В свете последних событий, связанных с падением цен на нефть, войны санкций между Россией, США и ЕС, топливно-энергетический комплекс РФ стал достаточно уязвим не только из-за объективно ужесточившихся требований к себестоимости добычи углеводородов, но и в плане возникших сложностей с поставкой специализированного оборудования в Россию . В связи с этим необходимо рассмотреть и оценить текущую ситуацию, перспективы и стадии развития топливно-энергетического комплекса (ТЭК) Российской Федерации, выявить основные тенденции развития и разработать перечень задач, необходимых для наиболее полного выполнения стратегических целей как самого ТЭК, так и страны в целом. Также по итогам выполненного анализа требуется сформировать обоснованный прогноз развития топливно-энергетического комплекса Российской Федерации.

Основной целью политики России в области энергетики является достижение максимальной эффективности использования энергетических ресурсов и потенциала ТЭК в целом . Грамотная энергетическая политика должна стать основным механизмом устойчивого экономического роста и повышения общего качества жизни населения страны. Разумеется, альтернативные стратегии по обеспечению продовольственной независимости страны, импортозамещения также преследуют эти цели, однако последние десятилетия развития РФ свидетельствуют о том, что именно ТЭК является главной народнохозяйственной отраслью страны .

Основные цели развития топливно-энергетического комплекса России в рамках стратегии до 2020 года подразумевают:

1. Становление на путь энергоэффективного развития (в том числе реализация задачи по снижению энергоемкости производства).

2. Внедрение в топливно-энергетический комплекс различного рода инноваций как в плане управления, так и добычи и геологоразведки.

3. Более глубокую интеграцию в мировую энергетическую систему, что затруднено из-за ухудшения отношений с ЕС .

4. Достижение более высокой конкурентоспособности на мировой арене.

Стоит отметить, что главным приоритетом развития топливно-энергетического комплекса является развитие рыночной инфраструктуры комплекса, а также особое значение отводится ценовой политике, снижению себестоимости добычи, а также прочих расходов, связанных с функционированием ТЭК .

Представленные в Энергетической стратегии России на период до 2020 года направления реализуются на практике. На данном этапе реализации стратегии осуществлено реформирование электроэнергетики, проведена реформа атомной энергетики, происходит либерализация рынка и создаются наиболее благоприятные налоговые условия в нефтегазовом комплексе . В Российской Федерации активно стимулируется и поддерживается развитие нефтехимической и нефтеперерабатывающей отрасли, а также устраняются всевозможные административные барьеры в деятельности энергетических компаний .

На сегодняшний день в условиях падения мировых цен на нефть, что обусловлено факторами повышения среднего объема добычи нефти на одной вышке, а также превышением фактического предложения нефти на мировом рынке над спросом, России весьма проблематично развивать проекты с высокой себестоимостью добычи, к которым относятся проекты арктического шельфа, месторождения с глубоким залеганием нефти .

Подобные проблемы заставляют задуматься не столько о размерах прибылей ТЭК РФ, сколько об устойчивости его функционирования и развития. Необходимо отметить, что целями развития нефтяного комплекса, согласно стратегии развития ТЭК до 2030 года, которую разработало Министерство энергетики РФ, являются:

Бесперебойное и экономически эффективное удовлетворение спроса на нефть и нефтепродукты на внутреннем рынке (главным индикатором решения данной задачи является динамика цен на бензин в регионах страны) ;

Участие в обеспечении мирового спроса на нефть и нефтепродукты при условии исключения возможности нанесения ущерба внутренним потребностям государства (здесь наблюдается конфликт интересов государства и нефтяных компаний, предпочитающих продавать нефть за границу, а не перерабатывать в России, снабжая страну бензином и прочими продуктами переработки) ;

Обеспечение стабильности поступлений в государственный бюджет в соответствии с отведенной роли топливно-энергетическому комплексу в формировании валового внутреннего продукта;

Обновление комплекса за счёт привлечения инвестиций и внедрения инноваций ;

Повышение экологической и экономической эффективности функционирования комплекса.

Говоря о себестоимости добычи одной тонны нефти в России стоит отметить, что она выросла с 7491,9 рубля в 2012 году до 8603,4 рублей в 2014 году.

На перспективы развития нефтяного комплекса влияют следующие тенденции развития:

Истощение западносибирских месторождений и возникновение необходимости в освоении нефтяных ресурсов на арктическом шельфе и Дальнем Востоке ;

Увеличение в общей добычи доли трудно извлекаемых запасов;

Увеличение числа комплексных нефтегазовых месторождений и связанная с этим необходимость утилизации метана, гелия и попутного нефтяного газа, что значительно увеличивает расходы на добычу;

Удорожание логистической составляющей.

Провести обширные геологоразведочные работы и разработать новые месторождения;

Сформировать новые крупные нефтяные комплексы, которые предусматривают добычу нефти с попутной утилизацией нефтяного газа;

Провести совершенствование технологий и внедрение инноваций в процесс нефтедобычи и нефтепереработки;

Развить и совершенствовать транспортную инфраструктуру, в том числе строительство новых трубопроводов ;

Повысить качество выпускаемых продуктов нефтепереработки для достижения конкурентоспособности их на мировом рынке;

Минимизировать потери на всех стадиях технологического процесса.

Целями развития газового комплекса являются:

Бесперебойное и стабильное удовлетворение внешнего и внутреннего спроса на газ;

Становление и развитие единой системы газоснабжения на всей территории Российской Федерации;

Совершенствование организационной структуры газовой отрасли с целью повышения её экономической результативности;

Обеспечение стабильных поступлений в государственных бюджет денежных средств от работы газового комплекса Российской Федерации .

