В настоящее время ТЭК является одним из наиболее устойчиво работающих производственных комплексов российской экономики. Он определяющим образом влияет на состояние и перспективы развития национальной экономики: на его долю приходится около 30% объема промышленного производства России, 32% доходов консолидированного и 54% доходов федерального бюджета, 54% экспорта, около 45% валютных поступлений.

Вместе с тем в отраслях ТЭК и особенно в электроэнергетике и газовой промышленности сохраняются механизмы и условия хозяйствования не адекватные принципам рыночной экономики, действует ряд факторов негативно влияющих на функционирование и развитие ТЭК.

Основными факторами, сдерживающими развитие комплекса, являются:Доклад об экономике России № 22 Неравномерный характер восстановления экономики // Экономическая политика. - 2010. - № 4. - С. 5-39.

Высокая степень износа основных фондов: к настоящему времени этот показатель превысил 50% (а в нефтепереработке-80%);

Тяжелое финансовое положение производственных структур ТЭК (за исключением нефтяных компаний, где в связи с ростом цен на мировом рынке положение улучшилось) из-за недостаточной экономической эффективности производства, высокой налоговой нагрузки, недостатков ценовой политики в регулируемой государством сфере;

Продолжающийся дефицит инвестиционных ресурсов во всех отраслях комплекса. В последние годы в нефтяной отрасли эта ситуация несколько улучшилась в связи с благоприятной конъюнктурой мировых цен. Предприятия ТЭК в большинстве случаев не имеют достаточных собственных средств не только для расширенного, но даже и для простого воспроизводства;

Деформация ценовых соотношений на взаимозаменяемые энергоресурсы, что привело к структуре спроса на топливно-энергетические ресурсы, характеризующейся чрезмерной ориентацией на газ и снижением доли угля. Как следствие, возникла угроза энергетической безопасности из-за недостаточной диверсификации структуры топливно-энергетического баланса;

Отставание производственного потенциала ТЭК от мирового научно-технического уровня. Доля добычи нефти за счет современных методов воздействия на пласт и доля продукции нефтепереработки, получаемой по процессам, повышающим качество продукции, очень низка. Энергетическое оборудование, используемое в газовой и электроэнергетической отраслях, неэкономично. В стране практически отсутствуют прогрессивные парогазовые установки, установки по очистке отходящих газов от окислов серы, крайне мало используются нетрадиционные возобновляемые источники энергии, оборудование угольной промышленности устарело и технически отстало. Все это снижает экономические показатели производства энергоносителей и увеличивает техногенную нагрузку на окружающую среду;

Рост затрат на освоение перспективной сырьевой базы добычи углеводородов и особенно газовый промышленности;

Отсутствие рыночной инфраструктуры и цивилизованного, конкурентного энергетического рынка. Хозяйственно-производственные структуры требуют дальнейшего рыночного реформирования в направлении повышения реальной конкуренции. Не обеспечивается необходимая прозрачность хозяйственной деятельности субъектов естественных монополий, что негативно сказывается на качестве государственного регулирования их деятельности на рынке товаров и услуг и на развитии конкуренции в этой сфере;

Высокая энергоемкость экономики, в 3-4 раза превышающая удельную энергоемкость экономики развитых стран. Основой такого положения является сформировавшаяся еще до начала экономической реформы тяжелая энергоемкая структура промышленного производства и нарастающая технологическая отсталость энергоемких отраслей промышленности;

Сохраняющаяся высокая нагрузка на окружающую среду от топливно-энергетической деятельности. Несмотря на произошедшее снижение добычи и производства топливно-энергетических ресурсов, отрицательное влияние ТЭК на окружающую среду остается высоким и его доля сохраняется примерно на сложившемся уровне;

Высокая зависимость нефтегазового сектора и угольной промышленности России и, как следствие, доходов государства от состояния и конъюнктуры мирового энергетического рынка;

Высокая аварийность оборудования, обусловленная старением основных фондов, отсутствием побудительных стимулов и низкой производственной дисциплиной персонала, недостатками управления. В связи с этим возрастает возможность возникновения чрезвычайных ситуаций в ТЭК.

Важную роль в развитии ТЭК России играют иностранные инвестиции. «Энергетическая стратегии России на период до 2020 г.» прогнозирует потребность в инвестициях в российский ТЭК в ближайшие 20 лет на уровне от 660 до 770-810 млрд. долларов, или от 33 до 38-40 млрд. долларов в год. В 2007 г. инвестиции в основной капитал ТЭК России оценивались в 11 млрд. долларов, что составляет 30-35% от потребностей.

В соответствии с Энергетической стратегией России на период до 2020 г. прогнозируемые уровни инвестиционных потребностей ТЭК составляют:

В газовой промышленности - от 170 до 200 млрд. долларов, в том числе 35 млрд. - на реализацию программы освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока, до 70 млрд. - на осуществляемые программы освоения месторождений полуострова Ямал;

В нефтяном комплексе - около 230-240 млрд. долларов.Указ Президента Российской Федерации от 12.05.2009 № 537 «Стратегия национальной безопасности Российской Федерации до 2020 г.»

В условиях обострения политической и социальной напряженности в Африке и на Ближнем Востоке (в Ливии, Марокко, Иордании, Кувейте, Бахрейне, Алжире) риски реализации инвестиционных проектов нефтяных компаний на территории этих стран существенно возросли. Ряд компаний отозвали своих специалистов с территории Ливии: многие объекты иностранных инвестиций на территории Ливии подверглись нападению, нанесен ущерб собственности, иностранные специалисты (среди них и раненые) в массовом порядке покидают страну. Кроме того, существует опасность распространения революционных настроений в другие стран Ближнего Востока и Азии, угроза военных конфликтов внутри них и с сопредельными государствами.

По мнению аналитиков INFOLine, последствия этих событий для российских компаний будут развиваться в двух направлениях:

· Компании, реализующие проекты на Ближнем Востоке и в Африке понесут издержки, связанные с защитой собственности, нарушением торгово-экономических связей и привлечением необходимых проектам инвестиций из развитых стран. Рост цен на энергоносители сдерживает темпы восстановления экономики Евросоюза, на юге еврозоны вероятно усиление рецессионных тенденций. Компании OMV (Австрия), Wintershall и RWE (Германия), Eni (Италия), BP (Великобритания), Total (Франция), CNPC (Китай) и другие приостановили реализацию своих проектов в Ливии, ОАО "Газпром нефть" планировало приобрести у EniSpA 33,33% в проекте Elephant стоимостью 178 млн. долл., но все договоренности ОАО "Газпром" по проектам в Ливии, могут быть разорваны или пересмотрены властями Ливии в одностороннем порядке.

· Компании, ранее отказывавшиеся от низкорентабельных проектов добычи нефти на территории России, могут вернуться к их реализации из-за высоких темпов роста цены нефти. Возможный приход к власти на Ближнем Востоке радикальных исламистских политических групп или военных лидеров, нестабильность политической власти может привести к гражданским войнам, всплеску терроризма, что длительный период будет удерживать высокий уровень цены нефти; при относительно быстрой (в течение 2-4 лет) стабилизации ситуации сложные проекты со сроком ввода месторождений в эксплуатацию в течение 5-7 лет сохранят высокую степень риска сбыта.www.oilru.com

Как отмечают аналитики INFOLine, страны, наиболее привлекательные для инвестиций в нефтедобывающую или газовую отрасль благодаря лидерству по запасам топливных природных ресурсов (Ближний Восток сосредотачивает 56,6% доказанных запасов нефти в мире, Африка - 9,6%), продемонстрировали критически высокий риск инвестиций. Запасы нефти России оценены в размере 5,6% мировых (без учета запасов стран Ближнего Востока и Африки они составляют более 16% мировых запасов). В ситуации неопределенности инвесторы более заинтересованы во вложениях в России, нежели в реализации проектов с риском для безопасности собственности и возврата инвестиций в странах, характеризующихся ростом политической и социальной нестабильности.

Таким образом, проблема привлечения иностранных инвестиций является важной сферой развития ВЭС ТЭК России.

Для проведения в жизнь всех мероприятий развития отрасли недостаточно лишь собственных средств предприятий ТЭК и государственного финансирования. Огромное значение имеет привлечение иностранных инвестиций в топливно-энергетический комплекс Российской Федерации и улучшение инвестиционного климата.

В целом, перспективы внешнеэкономических связей ТЭК РФ будут зависеть от рациональности и эффективности государственной политики в данной сфере, повышения уровня воспроизводства ресурсной базы, улучшения показателей внутренней энергоэффективности, привлечения инвестиций в отрасль и общей стабильности мировых энергетических рынков.

Министерство образования и науки Российской Федерации

Пензенский Государственный Университет

Кафедра «Экономики, финансов и менеджмента».

Курсовая работа

по дисциплине: «Экономическая география и регионолистика»

Тема: «Топливно-энергетический комплекс России.

Состав, значение в хозяйстве, проблемы развития, ТЭК и проблемы охраны окружающей среды».

Выполнила: студентка группы 08БХ5

Кривоносова М.А.

Приняла: доцент Лушникова Н.В.

Курсовая работа содержит 40 страниц, 2 таблицы, 10 использованных источников литературы.

Ключевые слова:

ТЭК и его значение в России

Состав ТЭК: электроэнергетическая, нефтедобывающая и нефтеперерабатывающая, газовая и угольная отрасли промышленности. Проблемы и перспективы развития каждой отрасли.

Проблемы ТЭК и перспективы его развития в долгосрочном периоде (до 2030 года)

ТЭК и окружающая среда

Введение 4-5стр.

1. Значение топливно-энергетического комплекса в России 5-6стр.

2. Состав топливно-энергетического комплекса 6-22стр.

2.1.Электроэнергетическое хозяйство 6-11стр.

2.2. Нефтяная промышленность 11-14стр.

2.3.Нефтеперерабатывающая промышленность 14-15стр.

2.4.Газовая промышленность 15-18стр.

2.5. Угольная промышленность 18-22стр.

3. Проблемы и перспективы развития ТЭК 22-34стр.

4. ТЭК и проблемы охраны окружающей среды 34-37стр.

Заключение 37-39стр.

Список использованной литературы 40стр.

Введение

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.

Топливно-энергетический комплекс Российской Федерации является основой экономики страны, обеспечивая жизнедеятельность всех отраслей хозяйства, консолидацию регионов страны в единое экономическое пространство, формирование значительной части бюджетных доходов и валютных поступлений. От результатов деятельности ТЭК зависят, в конечном счете, платежный баланс страны, поддержание курса рубля и степень снижения долгового бремени России. ТЭК – важнейшее звено в цепи преобразований, связанных с переходом к рыночной экономике.

Топливно-энергетический комплекс тесно связан со всей промышленностью страны. На его развитие расходуется более 20% денежных средств. На ТЭК приходится 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 экспортаРФ и значительное количество сырья для химической промышленности. Его доля в перевозках составляет 1/3 всех грузов по железным дорогам, половину перевозок морского транспорта и всю транспортировку по трубопроводам. Основные фонды ТЭК составляют примерно третью часть производственных фондов промышленности.

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

Бесперебойная работа ТЭК – один из ключевых факторов национальной экономической безопасности, динамичного развития внешнеэкономических связей России и интеграционных процессов в рамках Содружества Независимых Государств.

1. Значение ТЭК в России

Топливно-энергетический комплекс является важнейшей структурной составляющей экономики России, одним из ключевых факторов обеспечения жизнедеятельности страны. Комплекс производит более четверти промышленной продукции России, существенно влияет на формирование бюджета страны.

В настоящее время ТЭК является одним из устойчиво работающих производственных комплексов российской экономики. Он определяющим образом влияет на состояние и перспективы развития национальной экономики, обеспечивая: около ¼ производства ВВП, 1/3 объема промышленного производства и доходов консолидированного бюджета России, примерно половину доходов федерального бюджета, экспорта и валютных поступлений.

Полностью обеспечивая себя топливно-энергетическими ресурсами, Россия является и крупным экспортером топлива и энергии, они составляют около 60% её экспортного потенциала.

Россия всегда считалась одним из ведущих энергетических государств мира. В мировом производстве топлива и энергии на ее долю приходится 23% добываемого газа, около 10% нефти (включая газовый конденсат), почти 6% угля и 6% электроэнергии. Есть полная уверенность, что роль топлично-энергетических ресурсов в формировании устойчивого энергоснабжения сохранится и в XXΙ веке.

В России значение топливно-энергетического комплекса особенно велико.

Во-первых, из-за огромного ресурсного потенциала: располагая 2,4% населения и 13% территории мира, она имеет 12-13% прогнозных топливно-энергетических ресурсов, в том числе более 12% разведанных запасов нефти, более 30% запасов газа, более 11% разведанных запасов угля.

Во-вторых, она обладает уникальным производственным, научно-техническим и кадровым потенциалом.

В-третьих, важное место ТЭК определяется климатическими условиями, при которых обеспечение энергоресурсами экономики и населения страны является жизненно-важным фактором существования целых регионов.

Структура экономики России в 1990-е гг. менялась в противоположном мировым тенденциям направлении. Удельный вес сырьевой продукции, в том числе энергоресурсов, в структуре мирового ВВП постоянно снижается. В развитых странах прирост ВВП приходится главным образом на обрабатывающую промышленность (особенно на современные наукоемкие производства) и сферу услуг.

Противоположная ситуация в России: сейчас на долю ТЭК в России приходится около 30% объема промышленного производства, 32% доходов консолидированного и 54% федерального бюджета, 54% экспорта, около 45% валютных поступлений России. За последние 10 лет в структуре промышленного производства доля отраслей с высокой добавленной стоимостью снизилась.

2. Состав ТЭК

Топливно-энергетический комплекс России представляет собой взаимосвязанно функционирующие электроэнергетическую, нефтедобывающую и нефтеперерабатывающую, газовую и угольную отрасли промышленности.

2.1 . Электроэнергетическое хозяйство

Электроэнергетика занимается производством и передачей электроэнергии и является крупнейшей базовой отраслью промышленности России. От уровня ее развития зависит все народное хозяйство страны.

Отличительная особенность экономики России – более высокая по сравнению с развитыми странами удельная энергоемкость производимого национального дохода (почти в полтора раза выше, чем в США). Поэтому необходимо широко внедрять энергосберегающие технологии и технику. Однако даже в условиях снижения энергоемкости ВВП спецификой развития производства энергии является постоянно возрастающая потребность в ней производственной и социальной сфер. Важную роль электроэнергетика играет в условиях перехода к рыночной экономике – от ее развития во многом зависит выход из экономического кризиса, решение социальных проблем. На решение социальных задач пойдет свыше 60% прироста потребления электроэнергии.

Особенностью электроэнергетики является то, что ее продукция не может накапливаться до последующего использования, поэтому потребление соответствует производству электроэнергии и по размерам (разумеется, с учетом потерь), и по времени. Существуют устойчивые межрайонные связи по ввозу и вывозу электроэнергии. Электроэнергетика является отраслью специализации Приволжского и Сибирского федеральных округов. Крупные электростанции играют значительную районообразующую роль. На их базе возникают энергоемкие и теплоемкие производства.

Представить сегодня нашу жизнь без электрической энергии невозможно. Электроэнергетика вторглась во все сферы деятельности человека: промышленность, сельское хозяйство, науку и космос. Немыслим без электроэнергии и наш быт. Столь широкое распространение объясняется ее специфическими свойствами:

· Возможность превращаться практически во все другие виды энергии (тепловую, механическую, звуковую, световую и т.п.);

· Способностью относительно просто передаваться на значительные расстояния в больших количествах;

· Огромными скоростями протекания электромагнитных процессов;

· Способностью к дроблению и изменению параметров – напряжения, частоты.

В промышленности электрическая энергия применяется для приведения в действие различных механизмов непосредственно в технологических процессах. Работа современных средств связи (телеграфа, телефона, радио, телевидения) основана на применении электроэнергии. Без нее невозможно было бы развитие кибернетики, вычислительной техники, космической отрасли.

Огромную роль электроэнергетика играет в транспортной промышленности. Электротранспорт не загрязняет окружающую среду. Большое количество электроэнергии потребляет электрифицированный железнодорожный транспорт, что позволяет повышать пропускную способность дорог за счет увеличения скорости движения поездов, снижать себестоимость перевозок, повышать экономию топлива.

Электроэнергия в быту является основным фактором обеспечения комфортабельной жизни людей. Уровень развития электроэнергетики отражает уровень развития производительных сил общества и возможности научно-технического прогресса.

Электроэнергетика располагает около 700 электростанциями суммарной установленной мощностью 215 млн. кВт, из которых 150 млн. кВт ТЭС, 44 млн. кВт ГЭС и 21 млн. кВт АЭС. Около 95% мощностей электростанций работают параллельно в едином режиме в составе ЕЭС России. Протяженность линий электропередач всех напряжений линий составляет 2500 тыс. км, из которых 30 тыс. км напряжением свыше 500 кВ и выше. Транспорт электроэнергии отнесен законодательством России к сфере естественных монополий. Структура отрасли сформирована из 73 региональных энергообъединений (АО-энерго) и РАО «ЕЭС России» с дочерними структурами.

По сравнению с 1990г. произошло снижение производства энергии. В немалой степени это объясняется старением энергетического оборудования. Анализ потребления и производства электроэнергии свидетельствует, что наиболее сложное положение с энергообеспечением складывается в регионах, которые снабжаются привозным топливом. Это связано с несвоевременной закупкой топлива и нарушением нормативных запасов в осенне-зимний период, с хроническим недофинансированием предприятий энергетики. Подобные просчеты присутствуют и на региональном, и федеральном уровнях, что говорит о недостаточном государственном регулировании электроэнергетики. Резкое снижение мощностей вызывает критическое положение в снабжении электроэнергией ряда регионов России (Дальнего Востока, Северного Кавказа др.).

Данные о производстве электроэнергии приводятся в таблице 1:

Производство электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС, АЭС, геотермальных и ветровых электростанциях (млн. т)

1970	1980	1990	1995	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006
33,4	63,2	98,3	95,4	102	108	105	106	111	112	114

При развитии энергетики огромное значение придается вопросам правильного размещения электроэнергетического хозяйства. Важнейшим условием рационального размещения электрических станций является всесторонний учет потребности в электроэнергии всех отраслей народного хозяйства страны и нужд населения, а также каждого экономического района на перспективу.

Одним из принципов размещения электроэнергетики на современном этапе развития рыночного хозяйства является преимущественное строительство небольших по мощности тепловых электростанций, внедрение новых видов топлива. Развитие сети дальних высоковольтных электропередач.

Особенностью развития электроэнергетики является строительство атомных электростанций , в первую очередь, в районах, дефицитных топливными ресурсами. АЭС в своем размещении учитывают потребительский фактор. Установлено, что энергетический эквивалент разведанных мировых запасов ядерного горючего во много раз превосходит энергетический эквивалент известных мировых запасов угля, нефти и гидроэнергии, вместе взятых. Кроме того, преимущество атомных станций перед другими состоит в том, что их можно строить в любом районе независимо от его топливных или водных ресурсов.

Существенная особенность развития и размещения электроэнергетики – широкое строительство теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) для теплофикации различных отраслей промышленности и коммунального хозяйства. Под теплофикацией понимается централизованное снабжение теплом городов и промышленных предприятий с одновременным производством электроэнергии. Теплофикация дает экономию топлива и почти вдвое увеличивает коэффициент полезного действия электростанций, позволяет производить дешевую тепловую энергию для отопления, вентиляций и горячего водоснабжения и, следовательно, способствует лучшему удовлетворению бытовых нужд населения.

В практической работе по размещению электростанций большое значение имеет кооперирование гидроэлектростанций с тепловыми электростанциями. Это обусловлено тем, что выработка электроэнергии на гидростанциях сильно колеблется в течение года в связи с изменениями водного режима рек. Объединение тепловых и гидравлических электростанций в одной энергосистеме позволяет компенсировать недостаток в выработке энергии на гидростанциях в маловодные периоды года за счет электроэнергии, вырабатываемой на тепловых электростанциях.

Структура выработки электроэнергии примерно следующая: 66,8 производят ТЭС, около 18% - ГЭС, остальное (15,2%) – АЭС.

Основными положениями новой энергетической политики должны стать:

1. приведение одновременно с конвертируемостью рубля цен на энергоносители в соответствие с мировыми ценами с постепенной ликвидацией перекосов цен на внутреннем рынке;

2. акционирование предприятий топливно-энергетического комплекса с привлечением денежных средств населения, зарубежных инвесторов и отечественных коммерческих структур;

3. поддержка независимых производителей энергоносителей, прежде всего ориентированных на использование местных и возобновляемых энергетических ресурсов;

4. сохранение целостности электроэнергетического комплекса и ЕЭС России.

Исходя из прогнозируемых объемов спроса на электроэнергию при высоких темпах развития экономики суммарное производство электроэнергии может возрасти к 2010 г. до 1070 млрд. кВт.

В перспективе Россия должна отказаться от строительства крупных тепловых и гидравлических станций, требующих огромных инвестиций и создающих экологическую напряженность.

Основой электроэнергетики России на всю рассматриваемую перспективу останутся ТЭС. Удельный вес мощности которых в структуре установленной мощности отрасли сохранится на уровне 63-65%.

По расчетам специалистов благодаря внедрению эффективных энергосберегающих технологий в России может быть достигнуто годовое сокращение потребления электроэнергии к 2010 г. на 112 млрд. кВт/ч.

Поэтому необходим рост инвестиций не в производство электроэнергии, а в энергосберегающие технологии, а также в использование новых или альтернативных источников энергии, что даст возможность обеспечить в стране экономию энергоресурсов, особенно минерального топлива, и будет способствовать уменьшению негативного воздействия на окружающую среду.

2.2. Нефтяная промышленность

Россия располагает огромными ресурсами нефти. Главные нефтяные районы – Западная Сибирь, Волго-Уральский район, Северный Кавказ и Европейский Север. Особенно перспективными являются шельфы на Европейском Севере и Дальнем Востоке.

