродуктов и повышение их конкурентоспособности на внешних рынках;

* реализация проектов, направленных на оптимизацию транспортной составляющей при экспорте российских нефтепродуктов.

Основой нефтеперерабатывающей промышленности Российской Федерации являются 27 крупных нефтеперерабатывающих заводов (далее-- НПЗ), суммарной мощностью первичной переработки (здесь и далее - по установкам ЭЛОУ-АВТ) 252,7 млн. т сырой нефти в год. Доля этих НПЗ в общероссийском объеме переработки нефти достигает 95%. Средняя мощность одного российского НПЗ (по состоянию на 2005 г.) равна 9,4 млн. т нефти в год и имеет тенденцию к уменьшению за счет постепенного выбытия (списания) технологически устаревших и изношенных и мощностей. Однако, несмотря на постепенное сокращение, средняя мощность российского НПЗ остается выше среднемирового показателя (6,0 млн. т/год), что позволяет частично поддерживать конкурентоспособность и сокращать издержки за счет большей концентрации производства при худшей технической оснащенности предприятий по сравнению с современными зарубежными аналогами.

Переработка нефтяного сырья осуществляется также на:

* 5 нефтеперерабатывающих заводах ОАО "Газпром", общей мощностью по сырью 7,7 млн. т в год;

* 40 малотоннажных установках (мини-НПЗ), общей мощностью по сырью 5,6 млн. т в год.

Большинство российских НПЗ было построено в 60-х годах прошлого века и характеризуется:

* высокой степенью износа основных фондов (до 80%);

* использованием устаревших, энергоемких и экологически несовершенных технологий;

* низкой долей деструктивных углубляющихся процессов (каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование) в технологической схеме переработки нефти. В последние годы в РФ этот показатель не превышает 13% от объема первичной переработки нефти (в странах Западной Европы, соответственно, от 30% до 50% и выше);

* низким уровнем конверсии нефтяного сырья в более ценные продукты переработки. Средний показатель глубины переработки нефти на НПЗ России составляет около 71%. При этом по 11 предприятиям глубина переработки составляет менее 65% и только на 4 НПЗ превышает 80%, приближаясь к уровню современных зарубежных НПЗ (от 85 до 95%). Модернизация отрасли происходит медленными темпами, вследствие чего текущая средняя глубина переработки сырья на российских НПЗ за последние 5 лет практически не увеличилась и осталась ниже уровня, предусмотренного на 2005 г. ЭС-2020.

Ограничение в 2004, 2005 гг. рентабельности экспорта нефти за рубеж стало для нефтяных компаний важным стимулом к наращиванию переработки нефти на отечественных НПЗ. Впервые за последние несколько лет объем переработки нефтяного сырья на НПЗ России устойчиво рос, составив по итогам текущего года оценочно 206 млн. тонн (+6,1% к 2004 г.).

Дальнейшее наращивание объемов переработки на отечественных НПЗ, несмотря на наличие свободных первичных перерабатывающих мощностей, сдерживается невысокой технической оснащенностью НПЗ и недостаточной обеспеченностью углубляющими вторичными процессами. Вследствие этого в структуре производимой продукции российскими НПЗ превалирует мазут, доля которого составляет около 27% от объема перерабатываемого сырья (27,4% в 2005 г.).

Предусматривается, что по мере реконструкции предприятий отрасли и увеличения глубины переработки доля мазута в структуре производства и экспорта нефтепродуктов будет сокращаться при сохранении стабильных объемов поставки на внутренний рынок.

