поддержку проектов по активизации привлечения иностранного
капитала в Россию;
развитие новых форм международного сотрудничества в энергетике;
создание механизмов координации государственной политики в
области внешнеторгового регулирования в энергетической сфере.
Стратегически важным является укрепление позиции России на
мировых нефтяном и газовом рынках, с тем чтобы в течение предстоящего
двадцатилетия максимально реализовать экспортные возможности
отечественного ТЭК и внести вклад в обеспечение экономической
безопасности страны, оставаясь стабильным и надежным партнером для
европейских государств и всего мирового сообщества. Новым фактором в
период до 2020 года будет являться участие России как крупного
поставщика энергоресурсов в обеспечении международной энергетической
безопасности.
Стратегические интересы России обусловливают необходимость
формирования единой энергетической и энерготранспортной инфраструктуры
в сопредельных регионах Европы и Азии, развития международных
энерготранспортных систем и обеспечения недискриминационного транзита
энергоносителей. В этих целях государство будет поощрять участие
российских акционерных обществ и компаний в разработке и реализации
крупномасштабных международных проектов транспорта газа, нефти и
электроэнергии как в западном, так и в восточном направлениях.
Уникальное географическое и геополитическое положение России
создает все необходимые предпосылки для того, чтобы транзит
энергоресурсов обеспечивал надежность ее снабжения
топливноэнергетическими ресурсами, их эффективный экспорт и получение
дохода от транзитных функций.
Глобальный характер энергетических проблем и все большая их
политизация, а также влиятельное положение ТЭК России в системе
мировой энергетики выдвинули энергетический фактор в число базовых
элементов российской дипломатии. Ее основными задачами в
рассматриваемый в настоящем документе период времени являются:
внешнеполитическое обеспечение реализации Энергетической
стратегии;
дипломатическая поддержка интересов российских
топливноэнергетических компаний за рубежом;
активный диалог в области энергетики со странами Содружества
Независимых Государств, Евразийского экономического сообщества,
Северо-Восточной Азии, Европейского союза, а также с США и другими
государствами и международными организациями.
Россия, являясь одним из крупнейших в мире производителей,
экспортеров и потребителей энергоресурсов, будет в целях обеспечения
справедливых цен на энергоресурсы активно вести диалог со странами,
производящими и потребляющими энергоресурсы, участвуя в работе
международных энергетических конференций, сотрудничая с промышленно
развитыми странами на основе декларации о сотрудничестве с
Международным энергетическим агентством и в рамках "восьмерки", а
также взаимодействуя с ведущими странами - экспортерами нефти - как
независимыми, так и членами ОПЕК.
Важное значение для проведения эффективной политики на внешних
топливно-энергетических рынках будет иметь ее законодательное
обеспечение. Необходимо принять законы и поправки к действующим
законам в части регламентирования вывоза капитала из России и
инвестиций российских компаний за рубежом, поддержки отечественных
компаний в борьбе за ресурсы и рынки сбыта энергоносителей, развития
совместных предприятий и привлечения иностранных инвестиций в добычу
(производство) энергоресурсов в стране, включая выработку
электроэнергии.
В целях координации внешнеэкономической деятельности и
внешнеполитической поддержки отечественных топливно-энергетических
компаний необходимо создание соответствующей межведомственной комиссии
и повышение эффективности работы созданных органов управления ТЭК в
рамках Содружества Независимых Государств и Союзного государства.
Необходима долгосрочная программа развития экспорта
топливноэнергетических ресурсов.
8. Этапы реализации государственной
энергетической политики
Этапность социально-экономического развития страны и многообразие
накопившихся проблем и факторов, сдерживающих развитие ТЭК,
обусловливают необходимость поэтапного осуществления долгосрочной
государственной энергетической политики.
В условиях проведения в России в ближайшие 6 - 7 лет ряда
социально-экономических реформ (железнодорожного транспорта,
электроэнергетики, налоговой, межбюджетных отношений,
жилищнокоммунального хозяйства) необходимо обеспечить предсказуемость
параметров развития энергетического сектора и возможность управления
ими. Поэтому на первом этапе реализации государственной энергетической
политики относительно больший вес (по сравнению с последующим
периодом) будут иметь меры прямого государственного регулирования.
На этом этапе особое значение будут иметь программа повышения цен
на газ и механизмы минимизации негативных социально-экономических
последствий общего роста цен на энергоресурсы.
Предусматривается, что к концу первого этапа цены на газ будут
приближены к уровню самофинансирования отрасли с учетом необходимых
инвестиций.
Одним из главных приоритетов создания на первом этапе рыночной
среды будет развитие ее инфраструктуры (рыночные механизмы, институты
открытой торговли энергоресурсами, инфраструктура их транспорта). Для
этого потребуется осуществление следующих мер:
разработка единого порядка и методологии ценового (тарифного)
регулирования организаций естественных монополий в
топливноэнергетическом комплексе;
ограничение рыночной концентрации в ТЭК, усиление
антимонопольного регулирования на рынках энергетических ресурсов;
создание топливно-энергетических бирж;
разработка механизмов регулирования доступа независимых
производителей энергоресурсов к трубопроводной системе и
перерабатывающим мощностям;
разработка программы устранения существующих технологических
ограничений по передаче электроэнергии между территориями Российской
Федерации.
Вводимые перспективные нормы, стандарты и регламенты повысят
предсказуемость развития энергетики и позволят участникам
энергетического рынка подготовиться к применению указанных требований.
В рамках этого направления предусматриваются:
разработка технических регламентов в сфере добычи (производства),
переработки, транспортировки и распределения топлива и энергии;
разработка новой классификации запасов, перспективных и
прогнозных ресурсов углеводородов и угольной продукции;
приведение требований отечественных стандартов в части
экологических характеристик моторных топлив в соответствие с
нормативами Европейского союза;
разработка новой редакции правил разработки нефтяных и газовых
месторождений;
разработка системы мер по повышению качества угольной продукции,
переход на международную систему обеспечения качества поставляемых
углей;
разработка правил энергоснабжения населения, электроснабжения и
теплоснабжения в Российской Федерации;
разработка системы стандартизации и сертификации оборудования для
возобновляемых источников энергии.
Одним из важнейших направлений в ближайшие годы станет также
поддержка и стимулирование стратегических инициатив, без достаточного
развития которого на первом этапе не удастся аккумулировать
необходимые средства для крупных проектов по развитию ТЭК. Для этого
предусматривается разработка целого ряда проектов и программ, в
частности:
уточнение федеральной целевой программы "Энергоэффективная
экономика" на 2002 - 2005 годы и на перспективу до 2010 года и ее
подпрограмм с учетом мероприятий, предусмотренных настоящим
документом;
разработка региональных энергетических программ на основе
положений настоящего документа;
разработка программы модернизации и строительства портовых
терминалов по перевалке энергетических ресурсов;
разработка программы освоения нефтегазовых ресурсов Восточной
Сибири и Республики Саха (Якутия) и организации поставок углеводородов
на рынки Азиатско-Тихоокеанского региона;
разработка программы комплексного промышленного освоения
месторождений полуострова Ямал;
разработка программы развития систем магистральных нефтепроводов
и нефтепродуктопроводов в Российской Федерации;
разработка долгосрочной программы ресурсосбережения в отраслях
промышленности и мер экономического стимулирования ее реализации;
разработка программы реконструкции и развития Единой системы
газоснабжения с участием открытого акционерного общества "Газпром" и
независимых производителей газа;
разработка программы развития газоперерабатывающих и
газохимических производств, поддержки производства и распределения
сжиженного природного газа;
разработка мер по развитию отечественного производства продукции
энергетического и горного машиностроения;
поддержка инвестиционных проектов по строительству новых
электростанций на основе высокоэффективных и экологически чистых
технологий использования угля.