В настоящее время главным районом месторождения нефти является Уральский ФО, здесь было добыто 284,1 млн. т нефти, т.е. месторождения этого региона дают 66% добываемой в России нефти. Основные месторождения находятся в среднем течении реки Оби – Самотлорское, Усть-Балыкское, Мегионское, Александровское и др. формируется крупнейший в России программно-целевой территориально-производственный комплекс на базе ресурсов нефти и газа.

В Волго-Уральском районе наиболее значительны ресурсы нефти в Татарстане, Башкортостане, в районе Европейского Севера – в республике Коми, а на Северном Кавказе – в республиках Чеченской и Дагестане. Имеются ресурсы нефти на Дальнем Востоке – на Сахалине.

Около 2/3 всей добывающей нефти разрабатывается наиболее эффективным фонтанным способом. Перспективными являются ряд регионов страны, особенно на континентальном шельфе Баренцева и охотского морей в Восточной Сибири.

К настоящему времени разведанность месторождений нефти европейских регионов России и Западной Сибири достигает 65-70%, то время как в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке только на 6-8%, а шельфы морей разведаны лишь на 1%. Но именно на эти труднодоступные регионы приходится 50% прогнозных ресурсов нефти.

Создана разветвленная система нефтепроводов, транспортирующих нефть из районов добычи в другие районы, страны СНГ и Западной Европы. Наиболее крупные: Усть-Балык – Курган - Альметьевск; Нижневартовск – Самара; Самара – Лисичанск; Шаим – Тюмень; Усть-Балык – Омск – Анжеро-Судженск; Туймазы – Омск - Анжеро-Судженск; Усть-Балык– Омск – Павлодар – Чимкент; Александровское - Анжеро-Судженск; Туймазы – Омск – Новосибирск – Красноярск – Ангарск; Альметьевск – Самара – Брянск – Мозырь – Польша, Германия, Венгрия, Чехия, Словакия; Альметьевск – Нижний Новгород – Рязань – Москва с ответвлениями Нижний Новгород – Ярославль – Кириши и др.

Перспективные уровни добычи нефти в России будут определяться в основном следующими факторами – спросом на жидкое топливо и уровнем мировых цен на него, развитостью транспортной инфраструктуры, налоговыми условиями и научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы.

Перспективные объемы добычи нефти в России будут существенно различаться в зависимости от того или иного варианта социально-экономического развития страны при любой динамике цены нефти.

Стратегическими задачами развития отрасли остаются: обеспечение добычи необходимой структурой запасов и их региональным размещением; возможно более плавное и постепенное наращивание добычи без преждевременного спада, со стабилизацией достигнутого уровня добычи на максимально длительный срок; учет интересов последующих поколений россиян.

Добыча нефти будет осуществляться и развиваться в России до 2010 г. как в традиционных нефтедобывающих районах – Западная Сибирь, Поволжье, северный Кавказ, так и в новых нефтегазовых провинциях – на Европейском Севере (Тимано-Печорский регион), в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, на юге России (Северо-Каспийская провинция).

Главной нефтяной базой страны остается Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. В Волго-Уральской провинции на Северном Кавказе добыча нефти будет падать, что обусловлено исчерпанием сырьевой базы.

При благоприятных условиях развития экономики будут сформированы новые центры нефтяной промышленности в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия), на шельфе острова Сахалин, в Баренцевом море, российском секторе каспийского моря. Увеличится добыча нефти в Тимано-Печорской провинции.

Обеспечение намечаемых уровней добычи и повышение эффективности нефтедобычи будут основываться на научно-техническом прогрессе в отрасли, совершенствовании методов бурения, воздействия на пласт, увеличении глубины извлечения запасов и внедрении других прогрессивных технологий добычи нети, которые позволят сделать экономически оправданным использование трудно извлекаемых запасов нефти.

2.3. Нефтеперерабатывающая промышленность

Перекачка сырой нефти по нефтепроводам к районам потребления обходится дешевле, чем перевозка нефтепродуктов. Поэтому многие нефтеперерабатывающие предприятия размещаются в районах потребления, а также на трассах нефтепроводов в крупных городах и на речных магистралях, по которым перевозится нефть. Основные центры переработки нефти – Москва, Рязань, Нижний Новгород, Ярославль Кириши, Саратов, Сызрань, Самара, Волгоград, Уфа, Пермь, Орск, Омск, Ангарск, Ачинск, Комсомольск-на-Амуре, Хабаровск, Грозный. В стране созданы крупные нефтехимические комплексы – Тобольский, Томский, Нижнекамский.

Главным образом нефть будет использоваться для производства моторных топлив и в качестве химического сырья. Рассматриваются проекты на условиях совместного соглашения по добыче и транспортировке нефти из Сибири в страны Северо-Восточной Азии.

Для обеспечения перспективных уровней внутреннего спроса России в нефтепродуктах и их экспорта предусматривается развитие нефтеперерабатывающей отрасли и, прежде всего на основе повышения эффективности использования нефтяного сырья. Приоритетом станет последовательное повышение качества моторных топлив в соответствии с изменением транспортного парка, при сохранении технологически оправданного использования мазута в качестве резервного топлива на теплоэлектростанциях, безусловное удовлетворение нужд обороноспособности страны.

Развитие транспортной инфраструктуры нефтяного комплекса России определяется следующими основными целями:

· Стремлением создания собственных нефтеналивных терминалов для морских поставок нефти в традиционные и новые направления экспорта;

· Целесообразностью формирования новых направлений экспорта российской нефти и нефтепродуктов, в том числе минуя таможенную территорию сопредельных государств;

· Необходимостью иметь достаточный резерв нефтетранспортных мощностей на мировых рынках;

· Необходимостью расширения наиболее эффективного нефтепроводного транспорта.

Для снижения зависимости страны от тарифной политики транзитных государств, создания новых и развития существующих экспортных направлений, увеличения транзита нефти стран СНГ через территорию России и снижения транспортных издержек российских компаний целесообразно осуществлять государственную поддержку минующих территорию транзитных государств экспортно-ориентированных проектов.

Нефтяная промышленность включает в себя 13 крупных вертикально интегрированных нефтяных компаний, добывающих 87,7% нефти в стране, и 113 мелких компаний с объемом добычи 9,2% соответственно. Более 3% добычи нефтяного сырья осуществляет ОАО «Газпром».

В составе компаний работают 28 нефтеперерабатывающих заводов суммарной мощностью по первичной переработке 296 млн. т. в год, имеющих загрузку 57%. Имеются 6 заводов по производству смазочных материалов и 2 завода переработки сланцев. Магистральный транспорт нефти и нефтепродуктов осуществляют соответственно АК «Транснефть» и АК «Транснефтепродукт». Транспорт нефти отнесен законодательством России к сфере естественных монополий.

2.4. Газовая промышленность

Газовая промышленность – самая молодая и наиболее эффективная отрасль топливно-энергетического комплекса. В 2005г. добыча газа составила 638 млрд. м³. Oсновные месторождения расположены в Западной Сибири, где выделяются три крупные газоносные области:

1. Тазово-Пурпейская (основные месторождения – Уренгойское, Ямбурсгское, Надымское, Медвежье, Тазовское);

2. Березовская (месторождения – Пахромское, Игримское, Пунгинское);

3. Васюганская (месторождения – Лугинецкое, Мыльджинское, Усть-Сильгинское)

В Волго-Уральской провинции ресурсы газа сосредоточены в Оренбургской, Саратовской, Астраханской областях, в республиках Татарстан, Башкортостан. В Тимано-Печорской провинции наиболее значительное месторождение Вуктыльское в Республике Коми. Открыты новые крупные ресурсы газа, и начата их эксплуатация на континентальном шельфе Баренцева и Карского морей и в Иркутской области.

На Северном Кавказе ресурсами газа располагает Дагестан, Ставропольский и Краснодарский края. Открыт ряд месторождений газа в Республике Саха (Якутия) в бассейне реки Вилюй. На базе ресурсов газа формируются крупные газопромышленные комплексы в Западной Сибири, Тимано-Печорской провинции, в Оренбургской и Астраханской областях. Эффективность природного газа высока по сравнению с другими видами топлива, а строительство газопроводов на дальние расстояния быстро окупается.

Добыча и переработка нефти и транспортировка газа ведется в основном ОАО «Газпром» - ведущей газовой компанией мира. Она добывает 94% российского газа и обеспечивает 100% его экспорта.

В 42 дочерних предприятиях ОАО «Газпром» 8 предприятий и 17 предприятий по его транспорту. Протяженность магистральных газопроводов России – 151 тыс. км, количество компрессорных станций – 250 шт. с суммарной мощностью 40 млн. кВт. Имеется 21 подземное хранилище газа и 6 газоперерабатывающих заводов. Протяженность газораспределительных сетей – 378 тыс. км. Транспорт газа отнесен законодательством России к сфере естественных монополий.

Основные газопроводы: Саратов – Москва, Саратов – Нижний Новгород – Владимир – Ярославль – Череповец; Миннибаево – Казань – Нижний Новгород; Оренбург – Самара – Тольятти; Ставрополь – Невинномыск – Грозный; Орджоникидзе – Тбилиси; Магнитогорск – Ишимбай – Шкапово. Но особенно большое значение имеют магистральные газопроводы из западной Сибири: Игрим – Серов; Медвежье – Надым – Пунга – Нижняя Тура – Пермь – Казань – Нижний Новгород – Москва; Пунга – Вуктыл – Ухта; Уренгой – Москва; Уренгой – Грязовец; Уренгой – Елец; Уренгой – Петровск; Уренгой – Помары – Ужгород. Построен газопровод в европейские государства от Ямбурга и др. Начато строительство газопровода от Ямала по дну Баренцева моря в Центральную Европу. В перспективе Россия выйдет на газовый рынок стран Северо-Восточной Азии с Китаем, Кореей и Японией.

При сочетании благоприятных внутренних и внешних условий и факторов добыча газа в России может составить порядка 645-665 м³ в 2010г.

К настоящему времени базовые месторождения западной Сибири, обеспечивающие основную часть текущей добычи, в значительной мере уже выработаны: Медвежье – на 75,6%, Уренгойское – на 65,4%, Ямбургское – на 54,1%.

Основным газодобывающим районом страны остается Ямало-Ненецкий автономный округ, где сосредоточено 72% всех запасов России, в частности Надым-Пур-Тазовский район.

Стратегическим приоритетным регионом добычи газа на долгосрочную перспективу станут полуостров Ямал, а также акватории северных морей России. Другим крупным районом газодобычи в период с 2010-2020г.г. станет восточная Сибирь. Здесь, а также в сопредельных районах Дальнего Востока добыча газа будет развиваться на базе освоения Ковыктинского газоконденсатного месторождения в Иркутской области, Чаядинского нефтегазоконденсатного месторождения в Республике Саха (Якутия), нефтегазоконденсатных на Сахалине.

Наряду с освоением крупных месторождений целесообразно вовлекать в разработку и, так называемые, «Малые» месторождения газа, прежде всего в европейской части страны. По имеющимся оценкам, только в трех регионах – Уральском, Поволжском и Северо-Западном на этих месторождениях можно ежегодно получать до 8-10 млрд. м³ газа.

Продолжится газификация районов России, в том числе крупных промышленных центров южной части западной и Восточной Сибири, Дальнего Востока. Важное место в структуре топливоснабжения села и рассредоточенных потребителей сохранит сжиженный газ, потребление которого прогнозируется увеличить в 1,2-1,3 раза.

В газовой промышленности с целью повышения эффективности ее функционирования предусматривается осуществление крупных мер научно-технического прогресса, связанных с использованием прогрессивных технологий бурения, добычи, переработки, и потребления газа, совершенствованием газотранспортной системы, повышением энергоэффективности транспорта газа, размеров, систем аккумулирования его запасов, а также технологий сжижения газа его транспортировки.

Для подачи газа потребителям и обеспечения транзита требуется существенное развитие газотранспортных систем в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, их соединения с Единой системой газоснабжения России.

В целях снижения зависимости от тарифной политики транзитных государств. Создания новых и развитие существующих экспортных направлений. Увеличения транзита газа стран СНГ через территорию России и снижения транспортных издержек российских компаний целесообразно осуществлять государственную поддержку минующих территорию транзитных государств экспортно-ориентированных проектов, например строительство газопровода – Северо-Европейский.

2.5. Угольная промышленность

Россия занимает первое место в мире по разведанным запасам углей. Лучшие по своему качеству угли залегают в Кузнецком и Печорском бассейнах. Ресурсы углей размещены по территории России неравномерно. Свыше 94% всех угольных запасов приходится на восточные районы страны; в то время как основные его потребности находятся в европейской части.

Важнейшим угольным бассейном России является Кузнецкий. На его долю приходится 40% всей добычи. Балансовые запасы его составляют 600млрд. т.; мощность пластов от 6-14 м., а в ряде мест достигает 20-25 м. угли Кузбасса отличаются наибольшей зольностью, высокой калорийностью – до 8,6 тыс. ккал; значительны ресурсы коксирующих углей. По запасам, качеству углей и мощности пластов Кузбассу принадлежит одно из первых мест в мире.

Второй крупной угольной базой является Печорский бассейн с запасами 210 млрд. т. Его угли отличаются высоким качеством, имеют теплотворную способность 4-7 тыс. ккал, около трети печорских углей хорошо коксуется.

К угольным бассейнам республиканского значения относится Канско-Ачинский буроугольный бассейн в пределах Красноярского края и Кемеровской области. Пласты угля выходят на поверхность и создают условия для открытой добычи. Угли бассейна имеют сравнительно невысокую зольность – до 8-16%, их теплотворная способность 2,8-4,6 тыс. ккал; мощность пластов огромна – от 14 до 70 м. Канско-Ачинские угли имеют самую низкую себестоимость в России. Используются они как энергетическое топливо. Здесь создается Канско-Ачинский топливно-энергетический комплекс (КАТЭК) с уже действующими и строящимися крупными тепловыми электростанциями.

Располагают ресурсами углей и другие регионы России. Так, в Центре находится Подмосковный угольный бассейн, на Урале – Кизеловский, Челябинский, Южно-Уральский, в Сибири – Минусинский, Черемховский, Улугхемский, Тунгусский. На Дальнем Востоке – Южно-Якутский бассейн с высококачественными углями, на базе которого формируется ТПК, а также Бурейнский, Сучанский, Ленский бассейны. Богат углями и Сахалин. Восточные районы России имеют большие перспективы развития угольной промышленности. Однако угледобыча здесь еще развита мало.

Уголь в России добывается открытым и шахтным способами. Открытая добыча сейчас составляет более 60% от общего объема добычи.

В перспективе добыча угля будет снижаться, и в первую очередь в европейских районах. В Кузнецком же и Канско-Ачинском бассейнах предполагается некоторое увеличение добычи углей за счет открытого способа.

Перспективные уровни добычи угля в России, прежде всего, определяются спросом на него на внутреннем рынке страны, обусловленном уровнем технологической и ценовой конкурентоспособности угля с альтернативными энергоресурсами в условиях насыщенности рынка топливом.

При благоприятных условиях развития добыча угля в России может составить 300-335 млн. т. в 2010г.

Угольная промышленность располагает достаточным объемом геологических запасов угля и производственным потенциалом для решения поставленных задач. Поэтому конкретные объемы добычи будут уточняться в зависимости от экономического спроса на твердые виды топлива. Хотя намечаемые уровни добычи угля и обеспечены разведанными запасами, однако это не исключает необходимости определенных дополнительных геологоразведочных работ.

В угольной промышленности имеются производственные мощности по добыче угля в размере 337 млн.т. в год, загруженные почти на 74%, в том числе на шахтах – 130 млн.т. в год и на разрезах – 207 млн.т. в год. Количество шахт – 154 шт., разрезов – 75 шт., обогатительных фабрик – 65 шт. Общее количество организаций в отрасли – 562, в том числе 507 акционерных обществ и 55 госпредприятий.

Необходимо наращивание добычи угля, прежде всего в Кузнецком и Канско-Ачинском бассейнах. Располагающих наиболее благоприятными условиями для обеспечения страны высококачественным и экономичным угольным топливом и сохранение значения добычи угля на месторождениях Восточной Сибири, Бурятии, Якутии, Дальнего Востока, а в европейской части России – Восточного Донбасса и Печоры как важного фактора энергообеспечения топливодефицитных западных регионов страны.

Вместе с тем в промышленности резко выросла доля сырьевых и снизилась доля высокотехнологичных отраслей, которые в наибольшей степени нуждаются в кооперировании, в том числе с другими отраслями (наука, образование и т.д.)

Тем не менее, топливно-энергетический комплекс России, лишившийся после распада СССР свыше четверти своих мощностей, сумел в целом и дальше бесперебойно выполнять прежние хозяйственно-производственные и технологические функции, несмотря на все драматические повороты в исторической судьбе России. Это произошло благодаря огромному запасу прочности, заложенному при создании отечественного ТЭК, возможностям государственных централизованных сетевых систем энергоснабжения. Более того, именно на энергетический сектор легла в минувшие годы основная нагрузка по стабилизации экономики на переходной стадии развития к современному рыночному хозяйству, социально ориентированному государству.

Когда говорят, что энергетический сектор России является основой, мотором, стержневой конструкцией российского хозяйства, на самом деле подчеркиваются моменты, без которых немыслимо существование и выживание России как государства.

Речь идет, во-первых, о ТЭК как о могучем источнике бюджетных средств или даже доноре государственной казны.

Во-вторых, подчеркивается его исторически сформировавшаяся социальная миссия. В конкретной жизни постсоветской России это способность при опоре на энергоресурсы и финансовые возможности ТЭК смягчить социальные последствия рыночных реформ.

В-третьих, принято обычно говорить об относительной устойчивости ТЭК по сравнению с целым рядом других промышленных отраслей, оказавшихся в стадии глубокого кризиса. В настоящее время ТЭК является одним из устойчиво работающих производственных комплексов российской экономики.

В-четвертых, энергетический сектор России - это фактор ее энергетической защищенности от дефицита энергоносителей. Благодаря ему обеспечивается энергетическая независимость и безопасность страны.

В-пятых, наконец, каждый, кому дорого будущее России, видит в ТЭК или энергетическом секторе (это фактически равнозначные понятия) надежду на устойчивое энергоснабжение и в XXΙ веке, особенно в контексте разного рода угроз, рисков, техногенных катастроф, которыми изобилует современная жизнь.

Сейчас Россия занимает ведущее место лишь по ресурсному потенциалу и производству первичных энергоресурсов: 1-е место по добыче газа, 2-е место – по нефти, 4-е место – по электроэнергии, 6-е место - по добыче угля.

По потреблению же первичных энергоресурсов на душу населения, несмотря на высокую энергоемкость экономики, Россия все сильнее отстает от развитых стран.

3. Проблемы и перспективы развития ТЭК

Последнее десятилетие было ознаменовано крупными структурными изменениями в топливно-энергетическом комплексе, разрушением прежних организационных структур, установившихся хозяйственных связей и созданием новых структур управления, новых производственно-хозяйственных отношений.

Одновременно региональные энергетические компании подвергаются воздействию различных факторов неопределенности, приводящих к недополучению прибыли, а, следовательно, к нестабильному развитию. К ним, в первую очередь, следует отнести реструктуризацию энергетики, результаты первых этапов которой, не только не принесли желаемых результатов, а даже ухудшили финансовое положение компаний. В результате все силы и средства региональных энергетических компаний направляются на их устойчивое функционирование. Это приводит к росту затрат на производство электрической, так и тепловой энергии. Одновременно возникла проблема, связанная с наращиванием производственного потенциала для компенсации выводимых старых производственных мощностей, что в свою очередь, требует огромных затрат.

Также к факторам, сдерживающим развитие энергетики, относятся:

· Сохраняющийся дефицит инвестиционных ресурсов и их нерациональное использование. При высоком инвестиционном потенциале отраслей ТЭК, приток в них внешних инвестиций составляет менее 13% от общего объема финансирования капитальных вложений. При этом 95% указанных инвестиций приходится на нефтяную отрасль. В электроэнергетике не создано условий для необходимого инвестиционного задела, в результате чего эти отрасли могут стать тормозом начавшегося экономического роста;

· Энергетическое оборудование, используемое в энергетике, неэкономично. В стране практически отсутствуют прогрессивные парогазовые установки, установки по очистке отходящих газов, крайне мало используются возобновляемые источники энергии, оборудование угольной промышленности устарело и технически отстало, недостаточно используется потенциал атомной энергетики;

· Отсутствие рыночной инфраструктуры и цивилизованного, конкурентного энергетического рынка, это связано тем, что строительство ТЭС привязывалось к конкретным промышленным объектам, и не предусмотрены линии передачи части электрической передачи на сторону;

· Не обеспечивается необходимая прозрачность хозяйственной деятельности субъектов естественных монополий, что негативно сказывается на качестве государственного регулирования их деятельности и на развитие конкуренции;

· Сохраняющаяся высокая нагрузка на окружающую среду от топливно-энергетической деятельности. ТЭС являются главными загрязнителями атмосферы в структуре ТЭК, особенно, те, которые работают на угле. Сегодня, когда пописан и ратифицирован Российской Федерацией Киотский протокол, данная проблема энергетических компаний становится одной из актуальных;

· Отсутствие развитого и стабильного законодательства, учитывающего в полной мере специфику функционирования предприятий ТЭК.

Учитывая определяющую роль ТЭК в экономике нашей страны, восстановление топливно-энергетического комплекса, в том числе его позиций на мировом рынке становится первоочередной государственной задачей.

Острота проблем развития ТЭК в значительной степени будет определяться соотношением количественных и качественных характеристик экономического роста. Исчерпание многих действовавших в течение десятилетий экстенсивных факторов обусловливает необходимость перехода к качественному новому типу экономического роста. Главными его отличительными чертами являются:

· Глобальный технологический переворот

· Переход от ресурсопоглощающей модели экономического развития к наукоемкой

· Повышение продуктивности использования всех факторов общественного производства

· Повышение благосостояния населения не столько за счет роста количества материальных и духовных благ сколько за счет повышения их качества,

· Включение в понятие благосостояния здоровой окружающей среды.