Суммарное производство моторных топлив увеличилось за 5 лет с 82,7 млн. т в 2000 г. до 100,0 млн. 2005 г., что соответствует прогнозному показателю ЭС-2020. С учетом планируемой реконструкции НПЗ доля моторных топлив в структуре производства нефтепродуктов и объем производства моторных топлив на НПЗ России будут увеличиваться, качество и ассортимент выпускаемых топлив будет приближаться к уровню современным мировых требований. За последние годы в этом направлении уже наметились положительные тенденции:

* объем производства высокооктанового автобензина АИ-92 и выше возрос с 11,1 млн. т до 18,1 млн. т, и его доля составила 57,9% от общего объема производства бензинов;

* производство низкосернистого дизельного топлива с содержанием серы 350 ррт (0,35%) и ниже увеличилось с 3,2 млн. т до 10,6 млн. т и составило 18,6% от общего объема производства дизельных топлив;

* в соответствии с Федеральным законом РФ № 34-ФЗ от 22 марта 2003 г. с 01.07.2003 г. полностью прекращено производство и использование этилированных автобензинов.

Рост объемов переработки и увеличение производства нефтепродуктов российскими НПЗ в 2000-2005 гг. позволил полностью обеспечивать потребности внутреннего рынка в топливе и увеличивать объемы экспорта нефтепродуктов. При этом рост экспорта происходил без ущерба для обеспечения внутреннего рынка.

За период с 2000 г. по 2005 г. суммарное внутреннее потребление всех видов моторного топлива увеличилось на 20,9%, чему способствовал рост покупательной способности населения, увеличение автопарка и объемов авиаперевозок. Потребление печного топлива (мазута) сокращалось (в первую очередь в электроэнергетике за счет увеличения доли ГЭС и потребления газа) и уменьшилось за пять лет на 37,9%.

Увеличение налоговой нагрузки на нефтяные компании, привязка ставки НДПИ к мировым ценам и рост мировых цен способствовал росту цен внутреннего рынка на производимые нефтепродукты. Динамика изменения цен внутреннего рынка в целом повторяет динамику изменения мировых котировок, однако цены при этом (в сопоставимых единицах и условиях на 31.12.2005 г.) значительно уступают мировому уровню:

* по автомобильному бензину - на 34%;

* по дизельному топливу - на 20%;

* по авиационному топливу - на 79%. Важнейшие задачи нефтеперерабатывающей промышленности на ближайшие годы:

* проведение реконструкции и модернизации НПЗ

нефтяными компаниями;

* строительство комплексов глубокой переработки сырья;

* создание технической и нормативной базы, необходимой для перехода нефтяных компаний на выпуск высококачественных нефтепродуктов, соответствующих экологическим стандартам ЕВРО-4, в установленные сроки;

* совершенствование акцизной, налоговой и таможенной политики, стимулирующей производителей современных высококачественных нефтепродуктов и одновременно обременительной для НПЗ с низкой глубиной переработки сырья и устаревшим ассортиментом продукции, не соответствующей ужесточающимся экологическим требованиям;

* развитие катализаторной базы, разработка и внедрение в производство новых высокоэффективных пакетов присадок для топлив и смазочных материалов.

Газовая промышленность

На территории Российской Федерации сосредоточены самые крупные в мире запасы природного газа. Прогнозные газовые ресурсы страны оцениваются в 127 трлн. куб. метров. Характерным для сырьевой базы газовой промышленности является ее высокая концентрация в уникальных и крупных по запасам месторождениях.

В отличие от нефтедобывающей промышленности, состояние ГРР в газовой отрасли можно охарактеризовать как удовлетворительное. В период с 1996 г. по 2005 г. прирост запасов к объему накопленной добычи составил 82,5%.

По итогам 2005 г. в стране добыто 641 млрд. куб. м газа, что на 26 млрд. куб. м превышает уровень, обозначенный оптимистическим вариантом ЭС-2020. Достижение такого уровня было предусмотрено Энергетической стратегией на 2010 г. (635-665 млрд. м 3).

Традиционно основной объем производства (85% или 547,1 млрд. м 3) обеспечили предприятия, входящие в состав ОАО "Газпром", при этом доля независимых производителей газа и компаний нефтяной отрасли в общей добыче газа возросла за 6 лет на 6% (с 9% в 2000 г. до 15% в 2005 г.).