По данным информационного агентства «REGNUM» в 2014 году объем добычи газа в Российской Федерации снизился на 4,2% по сравнению с 2013 годом и составил 640,237 миллиардов кубометров.

Крупнейшей газодобывающей компанией России в 2014 году стал «Газпром» с объемом добычи в 432,025 миллиардов кубометров. С существенным отставанием на втором месте расположилась компания Новатэк с объемом добычи газа в 53,556 миллиардов кубометров.

Исходя из вышеприведённых сведений можно сделать прогноз, что в ближайшем будущем «Газпром» будет удерживать лидирующие позиции по газодобыче. Причиной лидерства «Газпрома» являются разработка компанией большинства существующих в России месторождений и значительная государственная поддержка. Стоит отметить, что в мире Российская Федерация по объемам газодобычи занимает второе место и уступает лишь США с объемом добычи 690 миллиардов кубометров.

Итак, определим основные тенденции развития газовой промышленности России:

Возникновение необходимости освоения новых, более дорогих в использовании центров газодобычи в связи с истощением месторождений Тюменской области ;

Увеличение доли трудно извлекаемых запасов;

Удорожание добычи и транспортировки продуктов газодобычи;

Стремительное развитие добычи сжиженного природного газа в мире.

Компенсировать падения газодобычи за счет разработки новых месторождений;

Диверсифицировать экспортные поставки (особенно в Китай);

Активизировать геологоразведочные работы и разработки новых месторождений природного газа;

Своевременно обновлять оборудование и трубы с целью минимизации потерь природного газа;

Развивать производство и экспорт сжиженного природного газа;

Развивать и совершенствовать газоперерабатывающую и геохимическую промышленность.

В целом, по мнению автора работы топливно-энергетический комплекс Российской Федерации имеет хорошие перспективы развития, так как существует огромный потенциал неразработанных месторождений. Однако стоит усилить работу в области увеличения экспорта продуктов переработки, для чего необходимо строительство новых высокотехнологичных предприятий по переработке нефти, что позволит получить дополнительный доход за счет увеличения добавочной стоимости . В еще более эффективном варианте необходимо усилить внутреннюю потребность страны в топливе и прочих продуктах нефтепереработки, что требует усиления всей экономики страны, ее производственного переоснащения, повышения производительности труда .