Топливно-энергетический комплекс для многих государств является своеобразным локомотивом экономики, помогающим не только оставаться «на плаву», но и добиваться определенного прогресса. Однако если не вкладывать средств в ТЭК, то постепенно эффективность его деятельности будет снижаться. Особенно это касается нефтяной сферы, которая без инвестиций может быстро «погибнуть», а ее воскрешение- процесс долгий и чрезвычайно дорогостоящий.

В связи с нестабильностью правовых основ экономической деятельности в России и по ряду других причин снизилась инвестиционная привлекательность ТЭК для отечественных и зарубежных инвесторов, хотя потребность в них многократно выросла. В условиях значительного роста себестоимости добычи и производства топливно-энергетических ресурсов, необходимости резкого увеличения капитальных вложений в ТЭК и ужесточения экологических требований возросла стратегическая значимость повышения энергоэффективности экономики как важнейшего инструмента удовлетворения энергетических потребностей общества.

Необходимы разработка и реализация государством мер по стимулированию инвестиционной деятельности в нефтяной промышленности, включая и нефтеперерабатывающую, в том числе расширение действия системы соглашений по разделу продукции (СРП), особенно в сфере рискованного предпринимательства.

Главной особенностью и задачей нефтеперерабатывающей промышленности является увеличение глубины нефтепереработки с 70% в настоящее время до 85%. Это позволит при росте объема нефтепереработки на 20% увеличить производство моторных топлив в 1,7 раза с одновременным снижением выработки мазута в 1,8 раза, что скажется на топливном балансе электроэнергетики.

В газовой промышленности экономические изменения, связанные с перспективным состоянием сырьевой базы отрасли и ее основных фондов, проявляют себя еще более остро, чем в нефтяном секторе. Базовые месторождения газа в Западной Сибири значительно выработаны (Медвежье – на 78, Уренгойское – на 67, Ямбургское – на 46%) и вступили в фазу падающей добычи. Открытые новые месторождения (Ямальское и Заполярное в Западной Сибири, на шельфах Охотского и Баренцева морей, Ковыктинское в Восточной Сибири и др.) в несколько раз более дорогие, чем эксплуатирующиеся, а на них к 2020г. должно добываться более 80 % газа в стране. К тому же состояние действующих основных фондов отрасли, износ которых превысил 60%, требует крупных инвестиций для их обновления, поддержания и модернизации. В то же время жесткое и экономически не обоснованное искусственное сдерживание регулируемых государством цен на газ не позволяет сформировать инвестиционные источники, обеспечивающие даже простое воспроизводство основных фондов.

С учетом изложенного предстоит обеспечить быстрое наращивание инвестиций в газовую промышленность до 11-12 млрд. долларов в 2020г. В сочетании с ростом расходов на транспортировку объективно необходимо резко повысить цены на газ. Расчеты показали, что такое увеличение цен на газ приведет к соответствующему росту цен на электроэнергию в дополнение к их объективно необходимому увеличению для формирования инвестиций, что негативно скажется на конкурентоспособности отечественных товаропроизводителей и инфляционной обстановке. Однако проведение такой ценовой государственной политики в газовом секторе и в электроэнергетике объективно необходимо, поскольку без принятия этих мер, страна не будет обеспечена необходимыми энергоресурсами.

Угольная промышленность располагает достаточной базой для полного удовлетворения потребностей экономики России, однако ее развитие осложнено рядом факторов.

Во-первых, это ограничения использования угля по экологическим причинам, во-вторых, по объемам перевозок железнодорожным транспортом.

Принципиально важно, что, в отличие от быстро дорожающего газа, цены на уголь должны увеличиться к 2010году лишь на 10-15% с последующей их стабилизацией и некоторым снижением (без учета инфляции). Это может произойти в результате вовлечения в добычу более эффективных запасов угля, улучшения хозяйственной организации отрасли и, главное, внедрения новейших научно-технических разработок в добычу, переработку и транспортировку угля. Снижение себестоимости добычи угля предусматривается в период 2010-2030 гг., что служит важным аргументом для увеличения его роли в топливном балансе страны.

Специфика развития российского ТЭК обусловлена рядом факторов. Во-первых, это климатический, природно-географический фактор: Россия – самая холодная страна в мире, почти половина ее территория приходится на зону вечной мерзлоты. Во-вторых, центры потребления удалены от энергетических баз. В-третьих, ограничен доступ к незамерзающим портам. В-четвертых, транспортно-энергетические коммуникации, будучи весьма протяженными, имеют ограниченные резервы их пропускной способности.

Эти факторы во многом косвенно, через влияние ТЭК, предопределяет и специфику развития всей экономики. Ввиду особой роли российской энергетики в мировом разделении труда конца XX- начала XXΙ столетий происходящие в ней процессы будут сказываться не только на отечественной, но и на экономике зарубежных стран.

Несмотря на ряд объективных трудностей, ТЭК в основном обеспечивает потребности страны в топливе и энергии и полностью контролирует энергетический рынок России. Такое положение определяется не только качеством функционирования комплекса, но и снижением внутреннего спроса на топливо и энергию, которое за годы реформ составило 30,3% по первичным энергоресурсам и 23,7% по электроэнергии при общем падении объемов промышленного производства более чем на 50%.

Одобренные Правительством РФ «Основные положения энергетической стратегии России на период до 2020 года» фактически не предусматривают существенного изменения структуры топливно-энергетического баланса страны, формируемого преимущественно на базе углеводородного сырья (газ, нефть) с незначительным (2-3%) ростом угольной составляющей. Воспроизводство сырьевой базы не осуществляется. При этом прогнозируется рост экспорта газа более чем на 20% при незначительном сокращении поставок за рубеж нефти и нефтепродуктов. К началу XXΙ века экспорт нефти и нефтепродуктов в 1,27 раза превысил внутренне потребление, экспорт газа составил более 50% внутреннего потребления.

Долгосрочная стратегия развития ТЭК, до 80% первичных энергоресурсов которого будут составлять невосполнимые запасы газа и нефти, в перспективе несет реальную угрозу энергетической безопасности России.

При формировании вариантов развития ТЭК государства на средне- и долгосрочную перспективу для их сравнительной оценки важно в полном объеме учитывать возможности реализации разного рода стратегических угроз энергетической безопасности и требования по надежности топливно- и энергообеспечения потребителей страны в текущем плане и особенно для случаев возникновения чрезвычайных ситуаций. Под энергетической безопасностью понимается состояние защищенности граждан и экономики государства от угроз дефицита в обеспечении их потребностей экономически доступными топливно-энергетическими ресурсами приемлемого качества в долгосрочном и текущем плане, в том числе и во время чрезвычайных ситуаций. Стратегические угрозы – это реальные угрозы, которые при их реализации приводят к длительному дефициту топливно-энергетических ресурсов, что обуславливает сдерживание экономического роста и ухудшение социально-экономического положения страны. Подобными угрозами для России в ближайшие 10-15 лет можно считать нехватку инвестиций для развития отраслей ТЭК, снижение годовых объемов добычи газа в стране, недопустимо малые темпы замены стареющих основных производственных фондов и снижения удельной энергоемкости ВВП. Основными факторами, определяющими уровень энергетической безопасности государства, являются:

· Способность экономики и ТЭК осуществлять в достаточном объеме бесперебойную поставку энергоносителей, создавая энергетические предпосылки для стабильного функционирования и развития экономики и поддержания необходимого уровня жизни населения;

· Способность потребителей эффективно расходовать энергию;

· Сбалансированность поставок топливно-энергетических ресурсов и спроса на них с учетом экономически обоснованных объемов ввоза и вывоза топливно-энергетических ресурсов;

· Социально-политические, правовые, экономические и международные условия для развития отраслей ТЭК и повышения эффективности использования топливно-энергетических ресурсов их потребителям.

В основе реформ российской экономики заложена идеология либерализации. Спусковым крючком процессов либерализации стал сценарий «шоковой терапии», начавшийся в 1990х годах, который был направлен на ограничение доли государства в экономике. Следующий этап процесса реформирования российской экономики - это либерализация энергетического и газового рынков.

Система энерго- и газоснабжения России – основополагающие элементы национальной экономики, от надежного и эффективного функционирования которых непосредственно зависит ее нормальная работа и жизнь всех граждан России. Состояние электроэнергетики в большей степени предопределяет уровень и эффективность экономики любой страны.

Газовая промышленность и электроэнергетика являются становым хребтом российской экономики. Поражают их масштабы – Россия располагает примерно 1/3 мировых запасов природного газа (большая часть которых сосредоточена на 20 крупнейших газовых месторождениях), и в настоящее время поставляют на мировой рынок около четверти всего газа.

Таким образом, по своим масштабам российская электроэнергетика является крупнейшей в мире, а в производстве электроэнергии Россия уступает только США. Налоговые платежи газовой промышленности и электроэнергетики обеспечивают приблизительно 30% всех поступлений в федеральный бюджет страны, а 20% всех доходов от экспорта было получено за счет экспорта природного газа. Доля газа в общем объеме производства и внутреннем потреблении энергетических ресурсов составляет около 50%,в структуре экспорта топлива из России – 45-46%. Газовая отрасль занимает 8% в структуре ВВП. В России газовая промышленность и электроэнергетика тесно взаимосвязаны не только как источники потенциально взаимозаменяемых ресурсов, но и вследствие того, что почти 40% внутреннего потребления газа приходится на производство электроэнергии.

Эксперты обращают внимание на то, что экономические развитие страны продолжает носить экстенсивный характер, что расходится с основными тенденциями эволюции мирового хозяйства. Разумеется, здесь под «мировым хозяйством» подразумевается в основном экономики высокоразвитых стран, входящих в состав Организации экономического сотрудничества и развития. В экономике России все еще играют большую роль внешние факторы – конъюнктура мировых рынков и цен, динамика валютных курсов и т.д. слабой остается инновационная активность, технологичность производства не растет, физически и морально стареют основные фонды.

По всем основным экономическим показателям (структуре ВВВ, структуре промышленности, экспорта, степени зависимости бюджета от мировых цен на рынках энергетических ресурсов и т.д.) Россия относится к странам с сырьевым укладом. В последнее десятилетие роль сырьевых отраслей еще более возросла, а проблема структурной перестройки экономики обострилась.

Все структурные преобразования в экономике следует рассматривать с позиций одновременного подъема и развития как сырьевых и перерабатывающих, так и наукоемких и высокотехнологичных отраслей с той лишь разницей, что темпы роста приоритетных отраслей должны быть более высокими.

Таким образом, в настоящее время задача преодоления системного экономического кризиса в России состоит не только в переводе экономики на траекторию конкурентоспособности, но и в изменении экономического роста. Здесь важная роль принадлежит научно-промышленной политике государства, определяющей общую экономическую стратегию наиболее перспективную базу развития.

Необходимо иметь в виду, что приоритетное развитие сырьевых отраслей, ставших к настоящему времени ведущими в российской экономике, не способно надолго решить задачу экономического подъема. Сырьевые отрасли – это основа индустриальной экономики России, придающая ей особую устойчивость, но не главная ее движущая сила, и два этих понятия нельзя подменять (например, в Японии сырьевой базы практически нет, а эффективная экономика – есть). Тем более что потенциальные возможности этой движущей силы, невосполнимой по своей природе, неуклонно иссякают (нефти, например, осталось всего на 50 лет)

Уже на протяжении 10-15 лет в экономически высокоразвитых странах мира наблюдается устойчивая тенденция снижения материальной составляющей в стоимости продукции и услуг (только 10-15%) и увеличения доли затрат на приобретение знаний и информации.

Россия, по некоторым оценкам, обладает 28% мировых запасов минерально-сырьевых ресурсов и к 2015 году увеличит их внутреннее потребление и внешние поставки в 2 раза. Развитие на этой основе приведет к некоторому росту ВВП, но радикального улучшения уровня жизни не произойдет - по этому показателю на душу населения Россия сейчас отстает в десятки раз от высокоразвитых стран. При этом необходимо учитывать сильную конкуренцию и высокую насыщенность мирового рынка нефтегазового сырья, приносящего основной валютный доход, а также (в силу, главным образом, географических и природно-климатических причин) чрезвычайно высокую капиталоемкость отечественных сырьевых отраслей и себестоимость их продукции. Например, порог неотрицательной рентабельной российской нефти в 2,5 и более раз выше, чем нефти стран ОПЕК. Кроме географических и природно-климатических условий разработки существует дополнительная группа факторов, оказывающих негативное влияние на конкурентоспособность российского нефтегазового экспорта:

· Высокий уровень транспортных тарифов и расходов,

· Высокий уровень налогообложения

· Высокая стоимость геологоразведочных работ и обустройства месторождений и т.д.

Исходя из изложенного можно сделать вывод о том, что низкая конкурентоспособность предприятий топливно-энергетического комплекса России стала одним из главных кризисоформирующих факторов в российской экономике, в связи с чем необходима корректировка дальнейшего проведения реформ в энергетике с учетом аспектов обеспечения повышения конкурентоспособности в рамках приоритета федеральных государственных интересов.

Перспективы развития топливно-энергетического комплекса

на период до 2030г. (разработаны ИНП РАН)

Топливно-энергетический комплекс России характеризуется рядом особенностей, которые серьезно влияют на масштабы и структуру потребления энергии, экономику производства энергоресурсов и цены на внутреннем рынке. К числу наиболее существенных факторов можно отнести:

· Продолжающееся сокращение численности населения при усложнении демографических характеристик;

· Большую территорию страны, что делает транспортную составляющую во многом определяющей экономичность использования энергии отечественными потребителями. При этом обеспечение надежности экспортных связей является серьезным фактором укрепления национальной энергетической безопасности;

· Россия самая холодная страна в мире. Поэтому надежное обеспечение тепловых нужд страны является значимым фактором формирования энергетического баланса страны и ее регионов;

· Сохранение устаревшего технико-технологического состава и структуры энергетического комплекса (особенно в части его отечественных монополий), сформировавшихся в другой, нерыночной экономической среде;

· Низкую надежность, высокие затраты на обслуживание и поддержание в рабочем состоянии устаревших технологий и изношенного оборудования, в том числе энергетического;

· Устойчивый диспаритет цен на топливо и энергию, не отвечающих рыночным условиям и отличающихся от уровня и структуры цен мирового рынка;

· Сохранение возможности образования опасных очагов внутренней социальной напряженности, если обеспечение энергией и цены на нее будут увязаны с доходами населения;

· Большую зависимость национальной экономики от энергетического комплекса как поставщика топлива и энергии, - одного из главных источников налоговых и валютных поступлений.

Эти особенности определяют следующие целевые установки обоснования перспектив долгосрочного развития ТЭК страны на период до 2030 г.:

· Обеспечение внутренних потребностей страны в энергетических ресурсах является основной задачей ТЭК на протяжении всего периода прогнозирования;

· Рыночные факторы являются определяющими при выборе технологий добычи, производства, транспорта и использования энергоресурсов;

· Обеспечение безопасности и надежности поставок энергоресурсов является перспективной задачей;

· Повышается роль электрификации страны как наиболее значимого фактора роста производительности труда и обеспечения энергетического комфорта населения;

· Увеличивается роль государственного регулирования по защите окружающей среды и безопасности труда и жизни людей;

· Энергоемкость внутреннего валового продукта должна снижаться за счет изменения структуры производства в сторону отраслей с большей добавленной стоимостью и меньшей энергоемкостью, освоения инновационных и энергосберегающих технологий.

4. ТЭК и окружающая среда

Наша страна, как известно, играет важную роль в обеспечении глобальной энергетической безопасности. Но наши зарубежные партнеры часто заботятся лишь об интересах стран - потребителей энергоресурсов, заинтересованных в их стабильных поставках из России. И такой подход, не учитывающий интересов устойчивого развития и экологической безопасности нашей страны, разделяться государством не может. 2006 год мировым сообществом был объявлен Годом глобальной энергетической безопасности. Вопросы развития энергетики были в центре обсуждения на Саммите глав восьми ведущих государств мира в Санкт-Петербурге.

Между тем экологическое состояние отечественного ТЭК, прежде всего в его ресурсной базе, уже сегодня вызывает серьезные опасения. Конечно, это касается не только загрязнения окружающей среды при самой добыче, а также транспортировке топлива, но и подчас просто хищнического отношения добывающих компаний к разрабатываемым месторождениям.

Таблица 2: Выбросы в атмосферу загрязняющих веществ

Например, на наших нефтепромыслах извлекаемость топлива существенно ниже, чем на зарубежных – для предпринимателей часто экономически более выгодно после извлечения «легкой добычи» перейти на следующую скважину, чем повышать удельную нефтеотдачу. Поэтому исходя из государственных интересов важно повышать эффективность использования месторождений это тем более важно, что геологоразведка в недавние годы была свернута – за последние 10-15 лет не было открыто ни одного нового крупного месторождения полезных ископаемых.

Добыча энергоресурсов связана также с производством большого количества отходов, дополнительно загрязняющих окружающую среду. Так, при добыче 1т нефти «производится» более 1т отходов, а при добыче 1 т угля – не менее 6т. Кроме того, при добыче той же нефти в факелах совершенно бесполезно сжигается большое количество попутного газа.

Решение указанных проблем может достигнуто только за счет внедрения новых, более прогрессивных технологий, позволяющих существенно снизить негативное воздействие на окружающую среду. Развитие инновационной деятельности требует, в свою очередь, соответствующей законодательной базы. Необходимо создать законодательный механизм стимулирования инноваций, привлечения инвестиций в наукоемкие сферы экономики, включая энергетику. Нужная научная база у нас пока еще сохраняется, в том числе в оборонно-промышленном комплексе – достаточно упомянуть, например, разработанные на наших авиационных заводах газотурбинные ТЭЦ и эффективные ветровые электростанции.

Работа в этой сфере концентрируется на нескольких направлениях:

· Природно-ресурсное обеспечение деятельности ТЭК страны и поставок энергоносителей на экспорт;

· Обеспечение функциональной безопасности ТЭК созданием правовых основ технического регулирования; включая развитие правовой базы экологически безопасного развития атомной энергетики;

· Правовое регулирование энергосбережения и повышения общей энергоэффективности экономики на основе инновационной деятельности, включая развитие использования возобновляемых энергоресурсов.

Считается, что совершенствование налогового законодательства должно продолжиться. В частности, налог на добычу полезных ископаемых целесообразно сделать дифференцированным. Объектом налогообложения должны стать залежи. Впоследствии может быть также рассмотрен вопрос о стимулировании развития российского нефтегазового машиностроения путем снижения налогооблагаемой базы отечественных нефтегазодобывающих компаний на величину средств, направляемых ими на разработку и закупку отечественной техники и оборудования для добычи.

Права субъектов РФ в сфере недропользования нуждаются в расширении, в частности, заслуживает правового оформления принцип «двух ключей». Крупной проблемой являются месторождения на стадии падающей добычи – для крупных компаний работа с ними становится нерентабельной.

Это тем более актуально в свете прогрессирующего дефицита энергетических ресурсов для внутрироссийского потребления, прежде всего в области электроэнергетики. Необходимо строить политику глобального лидерства в обеспечении энергетической безопасности исходя из интересов роста производства продуктов переработки первичных энергоресурсов для внутреннего потребления. Решение этих задач опирается на пути опережающего роста объемов энергетического строительства и возрождения отечественного энергетического машиностроения, что невозможно без регулирующей (стимулирующей) роли государства.

Проблемы улучшения экологической ситуации в топливно-энергетическом комплексе тесно увязаны с задачами повышения энергоэффективности всей нашей экономики, снижения энергоемкости выпускаемой продукции. Внедрение энергосберегающей техники и технологий позволит не только уменьшить, но и за счет сокращения массы сжигаемого топлива существенно снизить нагрузку на окружающую среду.

Существуют также специфические проблемы интеллектуальной собственности в сфере ТЭК. Крупной правовой проблемой, например, является вопрос о собственности на геологическую информацию о месторождениях, в том числе полученную за счет изысканий, проведенных на средства частных инвесторов. Готовятся предложения по дальнейшему развитию законодательству и проведению важного экономико-правового эксперимента по апробации новых организационно-технологических решений, позволяющих повысить технико-экономическую эффективность предприятий ТЭК и их экологическую безопасность.

Вывод

Топливно-энергетический комплекс является важнейшей подсистемой экономики региона, оказывающей сильное влияние на темпы ее роста, на эффективность развития отраслей-потребителей, энергетических ресурсов, на трудовой баланс территории, на уровень и качество жизни населения, на доходы и расходы регионального бюджета и т.д.

Топливно-энергетический комплекс включает в себя нефтяную, газовую, угольную промышленность и электроэнергетику. Отрасли ТЭК тесно связаны со всеми отраслями экономики России.

В настоящее время серьезной проблемой топливно-энергетического комплекса являются неплатежи за топливо и энергию. Центральная проблема состоит в несоответствии технико-технологических особенностей и современного состояния ТЭК и инфраструктурных отраслей задаче снижения стоимости энергии в рыночных условиях. Необходимое постоянное удорожание энергии и нарастание технологических и экономических рисков являются не столько результатом создания рыночных отношений в отраслях ТЭК, сколько следствием недооценки реальных последствий в социальной сфере, экономике в целом от поспешных реформаторских действий.

Топливно-энергетический комплекс имеет большое районообразующее значение. Он создает предпосылки для развития топливоемких производств и служит базой для формирования промышленных комплексов, в том числе электроэнергетических, нефтехимических, углехимических, газопромышленных. Состояние и технический уровень действующих мощностей топливно-энергетического комплекса становятся в настоящее время критическими. Исчерпали свой проектный ресурс работы более половины оборудования угольной промышленности, 40% газоперекачивающих агрегатов, свыше 60% износа имеет половина оборудования в нефтедобыче и более 40% - в газовой промышленности. Особенно велик износ оборудования в нефтепереработке и электроэнергетике.