Основной прирост добычи газа в Российской Федерации обеспечивается месторождениями Западной Сибири Уральского Федерального округа, на долю которого приходится 91,4% совокупной годовой добычи газа в стране. В 2005 г. добыча газа в регионе возросла на 1,1%, обеспечив тем самым основной прирост в целом по России.

В период с 2000 по 2005 гг. добыча природного газа в Российской Федерации увеличилась на 9,8%. В течение 6 лет среднегодовой прирост добычи газа в России составлял 1,6%. При этом в последние 3 года обозначилась тенденция к замедлению темпов прироста газодобычи с 4,4% в 2003 г. до 1,1 % в 2005 году. Для выполнения отраслью планов, обозначенных ЭС-2020 по объемам добычи природного газа, до 2010 г. среднегодовой прирост производства должен составлять порядка 0,5%, а до 2015 г.-1,2%.

На период до 2020 г. основным газодобывающим районом страны на рассматриваемую перспективу остается Западная Сибирь, при этом доля региона в общероссийской газодобыче будет сокращаться при одновременном увеличении доли новых районов газодобычи в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, а также роста добычи на месторождениях северного шельфа России (Баренцево, Карское).

Одной из важнейших задач газовой отрасли России на ближайшую перспективу является освоение крупных ресурсов полуострова Ямал, а также российского шельфа, в частности Штокмановского газоконденсатного месторождения в Баренцевом море.

Разработка запасов Штокмановского месторождения, расположенного в сложных климатических и геологических условиях, требует значительных капиталовложений, которые оцениваются в $10 млрд. Темпами реализации Штокмановского проекта во многом будет определяться возможность выполнения запланированных ЭС-2020 уровней добычи природного газа в России и, как следствие, надежность снабжения топливом российских и зарубежных потребителей.

Для гарантированного обеспечения топливно-энергетического баланса России до 2020 г. и вовлечения в разработку газовых месторождений, расположенных в основном в неосвоенных районах, не имеющих специальной инфраструктуры, в стране необходимо сформировать благоприятные финансово-экономические условия, для привлечения в отрасль инвестиций в размере $145--$175 млрд.

Основными рынками сбыта газа для России на всю обозримую перспективу останутся Западная и Центральная Европа, где российский газ занимает доминирующее положение (поставки природного газа из России составляют около 30% потребляемого в Европе (включая европейские страны СНГ) газа).

В 2000-2005 гг. совокупный объем экспорта российского газа (ДЗ и БЗ) увеличился незначительно и составил 1,0%. Однако при этом произошло качественное изменение структуры поставок газа за пределы России, чему способствовала благоприятная ценовая конъюнктура рынков Европейских стран. За последние 6 лет экспорт российского газа в страны Дальнего зарубежья вырос на 14,3%, одновременно существенно сократились (-28,4%) поставки газа в Ближнее зарубежье.

В 2005 г. на экспорт поставлено 195,6 млрд. куб. м российского газа, что соответствует показателю ЭС-2020 195,0 млрд. куб. м, запланированному умеренным вариантом на аналогичный период.

В целях диверсификации маршрутов экспорта газа ОАО "Газпром" проводит работы по выведению на проектную мощность (33,5 млрд. куб. м в год) первой нитки газопровода Ямал - Европа, а в декабре 2005 г. начата реализация проекта строительства Северо-Европейского газопровода (СЕГ). Проект СЕГ предусматривает создание газотранспортной системы проектной мощностью 55 млрд. куб. м газа в год и общей протяженностью 2,1 тыс. км, из которых 1,2 тыс. км будут проложены по дну Балтийского моря. В декабре 2005 г. ОАО "Газпром" приступил к прокладке сухопутного участка трубопровода. Строительство морского участка будет вести российско-германское совместное предприятие "North European Gas Pipeline Company" (51% - ОАО "Газпром", 24,5% - "BASF AG", 24,5% - "E.ON AG"). Ввод в эксплуатацию первой очереди намечен на 2010 год.

С развитием в России мощностей по производству сжиженного природного газа (СПГ) (в настоящее время проект "Сахалин-2", в перспективе Штокмановское месторождение) российский газ сможет поставляться в страны АТР (Китай, Корея, Япония), а также на газовый рынок США.