Библиографический список

1. Ананишнов В.В., Ананишнова О.В. Экономика и логистика ресурсных циклов. СПб.: СПбГУТ, 2008. – 182 с.
2. Карпушин Е.С. Ограниченные возможности инвестиций в задаче обеспечения инновационного экономического развития России // Биржа интеллектуальной собственности. М.: «Корина-Офсет», 2014, №10. – C. 49-52.
3. Сурмилова Е.С. Инновационная политика как инструмент минимизации рисков и стимулирования экономического развития // Известия Санкт-Петербургского государственного экономического университета. 2008. № 2. С. 93-95.
4. Карпушин Е.С. Сравнительный анализ эффективности управления государственной и частной собственностью // Биржа интеллектуальной собственности. М.: «Корина-Офсет», 2015, №1. – C. 51-53.
5. Карпушин Е.С., Патулов В.С. Последствия санкций для российской экономики // Биржа интеллектуальной собственности. М.: «Корина-Офсет», 2015, №2. – C. 27-30.
6. Суховей А.Ф. Проблемы обеспечения инновационной безопасности в Российской Федерации // Экономика региона. – 2014. – № 4. – С. 141-152.
7. Карпушин Е.С., Порозова Д.В. Инновационный проект организации городской вертикальной фермы компании Pasona // Биржа интеллектуальной собственности. М.: «Корина-Офсет», 2015, №3. – C. 42-44.
8. Карпушин Е.С. Конфликт интересов в вопросах социальной ответственности бизнеса перед обществом // Интернет-журнал Науковедение. 2014. № 4. C. 118.
9. Гершман М.А., Кузнецова Т.Е. Оплата труда по результатам в российском секторе исследований и разработок // Форсайт. 2014. Т. 8. № 3. С. 58-69.
10. Карпушин Е.С., Леонова К.В. Проблемы реализации социального проекта // Экономика и социум. 2015. № 1-3 (14). С. 541-544.
11. Карпушин Е.С., Зоренко А.А. Сложности продвижения бренда «British Bakery»: работа над ошибками // Качество. Инновации. Образование. 2015. № 2 (117). С. 68-71.
12. Пашинцева Н.И., Масляненко А.П. Официальная статистика – основа для оценки вклада науки в экономику страны // Вопросы статистики. – 2013. – № 12. – С. 55-61.
13. Карпушин Е.С. Перспективы импортозамещения в Российской Федерации // Экономика и менеджмент инновационных технологий. М.: “Международный научно-инновационный центр”, 2014, № 6. – С. 31. URL: http://ekonomika.snauka.ru/2014/06/5461.
14. Карпушин Е.С., Дорохова Л.Ю. Инновационные методы управления персоналом и их значение в обеспечении конкурентоспособности организации // Биржа интеллектуальной собственности. – 2015. – № 6. – С. 37-42.
15. Карпушин Е.С. Взаимосвязь понятий «ошибка» и «случайное событие» в математике и технических науках // Биржа интеллектуальной собственности. 2015. № 4. С. 51-58.
16. Фролов И.Э., Ганичев Н.А., Кошовец О.Б. Долгосрочный прогноз производственных возможностей высокотехнологичных отраслей экономики РФ // Проблемы прогнозирования. – 2013. – № 3. – С. 48-58.
17. Карпушин Е.С. Жизнеспособность проекта как инструмент принятия решения о его финансировании // Гуманитарные научные исследования. М.: “Международный научно-инновационный центр”, 2014, № 8. – С. 100-102. URL:
18. Карпушин Е.С. Математическая модель операций в искусственном интеллекте // Международный научный журнал. М.: ООО «Спектр», 2011, №4. – C. 56-60.
19. Карпушин Е.С. Формирование системы социально-экономических факторов для оценки профессионализма кадров и их влияния на управление деятельностью предприятий сферы услуг (на примере предприятий отрасли связи). Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук / Балтийская академия туризма и предпринимательства. СПб., 2008. – 24 с.
20. Карпушин Е.С. Анализ операций в искусственном интеллекте // Международный научный журнал. М.: ООО «Спектр», 2012, №3. – C. 69-74.
21. Карпушин Е.С. Направления модернизации автоматизированной системы управления технологическими процессами «Скала-микро» Ленинградской атомной станции // Международный научный журнал. М.: ООО «Спектр», 2010, №5. – С. 61-66.
22. Балацкий Е.В., Сергеева В.В. Научно-практическая результативность российских университетов // Вопросы экономики. М.: Некоммерческое партнерство «Редакция журнала «Вопросы экономики», 2014, №2. – С. 133-148.
23. Карпушин Е.С. Повышение управляемости автоматизированной системы управления технологическими процессами Ленинградской АЭС // Международный научный журнал. М.: ООО «Спектр», 2011, №1. – С. 72-77.
24. Карпушин Е.С. Разработка алгоритма функционирования элементарного искусственного интеллекта // Международный научный журнал. М.: «Триада», 2012, №2. – C. 122-126.
25. Карпушин Е.С., Кулакова А.И. Российская киноиндустрия как часть экономики страны // ЭКО. – 2015. – № 8 (494). – С. 181-189.
26. Карпушин Е.С. Роль человека-оператора в обеспечении безопасной работы атомной электростанции // Международный технико-экономический журнал. М.: ООО «Спектр», 2012, №3. – C. 47-52.
27. Карпушин Е.С. Управление обработкой информации в искусственном интеллекте // Международный научный журнал. М.: ООО «Спектр», 2011, №2. – C. 60-65.
28. Карпушин Е.С. Статистические цензы как метод представления причинно-следственных связей // Международный технико-экономический журнал. М.: ООО «Спектр», 2012, №1. – С. 97.
29. Карпушин Е.С. Повышение эффективности систем управления атомными электростанциями // Компетентность. М.: «Калужская типография стандартов», 2010, №8. – С. 15-19.
30. Карпушин Е.С. Рассмотрение причинно-следственных связей как совокупности статистических цензов // Компетентность. М.: ГОУ ДПО «Академия стандартизации, метрологии и сертификации (учебная)». 2011, №9-10. с. 56-60.
31. Карпушин Е.С., Антонова Е.С. Музыкальная отрасль: проблемы организации экономических отношений // ЭКО. 2015. № 4. С. 184-189.
32. Карпушин Е.С. Посредники как часть экономической системы // Биржа интеллектуальной собственности. 2014. №.11. C. 49-52.
33. Карпушин Е.С. Назначение систем поддержки принятия решений // Современная техника и технологии. М.: “Международный научно-инновационный центр”, 2014, № 6. – С. 15. URL: http://technology.snauka.ru/2014/06/3943.
34. Карпушин Е.С. Глобализация экономики как процесс усиления разделения труда и экономического развития стран // Гуманитарные научные исследования. 2015. № 4-3 (44). С. 132-134.
35. Карпушин Е.С. Ограниченные возможности кодирования при защите от несанкционированного доступа // Современная техника и технологии. М.: “Международный научно-инновационный центр”, 2014, № 10. – С. 23-26. URL: http://technology.snauka.ru/2014/10/4622.
36. Карпушин Е.С. Производство энергии как элемент экологической безопасности // Современная техника и технологии. М.: “Международный научно-инновационный центр”, 2014, № 9. – С. 3-5. URL: http://technology.snauka.ru/2014/09/4294.
37. Фонотов А.Г. Роль государственной научно-технической политики в повышении инновационной активности российских предприятий // Проблемы прогнозирования. – 2013. – № 3. – С. 35-47.
38. Карпушин Е.С. Хаос и его трактовка в технических науках // Современная техника и технологии. М.: “Международный научно-инновационный центр”, 2014, № 7. – С. 37-40. [Электронный ресурс]. URL: http://technology.snauka.ru/2014/07/4127.
39. Ананишнов В.В. Логистика. СПб: СПбГУТ, 2013. – 99 с.

Количество просмотров публикации: Please wait

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.

На решение перечисленных проблем направлена одобренная правительством РФ «Энергетическая стратегия России на период до 2030 года».

Согласно этой стратегии долгосрочная энергетическая политика РФ исходит из следующих приоритетов:

Устойчивое обеспечение населения и экономики страны энергоносителями;

Повышение эффективности использования топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) и создание необходимых условий для перевода экономики страны на энергосберегающий путь развития;

Создание надежной сырьевой базы и обеспечение устойчивого развития ТЭК в условиях формирования рыночных отношений;

Уменьшение негативного воздействия ТЭК на окружающую среду;

Поддержание экспортного потенциала ТЭК и расширение экспорта его продукции;

Сохранение энергетической независимости России, обеспечение энергетической безопасности РФ .

Энергетическая стратегия России предусматривает формирование экономической и правовой среды, обеспечивает реализацию приоритетов и задач долгосрочной энергетической политики, в том числе выявление инструментов и формирование механизмов государственного воздействия на функционирование ТЭК и его взаимодействие с экономикой страны (разработка законодательных и других нормативно-правовых актов государственного регулирования в налоговой, экспортно-импортной, инвестиционной, инновационной, финансовой и других сферах деятельности, а также в специфических секторах энергоэкономических и энерготехнологических взаимоотношений в обществе) .