Важнейшей задачей дальнейшего развития топливной и энергетической промышленности в условиях становления и развития рыночных отношений является осуществление мер по охране природы и рациональному природопользованию. В нефтяной и газовой промышленности – это повышение нефтеотдачи пластов, более полное извлечение нефти из недр, утилизация попутных газов. Так как нефтяная промышленность является крупным потребителем воды, то стоит задача сокращения потребления чистых пресных вод, введение оборотного водоснабжения, прекращения сброса загрязненных вод в водоемы. Поставлены задачи более экономного использования земельных ресурсов для нефтегазодобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий. В угольной промышленности важнейшей природоохранной задачей является рекультивация земель, так как при открытой добыче, которая будет увеличиваться в будущем, нарушаются значительные площади земельных угодий. В результате же шахтной добычи деформируется почвенный слой над шахтами и штольнями. При сжигании углей необходимым условием является создание мощных фильтров для очистки от загрязняющих выбросов воздушного бассейна.

Экологическая политика в ТЭК должна быть направлена на сокращение техногенного воздействия на окружающую природу, так как сейчас на его долю приходится около 48% выбросов вредных веществ в атмосферу, 36% сточных вод и свыше 30% твердых отходов от всех загрязнителей.

Антикризисные меры в отраслях топливно-энергетического комплекса в ближайшие годы предполагают: восстановить докризисный уровень и наращивать добычу газа в освоенных регионах; расширить пропускную способность газопроводов и построить новый экспортный газопровод Ямал в Центральную Европу; замедлить спад добычи нефти и конденсата, провести работы по реконструкции нефтеперерабатывающей промышленности с увеличением глубины переработки нефти до 67%; остановить спад добычи угля при структурной перестройке в сторону увеличения открытой добычи в восточных районах страны.

Особенно важной является задача формирования топливно-энергетического рынка, контролируемого государством с помощью ценовой и налоговой политики, создания конкурентной среды и привлечение иностранных инвестиций.

Региональная стратегия России в ТЭК направлена на развитие рыночных отношений и максимальное энергоснабжение каждого региона самостоятельно. Перспективы развития отраслей топливно-энергетического комплекса предполагают проведение энергосберегающей политики, ускорение научно- технического прогресса, ускоренное развитие газовой промышленности.

В результате реализации энергетической стратегии как одного из этапов долгосрочной государственной энергетической политики в России сложатся эффективно развивающиеся топливно-энергетический комплекс и конкурентный энергетический рынок, удовлетворяющие потребности растущей экономики в энергоресурсах и интегрирующиеся в мировые энергетические рынки. .

ди земельных угодий. я земель, так как при открытой добыче, которая будет увеличиваться в будущем, нарушаются значительныХхХХХ

Список используемой литературы:

1) «Известия российской Академии наук. Энергетика», Пяткова Н.А., Рабчук В.И., Сендеров С.М., Чельцов М.Б., Еделеев А.В. «Методические основы выбора направлений корректировки решений по развитию энергетики государства с позиций энергетической безопасности», №3, 2006;

2) «Известия российской Академии наук. Энергетика», Корнеев А.Г., Агафонов Г.В., Цапах А.С. «Моделирование связей экономики и оценка социально-экономических последствий от реализации энергетических стратегий и проектов в регионе», №3, 2006;

3) Морозова Т.Г. «Региональная экономика» - М: ЮНИТИ, 2006г.;

4) «Нефть, газ и бизнес», Захарова М.В. «Оценка эффективности моделей. Организации экономических отношений энергетического рынка», №9,2006;

5) «Проблемы прогнозирования», Некрасов А.С., Синяк Ю.В. «Перспективы развития ТЭК России на период до 2030 года», №4, 2007;

6) «Российский статистический ежегодник» - М, 2007;

7) «Региональная экономика», «Топливно-энергетический комплекс» - М.,№6, 2006;

8) «Финансы и кредит», Шевченко И.В., Синковец И.А., Федосеева Е.Н. «Проблемы управления предприятий ТЭК России», №5(245), 2007;

9) «Экология и жизнь», Добрынина Т.В., Севостьянов В.Л. «Российский топливно-энергетический комплекс: общественная эколого-экономическая экспертиза правовых документов», №5(66), 2007;

10) «Экономическая география России» под редакцией Морозовой Т.Г. – М.:ЮНИТИ-ДАНА, 2001.

ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС РОССИИ: ВОЗМОЖНОСТИ И ПЕРСПЕКТИВЫ

В статье рассматриваются макроэкономические прогнозы развития ТЭК России до 2030-2040 гг., основанные на прогнозах экономического развития страны (разработанных в ИНП РАН), прогнозных оценках экономики добычи основных видов топлива, участия России в обеспечении мировых потребностей в нефти и газе, прогресса в освоении новых источников энергии. Показано, что в рассматриваемой перспективе выбросы углекислого газа объектами ТЭК в соответствии с ожидаемым спросом на энергоносители и предполагаемыми изменениями в структуре и технологической базе ТЭК не превысят уровня 1990 г., зафиксированного в Киотском протоколе. Показано, что ежегодные объемы инвестиций в ТЭК к 2030 г. должны, по крайней мере, удвоиться по сравнению с требуемыми в 2000-2010 гг., а к 2040 г. - возрасти еще на 15-20%.

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) в структуре экономики России занимает гораздо большую долю, чем в развитых странах. В России ТЭК не только выполняет инфраструктурную функцию (снабжения энергией и топливом), но и является центральным комплексом национальной экономики, обеспечивая существенную часть доходов страны - две трети экспортных доходов, более 40% налоговых доходов бюджета и около 30% ВВП. Поэтому перспективам развития этого комплекса неизменно уделяется повышенное внимание.

Внешние и внутренние проблемы развития ТЭК России. На ближайшие десятилетия основные проблемы и тенденции развития мировой энергетики (и российского ТЭК как составной части этой большой системы) следующие:

Выход к 2030 г. мировой добычи нефти на максимальный уровень после 2020 г. При этом речь может идти, скорее, об экономическом феномене, а не о физическом истощении ресурсов нефти. Вследствие этого процесса цены на нефть на мировом рынке будут медленно расти. Эта тенденция присутствует во всех прогнозах развития мировой энергетики;

Природный газ в мировом топливно-энергетическом балансе выходит на ведущие позиции в мире, которые сохранятся до середины века. Большие надежды во многих странах связаны со сланцевым газом, хотя перспективы его освоения пока остаются неопределенными;

Глобальное потепление и требования сохранения климата планеты могут оказать сильное влияние на структуру потребления энергоресурсов, сократив в ней долю углеродосодержащих топлив (особенно угля);

Политика энергобезопасности ведущих импортеров энергоресурсов уже приводит к сокращению импорта энергоресурсов из регионов с нестабильным политическим положением, к диверсификации поставок, к развитию собственных источников энергии;

Возможны ограничения на развитие ядерной энергетики как следствие аварий в Чернобыле и на Фукусиме.

К этим глобальным следует добавить проблемы, характерные для российского ТЭК, которые необходимо учитывать при разработке долгосрочных прогнозов. К этим специфическим проблемам относятся:

Обширность территории страны и неравномерность размещения центров производства и потребления энергоресурсов. Это приводит к большим затратам на

доставку энергоресурсов, что снижает их конкурентоспособность на мировых и внутренних рынках;

Продолжающееся снижение численности населения страны может стать ограничением для развития ряда производств, особенно в восточных районах. В первую очередь может пострадать угольная промышленность, наиболее трудоемкая отрасль ТЭК;

Сохранение сильной зависимости экономики страны от экспорта энергоресурсов;

Медленное обновление энергетического оборудования, особенно в электроэнергетике, где износ достигает 50%, а сроки возврата капитала - десять лет и более;

Холодный климат приводит к необходимости повышенных расходов энергоресурсов на отопление и вентиляцию, предъявляет особые требования к ограждающим конструкциям зданий. Это отражается в увеличении затрат на строительство и теплоснабжение;

Высокие цены на энергоносители (в пересчете по ППС) в сравнении с другими странами лишают российскую экономику конкурентных преимуществ на мировых рынках.

В перспективе до 2030-2040 гг. базовыми направлениями инновационного развития ТЭК остаются:

Использование природного газа в связи с его более высокой конкурентоспособностью по сравнению с другими энергоносителями;

Развитие электрификации экономики на базе передовых технологий (газовых турбин, ядерной энергии и новых источников энергии);

Энергосбережение и повышение эффективности использования энергии.

Эти направления являются общими для широкого круга сценарных вариантов, рассматриваемых на ближайшие два десятилетия, что делает стратегии развития

ТЭК во многом инвариантными по отношению к параметрам социально-

экономического развития.

Макроэкономические параметры, положенные в основу долгосрочных прогнозов развития ТЭК. Приведенные ниже количественные оценки рассчитаны применительно к двум сценариям экономического развития России, рассматриваемым в материалах ИНП РАН: «Инерционное развитие экономики России» (сценарий 1) и «Использование потенциалов экономического роста России» (сценарий 2) . В этих сценариях отражены различные гипотезы динамики социально-экономического развития страны, изменение структуры производства, эффективность усилий по энергосбережению и ряд других макроэкономических параметров, влияющих на темпы и пропорции развития ТЭК.

Долгосрочные прогнозы развития ТЭК России в разрезе трех крупных макрорегионов страны - Европейская часть РФ; Урал и Западная Сибирь; - выполнены с использованием модельного комплекса ИНП РАН, ориентированного на выбор оптимального варианта развития ТЭК по критерию минимума затрат за рассматриваемый период2. В основу прогнозов положены следующие основные сценарные условия:

Среднегодовой темп прироста ВВП в период 2010-2030 гг. принят в соответствии с параметрами двух указанных сценариев ИНП РАН:

Численность населения страны до 2020 г. остается стабильной, а затем начинает медленно расти;

1 Не исключено, что в этот список направлений может быть включено требование ограничений на выбросы парниковых газов, которое пока официальными российскими органами серьезно не рассматривается. Это может привести к значительным изменениям в структуре ТЭК.

2 Инструментарий для разработки прогнозов развития ТЭК и результаты прогнозирования были неоднократно описаны в работах А. С. Некрасова и Ю. В. Синяка, опубликованных в пер-иод 2000-2011 гг. (см. напр., ). Математическая модель и сопутствующие модули (базы данных, выдача результатов, сравнение сценариев) постоянно совершенствуются и уточняются в связи с возникновением новых требований к прогнозам, появлением новых технологий и идей.

Темпы энергосбережения и повышения эффективности ТЭК в двух сценариях приняты различными, исходя из предпосылки, что при более высоких темпах экономического развития модернизация ТЭК будет осуществляться более интенсивно. При этом повышение эффективности использования энергии происходит за счет двух факторов: структурных изменений в экономике и инновационных технологий в области использования энергии;

Экспорт энергоресурсов задан экзогенно, исходя из потребности, конкурентоспособности и доходности экспорта. В сценарии 2 нарастающий экспорт углеводородов будет ресурсом для модернизации ключевых секторов экономики;

Ограничения на выбросы СО2 не вводятся.

Ожидаемые цены на нефть на мировом рынке энергоресурсов как ориентир для прогнозных расчетов. Цены на нефть на мировом рынке играют определяющую роль во всех долгосрочных экономических и энергетических прогнозах. В расчетах на долгосрочные перспективы развития ТЭК России были использованы прогнозы, опубликованные EIA3 в International Energy Outlook за 2011 г. . Согласно этим прогнозам, мировая цена сырой нефти к 2030 г. может составлять от 50 до 200 долл.(2009)/барр. (средняя оценка 125 долл.(2009)/барр.). Учитывая вероятность приближения пика мировой добычи нефти, можно полагать, что долгосрочная тенденция роста мировых цен нефти, скорее всего, сохранится. Поэтому прогнозы развития ТЭК России выполнены с ориентацией на верхний диапазон цен (125-200 долл.(2009)/барр. со средним значением около 150 долл./барр.

Ресурсная обеспеченность ТЭК. Для построения перспективных оценок были привлечены российские и зарубежные публикации по ресурсам органических топлив и стоимости их извлечения из недр. Несмотря на определенную фрагментарность исходных данных, это позволило получить представление о возможной динамике экономических показателей добычи отдельных видов топлива и их конкурентоспособности на российском рынке.

Все стоимостные оценки приведены в современных ценах4. В рассматриваемых вариантах развития энергетического комплекса ресурсы каждого месторождения были представлены тремя стоимостными категориями, которые отражают экономику их извлечения: I - дешевые, II - умеренной стоимости и III - дорогие (см. подробнее ).

Нефть. Текущие разведанные запасы и ресурсы распределенного фонда недр в основных районах добычи нефти и газа могут обеспечить современный уровень добычи сырой нефти только в ближайшие 13-15 лет. Остальные запасы должны быть приращены на новых объектах, в том числе на новых территориях и акваториях России. Это позволит отсрочить наступление пика добычи нефти в России в рассматриваемой перспективе до 2030-2040 гг. На весь период до 2040 г. главными районами прироста запасов углеводородного сырья будут Западно-Сибирская, Лено-Тунгусская и Тимано-Печорская нефтегазоносные провинции. Учитывая географическое распределение прогнозных ресурсов нефти и газа и достигнутый уровень геолого-геофизической изученности, необходимо обеспечить рост подготовки запасов углеводородов в российском секторе Каспийского моря, на шельфе Баренцева, Карского и Охотского морей. Все это приведет к существенному росту затрат на добычу нефти.

Большие надежды возлагаются на освоение ресурсов континентального шельфа арктических морей. В настоящее время начальные суммарные извлекаемые ресурсы углеводородов континентального шельфа в мире оцениваются примерно в 55 млрд. т н.э. (из них 18 млрд. т нефти с конденсатом и 47 трлн. куб. м газа) . Из них на долю России приходится 7,6 млрд. т нефти и 37 трлн. куб. м газа. Освоение этих ресурсов может отодвинуть наступление пика добычи нефти в лучшем случае на 5-10 лет. Разведанность начальных суммарных ресурсов углеводородов российского шельфа незначительна. Стоимость добычи этих углеводородов будет чрезвычайно высокой. Не исключено, что затраты и последствия для экологии в результате освоения арктических ресурсов могут намного превышать ожидаемые эффекты их использования. В табл. 1 приведены укрупненные оценки извлекаемых запасов нефти на территории России и ожидаемые затраты в соответствии с принятой классификацией запасов.

В связи с увеличением сложности процессов добычи нефти и связанных с этим затрат уже в ближайшее время необходимо начать поиск альтернативных путей удовлетворения потребности в моторных топливах. В качестве таких альтернатив могут выступать синтетические моторные топлива, получаемые на базе угля или природного газа, электроэнергия, водород, которые уже в ближайшие годы могут оказаться конкурентоспособными по сравнению с извлечением природной нефти в маргинальных условиях.

Природный газ. Российская Федерация занимает лидирующее положение в мире по начальным суммарным ресурсам (НСР) газа, на ее долю приходится 248 трлн. куб. м (43,2% НСР на планете). Сегодня разведанные запасы газа оцениваются в размере 48 трлн. куб. м. Это означает, что степень разведанности НСР в стране в целом не превышает 25%. При этом на суше она равна 32,6%, а в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке - всего 6,9 и 10,3%, соответственно. Опыт развития газовой индустрии СССР свидетельствует о том, что прирост запасов газа должен превышать уровень его добычи в 1,3-1,5 раза. Только при таких пропорциях воспроизводства ресурсной базы можно надежно обеспечить рост добычи газа в России до 2040 г.

Оценки потенциала сланцевого газа в России не проводились, но учитывая его дороговизну и высокую трудоемкость добычи, а также конкуренцию с располагаемыми ресурсами традиционного природного газа, вряд ли в перспективе до 2040 г. он сможет играть заметную роль в энергоснабжении страны.

3 U.S. Energy Information Administration - Информационное энергетическое агенство США.

4 Для этого оценки, использованные в ранее опубликованных работах авторов, были пересчитаны в цены 2010 г. с использованием соответствующих дефляторов по типовому энергетическому оборудованию (см. например, оценки по нефти и газу, регулярно публикуемые в Oil and Gas Journal).

Таблица 1

Оценка извлекаемых ресурсов нефти и технико-экономические показатели ее добычи

Европейская часть РФ

Прикаспийский район I 500 78 78 170

II 1000 155 140 322

III 2000 310 202 552

Коми I 500 78 68 159

II 850 155 140 322

III 1500 310 202 552

Прочие регионы I 400 109 93 220

II 425 217 155 403

III 1000 388 248 685

Урал и Западная Сибирь

I 2500 47 62 121

II 5000 93 124 242

III 10000 186 248 484

Восточная Сибирь и Дальний Восток

Сахалин I 700 124 109 254

II 825 248 171 453

III 2000 372 264 688

Прочие регионы I 500 155 124 304

II 650 310 217 570

III 2000 388 310 760

Всего ресурсов - 33120 - - -

чение десяти лет при норме прибыли на капитал в размере 12% в год.

Освоение арктического шельфа может дать существенный прирост разведанных запасов, но из-за больших трудностей и рисков их добыча может стать запредельно дорогой. Восстановление окружающей среды в этом регионе после деятельности добывающих компаний также может стоить колоссальных затрат. Все это требует тщательного рассмотрения и изучения, прежде чем переходить к широкомасштабному освоению арктических месторождений нефти и газа.

В табл. 2 даны оценки извлекаемых ресурсов природного газа и экономические параметры их извлечения.

Уголь. Ресурсы угля на территории России значительны. Основные освоенные районы угледобычи находятся в Кузбассе и в Канско-Ачинском бассейне. Необходимо дальнейшее геологическое изучение угольного потенциала страны, особенно запасов коксующихся углей: обширных площадей Ленского, Тунгусского и Таймырского бассейнов, а также Якутии и Северо-Востока России. Ресурсных ограничений по энергетическим и коксующимся углям в рассматриваемой перспективе не предвидится. В табл. 3 даны оценки ресурсов угля и экономические показатели их добычи, принятые в прогнозных расчетах.

Уран. Запасы природного урана на территории России оцениваются величиной около 660 тыс. т, в том числе разведанные - 280 тыс. т (2009 г.). По данным МАГАТЭ (2003 г.), на уран себестоимостью добычи менее 80 долл./кг приходится всего 158 тыс. т. Это означает, что такого урана хватит всего на 40 лет для обеспечения действующих в настоящее время АЭС с легководными реакторами. Кроме того, значительное количество производимых в России ядерных материалов экспортируется, и объем экспорта из года в год растет. В перспективе одного-двух десятилетий в связи с вводом в строй новых российских АЭС и увеличением поставок за рубеж может возникнуть дефицит ядерного топлива. Выходом из этого положения должно стать расширение геолого-поисковых работ для выявления рентабельных месторождений урана на территории страны, в частности кооперация с Казахстаном (разведанные запасы урана 848 тыс. т) и Узбекистаном (разведанные запасы 119 тыс. т). Однако принципиально вопрос может быть решен при широком освоении реакторов на быстрых нейтронах, для которых имеется больше ресурсов и которые потребляют многократно меньше ядерного топлива, а также разработка реакторов на основе ториевого цикла. Освоение технологии термоядерного синтеза, если окажется реальным, сможет оказать влияние на ядерную энергетику только за пределами середины века.

Возобновляемые источники энергии. Целесообразность освоения возобновляемых источников энергии определяется целым рядом факторов географического, технологического и экономического характера.

Во-первых, возможности рентабельного использования технологий на базе возобновляемых источников энергии зависят от локальных физических условий размещения технологии (характеристики ветрового кадастра, солнечной инсоляции, климатических условий и т. п.5).

5 Традиционные технологии в меньшей степени зависят от локальных географических условий.

Таблица 2

Оценки извлекаемых ресурсов природного газа и технико-экономические показатели добычи газа

Европейская часть РФ

Прикаспийский район I 1500 14 34 55

и 1575 29 72 114

III 315G 57 100 177

Прочие регионы I 8GG 17 4б 72

и 5425 4G 74 129

III 13875 8б 143 257

Урал и Западная Сибирь

I 129GG 11 29 4б

и 1715G 23 72 109

III 1275G 51 143 223

Восточная Сибирь и Дальний Восток

Якутия I 5GG 29 57 97

и 7GG 43 8б 14б

III 6GG 8б 114 223

Сахалин I 5GG 29 57 97

и 875 43 8б 14б

III 1125 8б 114 223

Иркутская обл. I 1GGG 29 43 80

и 1G75 43 72 129

III 225 8б 100 20б

Прочие регионы I 5GG 43 57 112

и 55G 72 100 192

III 15G 1GG 200 340

Всего ресурсов - 7б925 - - -

Источники: , экспертные оценки.

Во-вторых, плотность энергетического потока возобновляемых источников энергии во много раз меньше, чем технологий на базе сжигания органических топлив или ядерной энергии. Это определяет необходимость сооружения значительно более крупных объектов, чем при традиционных технологиях, для получения одинакового полезного отпуска энергии. В результате материалоемкость технологий на базе возобновляемых источников энергии всегда будет оставаться более высокой. Как следствие энергоотдача6 этих технологий будет значительно ниже, чем традиционных.

В-третьих, указанные два фактора делают возобновляемые источники энергии более дорогими по сравнению с традиционными в настоящее время. Однако в перспективе следует ожидать повышения экономичности и конкурентоспособности новых источников энергии за счет увеличения их эффективности и снижения затрат на их изготовление, с одной стороны, и роста стоимости органических топлив с другой.

Интерес к возобновляемым источникам энергии определяется в значительной мере меньшим загрязнением окружающей среды, чем при использовании традиционных технологий на базе органического топлива или ядерной энергии. Разумеется, при сопоставлении «чистых» и «грязных» технологий необходимо проводить анализ с учетом жизненного цикла технологий (life cycle analysis) и всех этапов их изготовления и эксплуатации. В контексте текущих мировых проблем наибольший приоритет должен принадлежать безугле-родным технологиям, способным ослабить угрозу катастрофического изменения климата планеты.