Предусматривается, что к моменту окончания первого этапа
реализации государственной энергетической политики (2009 - 2010 годов)
будет создана база для устойчивого поступательного развития
энергетического сектора, включающая:
формирование целостной и апробированной
нормативно-законодательной базы, создание энергетических рынков с
высоким уровнем конкуренции и справедливыми принципами организации
торговли;
завершение преобразований, выводящих смежные секторы экономики на
новый уровень энергоэффективности;
реализацию имеющегося экспортного потенциала нефтегазового
комплекса и достижение в основном стабильных позиций энергетических
компаний на внешних и внутренних топливно-энергетических рынках;
переход от "локомотивной" роли топливно-энергетического комплекса
в экономике страны к естественной функции эффективного и стабильного
поставщика топливно-энергетических ресурсов для нужд экономики и
населения.
На втором этапе реализации государственной энергетической
политики должна возникнуть качественно иная ситуация развития
энергетики, характеризующаяся стабильными и благоприятными условиями
для реализации коммерческих инициатив участников энергетического
рынка.
Предусматривается, что на этом этапе формирование качественно
нового топливно-энергетического комплекса страны будет
характеризоваться:
дальнейшим ростом открытости энергетических рынков в рамках
сформированной на предыдущем этапе рыночной (прежде всего
энерготранспортной) инфраструктуры;
ускоренной реализацией существующего задела в атомной и
гидроэнергетике, угольной отрасли, развитием нефтехимии и газохимии,
созданием необходимого задела для реализации крупных перспективных
проектов (в том числе по освоению нефтегазовых провинций в Восточной
Сибири и на Дальнем Востоке, на Ямале и на шельфах морей) с
соответствующим ростом объемов ежегодных инвестиций в ТЭК (не менее
чем в 1,5 раза по сравнению с предыдущим периодом);
увеличением вклада научно-технического и инновационного
потенциала в повышение эффективности энергетического сектора страны;
созданием базы для существенного увеличения в дальнейшем доли
возобновляемых источников энергии и перехода к энергетике будущего.
V. ПЕРСПЕКТИВЫ СПРОСА НА РОССИЙСКИЕ
ЭНЕРГОРЕСУРСЫ
1. Формирование спроса на топливо и энергию
на внутреннем рынке
Современная экономика России энергорасточительна. Энергоемкость
валового внутреннего продукта (при расчете его по паритету
покупательной способности валют) превышает среднемировой показатель в
2,3 раза, а по странам Европейского союза - в 3,1 раза. В последнее
двадцатилетие в развитых странах наблюдался энергоэффективный
экономический рост (на 1 процент прироста валового внутреннего
продукта приходилось в среднем лишь 0,4 процента прироста потребления
энергоносителей). В результате энергоемкость валового внутреннего
продукта в среднем по миру уменьшилась за этот период на 19 процентов,
а в развитых странах - на 21 - 27 процентов. В России же из-за
глубокого экономического кризиса энергоемкость валового внутреннего
продукта не снижалась, а увеличилась (в 1990 - 1998 годах - на 18
процентов). Лишь в последние годы по мере восстановления экономики она
начала снижаться на 2 - 3 процента ежегодно. Существующий потенциал
энергосбережения составляет 360 - 430 млн. т у.т., или 39 - 47
процентов текущего потребления энергии. Почти третья часть его
сосредоточена в топливно-энергетических отраслях (в том числе четверть
- в электроэнергетике и теплоснабжении), еще 35 - 37 процентов в
промышленности и 25 - 27 процентов в жилищно-коммунальном хозяйстве.
Примерно 20 процентов потенциала энергосбережения можно
реализовать при затратах до 20 долларов США за т у.т., то есть уже при
действующих в стране ценах на топливо. Наиболее дорогие мероприятия
(стоимостью свыше 50 долларов США за т у.т.) составляют около 15
процентов потенциала энергосбережения. Мероприятия стоимостью от 20 до
50 долларов США за т у.т., обеспечивающие оставшиеся две трети
потенциала энергосбережения, требуют значительных суммарных
инвестиций. Реализация всего потенциала энергосбережения займет до 15
лет.
Предусматривается, что перестройка структуры экономики и
технологические меры экономии энергии уменьшат энергоемкость валового
внутреннего продукта на 26 - 27 процентов к 2010 году и от 45 до 55
процентов к концу рассматриваемого периода. При этом до половины
прогнозируемого роста экономики сможет быть получено за счет ее
структурной перестройки без увеличения затрат энергии, еще 20
процентов даст технологическое энергосбережение и около трети прироста
валового внутреннего продукта потребует увеличения расхода энергии
(рис.5).
Сдерживание развития энергоемких отраслей и интенсификация
технологического энергосбережения позволят при росте экономики за
двадцать лет от 2,3 до 3,3 раза ограничиться ростом потребления
энергии в 1,25 - 1,4 раза и электроэнергии - в 1,35 - 1,5 раза
(рис.6).
В результате потребность в первичных энергоресурсах на внутреннем
рынке России составит к 2010 году 1020 - 1095 млн. т у.т., а к 2020
году - 1145 - 1270 млн. т у.т. (рис.7).
Основой внутреннего спроса на топливно-энергетические ресурсы при
всех вариантах останется природный газ. При этом его доля в расходной
части баланса первичных энергоресурсов снизится с 50 процентов в
настоящее время до 45 - 46 процентов в 2020 году.
На жидкое топливо (нефть и нефтепродукты) будет приходиться в
течение рассматриваемой перспективы 20 - 22 процента, а на твердое
топливо - 19 - 20 процентов. Достаточно стабильным будет внутренний
спрос и на нетопливные энергоресурсы (электроэнергию и тепло гидро- и
атомных электростанций и возобновляемых источников энергии).
В предстоящий период наиболее динамично будет расти потребление
моторного топлива - на 15 - 26 процентов к 2010 году и на 33 - 55
процентов к 2020 году. При этом в качестве моторного топлива в
предстоящий период будут также использоваться сжиженный и сжатый
природный газ. Прогнозируется также, что в мобильной энергетике к 2020
году начнется распространение электрических и водородных двигателей, а
также применение топливных элементов.
Несмотря на высокие темпы роста потребления электроэнергии,
электроемкость валового внутреннего продукта будет систематически
снижаться.
Прогнозируется умеренный рост спроса на централизованное тепло: к
2020 году он превысит уровень 2000 года только на 18 - 25 процентов.
Это связано со структурными сдвигами в экономике, реализацией
накопленного потенциала экономии тепла и с преимущественным развитием
индивидуальных его источников.
Территориальная структура энергопотребления в рассматриваемом
периоде не претерпит существенных изменений. Основными потребителями
первичных энергоресурсов останутся Приволжский и Центральный
федеральные округа (соответственно 22 и 20 процентов), а также
Сибирский и Уральский федеральные округа (18 и 17 процентов). Доля
Северо-Западного и Южного федеральных округов в суммарном внутреннем
энергопотреблении России составит 9 - 10 процентов каждого, а
Дальневосточного федерального округа - около 5 процентов.
2. Россия на мировых энергетических рынках
Россия является крупным поставщиком топливно-энергетических
ресурсов в зарубежные страны и основным - в страны Содружества
Независимых Государств. В течение ближайших лет экспорт энергоресурсов
останется ключевым фактором как для развития национальной экономики,
так и для экономического и политического положения России в мировом
сообществе.
Исходя из целей внешней энергетической политики, международная
деятельность России в сфере энергетики будет осуществляться по
следующим основным направлениям:
экспорт топливно-энергетических ресурсов;
разработка и освоение энергетических ресурсов на территориях
других государств;
закрепление присутствия на внутренних энергетических рынках
зарубежных государств, совладение сбытовой сетью энергоресурсов и
объектами энергетической инфраструктуры в этих странах;
привлечение зарубежных инвестиций в сферу энергетики России;
организация параллельной работы с сопредельными
электроэнергетическими объединениями;
транзит энергоресурсов;
международное научно-техническое и правовое сотрудничество.
Интеграция в мировое энергетическое
пространство
Интеграция России с мировой экономикой, перспективы вступления
страны во Всемирную торговую организацию, либерализация рынка газа в
Европе и перемены, происходящие на внешнем рынке, требуют пересмотра
тактики не только российских энергетических компаний, но и государства
в целом.