Для реализации разработанной стратегии в области наукоемких технологий необходимо решение следующих актуальных задач: выявление механизмов и форм взаимодействия научно-исследовательских организаций и производственных предприятий энергетического комплекса, активизация и совершенствование их деятельности по внедрению отечественной конкурентоспособной продукции и современных технологий топливно-энергетического комплекса, развитие экспорта наукоемкой продукции и привлечение инвестиций в энергомашиностроение и электротехническую промышленность и др.

Наиболее быстрыми темпами (увеличение в 8–20 раз) прогнозируется развитие нетрадиционной возобновляемой энергетики, обладающей несомненными достоинствами. Использование газов с низкой теплотворной способностью обеспечивает защиту окружающей среды и сберегает ТЭР. Так, по оценкам специалистов, из 13 млн. т коммунальных отходов, производимых в Москве в течение года, можно получать 400 МВт тепловой или 120 МВт электрической энергии .

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.

Что касается перспектив развития газовой промышленности, то 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 .

Инновационное развитие энергетического сектора России и повышение энергоэффективности экономики в целом – важнейшие задачи, стоящие перед страной.

Вопросы структуры глобального энергетического сектора активно обсуждаются мировым сообществом, а воздействие сектора на окружающую среду является предметом особого внимания.

Доминирование в национальной экономике экспорта энергоресурсов не только делает ее восприимчивой к глобальным шокам, но и снижает потенциал долгосрочного экономического роста. Это приводит к сокращению стимулов к инвестициям в человеческий потенциал, увеличению социальной напряженности, замедлению роста реальных доходов населения. Монопрофильность экономики может быть препятствием для самореализации человека.

Стабильность развития российской экономики более не может поддерживаться за счет экстенсивного освоения энергоресурсов. Повышение энергоэффективности – важнейший энергетический, экономический и социальный ресурс России, реализация которого необходима для перехода страны с «экспортно-сырьевого направления» на траекторию устойчивого инновационного развития, снижения негативного воздействия энергетики на здоровье людей и окружающую среду.

Вхождение российской экономики в мировую экономиче­скую систему выявило низкую конкурентоспособность отечест­венных промышленных технологий и большинства товаров, про­изводимых промышленностью страны.

Существенное повышение конкурентоспособности продук­ции российской промышленности возможно при соблюдении следующих условий:

технологическое переоснащение промышленных предприятий;

развитие наукоемких технологий и отраслей производства;

применение новых методов и систем управления производством;

рациональное использование человеческих ресурсов, обладаю­щих новыми идеями и знаниями .

В последнее десятилетие XX в. экономический прогресс в раз­витых и ряде развивающихся стран (например, в Индии) был до­стигнут благодаря рациональной инновационной деятельности, позволившей разработать новейшие технологии, произвести вы­сокотехнологичные товары и услуги, использовать новые и но­вейшие факторы производства (информацию, знания, идеи вы­сококвалифицированных человеческих ресурсов и т.п.).

В России показатели инновационной деятельности несмотря на положительную динамику находятся на низком уровне как по количественным показателям (числу инновационно-активных предприятий), так и по качественным - доли затрат на исследо­вания и разработки, доли инновационной продукции в объеме реализованной продукции.

Особенно слабо развивается инновационная деятельность в базовых отраслях отечественной промышленности, в частности в электроэнергетике, топливной, цветной металлургии и др.

Изложенное выше свидетельствует о серьезной необходимо­сти повышения инновационной активности российских про­мышленных предприятий, мотивами которой могут служить как внешние, так и внутренние факторы. Внешними стимулами ин­новаций любых видов на предприятиях являются усиление кон­куренции на мировом и национальном рынках и рост требований потребителей к качественным характеристикам производимых товаров и оказываемых услуг. Внутренними мотивами иннова­ционной активности предприятий являются требования акцио­неров увеличить дивиденды на акции и соответственно увели­чить прибыль предприятий, снизить издержки производства и неудовлетворенность персонала условиями оплаты труда и ра­боты, а также собственников и менеджеров предприятий, стре­мящихся расширить бизнес по экономическим и персональным интересам.

Энергетический сектор должен содействовать воспроизводству человеческого капитала (через развитие энергетической инфраструктуры и предоставление энергетических товаров и услуг по социально доступным ценам, обеспечение устойчивого воспроизводства высококвалифицированных кадров и повышение качества жизни граждан страны, в том числе занятых в энергетическом и смежных секторах), а также способствовать переходу к новой модели пространственного развития, опирающейся на сбалансированное развитие энергетической и транспортной инфраструктуры .

Главный внешний вызов заключается в необходимости преодоления угроз, связанных с неустойчивостью мировых энергетических рынков и волатильностью мировых цен на энергоресурсы, а также обеспечения вклада энергетического сектора страны в повышение эффективности ее внешнеэкономической деятельности и усиление позиций России в мировой экономической системе. Это означает, что должны быть обеспечены:

достижение устойчивых результатов внешнеэкономической деятельности в сфере топливно-энергетического комплекса в условиях усиления глобальной конкуренции за ресурсы и рынки сбыта;

минимизация негативного влияния глобального экономического кризиса и его использование для коренного обновления и диверсификации структуры экономики в пользу менее энергоемких отраслей, стимулирования перехода российского энергетического сектора на ускоренное инновационное развитие и новый технологический уклад;

увеличение стратегического присутствия России на рынках высокотехнологичной продукции и интеллектуальных услуг в сфере энергетики, в том числе за счет развертывания глобально ориентированных специализированных производств;

географическая и продуктовая диверсификация российского энергетического экспорта в условиях стабильных и расширяющихся поставок энергоресурсов крупнейшим мировым потребителям;

рациональное снижение доли топливно-энергетических ресурсов в структуре российского экспорта, переход от продажи первичных сырьевых и энергетических ресурсов за рубеж к продаже продукции их глубокой переработки, а также развитие продажи нефтепродуктов, выпускаемых на зарубежных нефтеперерабатывающих заводах, принадлежащих российским нефтяным компаниям;

развитие крупных узлов международной энергетической инфраструктуры на территории России, осуществляемое с использованием новых энергетических технологий.