Обширная территория России обладает разнообразными видами возобновляемых источников энергии. Осторожная оценка суммарного потенциала этой категории энергоресурсов - около 3 млрд. т н.э. в год. В табл. 4 приведены оценки различных типов возобновляемых источников энергии. При этом в состав ресурсов дополнительно включены две технологии: фотоэлектрические преобразователи и электростанции, использующие сухое тепло Земли, которые могут существенно изменить картину электроэнергетики в XXI в., особенно если придется вводить серьезные ограничения на выбросы парниковых газов.

Из приведенных приблизительных данных (детальная оценка потенциала возобновляемых источников энергии никогда не проводилась) экономический потенциал всех возобновляемых источников энергии в несколько раз превышает годовую потребность страны в энергии в течение всего XXI в.

6 Энергоотдача - отношение выработки энергии за весь пер-иод эксплуатации к полным затратам энергии на создание и эксплуатацию технологии в течение срока службы.

Таблица 3

Оценки извлекаемых запасов угля и технико-экономические показатели его добычи

Европейская часть РФ

Печерский бассейн і 1600 38 13 54

її 1700 77 19 100

ііі 4900 115 26 146

Прочие регионы і 1800 64 26 95

її 2600 115 51 177

ш 7000 192 77 284

Урал и Западная Сибирь

Кузнеций бассейн і 11000 18 6 26

іі 15000 36 13 51

ііі 14700 64 20 89

Прочие регионы і 7700 38 19 61

іі 12000 77 26 108

ііі 10500 154 32 192

Восточная Сибирь и Дальний Восток

Канско-Ачинский бассейн і 7000 13 5 19

іі 10500 26 10 38

ііі 12200 51 15 70

Прочие регионы і 8200 38 13 54

іі 12200 77 26 108

ііі 79600 154 32 192

Всего ресурсов - 220200 - - -

Источники: , экспертные оценки.

Таблица 4

Оценки ресурсов возобновляемых источников энергии России, млн. т н.э./год

Ресурс Потенциал

валовой технический экономический

Гидроэнергия - - 75

Малые ГЭС 250 90 45

Энергия биомассы 7х103 35 25

Энергия ветра 18х103 1400 7

Солнечные коллекторы 1,6х106 1610 9

Фотоэлектрические преобразователи* - - 2000

Геотермальное тепло - - 80

Тепло Земли** - - 730

Низкопотенциальное тепло 365 75 22

Итого 1,7х106 3210 ~3000

* При использовании 1% территории России с солнечной инсоляцией около 1300-1500 кВт-ч/кв. м (наклон панели 35-45°) с КПД устройства 20%.

** При осторожном допущении, что территория с благоприятными параметрами для использования глубинного

тепла Земли (до 10 км с температурой породы около 200-250°С) составляет всего 10% территории России, а под-

земные коллекторы сооружаются на 1% площади этой территории. Полезный съем энергии на электростанции,

использующей сухое тепло Земли, может достигать 100 МВт (э)/кв. км, что при использовании установленной мощности 5000 час./год обеспечивает получение 500млн. кВт-ч/кв. км.

Большая часть ресурсов возобновляемых источников энергии пригодна для получения электрической энергии. Потенциал возобновляемых энергоресурсов составляет (млрд. кВт-ч):

Крупные гидроэлектростанции 850

Малые гидроэлектростанции 755

Ветровые электростанции 115

Солнечные электростанции 23000

Сухое тепло Земли 8500

Итого 33220

Как видно, потенциал получения электроэнергии от возобновляемых источников энергии примерно в 30 раз больше, чем текущая выработка электроэнергии в стране.

Следует учитывать, что оценки ресурсов возобновляемых источников энергии в России весьма приблизительны. В настоящее время вследствие значительного снижения стоимости технологий использования возобновляемых источников энергии, а также роста цен на органическое топливо экономический потенциал этой категории энергоресурсов может быть значительно выше указанных значений.

Между тем следует понимать, что оценка потенциала информирует только о возможностях получения энергии от рассматриваемой категории энергоресурсов, но не гарантирует целесообразности широкомасштабного использования этих ресурсов. Считается, что XXI в. будет переходным от энергетики, основанной на исчерпаемых ресурсах органических топлив, к энергетике, основанной на неограниченных ресурсах. К последним принадлежат все виды возобновляемых источников энергии.

Экспорт энергоресурсов. Анализ роста экономики страны и хода выполнения структурных реформ показывает, что в течение длительной перспективы экспорт энергоресурсов останется на высоком уровне. Сегодня нефть и природный газ - основные экспортируемые энергоресурсы. В 2011 г. за рубеж направлено около 237 млн. т сырой нефти, или 46,5% объема ее добычи, и свыше 130 млн. т нефтепродуктов, что превысило половину объема их производства в стране. В настоящее время почти 90% экспорта жидкого топлива поставляется в страны дальнего зарубежья, тогда как в начале 1990-х годов в страны СНГ шло более половины российской нефти и почти 18% нефтепродуктов. В 2011 г. поставки природного газа из России достигли 182 млрд. куб. м и обеспечили 33% общего спроса в Европе.

Основным партнером России в области торговли энергоресурсами остается Европейский Союз (ЕС), который потребляет около 14% энергии в мире и является крупнейшим нетто-импортером энергоресурсов. По прогнозам Е1А , рост потребления первичных энергоресурсов в ЕС ежегодно будет составлять около 0,5% (при росте экономики в странах ЕС на 1,8% в год). Таким образом, к 2030 г. внутреннее потребление первичных энергоресурсов в ЕС увеличится на 12% по сравнению с 2008 г. и достигнет около 1800 млн. т н.э. в год.

Можно ожидать, что в период до 2020 г. российский экспорт нефти несколько возрастет, прежде всего, за счет развития нового экспортного направления в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. В период 2020-2030 гг. добыча сырой нефти в России выйдет на практически постоянный уровень, что приведет к неизбежному сокращению экспорта нефти и нефтепродуктов. Эта тенденция проявится более остро после 2030 г., когда добыча нефти начнет сокращаться в связи с исчерпанием ресурсов дешевой нефти. Поддержание экспорта нефти на высоком уровне может потребовать создания в России производств синтетической нефти на базе дешевых углей7.

Что касается природного газа, то по прогнозам МЭА , спрос на него в странах ЕС может возрасти с 536 млрд. куб. м в 2008 г. до 621 млрд. куб. м в 2030 г. Сегодня сложно говорить о том, сможет ли российский газ сохранить свою долю на европейском рынке в долгосрочной перспективе. В последнее время наметился ряд политических и экономических факторов, которые могут повлиять на контуры развития западного направления экспорта природного газа из России в ближайшие несколько десятилетий. Важнейшими из них являются:

Стремление Европы диверсифицировать источники и направления импортных поставок природного газа для повышения собственной энергетической безопасности;

Развитие глобального рынка сжиженного природного газа (СПГ) и появление новых конкурентов России на европейском рынке газа;

Риски ненадежности поставок природного газа в Европу, обусловленные «газовым конфликтом» России с Украиной;

Высокие затраты на добычу и транспортировку российского газа, обусловленные удаленностью и сложными условиями разработки новых газовых месторождений России, ограничивают диапазон цен, при которых российский газ сохраняет свою конкурентоспособность;

Значительный потенциал возможного развития добычи сланцевого газа в Европе.

В ближайшие несколько лет угроза для российских позиций на европейском рынке природного газа пока невелика - реальных альтернатив у европейских потребителей нет. Однако уже к концу текущего десятилетия можно ожидать рост предложения газа на европейском рынке как со стороны существующих конкурентов (Катар, страны Северной Африки), так и за счет выхода на рынок новых поставщиков (Азербайджан, Туркменистан, Иран). Определенные возможности развития поставок СПГ на европейский рынок открываются и для США за счет «бума» добычи сланцевого газа, излишки которого могут быть направлены европейским потребителям. Положение России на европейском рынке газа осложняется тем, что она занимает позицию замыкающего поставщика. Поэтому объемы поставок российского газа в Европу будут очень чувствительны к экспортным возможностям стран-конкурентов, предлагающих свой газ на более гибких условиях, по более низким и мобильным ценам спотового рынка.5

В связи с этим объемы поставок российского газа в Европу9 могут снизиться со 180 млрд. куб. м в 2010 г. до 160 млрд. куб. м в 2030 г., а если в Европе начнется активное освоение сланцевого газа, спрос на российский газ может сократиться до 120 млрд. куб. м. При этом доля России в обеспечении европейского спроса на газ снизится до 20% по сравнению с 33% в настоящее время. В 2040 г. вследствие резкого падения собственной добычи и поставок из стран Южной Америки спрос Европы на российский газ может превысить 240 млрд. куб. м. (вариант с низкими ценами на газ на западноевропейском рынке, сильным ростом добычи сланцевого газа в регионе и позицией России как замыкающего поставщика газа на европейский рынок).

Глобализация мирового рынка природного газа заметно ослабила инфраструктурную привязку Европы к России, важную роль начинает играть спотовый рынок. В условиях изменившейся конъюнктуры единственным способом удержания и возможного расширения собственной ниши на европейском рынке для России является отказ от жесткой стратегии в отношении европейских потребителей в пользу более гибкой ценовой

7 Это обстоятельство в настоящем прогнозе не рассматривается.

8 Подробнее см. Колпаков А.Ю. «Влияние европейского рынка природного газа на состояние ТЭК России» (магистерская диссертация, 2012).

Здесь Европа - страны ЕС, а также европейская часть СНГ и Турция.

политики10. При проведении грамотной политики, способной обеспечить приоритетность российских поставок газа в ЕС, объемы экспорта российского газа в Европу могут возрасти до 260 млрд. куб. м к 2030 г. и до 310 млрд. куб. м к 2040 г. В этом случае доля российского газа в удовлетворении спроса Европы поднимется до 35% (вариант с высокими ценами на газ, слабым развитием добычи сланцевого газа в Европе и приоритетным положением России среди конкурирующих поставщиков газа).

Энергопотребление и энергосбережение. Центральной задачей перспективного развития ТЭК страны должно стать решение проблемы энергосбережения, в первую очередь на основе смены устаревших технологий и оборудования. По имеющимся оценкам, технический потенциал энергосбережения составляет не менее 45% текущего потребления энергии, а экономический потенциал достигает 75-80% технически достижимого уровня . Энергосберегающий путь развития требует в несколько раз меньше инвестиционных средств, чем в расширение мощностей по производству энергоресурсов.

Инновации являются той материальной базой, которая может гарантировать выполнение долгосрочных программ развития ТЭК и обеспечить снижение энерго- и электроемкости национальной экономики. В определенной мере повышение эффективности использования энергии будет достигнуто за счет изменения структуры экономики, т.е. увеличения доли неэнергоемких производств и секторов и решающего вклада новых технических решений, способных замедлить рост потребления энергии в стране, способствовать снижению затрат, сокращению вредных выбросов в окружающую среду и росту производительности труда.

Основу стимулирования сбережения энергии должны составить система законодательных мер, энергосберегающие стандарты и нормативы использования энергии, всесторонняя информация о новых типах материалов, оборудования и технологий, мотивированное потребление энергии и энергосберегающей продукции. Государство должно взять под свой контроль потребление энергии в стране. Необходимо обеспечить в долгосрочной перспективе ежегодные темпы сокращения энергоемкости ВВП не менее 3-4% в год.

Прогнозы развития ТЭК России до 2030-2040 гг. В табл. 5 приведен ряд итоговых показателей перспективного развития ТЭК страны для двух рассмотренных сценариев.

В результате энергосберегающей политики индексы роста ВВП и потребления энергии внутри страны в период 2010-2040 гг. будут существенно различаться (табл. 6).

Это означает, что энергоемкость ВВП к 2030 г. должна сократиться до 53% (сценарий 1) и 44% (сценарий 2) от уровня 2010 г., а к 2040 г. соответственно до 37% (сценарий 1) и 32% (сценарий 2). Значительное снижение энергоемкости российской экономики должно быть обеспечено в обоих сценариях за счет значительных усилий по повышению эффективности использования энергии. Среднегодовые темпы снижения энергоемкости ВВП в период 2010-2040 гг. должны составлять не менее 3-3,2% в год (сценарий 1) и 3,6-3,8% в год (сценарий 2).

В свете рассматриваемых прогнозов органическое топливо остается преобладающим энергоресурсом в структуре производства первичных энергоресурсов. К 2040 г. его доля сократится незначительно: с 98% в 2010 г. до 91-95% к 2040 г. При этом доля угля в структуре органического топлива возрастет от 12,5 до 21% за тот же период. Можно ожидать, что к 2040 г. около половины извлекаемых ресурсов нефти и около трети ресурсов природного газа будут добыты из недр. Степень истощения ресурсов угля за тот же период не превысит 3% (табл. 7).

Модельные расчеты сценариев перспективного топливно-энергетического баланса страны указывают на рост в период с 2010 по 2040 г. затрат на добычу сле-

дующих органических топлив:

Нефть - себестоимость добычи: от 90 до 235 долл./т,

удельные капиталовложения: от 990 до 2300 долл./т, удельные затраты: от 210 до 510 долл./т.

Природный газ - себестоимость добычи: от 17 до 33 долл./1000 куб. м, удельные капиталовложения: от 415 до 805 долл./1000 куб. м, удельные затраты: от 65 до 130 долл./1000 куб. м.

Уголь - себестоимость добычи: от 35 до 55 долл./т н.э.,

удельные капиталовложения: от 130 до 175 долл./т н.э., удельные затраты: от 52 до 75 долл./т н.э.

10 Речь идет не о поощрительных скидках, а о систематизированном изменении формулы цены на газ, ослаблении влияния корзины нефтепродуктов, т.е. включении в нее привязки к другим ненефтяным компонентам и цене природного газа на спотовом рынке. Гибкость контрактов должны обеспечивать более короткие сроки контрактов, смягчение механизмов пересмотра их основных условий, а также снижение пределов минимальных обязательных отборов.

11 Оценка удельных затрат дана с учетом нормы прибыли на капитал в размере 12% в год.

Таблица 5

Сводные показатели развития ТЭК России до 2030-2040 гг.

Показатель Сценарий 1: Оценка инерции экономического роста России* Сценарий 2: Оценка потенциала экономического роста**

2010 г. 2020 г. 2030 г. 2040 г. 2010 г. 2020 г. 2030 г. 2040 г.

Производство первичных энер-

горесурсов, млн. т н.э.*** 1231,9 1291 1335 1336 1231,9 1354 1408 1399

уголь 151 155 205 260 151 185 225 265

нефть 502 530 540 460 502 530 540 460

природный газ 551 570 540 550 551 600 560 550

ядерная энергия 13,3 21 30 40 13,3 23 39 57

гидроэнергия 14,6 15 18 21 14,6 16 22 23

новые источники энергии - - 2 15 - - 22 44

Экспорт энергоресурсов,

млн. т н.э. 580,3 550 532 478 580,3 648 677 633

уголь 48,5 63 70 55 48,5 63 65 55

нефть 249 260 265 220 249 260 265 220

нефтепродукты 115 110 75 45 115 110 70 40

природный газ 165 130 115 150 165 210 270 310

электроэнергия 2,8 5 7 8 2,8 5 7 8

Выработка электроэнергии,

млрд. кВт-ч 1038 1200 1355 1390 1038 1345 1820 2585

ТЭС 699 780 750 650 699 897 785 675

АЭС 171 250 370 460 171 270 430 640

ГЭС 168 170 185 190 168 175 190 190

новые источники энергии - - 50 90 - 3 415 1080

Установленные мощности элек-

тростанций, млн. кВт 230 271 270 275 230 270 394 590

ТЭС 158 155 150 130 158 180 160 135

АЭС 24 36 53 65 24 39 61 90

ГЭС 48 50 53 55 48 50 55 55

новые источники энергии - - 14 25 - 1 118 310

Выработка тепла в СЦТ,

млн. Гкал 1355 1405 1445 1500 1355 1440 1590 1565

ТЭЦ 650 700 750 850 650 720 845 900

котельные 705 705 695 650 705 720 490 315

тепловые насосы - - - - - 185 350

Спрос на инвестиции (за 10 лет)

млрд. долл. (2010 г.) - 1455 2000 2265 - 1560 2040 2325

Выбросы СО2, Гт СО2 1,94 1,90 2,09 2,20 1,94 2,04 1,95 1,92

* Вариант сценария при неблагоприятном развитии ситуации для российского природного газа на ев-

ропейском рынке - низкие цены на природный газ, успешное освоение ресурсов сланцевого газа, Россия как замыкающий поставщик газа в Европу.

** Вариант сценария при благоприятном развитии ситуации на европейском рынке газа для российских

поставщиков - высокие цены на газ, слабое развитие добычи сланцевого газа Россия как приоритетный

поставщик газа в Европу.

*** В расчетах ИНП РАН безуглеродные технологии (ядерная энергия, гидроэнергия и энергии) даны в пересчете по физическому эквиваленту 1 кВт-ч=860 ккал. новые источники

Таблица 6

Индексы роста ВВП и потребление энергии, раз к 2010 г.

Сценарий ВВП Энергопотребление

2030 г. 2040 г. 2030 г. 2040 г.

Сценарий 1 2,13 3,17 1,15 1,18

Сценарий 2 2,93 5,01 1,29 1,56

Таблица 7

Оценка объемов извлечения органических топлив нарастающим итогом в период 2010-2040 гг.

Показатель Исходная оценка извлекаемых ресурсов на начало периода, принимаемая в расчетах (округленно) 2011-2020 гг. 2021-2030 гг. 2031-2040 гг. Степень извлечения располагаемых ресурсов за период 2010-2040 гг., %

Нефть, млрд. т 33 5,2 5,4 5 47

Природный газ, трлн. куб. м 77 6,9-7,1 6,8-7,1 6,7-6,8 26-27

Уголь, млрд. т н.э. 220 1,5-1,7 1,8-2,1 2,3-2,5 2,5-2,9

Такая динамика ожидаемого роста затрат на добычу органических топлив при одновременном снижении затрат в новые источники энергии уже после 2020 г. будет оказывать сдерживающее влияние на использование традиционных технологий, основанных на сжигании органического топлива. Особенно это будет проявляться в электроэнергетике, где к 2040 г. в сценарии 2 доля новых (безуглеродных) источников энергии в структуре установленных мощностей может достичь даже половины.

Ниже приведено краткое описание прогнозов развития отдельных отраслей ТЭК России.

Отраслевые прогнозы развития ТЭК.

Нефтедобыча. Роль нефти, нефтепродуктов и природного газа как основных источников валютных поступлений будет сохраняться до тех пор, пока в стране не появятся другие соизмеримые финансовые источники. Поэтому центральной задачей российского углеводородного экспорта должно быть как минимум удержание российских позиций на мировом рынке. При этом безусловным должно оставаться полное обеспечение внутренних нужд страны в углеводородах.

Необходимо расширить масштабы применения современных методов увеличения нефтеотдачи. Обеспечить инновационное развитие технологий разработки месторождений с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами нефти и газа, в первую очередь Баженовской свиты. Для этого структурная перестройка нефтяного комплекса должна одновременно идти в двух направлениях. С одной стороны, необходимо интенсивное стимулирование геологоразведки на устойчивые приросты запасов нефти и газа в районах с «традиционным» уровнем затрат на их добычу, чтобы сдержать переход к эксплуатации месторождений в экстремальных районах Арктики. Создание для этих условий новых технологий должно обеспечивать цены на извлекаемые углеводороды, адекватные перспективным мировым ценам на нефть и газ. Это направление необходимо стимулировать путем увеличения государственных вложений в разведку, которые затем могут быть компенсированы за счет высокой цены лицензий на разработку участков месторождений.

Для каждого разрабатываемого месторождения государство должно устанавливать отвечающие мировым стандартам уровни извлечения основных и сопутствующих углеводородов и размеры штрафов, вычитаемых из чистой прибыли компаний, например, равные рыночной цене потерянных углеводородов. В настоящее время коэффициент извлечения нефти при добыче составляет примерно 35%, что ниже среднемирового уровня. Утилизация попутного газа и извлечение газового конденсата - также ниже возможных величин.

В районах нового освоения нефтегазовых ресурсов (прежде всего, Восточной Сибири и на Дальнем Востоке) для организации добычи необходимо развитие

транспортной и энергетической инфраструктуры. При этом наряду с традиционной для России трубопроводной и железнодорожной транспортировкой нефти должна получить развитие и морская транспортировка. Это потребует формирования новых, так называемых транспортно-логистических, коридоров для экспортных поставок нефти в рамках развития региональных кластеров конкурентоспособности. Производственная инфраструктура для освоения новых регионов, прежде всего акваторий континентального шельфа, должна включать: технологии и оборудование для работы в арктических условиях, портовую инфраструктуру и специализированный флот, навигационное и ледокольное обеспечение.

Учитывая различное качество направляемых на экспорт нефтей, которые затем смешиваются в экспортной трубе, целесообразно перейти к другой схеме формирования российских сортов нефти, экспортируемых в европейские страны. Следует выделить из Российской экспортной смеси сырых нефтей (ИЕВКО), торгуемой под брендом «Юралс», высокосернистые татарскую, башкирскую, удмуртскую и аналогичные по качеству другие нефти. Их следует перерабатывать на отечественных НПЗ. Тогда вся экспортируемая российская нефть будет примерно отвечать по качеству и экспортной цене сорту Сибирской сырой нефти (БЮСО), который на мировом рынке торгуется несколько выше, чем «Юралс». При этом следует предусмотреть схему компенсации выпадающих валютных средств, которые должны получать регионы с выпадающими из экспорта сернистыми нефтями. Это позволит повысить доходность экспорта российской нефти.

По оценкам ИНП РАН, добыча нефти в стране будет медленно возрастать до 2030 г. и достигнет максимума 535-545 млн. т, далее ожидается сокращение добычи нефти до 460-470 млн. т к 2040 г. С ростом добычи нефти до 2030 г. будет возрастать и ее экспорт до 255-265 млн. т, по сравнению с 249 млн. т в 2010 г., с последующим снижением до 220 млн. т к 2040 г.