Ужесточение конкуренции на традиционных рынках сбыта продукции
российских энергетических компаний не повлечет за собой потерю рынков
только в случае повышения качества продукции, роста эффективности этих
компаний, оптимизации структуры производства, снижения издержек.
Приведение российских стандартов в соответствие с международными
стандартами позволит существенно улучшить качество российской
энергетической продукции, в первую очередь в нефтепереработке,
нефтехимии и газопереработке.
В рассматриваемой перспективе Россия по-прежнему останется
крупнейшим поставщиком энергоресурсов на мировой рынок (рис.8).
Согласно оценкам, при стабилизации цен нефти в диапазоне 18 - 20
долларов США за баррель российский экспорт топлива и электроэнергии
увеличится (относительно уровня 2002 года) на 23 - 25 процентов к 2010
году и 25 - 30 процентов к 2020 году, а при регулярном росте цен до 30
долларов США за баррель экономически эффективный рост экспорта всех
видов энергии из России будет соответственно 30 - 35 процентов и 45 -
50 процентов. Если же цены нефти в текущем десятилетии окажутся в
диапазоне 13 - 15 долларов США за баррель, то экспорт энергоресурсов
придется сократить на 10 - 15 процентов относительно достигнутого
уровня. На масштабах вывоза углеводородного сырья будет также
сказываться удельный вес его производства с привлечением зарубежного
капитала и на условиях соглашений о разделе продукции. В то же время
экспортная политика должна предусматривать возможные значительные
колебания цен на нефть, а также возможное снижение цен на газ в связи
с либерализацией газового рынка Европы.
В целях поддержания энергетической и экономической безопасности
необходимо стремиться диверсифицировать направления экспорта
энергоресурсов с развитием северного, восточного и южного направлений
экспортных потоков российских энергоносителей и последующим
увеличением их доли в географической структуре экспорта
энергоресурсов. Получит развитие конструктивный диалог в области
энергетики со странами Европы, остающимися на сегодняшний день
основными потребителями российских топливно-энергетических ресурсов.
Формы сотрудничества с европейскими партнерами будут включать
реализацию совместных инвестиционных проектов, в первую очередь
энерготранспортных, широкое вовлечение европейских инвесторов в
проекты развития нефтегазодобычи на территории России (в том числе
реализуемые на условиях соглашений о разделе продукции и концессий),
взаимодействие в сфере энергосбережения.
Во второй половине прогнозируемого периода возможен выход России
на мировой рынок сжиженного природного газа, а также начало экспорта
синтетического моторного топлива.
Россия заинтересована в долгосрочном и масштабном вовлечении в
свой топливно-энергетический баланс углеводородных ресурсов (особенно
природного газа) центрально-азиатских стран Содружества Независимых
Государств. Это не только позволит экономить ресурсы северных газовых
месторождений России для будущих поколений и избежать необходимости
форсированных капиталовложений в их разработку, но и даст возможность
уменьшить давление на рынки, которые представляют стратегический
интерес для самой России.
В интересах России участие национальных компаний в проектах по
расширению инфраструктуры транспорта энергоресурсов по территории
стран Содружества Независимых Государств. Основными направлениями
сотрудничества будут восстановление и дальнейшее развитие единой
электроэнергетической системы, укрепление минерально-сырьевой базы,
участие в разработке и эксплуатации месторождений нефти и газа и
строительстве электроэнергетических объектов в странах Содружества
Независимых Государств. К числу стратегических приоритетов относится и
решение комплекса проблем на Каспии, включая подготовку конвенции по
правовому статусу Каспийского моря.
В качестве одного из ключевых участников мирового энергетического
рынка Россия должна активно влиять на установление обоснованных и
прогнозируемых цен на энергоресурсы, справедливых и выгодных как для
стран-производителей, так и для потребителей энергоресурсов. В то же
время государственная политика должна предусматривать возможные
значительные колебания цен на энергоресурсы в связи с изменениями
ситуации на мировом рынке.
Государство поддержит участие российских компаний в экономически
эффективных зарубежных инвестиционных проектах. Принципиальным
условием реализации государственной энергетической политики в этой
сфере станет повышение эффективности и надежности энергообеспечения
отечественных потребителей.
Перспективные внешние рынки
Внешний спрос на топливно-энергетические ресурсы определяется
прежде всего темпами развития мировой экономики. По имеющимся оценкам,
темпы роста мировой экономики по регионам мира на ближайшие 10 лет
составят от 2,5 до 4 процентов. При этом среднегодовой спрос на
углеводородное сырье в мире будет также расти умеренными темпами - 2 -
4 процента в год, в Европе - 1,5 - 2,5 процента.
В зависимости от темпов и направлений развития мировой экономики,
конъюнктуры цен на нефть, перспектив реализации ряда международных
проектов (на шельфе Каспийского и Северного морей, в Мексиканском
заливе и других) и условий вовлечения в международный оборот запасов
нефти Ближнего Востока и Северной Африки экспорт российской нефти
может составить от 150 до 310 млн. т в год.
Ожидается, что экспорт российских нефтепродуктов в
рассматриваемой перспективе будет снижаться. Это связано как с низким
качеством одних нефтепродуктов (прежде всего автомобильного бензина и
дизельного топлива) и высокой стоимостью их доставки на внешние рынки,
так и со снижением экспортных ресурсов других (в первую очередь
прямогонного бензина) в результате опережающего спроса на них на
внутреннем рынке. К 2020 году экспорт нефтепродуктов может составить
от 30 до 50 млн. т против 75 млн. т в 2002 году.
Россия является крупнейшим в мире экспортером газа. В настоящее
время его основной рынок сбыта - Западная Европа. Вторым важным рынком
сбыта для России стала Центральная Европа, где российский газ занимает
доминирующее положение. Природный газ экспортируется в европейские
страны преимущественно в рамках долгосрочных контрактов (сроком до 25
лет) на условиях "бери или плати".
В то же время растущий спрос и емкость рынка газа в странах
тихоокеанского региона делают актуальным более активное освоение
газовой отраслью указанного рынка.
К 2020 году ожидается увеличение экспорта российского газа до 275
- 280 млрд. куб. м против 185 млрд. куб. м в 2002 году.
Фактический объем экспорта в дальнее зарубежье в перспективе
будет зависеть от размера текущего спроса на газ, уровня цен и степени
рисков, которые будут нести производители.
Энергетические рынки Содружества Независимых Государств и стран
Европы в перспективе останутся основными рынками сбыта продукции
российского ТЭК. Экономический рост в странах Европейского союза и
Содружества Независимых Государств должен сыграть положительную роль в
увеличении российского экспорта на эти рынки.
Ожидается, что спрос на российские энергоресурсы, прежде всего на
нефть и газ, в странах Содружества Независимых Государств также будет
расти, что связано, в частности с необходимостью загрузки
приобретенных российскими компаниями нефтеперерабатывающих заводов в
этих странах.
Рынок стран Западной и Центральной Европы останется для России
одним из крупнейших в предстоящие 20 - 25 лет. Необходимо продолжить
конструктивный диалог как с Европейским союзом, так и с другими
странами Европы, направленный на расширение рынка сбыта российских
энергоресурсов. Сотрудничество может включать в себя реализацию
совместных энергетических проектов, обмен опытом в области внедрения
передовых научно-технических разработок, совместные усилия в области
энергосбережения. При условии взаимодействия реформируемого
внутреннего рынка газа с проводимой либерализацией газового рынка
Европы и с учетом перспектив формирования единого энергетического
пространства российский экспорт нефти и газа в эту группу стран сможет
составить в 2020 году соответственно 150 - 160 млн. т и 160 - 165
млрд. куб. м.