Особая роль уделяется инновационной составляющей государственной энергетической политики. Ее стратегической целью является создание устойчивой национальной инновационной системы в сфере энергетики для обеспечения российского топливно-энергетического комплекса высокоэффективными отечественными технологиями и оборудованием, научно-техническими и инновационными решениями в объемах, необходимых для поддержания энергетической безопасности страны.

Гаджиев Магомед Расулмагомедович , профессор кафедры менеджмента, Дагестанский государственный институт народного хозяйства, Россия

Бучаева Светлана Азизовна , ст. преп. кафедры налоги и налогообложение, Дагестанский государственный институт народного хозяйства, Россия

1. Наличие частично решенной проблемы перекрестного субсидирования в электроэнергетике (между группами потребителей, между теплом и электричеством при комбинированной выработке), т.к. соответствующий законопроект находится на подписи у Президента Российской Федерации.

2. Несогласованность федеральных и региональных программ развития субъектов федерации, несоответствие планов регионального развития их реализации.

3. Вопросы тарифообразования, когда формирование конкурентной цены на оптовом рынке нивелируется на уровне регионального регулирования.

4. Слабая конкуренция на розничных рынках.

5. Недостаточный контроль затрат естественных монополий.

6. Недостаточные темпы вывода неэффективной генерации.

7. Развитие малой (распределенной) генерации, особенно в труднодоступных регионах страны.

Основными направлениями совершенствования экономических отношений в отраслях ТЭК являются решение задач, связанных с комбинированной выработкой на тепловых электростанциях (рынок тепла – «альтернативная котельная»); корректировка модели оптового и розничного рынков электрической энергии (мощности); повышение эффективности использования сетевой инфраструктуры (оплата резервируемой мощности, штрафы за недозагрузку трансформаторной мощности, принцип «бери или плати» в техническом присоединении, бенчмаркинг, внедрение показателей эталонов качества, надежности услуг, капитальных расходов); утверждение правил технологического функционирования электроэнергетических систем; реализация плана мероприятий «дорожной карты», «повышение доступности энергетической инфраструктуры» и разработка необходимых документов; укрепление платежной дисциплины; создание механизмов вывода неэффективной генерации .

Относительно правового обеспечения развития ТЭК в докладе Министра энергетики РФ А.В. Новака на тему «Итоги работы Минэнерго России и основные результаты функционирования ТЭК в 2014 году. Задачи на среднесрочную перспективу» отмечено, что принятие решении ̆ по долг осрочному развитию отраслей ТЭК России и по инвестициям должно происходить в соответствии с обновленной Энергетической стратегией ̆ России до 2035 года (планируемые показатели добычи ТЭР представлены в табл. 1 ) и обновленной редакцией государственной программы Российской Федерации «Энергоэффективность и развитие энергетики» (Постановление Правительства Российской Федерации от 15 апреля 2014 г. № 321). Однако исполнение указанных документов серьезно затруднено, поскольку зависит от целого ряда факторов. В их числе: траектория мирового экономического развития (кризисов, стагнации, роста прогнозного объема потребления энергии); тенденции объемов добычи энергоресурсов; наличие конкуренции на межтопливном рынке; открытость доступа компании ̆ к месторождениям и проектам ; «дороговизна» стоимости заемного капитала ; характер политических и финансовых рисков , санкции западных государств . Реалистичность оценок указанных факторов в динамике – это главный вопрос прогнозирования и построения сценариев, что требует внесения поправок в стратегию.

Прогнозируемые показатели Энергетической стратегии

на период до 2035 года по основным отраслям ТЭК:

изменение по отношению к 2010 году

Показатели	База исчисления	Целевой / Консервативный сценарии
	2010	2020	2025	2035
Добыча нефти	100%	104% 101%	105% 99%	105% 92-93%
Добыча угля	100%	121% 111%	124% 109%	128% 108%
Добыча газа	100%	118% 116%	129% 120-121%	144% 130-131%
Уст.мощность электростанций	100%	112% 101%	120% 118%	139% 136%

Из таблицы 1 видно, что в проекте Энергетической стратегии на период до 2035 года указано, что доля ТЭК в общих капиталовложениях в экономику будет снижаться (с 25,6% в 2010 году до 17,7% к 2035 году), но при этом в абсолютном выражении капиталовложения в ТЭК страны будут увеличиваться. По данным бюджета России за 2013/2014 г., на инвестиции в энергетику приходится, по разным оценкам, 4–6% ВВП России, это весьма значительная величина. Роль ТЭК в экономике России представлена ниже. На рисунке 1 приведены данные из отчета Министра энергетики о фактических и плановых инвестициях в отрасль ТЭК, анализ которых показывает недофинансирование отрасли по сравнению с принятой Стратегией развития.