Нефтепереработка. В советское время нефтепереработка была ориентирована на выпуск больших количеств низкокачественного дизельного топлива для нужд сельского хозяйства, строительства и армии и низкокачественного бензина, потреблявшихся преимущественно внутри страны. Мазут как остаточный продукт использовался в котельных и на электростанциях. Часть мазута поступала на экспорт, где он перерабатывался на зарубежных НПЗ с получением дополнительных продуктов.

За последние годы произошли серьезные изменения в структуре внутреннего спроса на нефтепродукты. Прежде всего, сократился спрос на дизельное топливо внутри страны. В связи с широкой газификацией, проводимой в последние годы, произошло вытеснение мазута из внутреннего потребления с направлением его на экспорт. Между тем структура производства практически не изменилась. При почти полном удовлетворении внутреннего спроса на бензины значительная часть дизельного топлива оказалась невостребованной внутри страны и стала экспортироваться. При этом качество нефтепродуктов осталось достаточно низким, так как существенных изменений в технологии нефтепереработки не произошло. В результате глубина переработки остается на низком уровне (72% за последние годы), а индекс Нельсона в целом по стране не превышает 4, по сравнению с 9-12 в развитых странах и крупных нефтяных компаниях.

В этой связи основная задача развития нефтепереработки заключается в ее модернизации на основе инновационных технологий с целью выхода на мировой уровень по индексу Нельсона и глубине переработки. Это позволит снизить внутреннее потребление сырой нефти при удовлетворении внутреннего спроса на нефтепродукты и расширить возможности для экспорта сырой нефти в период выхода мировой нефтяной промышленности на максимум добычи.

Что касается экспорта нефтепродуктов, то в предлагаемом прогнозе принята концепция медленного сокращения его. Скорее всего, в связи с ожидаемым пиком добычи нефти и ее переходом в стадию сокращения не стоит предпринимать решительных шагов для наращивания мощностей нефтепереработки в стране с целью увеличения экспорта нефтепродуктов.

В российской нефтепереработке должна быть осуществлена государственная программа выполнения технических регламентов, введенная в 2007 г., но отложенная в связи с экономическим кризисом. При этом как следствие увеличения глубины переработки объемы экспортируемого мазута будут сокращаться, что снизит валютную выручку от продажи этого продукта. Поэтому в первую очередь при модернизации нефтепереработки следует предусмотреть совершенствование установок, повышающих качество экспортируемого в больших объемах дизельного топлива. Перестройка технологий вполне возможна для ВИНК с высокими уровнями доходов. Устранение финансовых потерь российских поставщиков углеводородов на мировом рынке чрезвычайно необходимо как из-за высокой волатильности экспортных цен, так и четко наметившегося сжатия мирового рынка моторных топлив.

В перспективе ожидаемого пика добычи нефти следует приступить к поиску оптимальных для России альтернатив замены моторных топлив, получаемых из сырой нефти. В мире идет активная подготовка к смене энергообеспечения автомобильного транспорта, и Россия должна определить здесь свои приоритеты. В прилагаемых прогнозах учтен выход на российский автомобильный рынок автомобилей с топливными элементами на водороде и электромобилей.

По оценкам ИНП РАН, внутренний спрос на сырую нефть возрастет с 248 млн. т в 2010 г. до 265-270 млн. т в 2030 г. с последующим сокращением до 225-235 млн. т к 2040 г. в обоих сценариях. При этом глубина переработки нефти увеличится до 90-93%. Экспорт нефтепродуктов будет сокращаться со 115 млн. т (2010 г.) до 65-75 млн. т в 2030 г.

Газовая промышленность. Накопленных запасов природного газа в целом достаточно для использования и внутри страны, и экспорта до 2040 г. В то же время разработка месторождений на севере Тюменской области (п-вы Ямал и Гыдан, Карское море и др.) требует больших сроков освоения, высоких капиталовложений и эксплуатационных затрат по сравнению с более южными месторождениями. Поэтому здесь экономически целесообразна разработка только уникальных и очень крупных месторождений. Для этого необходима экономическая переоценка запасов газа северных районов. Все они ориентированы на поставку газа в западном направлении. Запасы газа на Дальнем Востоке полностью обеспечивают спрос этого региона на длительный период и возможный объем экспорта.

Особое внимание должно быть уделено уникальным месторождениям газа Восточной Сибири, который не имеет выхода на рынки из-за их удаленности. Газ этих месторождений содержит огромные запасы этана и всей цепочки непредельных углеводородов. На этой базе могут быть созданы мощные производства полимерной химии для нужд страны и масштабного экспорта. Но пока освоения этих месторождений, за исключением обеспечения малого местного спроса, не проводится. Серьезной проблемой является наличие гелия в составе природного газа, являющегося перспективным продуктом для инновационных технологий и других целей. По этому вопросу должна быть принята специальная программа освоения и развития гелийсодержащих месторождений в Восточной Сибири.

По имеющимся оценкам, спрос на мировых рынках на российский природный газ может возрасти к 2030 г. в 2,4-2,6 раза по сравнению 2010 г. (см. напр., ), хотя эти прогнозы выглядят слишком оптимистичными. По оценкам ИНП РАН, поставки российского газа в Европу могут увеличиться на 25-30% с учетом сокра-

щения поставок по Украинской газотранспортной системе и сооружения в обход ее двух газовых потоков - Северного потока через Балтийское море и Южного потока через Черное море и Балканский полуостров.

Стремление к максимальному использованию ресурсного газового потенциала для увеличения его экспорта нецелесообразно даже при чрезвычайно высоких ценах на мировом рынке. Это может привести к заметному росту цен на внутреннем рынке и снижению рентных платежей в связи с необходимостью освоения дорогих месторождений. Здесь требуется углубленный анализ складывающейся ситуации.

По расчетам ИНП РАН, добыча природного газа в стране, учитывая ожидаемый рост затрат и ожидаемый спрос на внешних рынках, скорее всего, может возрасти незначительно: с 651 млрд. куб. м в 2010 г. до 660-670 млрд. куб. м в 2030 г. и оставаться примерно на этом уровне в течение последующего десятилетия.

Угольная промышленность. Развитие угольной промышленности возможно по двум существенно различным направлениям в зависимости от принятых государством и обществом решений: 1) использования огромных запасов энергетических углей открытой добычи для развития топливной базы электроэнергетики или 2) ориентации на жесткие экологические требования по сокращению выбросов СО2 и других тепличных газов при сокращении добычи углей уже в ближайшей перспективе.

В обоих вариантах сохраняется обеспечение металлургии углями для коксования за счет основных сегодня Кузнецкого и Печерского угольных бассейнов преимущественно с подземной добычей таких углей. В стадии освоения, но задерживаемого кризисом, находятся два очень крупных угольных месторождения с высококачественными углями для коксования в Р. Тыва и Р. Саха (Якутия). Предусматривается строительство железных дорог протяженностью несколько сотен километров в каждом случае. Ввод в эксплуатацию этих месторождений удовлетворит перспективный спрос отечественной металлургии, позволит увеличить экспорт высококачественных углей и одновременно решить стратегические задачи по соединению Р. Тыва с железнодорожной сетью страны. Это позволит приступить к освоению ряда полиметаллических и других месторождений в зоне прохождения дороги, а также загрузить частично БАМ перевозкой углей.

По расчетам ИНП РАН, в отсутствие государственной политики по сокращению выбросов тепличных газов добыча угля в стране будет возрастать с 151 млн. т н.э. (322 млн. т угля) в 2010 г. до 205-225 млн. т н.э. (400-450 млн. т угля) к 2030 г. с дальнейшим ростом до 260-265 млн. т н.э. (520-530 млн. т) к 2040 г. При этом в Европейской части РФ будет добываться около 35-37 млн. т н.э. угля (Печорский, Донецкий бассейн и др.), в регионе Урала и Западной Сибири - 110-115 млн. т н.э. (Кузбасс) и в регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока - 65-80 млн. т н.э. (Канско-Ачинский бассейн, Якутские угли и др.). Возможный экспорт угля оценивается в 65-70 млн. т н.э. в 2030 г. и 50-60 млн. т н.э. в 2040 г.

Электроэнергетика. Электроэнергетика является наиболее сложным объектом ТЭК. В результате реформы РАО ЕЭС не оправдались надежды на приход инвесторов, поэтому цены на электроэнергию не снизились: более того, они сегодня уже в 1,5-3 раза выше, чем в развитых странах, в пересчете по ППС. Вместо единого органа управления отраслью появились сотни независимых хозяйствующих субъектов, ориентированных на получение максимальной прибыли при минимальной ответственности перед потребителями электроэнергии. Сохранилась высокая степень монополизации электроснабжения. Раздробленность электрогенерирующих компаний не позволяет им концентрировать достаточное количество средств для модернизации и развития производства. Это стало основной причиной низкой инвестиционной привлекательности и высоких затрат в отрасли.

Проведенная реформа электроэнергетики не оправдала себя: не созданы ни рынок электроэнергии с конкурирующими участниками, ни эффективная отрасль. Последствия проведенной структурной перестройки электроэнергетики не оценены.

Современная российская электроэнергетика характеризуется быстрым устареванием генерирующего и сетевого оборудования, малым вводом новых электроэнергетических мощностей, не обеспечивающим необходимого масштаба их выбытия, большими потерями электроэнергии, низкой надежностью электроснабжения, а также недостаточным финансированием инвестиций. В результате, на собственные нужды и потери расходуется примерно пятая часть всей произведенной электроэнергии, происходят многочисленные отказы в ряде регионов от присоединения новых потребителей из-за отсутствия свободных мощностей, а достаточных средств для развития мощностей в компаниях не имеется. Неразвитость государственных нормативных и экономических рычагов управления электроэнергетикой позволяет частным электроэнергетическим компаниям использовать разные предлоги для сокращения обязательных для них инвестиционных программ, не проводить энергосбережения.

Основу электроэнергетики составляют тепловые электростанции (70% по мощности), из них 60% работают на природном газе (в Европейской части РФ - до 90%). Прогресс в тепловой генерации связан с использованием газовых турбин на парогазовых электростанциях, имеющих более высокие КПД при сроках сооружения около трех лет. Сегодня практически полностью прекращено строительство новых угольных электростанций, особенно в восточных районах, имеющих достаточные запасы дешевых углей.

Основная часть потребителей электроэнергии находится в европейской части страны, не имеющей достаточных энергоресурсов для их обеспечения. В прогнозном варианте развития угольной энергетики прирост электропотребления обеспечивается или за счет транспорта угля из сибирских месторождений для новых тепловых электростанций (ТЭС), или за счет передачи электроэнергии от ТЭС, расположенных в Сибири у источников угля и воды.

Варианты железнодорожной перевозки углей для новых электростанций потребуют или расширения пропускной способности и модернизации существующих железных дорог в направлении «восток-запад», или сооружения специальной угле-возной дороги. Представляется, что по объемам и срокам выполнения всех работ и экономическим показателям вариант с углевозной дорогой будет малоэффективен.

Другим возможным решением проблемы электроснабжения европейской части страны при угольном варианте развития будет размещение электростанций вдоль западного берега р. Енисей с использованием дешевого бурого угля Канско-Ачинского бассейна. Электроснабжение европейских потребителей от этих ТЭС большой мощности может быть осуществлено, по мнению ряда энергетических организаций, по линиям электропередачи большой пропускной способности. По срокам выполнения, показателям затрат, энергетической и экономической эффективности этот вариант представляется предпочтительным. В то же время проблемными остаются возможности обеспечения разработки котлов большой мощности и оборудования для дальних ЛЭП большой пропускной способности из-за многолетнего перерыва в спросе на это оборудование и потери производственной и строительной базы.

Экономический потенциал гидроэнергетики почти полностью исчерпан в европейской части страны, отсутствует на Урале, относительно невелик в Западной Сибири. В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке возможные крупные ГЭС с хорошими экономическими показателями крайне удалены от районов перспективного спроса, что делает их экономически проблемными.

В атомной энергетике, быстрое развитие которой позволило бы решить многие вопросы перспективного электрообеспечения европейского и уральского регионов, слабая машиностроительная база реально не позволяет вводить более одного-двух атомных энергоблоков в год при желательном росте ввода до трех-четырех блоков и более. При этом значительная часть производственных и строительных мощностей занята выполнением зарубежных заказов.

Затруднен выбор новых строительных площадок для атомных электростанций. Негативное отношение к атомным электростанциям населения заставило сооружать новые АЭС на площадках уже существующих атомных электростанций, выработавших возможные сроки их продления. С одной стороны, это удешевляет строительство АЭС за счет использования созданной производственной, социальной инфраструктуры и линий электропередач. Но с другой - не позволяет строить новые АЭС в соответствии с новым размещением электрических нагрузок, что создает дополнительные нагрузки в электрических сетях, требует их развития, приводит к излишней концентрации атомных мощностей в одном месте.

В ограниченном масштабе смогут найти применение малые АЭС (единичной мощности до 30-40 МВт) в удаленных районах с дорогим привозным топливом. Но сегодня предлагаемая стоимость таких станций экономически неоправданна, и без государственной поддержки соответствующие проекты не могут быть реализованы.

Необходимо разработать разумную стратегию развития ядерной энергетики России, так как все предыдущие не были реализованы. Следует также уточнить, какого типа реакторы: традиционные водо-водяные или на быстрых нейтронах, -будут развиваться в перспективе. Появление первых термоядерных электростанций лежит за пределами периода прогноза.

По оценкам специалистов, сооружение новых АЭС целесообразно только при их стоимости не более 2500 долл./кВт и сроках строительства менее пяти лет. Отклонение от этих параметров будет сокращать возможные вводы новых АЭС.

Снижение единичных мощностей генерирующего оборудования на газе обеспечивает получение ряда новых энергетических и экономических эффектов, но пока нет обобщенных оценок возможных масштабов широкого применения у потребителей рассредоточенных энергогенерирующих мощностей и изменения производственной инфраструктуры.

Разрушение энергоремонтной базы и неспособность российского энергетического машиностроения обеспечить замену выбывающего оборудования и ввод новых мощностей сформировали новую для российской электроэнергетики нарастающую ориентацию на зарубежные фирмы с их дорогим сервисным обслуживанием.

Сетевое электрохозяйство страны, оставшееся в руках государства после реформирования электроэнергетики, пока не имеет должного развития. Электрические сети, сооруженные в советское время в условиях плановой экономики, с конфигурацией электрических потоков, рассчитанной на централизованное управление ими, не могут обеспечить экономичный транспорт электроэнергии в рыночных условиях. Это приводит к росту потерь электроэнергии. Федеральная сетевая компания должна иметь финансовые средства, достаточные для перестройки и развития сетей напряжением 110 кВ и выше. Необходимо обеспечить связи между работающими изолированно тремя частями ЕЭС России: энергосистемой Европейской части и Урала, энергосистемой Сибири и энергосистемой Дальнего Востока. Эта связь может дать существенный энергетический и экономический эффект, так как позволит обеспечить резервирование электрических мощностей и тем самым снизить остроту их современного дефицита. Ряд Объединенных генерирующих компаний и Теплогенерирующих компаний не выполняет своих инвестиционных обя-

зательств, что сдерживает развитие экономики страны. В таких случаях действенным шагом будет последовательное возвращение под контроль государства крупнейших в стране тепловых электростанций, которые являются опорными мощностями в формировании и развитии ЕЭС России и всей электроэнергетики страны. Без такого маневра надежно развивать и перестраивать экономику страны нельзя из-за возможного возникновения глубоких дисбалансов как в самой ЕЭС России, так и в территориальном росте потребительского спроса.

Многие из перечисленных вопросов нашли отражение в разрабатываемой Минэнерго России программе модернизации электроэнергетики до 2030 г.

По расчетам ИНП РАН, выработка электроэнергии в стране должна возрасти с 1038 млрд. кВт-ч в 2010 г. до 1355 млрд. кВт-ч (Сценарий 1) и 1820 млрд. кВт-ч (Сценарий 2) в 2030 г., а установленные мощности - с 230 млн. кВт до 270 млн. кВт (Сценарий 1) и 395 млн. кВт (Сценарий 2). К 2040 г. выработка может возрасти до 13902585 млрд. кВт-ч, а установленные мощности электростанций - до 275-590 млн. кВт.

Теплоснабжение. Неблагополучие с теплообеспечением страны уже признается на государственном уровне, но новая парадигма развития теплоснабжения не разрабатывается, а предпочтение отдается уже давно проложенному пути. Основными источниками теплоснабжения остаются котельные и ТЭЦ в системах централизованного теплоснабжения (СЦТ). Остальные источники по объему отпуска тепла (АЭС, электробойлерные, утилизация тепловых отходов производств, геотермальные) малозначительны. Обеспечение потребителей теплом осуществляется большей частью от СЦТ, однако в последние годы проявилась тенденция перехода к децентрализованному теплоснабжению, доля которого достигла, по нашим оценкам, 25-30% в суммарном объеме производства тепла в РФ. Развитие этого способа теплоснабжения связано как с ростом индивидуального домостроения, отвечающего современному уровню комфорта, так и со стремлением избавиться от высоких тарифов на тепло в СЦТ и от огромных потерь в тепловых сетях.

При правильном применении принцип комбинированной выработки тепловой и электрической энергии (теплофикация), способный обеспечить более высокую эффективность по сравнению с раздельной выработкой энергии, сохранит свои преимущества в центрах потребления энергии с высокой плотностью тепловых нагрузок при растущих ценах на энергоресурсы, особенно при выработке электроэнергии на угольных электростанциях. Необходимо четко определить зоны эффективного использования теплофикации. В районах со средними и малыми нагрузками должны получить развитие системы энергоснабжения на базе мини- и микро-ТЭЦ с газотурбинными установками или газопоршневыми машинами.

Устранение потерь тепла в теплотрассах, связанное с заменой трубопроводов на новые из современных материалов при использовании эффективных методов прокладки и замены трубопроводов, должно стать приоритетной задачей в СЦТ. Однако сегодня это пока финансово недоступно для подавляющей части теплоснабжающих компаний. В то же время рост износа трубопроводов и потерь тепла стал критическим. В ряде населенных пунктов потери тепла в теплотрассах достигают 30% и более12. Оплачивать эти потери приходится населению.

В теплоснабжении не может быть единого решения для всех случаев. Необходимую структурную перестройку следует осуществлять применительно к конкретным реальным условиям, которые по существу индивидуальны для каждого населенного пункта. Из всех секторов ТЭК именно теплоснабжение нуждается в структурной перестройке в первую очередь.

12 По некоторым оценкам, в отдельных случаях потери тепла от ТЭЦ до потребителя составляют более 50% .

По оценкам ИНП РАН, спрос на тепло в системах централизованного теплоснабжения за счет сокращения потерь тепла в зданиях (на 30% за каждые десять лет) и снижения потерь при транспорте тепла потребителям до 10% практически может остаться не современном уровне. Ожидается, что к 2030 г. выработка тепла в СЦТ при условии проведения активной политики энергосбережения и сокращения теплопотерь в сетях может составить около 1445-1520 млн. Гкал по сравнению с 1369 млн. Гкал в 2010 г. К 2040 г. она может достичь 1500-1565 млн. Гкал. Проведение разумной политики в области развития теплофикации позволит увеличить выработку тепла на ТЭЦ всех типов при сокращении отпуска от котельных. После 2030 г. активную роль в теплоснабжении потребителей должны получить тепловые насосы, доля которых в 2040 г. может достигать 20% и более в суммарной выработке тепла в СЦТ.

Новые источники энергии и технологии. Технологии использования возобновляемых источников энергии, кроме крупных ГЭС, в настоящее время имеют высокие удельные капиталовложения и высокую себестоимость электроэнергии. В 2010 г. их доля в энергетическом балансе страны не превышала 1,5%. На перспективу прогнозируется ее увеличение до 3-4%. Имеющиеся оценки экономической эффективности и высокие темпы развития возобновляемых источников энергии за рубежом свидетельствуют в пользу освоения и внедрения новых технологий энергопроизводства в промышленное использование.

Прогресс в использовании новых источников энергии будет определяться двумя факторами: 1) темпами снижения стоимости новых источников энергии и стоимости дублирующих мощностей в энергосистемах; 2) активной государственной поддержкой в случае принятия ограничений на выбросы СО2.

На этом фоне наибольший интерес для России в рассматриваемой перспективе будут представлять:

Использование органических отходов промышленности, сельского и коммунально-бытового хозяйства, включая биогаз;

Солнечные фотоэлектрические преобразователи нового поколения пленочного типа с КПД более 20%;

Тепловые насосы, работающие на низкопотенциальном тепле водоемов, рек, морей (для крупных потребителей, снабжаемых теплом от СЦТ) и тепле грунта (для индивидуальных потребителей);

Ветровая энергетика преимущественно в районах, отрезанных от систем централизованного электроснабжения;

Глубинное тепло Земли при условии освоения новых дешевых технологий бурения глубинных скважин;

Другие «прорывные» технологии, которые пока проходят лабораторные испытания, но в перспективе одного-двух десятилетий могут оказать значительное влияние на эффективность выработки энергии.

Выбросы углекислого газа. Предлагаемая траектория развития топливноэнергетического баланса страны в период до 2040 г. даже без применения специальных мер по ограничению выбросов обеспечивает сохранение на протяжении всего периода выбросов СО2 на уровне ниже 1990 г., зафиксированного в Киотском протоколе. При этом небольшой рост будет наблюдаться до 2030 г. с последующим сокращением к 2040 г. до уровня на 10-20% ниже 1990 г. Ожидаемая карбоноем-кость ВВП (отношение выбросов СО2 объектами ТЭК к объему ВВП) сокращается в 2,7-4,7 раза по сравнению с 2000 г.

Между тем, если будут приняты международные соглашения по сокращению выбросов углекислого газа после срока действия Киотского протокола и ограничениям роста температуры планеты не более 2оС к 2050 г., то придется вводить спе-

циальные ограничения на выбросы СО2, что потребует радикальных изменений в структуре топливно-энергетического баланса страны в сторону увеличения доли безуглеродных видов энергии.