Развитие инфраструктуры производства и экспорта СПГ, а также реализация Программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на внешние рынки также будет способствовать:

* диверсификации направлений поставок российского газа;

* сокращению зависимости России от текущего монопольного положения европейского рынка в структуре российского экспорта газа;

* созданию необходимых инфраструктурных предпосылок для активного освоения углеводородных запасов Восточной Сибири и создания в регионе новых промышленных центров;

* укреплению позиции России на глобальном мировом энергетическом рынке.

Угольная промышленность

Угольная промышленность - единственная отрасль ТЭК, в которой проводится планомерная реструктуризация под контролем государства и в основном за счет средств федерального бюджета. К настоящему времени в отрасли оптимизирована структура добывающих предприятий, сокращены издержки производства, обеспечен рост производительности труда и снижение производственного травматизма. Предприятия отрасли акционированы и в основном приватизированы. Отрасль из убыточной стала экономически эффективной, способной к наращиванию своего производственного потенциала. В период 2006-2010 гг. намечено завершить все программы реструктуризации.

Угольная промышленность полностью обеспечивает внутренние потребности страны в твердом топливе и почти 30% произведенной угольной продукции экспортирует.

Запасы угля в Российской Федерации, учитываемые Государственным балансом, по категориям А+В + С 1 по состоянию на 1.01.2004 г. составляют 194,1 млрд. т, при этом 44,1 % из них - каменные угли, 3,5% антрациты и 52,4% бурые угли. Балансовые запасы коксующихся углей составляют 20,4% (39,6 млрд. т) от всех запасов или 46,3% от запасов каменных углей. Из общих балансовых запасов пригодны для открытой разработки 118,2 млрд. т (60,9%). Основные объемы балансовых запасов наиболее качественных углей приходятся на Кемеровскую область, где сосредоточено более 60% запасов каменных углей, 72% коксующихся, в том числе 61% особо ценных марок.

Прирост производственных мощностей в период 2000-2005 гг. составил 46,9 млн. т (+17,7%), при этом увеличение (новое строительство, реконструкция, техническое перевооружение) мощностей в 2003 г. и 2004 г. составляло 22,8 и 36,2 млн. т соответственно, а уменьшение (выбытие) 16,3 и 16,2 млн. тонн.

Добыча угля в 2000-2005 гг. увеличивалась темпами, превосходящими прогнозные показатели ЭС-2020: по итогам 2005 г. добыча угля превысила "оптимистический" вариант стратегии (280 млн. т) на 19,9 млн. т (+7,1%). По сравнению с 2000 г. добыча угля увеличилась на 41,5 млн. т (+16,1%).

Поставки российских углей выросли за 5 лет на 11,4%, а средний темп ежегодного прироста поставок стабилизировался на уровне 3,2%. Общий рост поставок был достигнут исключительно за счет увеличения экспорта (+113,6% к 2000 г.). Удельный вес экспорта в объеме поставок российских углей увеличился с 15,3% в 2000 г. до 29,4% в 2005 году. Сдерживающими факторами для дальнейшего наращивания экспорта российского угля являются недостаточные мощности морских портов (особенно в восточном и южном направлениях), а также высокий уровень тарифов по ж.д. перевозкам в условиях падающих мировых цен на уголь.

Поставка российских углей на внутренний рынок в 2000-2005 гг. снизилась на 7,0% и к настоящему времени стабилизировалась в среднем на уровне 190 млн. т в год. Основной причиной снижения поставок угля российским потребителям стал рост потребления природного газа и низкая покупательная способность населения и ЖКХ.

В структуре внутреннего потребления котельно-печного топлива доля угля снизилась с 23,2% до 20,7% (с учетом импорта угля), а доля газа выросла с 70,6% до 74,2%.