По данным международного экономического агентства (МЭА), ТЭК России понадобятся инвестиции объемом в 100 млрд долл. в год на протяжении 20 лет. По оценкам, приведенным в проекте Энергетической стратегии России на период до 2035 года, объем требуемых инвестиции ̆ еще больше – порядка 130 млрд долл. в год на период до 2035 года

В планах государства и российских компании ̆ ТЭК – масштабные и дорогостоящие проекты по разработке месторождении ̆ на Арктическом шельфе , добыче запасов и разв итию инфраструктуры на Дальнем Востоке России, по модернизации в электроэнергетике и сфере теплоснабжения, по повышению энергоэффективности. Все перечисленные направления являются достаточно капиталоемкими. В проекте Энергетической стратегии на период до 2035 года даются оценки по потребностям в инвестициях с 2011 до 2035 годы, приведенные в соответствии с нуждами экономики и с планируемым изменением производственных показателей отраслей ТЭК (табл. 2 ).

Прогноз необходимых инвестиции ̆ в ТЭК России и в энергоснабжение экономики России на период до 2035 года ( в ценах 2010 года )

Отрасли ТЭК	2011– 2020	2021– 2025	2026– 2035	Всего. 2011–2035	В среднем за год
Всего ТЭК и энергосбережение экономики России	973–1008	591–638	1283–1522	2846–3168	114–127
Нефтяная промышленность	413–416	229–239	510–560	1152–1216	46–49
Газовая промышленность	237–239	134–142	316–340	687–720	27–29
Угольная промышленность	27–28	18–19	44–48	89–95	3,6–3,8
Электроэнергетика	174–194	140–157	261–376	576–727	23–29
Возобновляемые источники энергии		5–7	14–24	24–37	1–1,5
Централизованное теплоснабжение	61–63	32–33	62–64	156–160	6,2–6,4
Автономная энергетика	11–12	8–9	22–25	41–47	1,6–1,9
Энергосбережение	43–51	25–32	54–84	122–166	5–7

* – кроме ГЭС мощностью более 25 МВт.

Из таблицы 2 видно, что объем инвестиции ̆ в документе в зависимости от сценария оценивается в 2,8–3,2 трлн долл. (в ценах 2010 года). Ожидается, что инвестиции в ТЭК и в энергоснабжение экономики России должны составлять 114–127 млрд долл. ежегодно на период до 2035 года, но требуемое значение существенно превышает текущий уровень капиталовложении ̆ . По оценкам ИНЭИ РАН, приведенным в Прогнозе развития энергетики мира и России до 2040 года, инвестиции в ТЭК в России в 2010 году составляли около 90 млрд долл. Вне зависимости от сценария ожидается, что структура инвестиции ̆ не претерпит значительных изменении ̆ . Пе речислим направления инвестирования по основным отраслям ТЭКа – нефтяной промышленности, газовой и электроэнергетике:

1. Большая доля инвестиции ̆ прогнозируется в нефтегазовый сектор (61% от всех инвестиции ̆ в целевом сценарии и 64% в консервативном сценарии). Запланированы инвестиции и в электроэнергетику, их доля также будет велика (23% или 20% в зависимости от сценария). В нефтяной ̆ сфере прогнозируемый ̆ объем инвестиции ̆ необходим лишь для поддержания текущего уровня добычи углеводородов . Однако ожидается удорожание проектов по причине перехода от легкодоступных традиционных запасов нефти в Западной Сибири к трудноизвлекаемым запасам, преимущественно расположенных на отдаленных территориях востока и севера страны, а также на шельфе, что объясняет рост требуемого объема инвестиции ̆ .

2. Увеличение объема инвестиции ̆ в газовую промышленность ожидается как за счет прогнозируемого увеличения добычи газа (почти на 44% в 2035 году по сравнению с 2010 годом ), так и за счет реализации инфраструктурных проектов по тран спортировке и хранению газа. В угольной промышленности основные инвестиции ожидаются в развитие новых центров добычи угля на востоке страны, а также на создание требуемой инфраструктуры.

3. В электроэнергетике, согласно проекту энергетической стратегии на период до 2035 года, объем инвестиции ̆ будет направлен на расширение и модернизацию сетевого комплекса , строительство атомных и тепловых электростанции ̆ (замена существующих , а также ввод дополнительных мощностей ).

На рисунке 2 представлены фактические и прогнозные данные капиталовложений в ТЭК.

В ближайшие два года в России ожидается нулевой прирост потребления электроэнергии. Об этом сообщил замминистра энергетики РФ Вячеслав Кравченко, отметив, что еще полгода назад в министерстве думали, что прирост будет по 0,5% в год, но сейчас прогнозы более пессимистичные. Такое же мнение выразил «Системный оператор ЕЭС»:потребление электроэнергии в стране в текущем году останется на уровне 2014 года.

Доходы от экспорта электроэнергии из России в 2014 году упали на 25,7% по сравнению с 2013 годом, до 737,5 млн долл., сообщает Федеральная таможенная служба. Доходы от экспорта электроэнергии в страны дальнего зарубежья сократились на 17,9% до 552,5 млн долл., в страны СНГ – на 42% до 185 млн долл. Доходы от экспорта электроэнергии в январе 2015 года уменьшились на 4,8% по сравнению с январем 2014 года, до 82,4 млн долл. При этом доходы от экспорта в страны дальнего зарубежья выросли на 11,6% до 61,5 млн долл., а в страны СНГ сократились на 33,7% до 20,9 млн долл. Инвестиции в российскую энергетику в 2015 году сократятся на 17% по отношению к 2014 году, а если не принять антикризисные меры – на 21%, говорится в обновленном прогнозе социально-экономического развития МЭР. В частности, по данным открытых источников, «Росатом» в 2015 году сократит инвестиции в расширение АЭС на 32,3% до 88 млрд руб. из-за сокращения госпрограммы «Развитие атомного энергопромышленного комплекса».