Инвестиции. Оценки ожидаемого спроса на инвестиции в ТЭК по десятилетним периодам (см. табл. 5) показывают, что к 2030 г. ежегодные инвестиции должны, по крайней мере, удвоиться по сравнению с требуемыми капиталовложениями в период 2000-2010 гг., а к 2040 г. возрасти еще на 15-20%. При этом в структуре инвестиций следует предусмотреть опережающий рост вложений в электро- и теплоэнергетику. Доля этого сектора в суммарных инвестициях в ТЭК должна возрасти более чем в 2 раза: с 13% в период 2000-2010 гг. до 27% к 2040 г. Соответственно следует ожидать некоторого относительного сокращения инвестиционного спроса в топливодобывающих отраслях, где будут преобладать вложения в нефте- и газодобывающую промышленность при незначительной величине капитальных затрат в угольной промышленности, несмотря на ее заметный рост.

Рассмотренные прогнозы соответствуют «умеренным» представлениям о внешних и внутренних условиях развития ТЭК страны. Между тем с определенной долей вероятности можно допускать ряд ситуаций, которые могут в корне изменить предполагаемые темпы и пропорции развития ТЭК. К числу таких ситуаций можно отнести:

1) наступление пика мировой добычи нефти;

2) введение ограничений на выбросы СО2;

3) отход от принципов централизации в энергоснабжении и интенсивный переход на децентрализованные (рассредоточенные) схемы электро- и теплоснабжения;

4) появление на рынке принципиально новых энергетических технологий, как например, LENR - Low Energy Nuclear Reactions13, глубинное тепло Земли, космическая энергетика и другие, кажущиеся сегодня экзотическими, способы получения энергии.

Литература

1. Ивантер В.В., Ксенофонтов М.Ю. Концепция конструктивного прогноза роста российской экономики в долгосрочной перспективе//Проблемы прогнозирования. 2012. № 6.

2. Некрасов А. С., Синяк Ю.В. Прогнозные оценки развития топливно-энергетического комплекса России до 2030 года (Сценарный подход). ИНПРАН. М., 2007.

3. U.S. Energy Information Administration. International Energy Outlook 2011.

4. Некрасов А.С., Синяк Ю.В. Проблемы и перспективы развития российской энергетики на пороге XX века //Проблемы прогнозирования. 2004. № 4.

5. USGS. Circum-Arctic Resource Appraisal: Estimates of Undiscovered Oil and Gas North of the Arctic Circle. http://pubs.usgs.gov/fs/2008/3049/fs2008-3049.pdf (21.08.2012)

6. Недра России. Т. 1. Полезные ископаемые. Санкт-Петербургский горный институт (технический университет). СПб.-М., 2001.

7. USGS. World Petroleum Assessment 2000.

8. Masters C. D., Root D. H., Turner R. M. World Resource Statistics for Electronic Assess. USGS. 1997.

9. BP Energy Statisctis. 2002.

10. Потенциал возобновляемых источников энергии в России. Существующие технологии. Аналитический обзор. Российско-Европейский Технологический Центр. 2002.

11. International Energy Agency. «World Energy Outlook 2011. Are We Entering a Golden Age of Gas?».

12. Энергоэффективность в России: скрытый резерв. Мировой банк. Электронный ресурс Режим доступа. http://www.cenef.ru/file/FINAL_EE_report_rus.pdf (21.08.2012)

13. Министерство экономического развития РФ. Сценарные условия долгосрочного прогноза социальноэкономического развития Российской Федерации до 2030 года. Москва, апрель 2012 Режим доступа. http://www.economy.gov.ru/minec/activity/sections/macro/prognoz/doc20120428_0010 (21.08.2012)

13 Низкотемпературные ядерные реакции.

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина». Филиал в г. Алапаевске.

КУРСОВАЯ РАБОТА

«Проблемы топливно-энергетического комплекса»

Студент: Джапарбекова С. А.

Группа: ЭМЗ-220402к-АЛд

2015

ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………..…3

1. ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС (ТЭК).

СТРУКТУРА ТЭК И ЕГО ЗНАЧЕНИЕ……………………………………4

2. УДЕЛЬНЫЙ ВЕС ОТРАСЛЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ТЭКА……….7

1. ПРОБЛЕМЫ ТЭК…………………………………………………………...10
2. ПРОБЛЕМЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ…………………………………13

4.1 Оценка текущего состояния и динамики

развития отрасли…………………………………………………………….13

4.2 Проблемы функционирования текущей модели рынка

электроэнергии……………………………………….,.…………………….14

4.3 Проблемы инвестирования и регулирования в рамках

текущей модели……………………………………………………………...16

1. ВЫВОДЫ …………………………………………………………………….20

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ…………………………23

ВВЕДЕНИЕ

Топливно-энергетический комплекс основа современного хозяйства любой страны. В то же время, топливная промышленность один из главных загрязнителей окружающей среды. Особенно сильное разрушительное воздействие на экосистему оказывают добыча угля открытым способом и нефтедобыча, а также транспортировка нефти и ее продуктов.

Топливно-энергетический комплекс РФ является лидером и двигателем экономики страны. Принцип использования передовых технологий в цикле добычи и переработки углеводородного сырья, всегда применялся в отрасли на всех этапах ее развития. Без него нельзя обойтись и в современных условиях, когда конкуренция на рынке велика и приходится искать наиболее эффективные формы производственных и экономических процессов, а также и их управления.

В результате своего развития, человечество начинает использовать все новые виды ресурсов (атомную и геотермальную энергию, солнечную, гидроэнергию приливов и отливов, ветряную и другие нетрадиционные источники). Однако основную роль в обеспечении энергией всех отраслей экономики сегодня играют топливные ресурсы. Это четко отражает так называемая "приходная часть" топливно-энергетического баланса.

Топливно-энергетический комплекс РФ является основой экономики нашей страны, обеспечивая жизнедеятельность всех отраслей народного хозяйства, объединение регионов страны в единое экономическое пространство, формирование значительной части «бюджетных доходов» и валютных поступлений. От результатов деятельности ТЭК зависят, в итоге, платежный баланс страны, поддержание курса рубля и степень снижения долгового бремени России.

Топливно-энергетический комплекс тесно связан со всеми видами промышленности страны. На развитие ТЭК расходуется более 20% денежных средств, приходится 30% основных фондов и 30% стоимости промышленной продукции России. Он использует 10% продукции машиностроительного комплекса, 12% продукции металлургии, потребляет порядка 70% труб в стране, дает больше 50% экспорта России и значительное количество сырья для химической промышленности. Его доля в перевозках составляет порядка 30% всех грузов по железным дорогам, половину перевозок морского транспорта и всю транспортировку по трубопроводам. Основные фонды ТЭК составляют примерно 30% производственных фондов всей промышленности.

С ТЭК связано благосостояние всех граждан нашей страны, решаются такие проблемы, как безработица и инфляция.

Бесперебойная работа ТЭК – один из ключевых факторов национальной экономической безопасности, динамичного развития внешнеэкономических и геополитических связей России и интеграционных процессов в рамках СНГ, а также Евразийского экономического союза.

1 ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС (ТЭК).

СТРУКТУРА ТЭК И ЕГО ЗНАЧЕНИЕ

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) – сложная межотраслевая система добычи и производства топлива и энергии, их транспортировки, распределения и использования.

От развития ТЭК во многом зависит темп, масштаб и технико-экономические показатели общественного производства, в первую очередь – промышленности. Вместе с тем приближение к источникам топлива и энергии – одно из основных требований территориальной организации промышленности. Массовые и эффективные топливно-энергетические ресурсы служат основой формирования многих территориально-производственных комплексов, в том числе промышленных, определяя их специализацию на энергоёмких производствах. С точки зрения народного хозяйства, размещение ресурсов по территории неблагоприятно. Главные потребители энергии находятся в европейской части России, а около 80% геологических запасов топливных ресурсов сосредоточено в восточных районах России, что обусловливает дальность перевозок и, в связи с этим, увеличение себестоимости продукции.

Топливно-энергетический комплекс имеет большую районообразующую функцию: вблизи энергетических источников развивается мощная инфраструктура, благоприятно способствующая формированию промышленности, росту. Но, на долю ТЭКа приходится около 90% выбросов парниковых газов, почти 50% всех вредных выбросов в атмосферу и 30% вредных веществ, сбрасываемых в воду, что, не может быть положительным.

Для ТЭК характерно наличие развитой производственной инфраструктуры в виде магистральных трубопроводов (транспортировка энергоресурсов) и высоковольтных линий электропередачи. ТЭК связан со всеми отраслями народного хозяйства, он использует продукцию машиностроения, металлургии, связан с транспортным комплексом. На его развитие расходуется около 30% денежных средств, 30% всей промышленной продукции дают отрасли ТЭКа.

Топливно-энергетический комплекс является базой развития российской экономики, инструментом проведения внутренней и внешней политики, 20% ВВП формируется за счёт ТЭКа, больше 40% бюджета страны и 50% экспорта России складывается за счёт реализации топливно-энергетических ресурсов.

Основа экспорта России приходится на продукцию ТЭК. Особенно зависят от поставок нефти и газа из России страны СНГ. В то же время Россия изготовляет лишь 50% необходимой ей нефтедобывающей техники и зависит в свою очередь от поставок энергетического оборудования из Украины, Азербайджана и других стран. Учитывая последние конфликты нашей страны с Украиной, а также санкциям со стороны США и ЕЭС, это может привести к дополнительным затратам (импортозамещение).

Состояние и технический уровень действующих мощностей топливно-энергетического комплекса становятся в настоящее время критическими. Исчерпали свой проектный ресурс более 50% оборудования угольной промышленности, 30% газоперекачивающих агрегатов, свыше 50% износа имеет половина оборудования в нефтедобыче и более 30% в газовой промышленности. Особенно велик износ оборудования в нефтепереработке и электроэнергетике.

Антикризисные меры в отраслях топливно-энергетического комплекса предполагают в ближайшие годы восстановить докризисный уровень и наращивать добычу ТЭР. Региональная стратегия России в топливно-энергетическом комплексе направлена на развитие рыночных отношений и максимальное энергоснабжение каждого региона самостоятельно.

Реализацию государственной политики в сфере ТЭК осуществляет Министерство энергетики Российской Федерации и подведомственные ему организации.

Структура ТЭК:

Топливная промышленность:

Нефтяная,

Газовая,

Угольная,

Сланцевая,

Торфяная.

В состав нефтяной промышленности России входят нефтедобывающие предприятия, нефтеперерабатывающие заводы и предприятия по транспортировке и сбыту нефти и нефтепродуктов.

Газовая промышленность России включает в себя предприятия, осуществляющие геологоразведочные работы, бурение разведочных и эксплуатационных скважин, добычу и транспортирования, подземные хранилища газа и другие объекты газовой инфраструктуры.

Электроэнергетика:

Тепловые электростанции (ТЭС),

Атомные электростанции (АЭС),

Гидроэлектростанции (ГЭС),

Прочие электростанции (ветро-, гелиостанции, геотермальные станции)

Электрические и тепловые сети,

Самостоятельные котельные.

Структура производимой электроэнергии распределяется следующим образом: ТЭС – 68%, ГЭС – 18%, АЭС – 14%.

2 УДЕЛЬНЫЙ ВЕС ОТРАСЛЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ТЭКА

Располагая 2,8% населения и 12,8% территории мира, Россия имеет 12-13% прогнозных ресурсов и около 12% разведанных запасов нефти, 42% прогнозируемых и 34% запасов природного газа, около 20% разведанных запасов каменного и 32% запасов бурого угля. Суммарная добыча за всю историю использования ресурсов составляет в настоящее время по нефти 17% от прогнозных извлекаемых ресурсов и по газу 5%. Обеспеченность добычи разведанными запасами топлива оценивается по нефти и газу в несколько десятков лет.

Объем добычи нефти в России в 2014 году вырос на 0,7% по сравнению с аналогичным показателем 2013 года (по данным ЦДУ ТЭК).

Добыча угля в России по итогам 2014 г. выросла на 1,5% в сравнении с 2013 г., (данные Центрального диспетчерского управления топливно-энергетического комплекса.

Объем добычи газа в РФ в 2014 году снизился на 4,2% по сравнению с аналогичным показателем 2013 года (по данным ЦДУ ТЭК).

Производство электроэнергии в РФ по итогам 2014 г. увеличилось по сравнению с предыдущим годом на 0,5% (по данным ЦДУ ТЭК).

Производство тепловой энергии в прошедшем 2014 г. выросло на 3,7% (по данным ЦДУ ТЭК).

Газовая промышленность. Россия сосредоточивает 1/3 мировых разведанных запасов природного газа (47 600 млрд. куб. м).

Около 30% мировых запасов природного газа добывается на территории республик СНГ (причём, среди них 80% – в России, что далеко опережает все остальные страны мира по этому показателю) и в США (25% мировой добычи). Затем, многократно отставая от первых двух стран, следует Канада, Нидерланды, Норвегия, Индонезия, Алжир. Эти государства являются также крупнейшими экспортёрами природного газа.

Обеспеченность мировой экономики природным газом при современном уровне его добычи (2,2 трлн. куб. м в год) составляет 71 год.

Угольная промышленность очень перспективна в мировом энергоснабжении (угольные ресурсы по-настоящему еще не разведаны, их общие геологические запасы значительно превосходят запасы нефти и природного газа). Современная мировая добыча угля находится на уровне 4,5–5 млрд. т. Среди главных угледобывающих стран – представители почти всех регионов мира. Исключение – бедные углем страны Латинской Америки, доля которых в мировой добыче угля крайне мала. Больше всех в мире добывают угля Китай (1 160 млн. т), США (930), ФРГ (270), Россия (245), Индия (240), Австралия, Польша, ЮАР (примерно по 200 млн. т), Казахстан, Украина (примерно по 100 млн. т). Самые крупные по добыче угольные бассейны мира — Аппалачский (США), Рурский (ФРГ), Верхне-Силезский (Польша), Донецкий (Украина), Кузнецкий и Печорский (Россия), Карагандинский (Казахстан), Фушунский (Китай). Эффективна разработка угля открытым способом – США, Австралия, ЮАР.

Примерно десятая часть мировой добычи угля (преимущественно коксующегося) ежегодно поступает на экспорт. Крупнейшие экспортеры угля — Австралия, США, ЮАР, Польша, Канада, Россия. Основные импортеры — Япония, Южная Корея, Италия, Германия, Великобритания. Австралия поставляет уголь главным образом в Японию и Южную Корею. США и ЮАР работают на европейский и латиноамериканский рынок. Распространение российского угля (Печорского и Кузнецкого бассейнов) за рубеж ограничено его слабой конкурентоспособностью (из-за дороговизны добычи, удаленности от основных потребителей и пр.) с местным и привозным топливом других стран.

Мировое производство электроэнергии составляет примерно 13,5 трлн. кВт-ч, Большая часть мирового производства электроэнергии приходится на небольшую группу стран, среди которых выделяются США (3600 млрд. кВт-ч), Япония (930), Китай (900), Россия (845), Канада, Германия, Франция (около 500 млрд. кВт-ч). Разрыв в производстве электроэнергии между развитыми и развивающимися странами велик: на долю развитых стран приходится около 65% всей выработки, развивающихся – 22%, стран с переходной экономикой – 13%.

В целом, в мире более 60% всей электроэнергии вырабатывается на тепловых электростанциях (ТЭС), около 20% – на гидроэлектростанциях (ГЭС), около 17% – на атомных электростанциях (АЭС) и около 1% – на геотермальных, приливных, солнечных, ветровых электростанциях. Однако в этом отношении наблюдаются большие различия по странам мира. Например, в Норвегии, Бразилии, Канаде и Новой Зеландии практически вся электроэнергия вырабатывается на ГЭС. В Польше, Нидерландах и ЮАР, наоборот, почти всю выработку электроэнергии обеспечивают ТЭС, а во Франции, Швеции, Бельгии, Швейцарии, Финляндии, Республике Корее электроэнергетика в основном базируется на АЭС. , .

3 ПРОБЛЕМЫ ТЭК

За последнее десятилетие произошли крупные структурные изменения в топливно-энергетическом комплексе, разрушение прежних организационных структур, установившиеся хозяйственные связи и создание новых структур управления, новые производственно-хозяйственные отношения.

Одновременно региональные энергетические компании подвергаются воздействию различных факторов неопределенности, приводящих к недополучению прибыли, а, следовательно, к нестабильному развитию. К ним, в первую очередь, следует отнести реструктуризацию энергетики, результаты первых этапов которой, не только не принесли желаемых результатов, а даже ухудшили финансовое положение компаний. В результате все силы и средства региональных энергетических компаний направляются на их устойчивое функционирование. Это приводит к росту затрат на производство электрической, так и тепловой энергии. Одновременно возникла проблема, связанная с наращиванием производственного потенциала для компенсации выводимых старых производственных мощностей, что в свою очередь, требует огромных затрат.

Также к факторам, сдерживающим развитие энергетики, относятся:

Сохраняющийся дефицит инвестиций;

Устаревшее энергетическое оборудование, используемое в энергетике;

Отсутствие рыночной инфраструктуры и цивилизованного, конкурентного энергетического рынка;

Не обеспечивается необходимая прозрачность хозяйственной деятельности субъектов естественных монополий;

Сохраняющаяся высокая нагрузка на окружающую среду от топливно-энергетической деятельности;

Отсутствие развитого и стабильного законодательства, учитывающего в полной мере специфику функционирования предприятий ТЭК .

Учитывая определяющую роль ТЭК в экономике нашей страны, восстановление топливно-энергетического комплекса, в том числе его позиций на мировом рынке становится первоочередной государственной задачей.

Острота проблем развития ТЭК в значительной степени будет определяться соотношением количественных и качественных характеристик экономического роста. Исчерпание многих действовавших в течение десятилетий экстенсивных факторов обусловливает необходимость перехода к качественному новому типу экономического роста. Главными его отличительными чертами являются:

Глобальное техническое перевооружение;

Переход от ресурсопоглощающей модели экономического развития к наукоемкой;

Повышение продуктивности использования всех факторов общественного производства;

Повышение благосостояния населения не столько за счет роста количества материальных и духовных благ, сколько за счет повышения их качества;

Включение в понятие благосостояния здоровой окружающей среды.

Необходимы разработка и реализация государством мер по стимулированию инвестиционной деятельности в нефтяной промышленности, включая и нефтеперерабатывающую, в том числе расширение действия системы соглашений по разделу продукции (СРП), особенно в сфере рискованного предпринимательства.

В газовой промышленности экономические изменения, связанные с перспективным состоянием сырьевой базы отрасли и ее основных фондов, проявляют себя еще более остро, чем в нефтяном секторе.

Угольная промышленность располагает достаточной базой для полного удовлетворения потребностей экономики России, однако ее развитие осложнено рядом факторов (экология, и объемы перевозки железнодорожным транспортом).

Специфика развития российского ТЭК обусловлена рядом факторов. Во-первых, это климатический, природно-географический фактор: Россия – самая холодная страна в мире, почти половина ее территория приходится на зону вечной мерзлоты. Во-вторых, центры потребления удалены от энергетических баз. В-третьих, ограничен доступ к незамерзающим портам. В-четвертых, транспортно-энергетические коммуникации, будучи весьма протяженными, имеют ограниченные резервы их пропускной способности.

Эти факторы во многом косвенно, через влияние ТЭК, предопределяет и специфику развития всей экономики. Ввиду особой роли российской энергетики в мировом разделении труда конца 20- начала 21 столетий происходящие в ней процессы будут сказываться не только на отечественной, но и на экономике зарубежных стран.

При формировании вариантов развития ТЭК государства на среднесрочную и долгосрочную перспективу для их сравнительной оценки важно в полном объеме учитывать возможности реализации разного рода стратегических угроз энергетической безопасности и требования по надежности топливно- и энергообеспечения потребителей страны в текущем плане и особенно для случаев возникновения чрезвычайных ситуаций.

Основными факторами, определяющими уровень энергетической безопасности государства, являются:

Способность экономики и ТЭК осуществлять в достаточном объеме бесперебойную поставку энергоносителей, создавая энергетические предпосылки для стабильного функционирования и развития экономики и поддержания необходимого уровня жизни населения;

Способность потребителей эффективно расходовать энергию;

Сбалансированность поставок топливно-энергетических ресурсов и спроса на них с учетом экономически обоснованных объемов ввоза и вывоза топливно-энергетических ресурсов;

Социально-политические, правовые, экономические и международные условия для развития отраслей ТЭК и повышения эффективности использования топливно-энергетических ресурсов их потребителям.

Низкая конкурентоспособность предприятий топливно-энергетического комплекса России стала одним из главных кризисоформирующих факторов в российской экономике, в связи, с чем необходима корректировка дальнейшего проведения реформ в энергетике с учетом аспектов обеспечения повышения конкурентоспособности в рамках приоритета федеральных государственных интересов.

4 ПРОБЛЕМЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

4.1 Оценка текущего состояния и динамики развития отрасли

Развитие электроэнергетики в России осуществляется в условиях противоречивых тенденций в динамике основных технико-экономических характеристик. Анализ динамики основных отраслевых технико-экономических показателей в 2014 г. по сравнению с уровнем 1990 г. показывает, что отрасль характеризуется:

Ухудшением состояния генерирующих и передающих мощностей отрасли:

Суммарная установленная мощность электростанций за рассматриваемый период увеличилась на 9,8 тыс. МВт (на 5%) при снижении спроса на электроэнергию на 8%;

Рост среднего возраста оборудования с 18,3 до 33,4 лет;

Прирост протяженности электрических сетей всех классов напряжения 110 кВ и выше составил 30%. Такие изменения при фактическом снижении спроса на электроэнергию — один из источников существенного роста стоимости электросетевой компоненты тарифа для конечного потребителя;

Неоправданным увеличением стоимости энергетических объектов;

В сфере производства электроэнергии в последние 10 лет было введено в действие 19,911 тыс. МВт генерирующих мощностей общей стоимостью около 565 млрд. руб., что в 2 раза дороже в удельных показателях, чем в США, Европе или Китае. Это свидетельствует о неэффективности инвестиционного процесса.