Электроэнергетика

В настоящее время в российской электроэнергетике происходят радикальные изменения: меняется система государственного регулирования отрасли, формируется конкурентный рынок электроэнергии, создаются новые компании. В ходе реформы меняется структура отрасли: осуществляется разделение естественно монопольных (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентных (производство и сбыт электроэнергии, ремонт и сервис) функций, и вместо прежних вертикально-интегрированных компаний, выполнявших все эти функции, создаются структуры, специализирующиеся на отдельных видах деятельности.

За 5 лет (1998-2003 гг.) была подготовлена база для реформирования компании. На процесс реформирования компаний холдинга РАО "ЕЭС России" потребовалось 3 года, и в течение 2006 г. из РАО "ЕЭС России" будут выделены все основные субъекты отрасли.

За период с 2000 по 2005 гг. прирост установленных мощностей электростанций России составил 3,1%, при среднегодовом 0,6%. Суммарное увеличение мощностей составило 6,6 млн. кВт, в т.ч. по атомным электростанциям (АЭС) - 2,5 млн. кВт, по теплоэлектростанциям (ТЭС) - 2,1 млн. кВт, по гидроэлектростанциям (ГЭС) - 2,0 млн. кВт. Достигнутый на 2005 г. уровень мощностей находится между умеренным и оптимистическим вариантами.

Энергетическая стратегия предусматривает, что в структуре распределения установленной мощности по видам генерации доля АЭС вырастет к 2020 г. до 13,5-13,9%, доля ГЭС останется примерно на одном уровне, а доля ТЭС уменьшится до 65,7%.

Основные тенденции развития генерирующих мощностей по Энергостратегии следующие:

* техническое перевооружение ТЭС на газе и развитие АЭС в европейской части России;

* развитие ТЭС на угле и ГЭС в Сибири;

* развитие ГЭС, ТЭС на угле и газе на Дальнем Востоке.

В 2000-2005 гг. производство электроэнергии в России увеличилось на 8,5%, при этом среднегодовой темп роста составил 1,6%. Производство электроэнергии опережает оптимистический вариант ЭС-2020, что связано с быстрыми темпами роста потребления (прежде всего, в промышленности и на транспорте). За период с 2001по 2004 гг. рост общего потребления составил 48,8 млрд. кВт*ч, причем доля промышленности - 57,2% от этого прироста, транспорта - 35,2%.

Суммарное увеличение выработки электроэнергии в 2005 г. по сравнению с 2000 г. составило 74,5 млн. кВт*ч, в т.ч. по ТЭС - 37,8 млн. кВт*ч (рост на 6,8%), по АЭС - 24,7 млн. кВт*ч (на 18,9%) и по ГЭС - 8,0 млн. кВт* ч (на 4,8%).

Произошли изменения в структуре производства электроэнергии по видам генерации: на 1,0% и 0,5% сократились доли ТЭС и ГЭС, соответственно, за счет роста на 1,5% доли АЭС.

Энергетической стратегией предусматривается существенный рост мощностей атомной энергетики, прежде всего, в европейской части России. Однако ряд проектов по строительству новых АЭС и АТЭЦ, реализация которых предусматривалась для выполнения прогнозов стратегии, в настоящий момент приостановлены: это Башкирская АЭС, Татарская АЭС, Северо-Кавказская АЭС, Дальневосточная АЭС, Калининградская АТЭЦ, Архангельская АТЭЦ. В настоящее время концерн "Росэнергоатом" скорректировал свои долгосрочные инвестиционные программы и определяет своей целью выйти на уровень, соответствующий умеренному варианту ЭС-2020. Причем темпы ввода мощностей будут достигаться, прежде всего, продлением ресурса действующих энергоблоков, повышением коэффициента использования установленных мощностей и КПД, а также вводом новых энергоблоков для воспроизводства выводящихся блоков первого поколения на уже действующих или смежных площадках.

Важнейшим элементом повышения надежности функционирования энергосистемы на ближайшую перспективу станет развитие электрических сетей, а также создание технологической инфраструктуры для функционирования конкурентного рынка электроэнергии.

Размещено на Allbest.ru

...