В 2015 году в стране планируется ввести два новых атомных энергоблока, ключевой из которых – четвертый блок Белоярской АЭС (ввод запланирован на второе полугодие). При этом, по словам директора «Росатома» по капвложениям Геннадия Сахарова, могут быть отсрочены следующие проекты: запуск второго блока Ленинградской АЭС-2 (запланирован на 2017 год), третьего и четвертого блоков ЛАЭС (2021 год) и четвертого блока Ростовской АЭС (2017 год).

Можно сделать вывод, что рост конкуренции и глобализация мирового рынка (сланцевый газ, СПГ и спотовый рынок газа, возобновляемая энергетика) приводят к ухудшению рыночной позиции ТЭКа России. Требуется корректировка системы сбыта и инфраструктуры, что связано со смещением спроса от потребителей в Европе вследствие политической позиции официальных властей Украины, экономической стагнаций производства в самой Европе, повышения требований по экологии и энергоэффективности. На сегодняшний день видны не только резкое падение мировых цен на углеводороды и неопределенность их дальнейшей динамики, ухудшение геополитической ситуации, в наличие санкции против российского ТЭК (например, ограничение к современным технологиям и оборудованию, и потенциальным рынкам сбыта). Кроме того, ТЭК необходимо провести плановую интеграцию энергосистемы Крыма в российскую энергетику, решить проблему «последней мили» в 28 субъектах РФ, развивать возобновляемые источники энергии и малые гидроэнергостанции.

Необходимы крупные инвестиции в размере 2,4–2,8 трлн долл. США в ценах 2007 года в развитие отраслей топливно-энергетического комплекса , централизованного теплоснабжения, энергосбережения, автономной энергетики и возобновляемых источников энергии. Основными источниками инвестиций будут являться собственные средства и прибыль акционерных компаний, привлечение кредитов, средств от дополнительной эмиссии акций. При строительстве новых и модернизации существующих гидроэлектростанций и атомных электростанций, а также в случаях, если компании не являются инвестиционно привлекательными и самодостаточными в силу региональных особенностей, необходимо привлечение государственных средств.

Для отраслей ТЭК сегодняшняя зависимость от мировой конъюнктуры на нефть, от экономической и политической ситуации в странах – потребителях российских энергоресурсов, от курса доллара и других связанных факторов не может рассматриваться как позитивная. По базовому прогнозу социально-экономического развития России, предпринимаемые в настоящее время меры по модернизации экономики и диверсификации экспорта приведут к тому, что доля ТЭК в российском экспорте к 2030 г. снизится в 1,7 раза, в доходах бюджета и инвестициях – в 2,5 раза. При этом свое место на рынках энергоресурсов Россия намерена сохранить, объем добычи и переработки сырья снижаться не будет .

Установление долгосрочных правил в сфере ценообразования и тарифного регулирования является одним из базовых условии ̆ привлечения инвестиции ̆ в полностью или частично регулируемые отрасли . Так , в настоящее время , в частности, неопределенными являются перспективы привлечения новых инвестиции ̆ в электроэнергетику (в связи с планами по изменению модели оптового рынка ), в сферу теплоснабжения (планы масштабной реформы сферы , переход на «альтернативную котельную» ), что мо жет быть барьером при привлечении средств.

Существующая нагрузка на компании ТЭК по развитию необходимой ̆ инфраструктуры ( необходимость строительства сетевых мощностей , газо - и трубопроводов и т.д.) особенно характерны для регионов на востоке и севере России. Для решения этих проблем введены госпрограммы, в рамках которых привлекается бюджетное финансирование, но данный механизм на настоящий момент не решает всех проблем. Дополнительной проблемой являются правила допуска иностранных инвесторов (существуют значительные ограничения).

В 2009 году Россия присоединилась к новой инициативе «Группы двадцати» по ликвидации неэффективных энергетических субсидии ̆ . В 2012 году Россия вступила в ВТО , в рамках которой подписала Соглашение по субсидиям и компенсационн ым мерам (субсидии делятся на запрещенные, требующие и не требующие принятия мер; в ТЭК, в первую очередь, предполагается уход от субсидии ̆ для производителей ̆ ТЭР и потребителей ̆ в промышленности ). В связи с заключенными соглашениями от России требуется п ринятие базового принципа перехода к рыночному ценообразованию на ТЭР, формированию конкурентных рынков ТЭР в тех случаях, когда это возможно.

Энергетические субсидии по их целевой направленности можно разделить на две основные группы.

1. Субсидии производителям: поддержка отдельных отраслей ТЭК и на выполнение отдельных целей ̆ энергетической ̆ политики .

2. Субсидии потребителям: выполнение социальной функции или поддержка отечественной промышленности.

Существуют неоднозначные оценки относительно эффективности энергетических субсидии ̆ для экономики страны , решения проблемы энергодефицита . Для поддержки отечественной ̆ промышленности в противоречие вступают два эффекта . С одной стороны , промышленная продукция становится более конкурентоспособной на мировых рынках за счет относительного снижения издержек на субсидируемые ТЭР. С другой стороны, значительно снижается уровень энергоэффективности экономики из-за менее рационального использования ТЭР. А при выполнении социальной функции также возникает два эффекта: позитивный, связанный со снижением неравенства (в случае успешного таргетирования), и негативный, связанный с нерациональным использованием ТЭР. Однако, как отмечается в ряде работ (Полтерович, Попов, Тонис, 2007) , «…ускорение развития экономики за счет энергетических субсидии ̆ носит ограниченный характер до некоторого порогового значения , после которого с большей долей вероятности будет преобладать фактор более низкой эффективности» . С уществуют вычеты по налогу на прибыль для нефтегазодобывающих компании ̆ в США , субсидии для нефтегазовых компании ̆ в Норвегии , Канаде , льготные тарифы для источников на ВИЭ в странах ЕС . Тем не менее в развитых странах уровень энергетических субсидии ̆ обыч но ниже, чем в развивающихся.