В 2010–2014 гг. построено ЛЭП и подстанций разного класса напряжений на сумму 632 млрд. руб., что в 2 раза дороже чем в 1990 гг. Таким образом, величина удорожания энергетического строительства за 20 лет реформы — более чем в 2 раза.

Ростом эксплуатационных затрат из-за ухудшения основных технико-экономических показателей энергетических компаний;

Удельный расход топлива на ТЭС вырос за эти 20-25 лет на 6%, что свидетельствует о недостаточных темпах инновационного обновления производственных фондов, нарастающем их старении, накоплении на балансах энергокомпаний морально устаревших технологий, естественном ухудшении их технико-экономических характеристик. Схемой и программой развития ЕЭС России поставлена задача к 2019 г. выйти на отметку 310,3 тонна условного топлива/кВт-ч и повысить средний КПД ТЭС до 43,4% (сейчас он составляет 36–37%).

Доля электросетевой составляющей в структуре цен на электроэнергию к настоящему времени достигла почти 60%, что в 3 раза превышает соответствующий показатель 1990 г. и более чем в 2 раза превышает современный уровень в развитых странах.

Существенно ухудшился показатель расхода электроэнергии на ее транспорт (сетевые потери электроэнергии) – с 8,7% в 1990 г. до 11,2% к 2013г. (в развитых зарубежных странах они составляют 5–9%);

Численность эксплуатационного персонала в электроэнергетике выросла в 1.5 раза за последние 20-25 лет;

4.2 Проблемы функционирования текущей модели рынка электроэнергии

Ключевым вопросом развития рынка электроэнергии (мощности) является реальный уровень конкуренции на нем и потенциал его роста. Как уже отмечалось, одной из важнейших задач реформ было создание конкурентного рынка в отрасли, способного обеспечить наиболее эффективное функционирование электроэнергетики и ее субъектов. Следует отметить, что возможности построения полностью конкурентного рынка в отрасли существенно ограничиваются технологическими и техническими условиями.

С точки зрения потребителя, уровень конкуренции рынка электроэнергии (мощности) можно признать низким в силу следующих позиций:

Наш рынок не обеспечивает конкуренции за потребителя, достигнутого зарубежными рынками электрической энергии, так потребитель имеет существенные ограничения при выборе/смене поставщика электроэнергии;

Выход на оптовый рынок, где более привлекательные ценовые условия для потребителя, сопряжен для потребителя с огромными финансовыми и временными затратами;

Потребители, не являющиеся участниками оптового рынка, не имеют возможностей конкурентного влияния на поставщиков энергии и услуг, а также покупки энергии и услуг на открытых торговых площадках и др.;

Крайне низкий уровень конкуренции на розничных рынках, где не оправдались надежды на эффективность конкурентной борьбы энергосбытовых компаний (далее — ЭСК) за потребителя, их стимулирования к внедрению механизмов снижения цен и роста качества обслуживания. Следует отметить, что потенциальные возможности снижения цен за счет конкуренции на розничном рынке весьма ограничены, поскольку уровень затрат ЭСК во много раз ниже затрат на генерацию и передачу электроэнергии.

Текущая модель рыночная модель отрасли предусматривает естественную монополию технологической инфраструктуры, в первую очередь электрических сетей. В аналогичных моделях рынка за рубежом государство за счет стимулирующих методов регулирования обеспечивает эффективное функционирование сектора и постепенное снижение электросетевой составляющей тарифа на электроэнергию для конечного потребителя, а также недискриминационный доступ к сети. Анализ развития данного сектора в российской модели показывает:

Несовершенство механизмов тарифного регулирования, и, как результат, неконтролируемый рост тарифов на передачу и распределение электрической энергии;

Сложность процедур и высокая стоимость присоединения к сетям. Сроки доступа заявителей к электросетям остаются весьма длительными, несмотря на значительное улучшение этого показателя в 2014 г.;

Сохраняется система перекрестного субсидирования, это существенно искажает рыночные сигналы и стимулы, как в текущем состоянии, так и при выработке стратегии развития отрасли.

Все это создает систему негативных сигналов для потребителя, варианты возможной реакции которого - сокращение потребления энергии, повышение энергоэффективности или развитие собственной генерации. В последние два-три года промышленные и другие потребители стали активно «уходить» с рынка и ориентироваться на развитие локальных систем энергоснабжения (помимо высокой цены этому также способствует ряд других факторов: невозможность оперативного технологического присоединения к сетям, недостаточное качество электроснабжения, требования законодательства по защите окружающей среды, согласно которому необходимо утилизировать попутный газ и др.). Это, в свою очередь, вызывает дополнительное снижение эффективности действующего рынка вследствие относительного снижения объемов поставок и роста удельных издержек генерации и сетей ЕЭС России.

В результате формируется своего рода ловушка: чем активнее уходят потребители от снабжения централизованной электроэнергетикой, тем выше ценовая нагрузка на оставшихся покупателей, тем сильнее действуют негативные сигналы, заставляющие сокращать потребление или создавать собственную систему электроснабжения. У распределенных энергосистем при этом возникают резервные мощности, эффективность использования которых очевидно невысока, а более оптимальным вариантом была бы совместная работа с централизованной электроэнергетической системой, чтобы посредством экспортно-импортных поставок минимизировать издержки.

Таким образом, сформированная структура торговых отношений в электроэнергетике, централизовавшая систему ценообразования для всех электростанций страны на одной торговой площадке, неадекватно отражает физическую и технико-экономическую особенность функционирования систем энергообеспечения, искусственно лишая конкурентоспособности ТЭЦ-генерацию и способствуя развитию затратной «котелизации» страны.

4.3 Проблемы инвестирования и регулирования в рамках текущей модели

Одной из ключевых задач перехода к рынку в энергетике было создание условий для привлечения инвестиций. Следует отметить наличие целого ряда противоречивых результатов в этой области.

Созданные в ходе реформы 2003–2008 гг. генерирующие компании, где доминировал частный капитал, получили обязательства по строительству новых мощностей в соответствии с договорами на поставку мощности (ДПМ), по которым инвесторам было гарантировано возмещение стоимости инвестиций на рынке мощности в течение десяти лет. Контролируемые государством ОАО «Русгидро», ОАО «ИнтерРАО», концерн «РосАтом» также получили плановые задания на строительство новых мощностей, которые также гарантировано должны оплачиваться потребителями на рынке мощности. Таким образом, в отрасли в 2010–2014гг. произошел инвестиционный бум, который в значительной степени реализовался с применением нерыночных механизмов, обеспечивающих приемлемую доходность инвесторам.

Но отсутствуют долгосрочные рыночные сигналы и инструменты для развития электроэнергетики. Кроме нерыночного механизма договоров на поставку мощности (далее — ДПМ), крупным генерирующим компаниям очень сложно привлечь инвестиции за счет других механизмов. Следствием введения механизма ДПМ стало сдерживание инвестиционной привлекательности действующей генерации (вне ДПМ). Данный механизм гарантирует результат, но при высоких затратах и при условии, что все риски (финансовые, ошибок в размещении объектов и их избыточности) ложатся на потребителей. При значительно более низкой, чем в странах Евросоюза, стоимости энергоносителей для российских тепловых станций (в частности, цена природного газа в РФ все еще на 34,7% ниже среднеевропейской), стоимость электроэнергии для средних промышленных потребителей в России выше на 25%. Это результат хронического недоинвестирования отрасли и завышенных прогнозов роста спроса на электричество. Попытки решить указанные проблемы введением договоров предоставления мощности, по сути, переложили окупаемость инвестиций на потребителей.

Для повторения инвестиционного бума второй половины 2000-х годов в настоящее время нет необходимых предпосылок: быстрого роста спроса, доступных финансовых источников, определенности в планах развития отрасли. Инвесторы настроены «пессимистично», отмечая в качестве важнейших препятствий для развития отрасли недостатки регулирования и модели рынка, нестабильность и противоречивость «правил игры».

Отечественная экономика отстает по показателям среднедушевого потребления и электровооруженности промышленности по сравнению со многими развитыми странами, что обеспечивает дополнительный потенциальный спрос для электроэнергетики. Все это создает предпосылки для инвестиционной привлекательности сектора генерации и российской электроэнергетики в целом на долгосрочную перспективу, но - парадоксальным образом - отрасль оказывается малопривлекательной для капиталовложений из-за неблагоприятного инвестиционного климата и накопленных проблем в регулировании и стратегическом планировании.

Одной из причин такой ситуации является неэффективное регулирование отрасли. Регулирование российской электроэнергетики в значительной степени базируется на государственных институтах, при этом функции распределены между различными структурами исполнительной власти.

По закону об электроэнергетике «государственная политика в сфере электроэнергетики направлена на обеспечение соблюдения общих принципов организации экономических отношений в сфере электроэнергетики, установленных настоящим Федеральным законом» [Федеральный закон, 2003]. В инвестиционной сфере поставлена комплексная задача, которая предусматривает несколько направлений: создание инвестиционного климата в отрасли, энергосбережение, контроль над инвестициями в естественно-монопольных секторах. В том числе по закону об электроэнергетике предусмотрена экономически обоснованная норма доходности на инвестированный капитал.

В 2011–2014 гг. стало очевидным, что модель рынка и накопившиеся проблемы требуют уточнения и решения, однако подготовка решений идет довольно медленно, что увеличивает неопределенность и заставляет инвесторов откладывать запуск новых проектов в секторе генерации, а также дает им основания говорить о необходимости новых договоров ДПМ (которые являются нерыночным инструментом и в условиях неточного прогноза спроса приводят к строительству мощностей, которые в дальнейшем мало востребованы).

Важным аспектом также является регулирование цен не только в самой электроэнергетике, но и цен на топливо, в ЖКХ, в теплоэнергетике, где, как уже отмечалось выше, также зачастую принимаются решения краткосрочные и противоречивые. Например, в «Энергетической стратегии — 2030» была предусмотрена высокая динамика цен на газ, что повышало конкурентоспособность угля как топлива (в том числе это было учтено при разработке Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 г.), однако в последствии при разработке среднесрочного прогноза социально-экономического развития (которую готовит Министерство экономического развития) в основу был положен прогноз, предусматривающий умеренную цену на газ. Это меняет приоритеты для будущих инвестиционных решений в секторе генерации и влияет на окупаемость уже введенных мощностей.

Еще один важный момент — реализация государственной программы по энергоэффективности, начавшейся в 2009 г. и рассчитанной до 2020 г., согласно которой энергоемкость ВВП должна снизиться на 40%. От того, насколько успешно будет реализована данная программа, зависит дальнейшая динамика спроса на электроэнергию. Пока достигнутые результаты невелики по сравнению с тем потенциалом энергосбережения, который можно реализовать. Стимулы и механизмы, которые выбирает регулятор, определяют эффективность, но она невысока.

У органов регулирования отсутствует единая с Минэнерго РФ система мониторинга перспективных цен и тарифов на электрическую и тепловую энергию в увязке с перспективами роста энергопотребления, динамикой развития генерирующих мощностей и перспективными условиями функционирования оптового рынка электроэнергии.

5 ВЫВОДЫ

Предпринятые в России масштабные преобразования в электроэнергетике пока не доведены до конца и предстоит серьезная работа по развитию рыночных механизмов и инфраструктуры, созданию современной системы государственного регулирования, адекватной задачам создания электроэнергетики 21 в.

Не представляются конструктивными и призывы - «пока еще не все развалилось» вернуться к традиционной регулируемой электроэнергетике. Можно долго спорить о том, была ли своевременной реформа электроэнергетики и какие она принесла результаты. Но она уже состоялась, и в отрасли действуют новые субъекты, новые правила и отношения. Попытки вернуться назад вместо поиска новых креативных технологических и организационных решений, продвигающих нас в сторону современной рыночной электроэнергетики, будут потерей времени и обрекут электроэнергетику (как и экономику страны) на еще большее отставание и «замораживание» технологического уклада прошлого века. В то же время международный опыт конкурентной электроэнергетики приводит к пониманию, что процессы долгосрочного развития отрасли не полностью обеспечиваются рыночными сигналами и требуют специальной поддержки со стороны регуляторов (механизмы оплаты мощности, долгосрочные контракты, государственные гарантии, механизмы поддержки ВИЭ, налоги на выбросы СО и др.).

Необходимы неординарные эффективные решения, которые позволили бы провести модернизацию электроэнергетики на новой технологической основе. И сделать это надо с максимально возможным привлечением негосударственного капитала и лучшего управленческого опыта, что даст возможность существенно снизить стоимость этих преобразований для потребителей за счет значительного роста экономической эффективности работы электроэнергетики.

Пока российская электроэнергетика в целом недостаточно ориентирована на учет требований потребителей, в то время как они повышают требования к качеству и доступности товаров и услуг отрасли, прозрачности ценообразования и доступности информации . В целом регулирование в отрасли остается нестабильным, изменчивость «правил игры» дестимулирует инвесторов и побуждает потребителей активней развивать свою собственную генерацию. При этом развитие распределенной электроэнергетики идет без стимулов со стороны государства, а также мало учитывается при развитии централизованной системы электроэнергетики и теплоснабжения. Это повышает неопределенность и увеличивает сроки окупаемости проектов для инвесторов в секторе централизованной электроэнергетической системы и может привести к негативным последствиям для ее потребителей, на которых будут перераспределены издержки производства.

Переход к интеллектуальной и распределенной энергетике ставит перед развитием отрасли новые задачи, требующие поиска комплексных решений в условиях динамически нестабильной среды и противоречивости интересов основных действующих игроков. От государства требуется создание механизма для баланса интересов инвесторов (в распределенной энергетике и секторах генерации электроэнергии и тепла) и стимулов для инвестиций в централизованных системах электроэнергетики и теплофикации; создание благоприятного инвестиционного климата в распределенной энергетике и обеспечение высокого качества товаров и услуг централизованных электроэнергетики и теплоснабжения.

Ключевой задачей инновационного развития является взаимодействие предприятий ТЭК со смежными отраслями промышленности (машиностроением, структурами сервиса, ИТ - технологий, наукой в рамках общего инновационного цикла), призванного обеспечить технологическую безопасность развития энергетики за счет импортозамещения, создания новых средств комплексного использования ресурсов и безотходных производств, подготовки кадров для новой энергетики. Намечается снижение доли импортного оборудования для ТЭК к 2035 г. до 3–5%.

Важнейшим направлением государственной энергетической политики становится создание институциональной системы, включая формирование частно-государственного партнерства, формирование рыночной среды, развитие конкуренции, правовое регулирование недопользования и других важнейших с точки зрения государства видов энергетической деятельности, в том числе при освоении арктического шельфа, новых районов Восточной Сибири и Дальнего Востока, стимулирование инвестиционной активности в России и на мировом рынке в зоне интересов российских компаний.

Электроэнергетика России стоит перед тяжелым выбором:

Либо оставаться в стагнационном состоянии, когда в нее, как в "черную дыру" будут вливаться госинвестиции, служащие лишь обогащению акционеров распределительной системы, но не должному развитию отрасли, необходимому для нормального функционирования промышленности и других отраслей России;

Либо возродиться, преобразовав ее из нынешней рыночно-монополистической системы, имеющей целью обогащение акционеров, в высокотехнологичный госхолдинг, ставящий своей целью не доходы тех групп и людей, которым удалось добраться до управления отраслью, а интересами настоящего хозяина - Российской Федерации, ее максимально быстрого развития, то есть минимально низкой цены электроэнергии, равной ее себестоимости, обеспечивающей наилучшие условия развития всех отраслей России.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. «Региональная экономика», «Топливно-энергетический комплекс» - М., №6, 2006;
2. Морозова Т.Г. «Региональная экономика» - М: ЮНИТИ, 2006г.;
3. «Экономическая география России» под редакцией Морозовой Т.Г. – М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2001.
4. Вавилова, Е. В. Экономическая география и регионалистика /Е. В. Вавилова. – М.: Гардарики, 2004. – 148 с.
5. Видяпин, В. И. Региональная экономика, учебник / под ред. В.И. Видяпина и М.В. Степанова. – М.: Инфра-М, 2005. – 666с.
6. Козьева, И. Экономическая география и регионалистика (история, методы, состояние и перспективы, размещение производительных сил): учебное пособие / И. Козьева, Э. Кузьбожев. –М.: КНОРУС, 2007. – 540с.
7. Желтиков, В.П. Экономическая география: учебник / В.П. Желтиков, Н.Г. Кузнецов, Ростов н/Д: Феникс, 2001. — 384 с.
8. Кистанов, В. Региональная экономика России: учебник / В. Кистанов, Н. Копылов. – М.: Финансы и статистика, 2002.
9. «Нефть, газ и бизнес», Захарова М.В. «Оценка эффективности моделей. Организации экономических отношений энергетического рынка», №9,2006;
10. «Финансы и кредит», Шевченко И.В., Синковец И.А., Федосеева Е.Н. «Проблемы управления предприятий ТЭК России», №5(245), 2007;
11. «Известия российской Академии наук. Энергетика», Пяткова Н.А., Рабчук В.И., Сендеров С.М., Чельцов М.Б., Еделеев А.В. «Методические основы выбора направлений корректировки решений по развитию энергетики государства с позиций энергетической безопасности», №3, 2006;

ТЭК, его состав и значение, проблемы и перспективы развития

ТЭК – это группа отраслей, занимающихся добычей и переработкой топлива, выработкой электроэнергии и доставкой ее потребителю. На развитие ТЭК затрачивается в РФ почти 30% средств, выделяемых государством для промышленности. ТЭК связан с другими межотраслевыми комплексами. Например, транспортный комплекс перевозит грузы для ТЭК, МК производит оборудование, машины. Основа экспорта России – нефть, газ, уголь в зарубежные страны – также приходятся на ТЭК, они составляют 40% от общего объема экспорта по стране.

ТЭК делится на: топливную промышленность (Добыча и переработка угля, нефти, газа, сланца и торфа. Переработка топлива происходит у мест добычи, на путях грузопотоков, в районах потребления топлива.) электроэнергетику (Производство электроэнергии на ТЭС (ТЭЦ, КЭС), ГЭС, АЭС. Передача электроэнергии по ЛЭП.)

В состав ТЭК входят нефте- и газопроводы, образующие единую сеть.

Энергетика – фундамент экономики, основа всего материального производства, ключевой элемент жизнеобеспечения страны и основа экспортной базы страны. Электроэнергетика – один из важнейших показателей уровня развития экономики и страны. Использование энергетических ресурсов – один из показателей уровня развития цивилизации. Без топлива и электроэнергии невозможно развитие любой отрасли экономики.

Энергетика является одним из факторов размещения экономики, т. к. ТЭК располагается вблизи крупных источников энергии (угольных и нефтяных бассейнов), мощных электростанций, у которых вырастают целые промышленные районы, создаются города и поселки, т. е. ТЭК играет районообразующую роль. Технический прогресс увеличивает расстояния, на которые передается топливо и электроэнергия. Это способствует развитию районов, бедных собственными источниками энергии, и более рациональному размещению экономики.

Роль электроэнергетики и обеспечивающей ее топливной промышленности в переводе всей экономики на современную техническую основу была определена в плане ГОЭЛРО в 1920 году, т. к. на использование электроэнергии базировалась вся техника. Поэтому масштабы, технологический уровень, темпы развития всех отраслей экономики зависят от ТЭК. Внедрение прогрессивной техники и технологий, связанных с НТП, в экономику требует энерговооружения труда рабочих, т. е. затраты всех видов энергии в расчете на одного занятого в производстве.

Россия – единственная страна в мире, которая практически полностью обеспечена собственными энергоресурсами, но размещены они по территории страны неравномерно. Свыше 90% запасов приходится на Сибирь и Восток. В Западной Сибири добывается 70% нефти и газа, 50% угля, а 75% энергии потребляется в европейской части страны. Это является основной экономико-географической проблемой энергетики России, т. к. требует перевозок на огромные расстояния.

Задачи для перспективного развития ТЭК: увеличение инвестиций внедрение новых технологий во все отрасли ТЭК, а также создание энергосберегающих технологий пересмотр взаиморасчетов со странами СНГ, т. к. ТЭК обслуживает и страны СНГ использование нетрадиционных источников энергии Виды энергетических ресурсов: Топливные (уголь, нефть, газ, сланцы, торф). Гидроресурсы (сила падающей воды, приливов и отливов). Атомные ресурсы – атомная энергия урана, радия, тория. Нетрадиционные ресурсы (энергия солнца, ветра, геотермальная энергия).

Из суверенных государств СНГ:

Украина обеспечена углем и частично нефтью и газом Казахстан – углем и нефтью (п-ов Магышлак и Тэнгизское месторождение) Азербайджан – нефтью и газом Туркменистан – газом и нефтью Узбекистан – газом

В других государствах или совсем отсутствуют топливные ресурсы или есть небольшие месторождения (Молдавия – нет, Грузия – уголь, Армения – ГЭС, Киргизстан – уголь).

ТЭБ – топливно-энергетический баланс.

Развитие хозяйства связано с непрерывным ростом ТЭК при одновременном проведении жесткой политики энергосбережения. Чтобы учитывать пропорции в добыче различных видов топлива, производстве энергии и распределении их между различными потребителями, используют ТЭБ.

Соотношение добычи различных видов топлива и выработки энергии (приход) и использовании их в экономике (расход) называют ТЭБ. Поскольку при сгорании 1 кг топлива выделяется неодинаковое количество топлива, топливный баланс рассчитывают в единицах условного топлива. Для составления ТЭБ все виды топлива переводят в условные. Теплота сгорания 1 кг каменного угля определена в 2000 ккал, а тепловой коэффициент = 1. 1 кг – 2 Квт/час электроэнергии с учетом КПД электростанций.