В условиях интеграционных процессов в Европе, либерализации
электроэнергетического сектора и расширения зоны параллельной работы
энергосистем государств Европейского союза предусматривается
организация параллельной работы единой энергетической системы России с
энергосистемами европейских стран. Это должно обеспечить равноправный
доступ России на электроэнергетические рынки Европы, развитие торговых
отношений, реализацию масштабных системных эффектов, качественно новый
уровень сотрудничества и кооперации в электроэнергетике. При этом
ожидается рост спроса на российскую электроэнергию в Европе до 20 - 35
млрд. кВт`ч к 2010 году и до 30 - 75 млрд. кВт`ч к 2020 году.
Преодоление рецессии в экономике США и прогнозы ее долгосрочного
роста позволяют рассчитывать на расширение потребности в
энергетических ресурсах. США могут стать долгосрочным рынком сбыта
продукции российской нефтяной отрасли, а американский капитал -
источником инвестиций в развитие отрасли и экспортных направлений
транспортировки российской нефти. Кроме того, США в настоящее время
являются перспективным рынком сбыта энергетической продукции
российской атомной промышленности, а в будущем - и сжиженного
природного газа.
Основными партнерами в экономическом сотрудничестве с
АзиатскоТихоокеанским регионом и Южной Азией останутся Китай, Корея,
Япония, Индия - перспективные рынки сбыта газа, нефти, электроэнергии,
атомных технологий и продукции ядерно-топливного цикла. Доля стран
АзиатскоТихоокеанского региона в экспорте российской нефти возрастет с
3 процентов в настоящее время до 30 процентов в 2020 году, а
природного газа - до 15 процентов.
Рынки Ближнего Востока, Южной Америки и Африки представляют
интерес прежде всего как потенциальные потребители услуг российских
энергетических компаний, а также как импортеры энергетических
технологий и оборудования для ТЭК.
Твердые позиции России на мировых энергетических рынках позволят
не только обеспечить стабильный доход от экспорта продукции ТЭК, но и
существенно укрепить экономические и политические позиции страны в
мире.
VI. ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ
ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА
Оптимизация топливно-энергетического баланса страны определила
следующие задачи в области энергообеспечения национального хозяйства и
развития отраслей ТЭК:
увеличение производства первичных энергоресурсов с 1418 млн. т
у.т. в 2000 году (1515 млн. т у.т. в 2002 году) до 1700 - 1820 млн. т
у.т. в 2010 году и до 1810 - 2030 млн. т у.т. в 2020 году;
рост выработки электроэнергии с 878 млрд. кВт`ч в 2000 году (892
млрд. кВт`ч в 2002 году) до 1015 - 1070 млрд. кВт`ч в 2010 году и до
1215 - 1365 млрд. кВт`ч в 2020 году;
увеличение добычи нефти с 324 млн. т в 2000 году (379 млн. т в
2002 году) до 445 - 490 млн. т в 2010 году и до 450 - 520 млн. т в
2020 году;
рост производства моторных топлив с 83 млн. т в 2000 году (88
млн. т в 2002 году) до 100 - 110 млн. т в 2010 году и до 115 - 135
млн. т в 2020 году;
увеличение добычи газа с 584 млрд. куб. м в 2000 году (595 млрд.
куб. м в 2002 году) до 635 - 665 млрд. куб. м в 2010 году и до 680 -
730 млрд. куб. м в 2020 году;
рост добычи угля с 258 млн. т в 2000 году (253 млн. т в 2002
году) до 310 - 330 млн. т в 2010 году и до 375 - 430 млн. т в 2020
году;
увеличение отпуска централизованного тепла с 1452 млн. Гкал в
2000 году (1437 млн. Гкал в 2002 году) до 1570 - 1625 млн. Гкал в 2010
году и до 1720 - 1820 млн. Гкал в 2020 году.
1. Развитие сырьевой базы
топливно-энергетического комплекса
Россия обладает одним из крупнейших в мире минерально-сырьевым
потенциалом, являющимся основой гарантированного обеспечения
экономической и энергетической безопасности страны, удовлетворения
текущих и перспективных потребностей экономики России в углеводородном
сырье, угле и уране.
Структура и величина запасов ископаемых энергоносителей, их
качество, степень изученности и направления хозяйственного освоения
оказывают непосредственное влияние на экономический потенциал страны,
социальное развитие регионов.
Россия располагает значительными ресурсами углеводородов.
Прогнозные ресурсы нефти оцениваются в 44 млрд. т, газа - в 127 трлн.
куб. м.
Ресурсы нефти расположены в основном на суше (примерно 3/4),
ресурсы газа распределены примерно поровну между сушей и шельфом. На
долю двух федеральных округов - Уральского и Сибирского приходится
примерно 60 процентов ресурсов нефти и 40 процентов ресурсов газа. Из
остальных регионов выделяется Дальний Восток - около 6 процентов
прогнозных ресурсов нефти и 7 процентов газа.
Современное состояние минерально-сырьевой базы углеводородного
сырья характеризуется снижением разведанных запасов нефти и газа и
низкими темпами их воспроизводства. Объемы геологоразведочных работ не
обеспечивают воспроизводство минерально-сырьевой базы нефтяной и
газовой промышленности, что в перспективе, особенно в условиях
быстрого роста добычи нефти, может стать серьезной угрозой
энергетической и экономической безопасности страны.
Продолжает ухудшаться структура разведанных запасов нефти.
Происходит опережающая разработка наиболее рентабельных частей
месторождений и залежей. Вновь подготавливаемые запасы сосредоточены в
основном в средних и мелких месторождениях, являются в значительной
части трудноизвлекаемыми. В целом объем трудноизвлекаемых запасов
составляет более половины разведанных запасов страны.
Структура запасов газа в России более благоприятная, чем нефти,
однако также имеется тенденция увеличения доли сложных и
трудноизвлекаемых запасов. Проблемы их освоения связаны с сокращением
находящихся в промышленной разработке высокопродуктивных, залегающих
на небольших глубинах запасов, сложными природно-климатическими
условиями и удаленностью будущих крупных центров добычи газа от
сложившихся центров развития газовой промышленности (Восточная Сибирь,
Дальний Восток, полуостров Ямал, Баренцево и Карское моря),
перспективами появления в ближайшие годы значительных запасов
низконапорного газа, увеличением в составе разведанных запасов доли
жирных, конденсатных и гелийсодержащих газов, требующих для
эффективной разработки создания газоперерабатывающей инфраструктуры.
Запасы газа базовых разрабатываемых месторождений Западной Сибири
- основного газодобывающего региона страны (Медвежье, Уренгойское,
Ямбургское) - выработаны на 55 - 75 процентов и перешли либо перейдут
в ближайшие годы в стадию падающей добычи.
Государственным балансом учтены запасы 55 месторождений урана. В
соответствии со стоимостными категориями МАГАТЭ активные и балансовые
запасы этого вида топлива составляют 38 процентов, основная часть
запасов - забалансовые. Прогнозные ресурсы урана оцениваются в размере
около 1 млн. т.
Суммарное производство урана в 2020 году из сырья известных в
настоящее время месторождений может составить 6,5 - 7 тыс. т при
годовой потребности 10 - 12 тыс. т. Разница между годовой добычей
природного урана и его общим прогнозируемым расходом будет покрываться
за счет складских запасов урана и повторного использования топлива с
одновременным постепенным переходом на воспроизводство ядерного
топлива в быстрых реакторах.
Для надежного долгосрочного (после 2020 года) обеспечения
потребностей ядерно-топливного цикла необходимо увеличить производство
природного урана. Основными направлениями решения этой задачи
являются: развитие действующих горно-добывающих предприятий,
проведение значительного объема геологоразведочных работ, оценка
резервных урановых месторождений для ввода в эксплуатацию после 2010
года, закупка и производство урана в странах Содружества Независимых
Государств.
Российская Федерация располагает значительными балансовыми
запасами угля (более 200 млрд. т - 12 процентов мировых), реально
разведано - 105 млрд. т. Геологические ресурсы углей оцениваются в
4450 млрд. т (30 процентов мировых). Однако запасы углей распределены
крайне неравномерно: свыше 80 процентов всех запасов сосредоточено в
Сибири, а на долю европейской части России приходится лишь 10
процентов.