Субсидии производителям энергоресурсовнаправляются для выполнения целей российской ̆ энергетической политики . При поддержке производителей основная проблема связана с поиском оптимального уровня субсидии ̆ с учетом возможностей альтернативного использования выделяемых средств. Прямую или косвенную поддержку преимущественно получает нефтегазовая отрасль, также поддержка оказывается в электроэнергетике (договоры на поставку мощности для ТЭС, сходные по своему принципу меры поддержки для АЭС, ГЭС и ВИЭ на оптовом рынке электроэнергии и мощности, субсидии электросетевым компаниям). В нефтегазовой отрасли, по оценкам WWF и IISD, в 2010 году в России субсидии из бюджета нефтегазовым компаниям составляли 14,4 млрд долл., или 6% от объема выручки нефтегазовои ̆ отрасли , или 5,3% от доходов федерального бюджета 2010 года . В даннои ̆ оценке были учтены случаи и прямого , и косвенного субсидирования (за счет налоговых льгот, льгот по вывозным пошлинам, особых тарифов на транспортировку и т.д.). Преимущественно льготы оказываются в рамках более мягких условии ̆ по взиманию НДПИ , экспортных пошлин , а также налогов на прибыль и имущество . В последние годы идет рост числа льгот за счет более широких планов развития месторождении ̆ Восточной Сибири , Дальнего Востока , шельфа , трудноизвлекаемых ресурсов . При оценках использован метод , разделяющий подход Минфина России , применяемый при оценке «вы падающих доходов бюджета» (разница между базовыми ставками налогов и всеми понижающими коэффициентами). Однако при таком подходе оценки субсидии ̆ могли бы быть совсем иными при другой системе налогообложения нефтегазовых компании ̆ (например , при налогообло жении финансового результата). Так, оценки учитывают объем энергетических субсидии ̆ производителям в нефтегазовом секторе , но не принимается во внимание объем неэффективных субсидии ̆ .

Снижение темпов экономического роста российской экономики, стагнация производства, высокая степень неопределенности относительно рыночной конъюнктуры и спроса на внешних рынках также могут значительно ограничить объем долгосрочных инвестиции ̆ в отрасли рос сийского ТЭК .

Перечислим основные факторы, негативно сказывающиеся на развитии и функционирование ТЭК и ГЭС:

- высокий износ производственных фондов (более 50%), старение оборудования и сооружений сетевых организаций, неэкономичность оборудования, отставание производственного потенциала от современных технологий;

- сокращение ввода в эксплуатацию новых энергообъектов;

- высокая аварийность (по причине нарушения дисциплины, неэффективности управления, старения фондов);

- дефицит инвестиционных ресурсов и их нерациональное использование. Приток внешних инвестиций составляет 13–15% от общего объема капиталовложений;

- деформация соотношений цен на взаимозаменяемые энергоресурсы (газ, уголь), высокая доля валютный и политических рисков;

- отсутствие прозрачности хозяйственной деятельности монополий, государственное их регулирование в вопросах ценообразования тарифов;

- высокая нагрузка на окружающую среду, рост риска техногенных катастроф.

Одновременно с факторами, препятствующими развитию ТЭК и ГЭС, существуют и другие проблемы в отрасли: степень освоения гидроресурсов (так называемый гидропотенциал) составляет всего 21%, тогда как в других странах данный показатель выше (в Германии, Италии, Франции – 95%, Великобритании – 90%, США – 82%). Заметим, что гидропотенциал России значительно различается по регионам страны: в европейской части он составляет 40%, в Сибири 23%, на Дальнем Востоке менее 6%.

Заключение

С точки зрения макроэкономической ситуации, ТЭК обеспечивает ¼ ВВП, 1/3 объема промышленного производства и доходов консолидированного бюджета РФ и ½ доходов федерального бюджета, экспорта и валютных поступлений, тогда как доля инвестиций (капиталовложений) в ТЭК составляет 1/20 от ВВП РФ. Из проведенных цифр видна диспропорция между ролью ТЭК в формировании бюджета и ВВП РФ и инвестициями в отрасль ТЭК.

Такое сложное положение отрасли сохраняется достаточно продолжительное время, т.е. ждать «инновационных», «наукоемких» прорывных технологий без широкой государственной поддержки не приходится. Здесь необходимо упомянуть о «демоверсии» финансового рынка в России в силу его неразвитости, когда предприятия не имеют возможности для осуществления заимствований (кредитования) как внутри страны, так и за рубежом (в силу санкций), т.е. в вопросах развития и модернизация отрасли ТЭК большую роль должно занимать правительство России. Кроме того, банковские структуры не обладают долгосрочными ликвидными ресурсами, и ставки привлечения кредитных средств в настоящее очень велики.

Важной макроэкономической проблемой также является неэффективность фондового рынка в силу его искажений: фондовый инвестор всегда сможет сформировать портфель инвестиций, доходность по которому превышает рентабельность инвестированного капитала в реальные активы и инвестиционные проекта. И, к сожалению, давление ТЭК на экономику России еще больше способствует этому.

Издайте свою монографию в хорошем качестве всего за 15 т.р.!
В базовую стоимость входит корректура текста, ISBN, DOI, УДК, ББК, обязательные экземпляры, загрузка в РИНЦ, 10 авторских экземпляров с доставкой по России.

Москва + 7 495 648 6241

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.

---

Курсы валют

Ярослав кузьминов, ректор ниу «высшая школа экономики»

Помощник

Бюджетная политика рф на годы

Банки

Определение текущей стоимости денежных потоков Справедливая стоимость компании