По типам углей в структуре разведанных запасов Российской
Федерации преобладают бурые - 51,2 процента, на долю каменных углей
приходится 45,4 процента, антрацитов - 3,4 процента. Запасы
коксующихся углей составляют 40 млрд. т, из них запасы особо ценных
марок углей - 20 млрд. т (в том числе промышленных категорий,
вовлеченных в разработку, - свыше 6 млрд. т), которые сосредоточены в
основном на глубоких горизонтах (более 300 м) и требуют
дополнительного геологического изучения и значительных капитальных
затрат для освоения. Средняя обеспеченность шахт запасами коксующихся
углей в настоящее время составляет не более 13 лет.
Основные запасы коксующихся и других каменных углей всех марок -
от длиннопламенных до антрацитов сосредоточены в одном из главных
угольных бассейнов России - Кузнецком. Разведанный сырьевой потенциал
Кузнецкого бассейна - 57,3 млрд. т. Крупнейшей сырьевой базой для
энергетики являются бурые угли Канско-Ачинского бассейна.
Программы и условия лицензирования недр в Российской Федерации на
период до 2020 года, исходя из намечаемых уровней добычи топлива,
должны обеспечивать расширенное воспроизводство минерально-сырьевой
базы: прирост запасов нефти в количестве 7,5 - 10 млрд. т и газа в
количестве 11,2 - 18,8 трлн. куб. м. При этом вероятные запасы и
ресурсы распределенного фонда недр в основных районах добычи нефти и
газа могут обеспечить воспроизводство минерально-сырьевой базы в
ближайшие 10 - 15 лет не более чем на 30 - 40 процентов, а остальные
запасы должны быть приращены за счет разведки и освоения новых
территорий и акваторий России. Для реализации программы расширенного
воспроизводства минерально-сырьевой базы необходима активная политика
в области лицензирования недр.
На весь период до 2020 года главными районами прироста
углеводородного сырья будут Западно-Сибирская, Лено-Тунгусская и
Тимано-Печорская нефтегазоносные провинции. Поиск, разведка и освоение
нефтяных и газовых месторождений на шельфе арктических,
дальневосточных и южных морей являются одним из наиболее перспективных
направлений развития сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности
России.
Начальные суммарные извлекаемые ресурсы углеводородов морской
периферии России составляют, по оценкам, около 100 млрд. т в пересчете
на нефть (из которых 16 млрд. т нефти и более 82 трлн. куб. м газа).
Основная часть этих ресурсов (около 66,5 процента) приходится на
шельфы северных (Баренцево и Карское) морей. Разведанность начальных
суммарных ресурсов углеводородов российского шельфа незначительна и в
большинстве районов не превышает 9 - 12 процентов (лишь ресурсы нефти
Балтийского моря разведаны почти на 14 процентов, а ресурсы газа на
шельфе Каспийского моря - почти на 20 процентов).
Учитывая географическое распределение прогнозных ресурсов нефти и
газа и достигнутый уровень геолого-геофизической изученности,
предполагается ускоренный рост подготовки запасов углеводородов в
среднесрочной перспективе в Баренцевом, Карском и Охотском морях, а
также в российском секторе Каспийского моря.
Поиски новых месторождений нефти и газа должны быть продолжены в
нефтегазоносных провинциях с падающей добычей нефти - Волго-Уральской
и Северо-Кавказской.
Основными направлениями научно-технического развития в данной
сфере являются:
разработка новых научно-технических и технологических методов
поиска и разведки нетрадиционных ресурсов нефти, освоение которых
позволит значительно расширить ресурсную базу нефтяной промышленности;
использование новых технологий, способствующих повышению
эффективности геологоразведочных работ, что позволит исключить
механическое наращивание объемов разведочного бурения;
широкое использование трехмерной сейсмики, создание технологии и
аппаратуры для радиогеопросвечивания с целью сканирования
межскважинного пространства, что позволит получить более достоверную
информацию о строении продуктивных пластов.
Предусматривается проведение в 2002 - 2010 годах
прогнознопоисковых работ на уран в европейских районах России, в
Западной и Восточной Сибири (в Ладожском, Восточно-Саянском и других
районах) с целью оценки урановых объектов с общим ресурсным
потенциалом порядка 200 тыс. т. На Дальнем Востоке предусматривается
оценка урановых объектов с ресурсным потенциалом порядка 130 - 150
тыс. т и подготовка около 30-50 тыс. т запасов.
Несмотря на большой объем разведанных запасов угля,
подготовленных к освоению, обеспеченность ими планируемой добычи в
ряде районов ограничена из-за неблагоприятных географических,
геологических и экономических факторов.
Наиболее обеспечены запасами угледобывающие предприятия в
Печорском, Горловском, Канско-Ачинском, Минусинском, Иркутском и
ЮжноЯкутском бассейнах.
Суммарные ассигнования, необходимые для развития сырьевой базы
ТЭК в рассматриваемом периоде, оцениваются в 40 - 50 млрд. долларов
США.
Важной задачей на ближайшие годы является совершенствование
законодательных основ и практики недропользования, порядка получения
лицензий на право геологического изучения недр, а также совмещенных
лицензий на право геологического изучения недр и разработки
месторождений в районах традиционной деятельности недропользователей с
целью привлечения инвестиций в геологоразведочное производство и
увеличения уровней прироста запасов нефти, свободного газа и
конденсата.
2. Нефтяной комплекс
Стратегическими целями развития нефтяного комплекса являются:
стабильное, бесперебойное и экономически эффективное
удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на нефть и продукты ее
переработки;
обеспечение стабильно высоких поступлений в доход
консолидированного бюджета;
обеспечение политических интересов России в мире;
формирование устойчивого платежеспособного спроса на продукцию
сопряженных отраслей российской экономики (обрабатывающей
промышленности, сферы услуг, транспорта и т.п.).
Для достижения этих целей предусматривается решение следующих
основных задач развития нефтяного комплекса:
рациональное использование разведанных запасов нефти, обеспечение
расширенного воспроизводства сырьевой базы нефтедобывающей
промышленности;
ресурсо- и энергосбережение, сокращение потерь на всех стадиях
технологического процесса при подготовке запасов, добыче, транспорте и
переработке нефти;
углубление переработки нефти, комплексное извлечение и
использование всех ценных попутных и растворенных в ней компонентов;
формирование и развитие новых крупных центров добычи нефти, в
первую очередь в восточных районах России и на шельфе арктических и
дальневосточных морей;
развитие транспортной инфраструктуры комплекса для повышения
эффективности экспорта нефти и нефтепродуктов, ее диверсификация по
направлениям, способам и маршрутам поставок на внутренние и внешние
рынки; своевременное формирование транспортных систем в новых
нефтедобывающих регионах;
расширение присутствия российских нефтяных компаний на зарубежных
рынках, их участие в производственных, транспортных и сбытовых активах
за рубежом.
Нефтедобывающая промышленность
Перспективные уровни добычи нефти в России определяются в
основном следующими факторами - спросом на жидкое топливо и уровнем
мировых цен на него, развитостью транспортной инфраструктуры,
налоговыми условиями и научно-техническими достижениями в разведке и
разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы.
Перспективные объемы добычи нефти в России будут существенно
различаться в зависимости от того или иного варианта
социальноэкономического развития страны. В условиях оптимистического и
благоприятного вариантов социально-экономического развития добыча
нефти в России может составить порядка 490 млн. т в 2010 году и
возрасти до 520 млн. т к 2020 году (рис.9).
При умеренном варианте социально-экономического развития страны
добыча нефти прогнозируется существенно ниже - до 450 млн. т в 2020
году. При критическом варианте рост добычи нефти может продолжаться
лишь в ближайшие 1 - 2 года, а затем ожидается падение добычи до 360
млн. т к 2010 году и до 315 млн. т к 2020 году.
Однако при любой динамике добычи нефти стратегическими задачами
развития отрасли остаются обеспечение необходимой структуры запасов (в
том числе территориальной), плавное и постепенное наращивание добычи
со стабилизацией ее уровня на долгосрочную перспективу.
Добыча нефти будет осуществляться и развиваться как в
традиционных нефтедобывающих районах - таких, как Западная Сибирь,
Поволжье, Северный Кавказ, так и в новых нефтегазовых провинциях: на
Европейском Севере (Тимано-Печорский район), в Восточной Сибири и на
Дальнем Востоке, на юге России (Северо-Каспийская провинция).
Главной нефтяной базой страны на весь рассматриваемый период
останется Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. Добыча нефти в
регионе будет расти до 2010 - 2015 годов при всех вариантах, кроме
критического, а затем несколько снизится и составит в 2020 году 290 -
315 млн. т. В рамках критического варианта разработка месторождений с
трудноизвлекаемыми запасами станет малорентабельной, что приведет к
значительному падению добычи в регионе.
В Волго-Уральской провинции и на Северном Кавказе добыча нефти
будет падать, что обусловлено исчерпанием сырьевой базы. В умеренном и
критическом вариантах снижение добычи в этом регионе будет более
интенсивным.
В целом в Европейской части России добыча нефти (включая шельфы)
может составить 90 - 100 млн. т к 2020 году (против 110 млн. т в 2002
году).
При благоприятном и умеренном вариантах развития экономики будут
сформированы новые центры нефтяной промышленности в Восточной Сибири и
Республике Саха (Якутия), на шельфе острова Сахалин, в Баренцевом
море, российском секторе Каспийского моря, увеличится добыча нефти в
Тимано-Печорской провинции.
При интенсивном проведении геологоразведочных работ сырьевая база
позволит, а программы социально-экономического развития Восточной
Сибири и Дальнего Востока и стратегические интересы России в
АзиатскоТихоокеанском регионе делают желательным доведение добычи
нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) к 2020 году до 80
млн. т (при умеренном варианте - 50 млн. т). В рамках критического
варианта добыча нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) не
превысит 3 млн. т.
На шельфе острова Сахалин добыча нефти к 2010 году достигнет 25 -
26 млн. т и до 2020 года будет находиться на этом уровне, при
критическом варианте она составит 16 млн. т.
Обеспечение намечаемых уровней добычи и повышение эффективности
нефтедобычи будут основываться на научно-техническом прогрессе в
отрасли, совершенствовании методов бурения, воздействия на пласт,
увеличении глубины извлечения запасов и внедрении других прогрессивных
технологий добычи нефти, которые позволят сделать экономически
оправданным использование трудноизвлекаемых запасов нефти.
Исходя из современного и прогнозируемого качества сырьевой базы
отрасли необходимы:
значительная интенсификация геологоразведочных работ, чтобы
обеспечить необходимый прирост добычи из не открытых пока
месторождений. Государственная программа лицензирования недр должна с
учетом вероятных рисков обеспечить достижение необходимых для
устойчивого развития отрасли уровней геологоразведочных работ и
объемов инвестиций в них;
повышение коэффициентов нефтеотдачи в целях более полного
извлечения углеводородов и увеличения уровней текущей добычи
разрабатываемых месторождений.
Инновационная программа отрасли должна обеспечить условия для
максимального использования достижений научно-технического прогресса в
отрасли.
Основными направлениями научно-технического прогресса в добыче
нефти являются:
создание и освоение технологий и оборудования, обеспечивающих
высокоэффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти и, в
первую очередь, для условий низкопроницаемых коллекторов, остаточных
запасов нефти обводненных зон, высоковязких нефтей, запасов нефти в
подгазовых зонах;
разработка и освоение технологических комплексов по бурению и
добыче на шельфе арктических, дальневосточных и южных морей;
совершенствование и освоение технологий сооружения и эксплуатации
нефтепромысловых объектов в сложных природно-климатических условиях;
совершенствование существующих и создание новых методов
воздействия на пласты и увеличения нефтеотдачи;
развитие технологий компьютерного проектирования и моделирования
процесса разработки нефтяных месторождений;
создание новых "многофакторных" технологий, основанных на
использовании физических, термодинамических, гидродинамических,
механических, физико-химических эффектов.
Долгосрочная государственная политика в сфере добычи нефти должна
быть направлена на создание стабильных условий, обеспечивающих
устойчивое развитие отрасли, и предусматривать:
совершенствование системы недропользования в целях повышения
заинтересованности недропользователя вкладывать собственные средства в
воспроизводство минерально-сырьевой базы;
ограничение минимального и максимального уровня добычи нефти на
каждом участке недр;
ужесточение требований и условий выдачи лицензий и обеспечение
действенного контроля за эффективной разработкой месторождений;
совершенствование системы налогообложения нефтяного комплекса
(введение в перспективе гибкой системы налогообложения,
ориентированной на рентный подход).
Достижение намечаемых уровней добычи нефти в стране и
соответствующего развития геологоразведочных работ и транспортной
инфраструктуры (включая строительство новых магистральных
нефтепроводов и экспортных морских терминалов на Востоке и Севере
России) требует роста инвестиций. Основным источником капитальных
вложений в течение всего рассматриваемого периода будут собственные
средства компаний. При освоении новых районов добычи предполагается
также привлечение кредитных средств на условиях проектного
финансирования. В перспективе до 25 - 30 процентов общего объема
инвестиций может составить заемный и акционерный капитал.
Нефтеперерабатывающая промышленность
Для обеспечения перспективного внутреннего спроса на
нефтепродукты и их экспорта предусматривается развитие
нефтеперерабатывающей отрасли, и прежде всего на основе повышения
эффективности использования нефтяного сырья. Приоритетом станет
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 обороны страны.
При всех вариантах развития, кроме критического, ожидается рост
объемов переработки нефти (рис.10). К 2010 году он может достигнуть
190 - 200 млн. т/год и к 2020 году - 190 - 215 млн. т/год с
одновременным увеличением глубины переработки до 75 процентов в 2010
году и до 80-85 процентов к 2020 году. Объем производства моторных
топлив (автомобильного бензина, дизельного топлива, авиакеросина)
может увеличиться до 100 - 110 млн. т в 2010 году и до 115 - 135 млн.
т в 2020 году. Выход светлых нефтепродуктов увеличится с 54 процентов
в 2002 году до 66 - 68 процентов в 2020 году. При критическом варианте
развития объем переработки нефти будет снижаться и может составить в
2020 году немногим более 170 млн. т.
Начиная с 2005 - 2006 годов по мере увеличения экспорта нефти и
консолидации российскими нефтяными компаниями активов ряда зарубежных
нефтеперерабатывающих заводов будет происходить снижение экспорта
нефтепродуктов, прежде всего "полупродуктов" (прямогонного мазута,
ряда марок дизельного и бункерного топлива).
Основное направление развития нефтепереработки - модернизация и
реконструкция действующих нефтеперерабатывающих заводов с опережающим
строительством мощностей по углублению переработки нефти, повышению
качества нефтепродуктов и производству катализаторов.
Реконструкция и модернизация НПЗ предусматривает опережающее
развитие технологических комплексов по углублению переработки нефти и
повышению качества продукции с использованием таких процессов, как
каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование остатков,
висбкрекинг, а также внедрение современных технологий по
каталитическому риформингу бензинов, гидроочистке дизельных топлив и
топлив для реактивных двигателей, изомеризации, алкилированию,
гидродепарафинизации и деароматизации, получению кислородосодержащих
высокоактивных добавок.
Необходимо ликвидировать отставание в производстве современных
моторных масел, для чего предусматривается развивать производство
высокоиндексных базовых масел и эффективных присадок к маслам
различного назначения.
В целях приближения производства нефтепродуктов к их потребителям
возможно строительство новых высокоэффективных нефтеперерабатывающих
заводов средней мощности в районах концентрированного потребления
нефтепродуктов, а в удаленных северных и восточных районах допустимо
развитие сертифицированных малых заводов с полным циклом переработки
нефти.
Целевой задачей отрасли является также обеспечение необходимым
сырьем нефтехимической промышленности, стоимость продукции которой на
порядок выше стоимости продукции собственно нефтепереработки. Рост
потребности химической и нефтехимической промышленности в
углеводородном сырье даже в условиях широкого внедрения
ресурсосберегающих технологий уже к 2010 году составит (против уровня
2002 года) 2 - 2,5 раза.
Значительное повышение качества нефтепродуктов и доведение его до
экологически обоснованных стандартов - одно из важнейших условий
выведения нефтеперерабатывающей отрасли на современный технический
уровень, достижение которого обеспечит потребности страны в
качественном моторном топливе, смазочных маслах, сырье для нефтехимии
и других нефтепродуктах. Требования к качеству производимых
нефтепродуктов должны быть закреплены законодательно.
Повышение требований к качеству нефтепродуктов и модернизация
предприятий нефтепереработки обеспечат улучшение экологической
обстановки, снижение удельных энергетических затрат при производстве
продукции. Так, только прекращение производства дизельного топлива с
содержанием серы выше 0,2 процента и рост потребления малосернистого
дизельного топлива в России (уже в 2005 году на 9 млн. т) снизят
суммарные выбросы в атмосферу оксидов серы от использования моторного
топлива более чем в два раза.
Приоритетными направлениями научно-технического прогресса в
нефтепереработке являются:
разработка и создание катализаторов для гидрогенизационных
процессов с высокой гидрообессеривающей активностью и гидрокрекирующей
способностью, высокоэффективных реагентов, адсорбентов и абсорбентов,
новых видов высокооктановых кислородсодержащих добавок к бензинам, а
также разработка технологий их производства;
повышение качества дизельного топлива и авиационного керосина на
основе глубокой гидроочистки и гидроароматизации;
получение малосернистого котельного топлива и малосернистого
сырья для деструктивной переработки;
разработка технологии и модульного оборудования для переработки
тяжелых нефтяных остатков за счет термического воздействия до 430оС
без водорода;
разработка технологии производства кокса игольчатой структуры и
гидрогенизационных технологий для производства базовых компонентов
масел, освоение процессов изокрекинга и изодепарафинизации.
Инновационная программа должна обеспечить условия для реализации
этих приоритетных направлений.
Достижение намечаемых параметров развития нефтеперерабатывающей
промышленности потребует соответствующего роста инвестиций, основными
источниками которых будут собственные средства нефтяных компаний.
Развитие транспортной инфраструктуры
нефтяного комплекса
Дальнейшее развитие транспортной инфраструктуры нефтяного
комплекса России обусловлено следующими основными факторами:
необходимостью иметь собственные нефтеналивные терминалы для
морских поставок нефти на экспорт;
целесообразностью формирования новых экспортных маршрутов
российской нефти и нефтепродуктов;
появлением новых центров добычи нефти на востоке страны
(Восточная Сибирь, Республика Саха (Якутия), шельф острова Сахалин);
снижением добычи нефти в европейской части страны, в первую
очередь в Волго-Уральском и Северо-Кавказском регионах;
появлением крупных центров добычи нефти в Каспийском регионе с
последующей транспортировкой нефти по российской системе магистральных
трубопроводов;
необходимостью иметь резерв нефтетранспортных мощностей для
обеспечения транзита нефти по российской системе трубопроводов;
необходимостью расширения наиболее эффективного
нефтепродуктопроводного транспорта.
Наиболее полно действие всех этих факторов проявится при
благоприятных вариантах развития экономики России и конъюнктуры
международных нефтяных рынков.
Предусматриваются следующие основные направления развития систем
транспортировки нефти:
Северо-Балтийское направление - строительство второй очереди
Балтийской трубопроводной системы с увеличением мощности направления
до 62 млн. т нефти в год и создание в условиях благоприятного и
оптимистического вариантов социально-экономического развития новой
трубопроводной системы для экспорта нефти с перевалочным комплексом на
Кольском полуострове (до 120 млн. т нефти в год);
Каспийско - Черноморско - Средиземноморское направление -
развитие маршрутов транзита нефти прикаспийских стран СНГ путем
увеличения пропускной способности трубопровода Атырау - Самара до 25 -
30 млн. т нефти в год и нефтеналивных морских терминалов в
Новороссийске и Туапсе до 59 млн. т нефти в год, а также достижение
проектной мощности нефтепровода Каспийского трубопроводного
консорциума (67 млн. т в год);
Центрально-Европейское направление - соединение трубопроводных
систем "Дружба" и "Адрия" с целью поэтапного (5 - 10 - 15 млн. т в
год) увеличения экспорта нефти из России и стран СНГ через
нефтеперевалочный терминал в порту Омишаль (Хорватия). Объединение
трубопроводных систем Центральной и Восточной Европы в "единую
систему";
Восточно-Сибирское направление - обеспечение формирования в
Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) новых центров добычи нефти
и выход России на энергетический рынок Азиатско-Тихоокеанского региона
определяет необходимость создания нефтепроводной системы Ангарск -
Находка (мощностью до 80 млн. т в год) с ответвлением на Китай (г.
Дацин);
Дальневосточное направление - создание оптимальной транспортной
инфраструктуры, отвечающей требованиям рационального пользования
недрами, в том числе в рамках проектов "Сахалин-1" и "Сахалин-2", с
учетом перспектив освоения нефтегазовых ресурсов в районе острова
Сахалин.
Реализация части этих направлений потребует сооружения новых и
развития действующих морских нефтеэкспортных терминалов.
Для оптимизации экспортных поставок нефтепродуктов с крупнейших
нефтеперерабатывающих заводов предусматривается строительство
нефтепродуктопроводов Сызрань - Саратов - Волгоград - Новороссийск,
Андреевка - Альметьевск, а также Кстово - Ярославль - Кириши -
Приморск и перевалочного комплекса в городе Приморске.
Решения по конкретным направлениям развития транспортировки нефти
и нефтепродуктов будут приниматься Правительством Российской Федерации
с учетом необходимости загрузки существующей транспортной
инфраструктуры.
В целях снижения зависимости страны от внешних рисков, а также
повышения возможности транспортировки нефти стран Содружества
Независимых Государств через территорию России целесообразно
осуществлять государственную поддержку проектов, направленных на
создание транспортной инфраструктуры в направлении российских морских
терминалов для экспорта энергоресурсов.
Приоритетными направлениями научно-технического развития в
области трубопроводного транспорта являются:
создание высоконадежных ресурсосберегающих экологически чистых
технологий, оборудования и приборов для обеспечения высокого качества
работ при строительстве, эксплуатации и реконструкции систем
трубопроводного транспорта;
разработка новых технических средств обнаружения, локализации и
ликвидации аварий на трубопроводном транспорте.
Возможным направлением совершенствования экономических отношений
в сфере транспортировки нефти по системе магистральных трубопроводов
является внедрение "банка качества нефти", позволяющего осуществлять
компенсацию компаниям потерь от смешения нефти из различных
месторождений при ее транспортировке.
Реализация проектов реконструкции и развития трубопроводных
систем для транспортировки нефти и нефтепродуктов обусловливает
существенный рост объемов инвестиций, источниками которых будут
собственные средства открытых акционерных обществ "АК "Транснефть" и
"АК "Транснефтепродукт" и средства инвесторов, с обеспечением путем
установления регулируемых цен (тарифов) экономически обоснованной
доходности инвестируемого капитала.
Предусматривается дальнейшее совершенствование государственного
регулирования деятельности организаций транспортных трубопроводных
систем страны (нефтяной и нефтепродуктовой) как субъектов естественных
монополий. Регулируемые государством тарифы на транспортировку нефти и
нефтепродуктов должны учитывать как фактор обеспечения
конкурентоспособности жидкого топлива, так и необходимость
формирования финансовых ресурсов, достаточных для реализации принятых
инвестиционных решений.
В целом нефтяной комплекс в настоящее время располагает
достаточными источниками инвестиций для реализации предусмотренных
настоящим документом направлений его развития.
3. Газовая промышленность
Стратегическими целями развития газовой промышленности являются:
стабильное, бесперебойное и экономически эффективное
удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на газ;
развитие единой системы газоснабжения и ее расширение на восток
России, усиление на этой основе интеграции регионов страны;
совершенствование организационной структуры газовой отрасли с
целью повышения экономических результатов ее деятельности и
формирования либерализованного рынка газа;
обеспечение стабильных поступлений в доходную часть
консолидированного бюджета и стимулирование спроса на продукцию
смежных отраслей (металлургии, машиностроения и других);
обеспечение политических интересов России в Европе и сопредельных
государствах, а также в Азиатско-Тихоокеанском регионе.
Для достижения этих целей предусматривается решение следующих
основных задач:
рациональное использование разведанных запасов газа, обеспечение
расширенного воспроизводства сырьевой базы отрасли;
ресурсо- и энергосбережение, сокращение потерь и снижение затрат
на всех стадиях технологического процесса при подготовке запасов,
добыче и транспорте газа;
комплексное извлечение и использование всех ценных компонентов
попутного и природного газа;
формирование и развитие новых крупных газодобывающих районов и
центров в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, на полуострове Ямал и
на шельфах арктических и дальневосточных морей;
развитие газоперерабатывающей и гелиевой промышленности;
развитие газотранспортной инфраструктуры для использования
возможности освоения новых газодобывающих районов и диверсификация
экспортных поставок газа.
Перспективные уровни добычи газа в России будут в основном
определяться теми же факторами, что и нефти, однако большее значение
будут иметь внутренние цены на газ.
Прогнозируемые объемы добычи газа в стране будут существенно
различаться в зависимости от того или иного варианта
социальноэкономического развития России. При оптимистическом и
благоприятном вариантах развития добыча газа в России может составить
примерно 645 - 665 млрд. куб. м в 2010 году и возрасти до 710 - 730
млрд. куб. м к 2020 году (рис.11). При умеренном варианте добыча газа
прогнозируется в объеме до 635 млрд. куб. м в 2010 году и до 680 млрд.
куб. м к 2020 году. При развитии событий по критическому варианту
добыча газа в стране начнет сокращаться уже в ближайшее время и
стабилизируется до 2010 года на уровне 555 - 560 млрд. куб. м в год. И
лишь во втором десятилетии начнется рост добычи газа с достижением к
2020 году уровня первой половины 90-х годов (610 млрд. куб. м).
Конкретные объемы добычи газа будут уточняться в зависимости от
экономического спроса на энергоресурсы, уровня регулируемых
государством цен на газ, объемов инвестиционных ресурсов, динамики
либерализации внутреннего рынка газа и темпов реформирования газовой
отрасли.
Необходимо отметить, что в рассматриваемой перспективе ожидается
существенный рост объемов добычи газа независимыми производителями с
73 млрд. куб. м (12 процентов) в настоящее время (2002 год) до 105 -
115 млрд. куб. м (17 процентов) в 2010 году и 140 - 150 млрд. куб. м
(20 процентов) в 2020 году. При этом добыча газа открытого
акционерного общества "Газпром" возрастет с 522 млрд. куб. м в 2002
году до 580 - 590 млрд. куб. м в 2020 году, или на 11 - 13 процентов.
Добыча газа будет осуществляться и развиваться как в традиционных
газодобывающих районах, основным из которых является Западная Сибирь,
так и в новых нефтегазовых провинциях в Восточной Сибири и на Дальнем
Востоке, на европейском севере (включая шельф арктических морей) и
полуострове Ямал.
К настоящему времени базовые месторождения Западной Сибири,
обеспечивающие основную часть текущей добычи, в значительной мере уже
выработаны (Медвежье на 75,6 процента, Уренгойское (сеноман) на 65,4
процента, Ямбургское (сеноман) на 54,1 процента). В 2002 году на
месторождениях с падающей добычей получено свыше 80 процентов газа в
России.
Основным газодобывающим районом страны на рассматриваемую
перспективу остается Ямало-Ненецкий автономный округ, где
сосредоточено 72 процента всех запасов России. Для поддержания добычи
на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, а также
принятия дополнительных мер по использованию остающегося на них
низконапорного газа потребуются новые технологические решения и
значительные дополнительные средства. В период до 2010 года
компенсация падения добычи газа будет обеспечиваться в основном за
счет освоения новых месторождений этого района и подготовленных к
освоению горизонтов и площадей разрабатываемых месторождений.
Стратегическим приоритетным регионом добычи газа на долгосрочную
перспективу станут полуостров Ямал, а также акватории северных морей
России. Освоение месторождений этого региона требует значительных
объемов инвестиций в связи с удаленностью от существующей системы
магистральных газопроводов, необходимостью решения ряда сложнейших
задач в области сооружения скважин и газопромысловых объектов в зоне
многолетне-мерзлых грунтов, прокладки газопроводов, внедрения новых
технологических решений и технологий, обеспечивающих сохранение
окружающей среды в объективно сложных условиях Заполярья.
При благоприятных внешних и внутренних условиях добыча газа в
Западной Сибири может составить 565 млрд. куб. м в 2010 году и 520 -
540 млрд. куб. м в 2020 году. При критическом варианте добыча газа на
Ямале откладывается на более поздние годы, а общая добыча в Западной
Сибири стабильно снижается в течение всего рассматриваемого периода.
Другим крупным районом газодобычи в 2010 - 2020 годах станет
Восточная Сибирь. Здесь, а также в районах Дальнего Востока добыча
газа будет развиваться на базе освоения Ковыктинского
газоконденсатного месторождения в Иркутской области, Чаяндинского
нефтегазоконденсатного месторождения в Республике Саха (Якутия),
месторождений углеводородов в Красноярском крае, а также шельфовых
месторождений на Сахалине. Развитие газовой промышленности в этом
регионе будет исходить из приоритетности поставок газа российским
потребителям, создания максимально благоприятных условий для
социально-экономического развития Восточной Сибири и Дальнего Востока,
координации и оптимизации перспективных проектов освоения
месторождений и транспортировки газа, повышения надежности
газоснабжения страны в целом посредством расширения единой системы
газоснабжения на Восток.
При благоприятных условиях ежегодная добыча газа в Восточной
Сибири и на Дальнем Востоке может увеличиться до 50 млрд. куб. м к
2010 году и до 110 млрд. куб. м к 2020 году. При умеренном и
критическом вариантах добыча газа будет составлять примерно 25 - 30
млрд. куб. м в 2010 году и 55 - 95 млрд. куб. м в 2020 году.
В европейской части России добыча газа прогнозируется в объеме 40
млрд. куб. м в 2010 году и 65 - 85 млрд. куб. м в 2020 году.
Наряду с освоением крупных месторождений целесообразно вовлекать
в разработку и так называемые "малые" месторождения газа, прежде всего
в европейской части страны. По оценкам, только в Уральском, Поволжском
и Северо-Западном регионах на этих месторождениях можно ежегодно
добывать до 8 - 10 млрд. куб. м газа.
Независимые производители будут развивать и наращивать добычу
газа в первую очередь на Яро-Яхинском, Юрхаровском, Таркосалинском
(Западная Сибирь), Хвалынском (Северный Каспий), Ковыктинском и
Чаяндинском (Восточная Сибирь и Дальний Восток) месторождениях.
Необходимость освоения новых сложных месторождений газа и
формирования соответствующей инфраструктуры при ухудшении
географических, геологических и природно-климатических условий добычи,
а также увеличение дальности транспорта будут негативно сказываться на
экономических показателях работы организаций по добыче и
транспортировке газа.
Из общего количества запасов разрабатываемых месторождений более
2,6 трлн. куб. м (в том числе 1,2 трлн. куб. м по ачимовским
отложениям) относятся к глубокозалегающим горизонтам. Кроме того,
только по базовым месторождениям Надым-Пур-Тузовского региона на
завершающей стадии разработки в продуктивных пластах останется до 15
процентов от суммарных запасов низконапорного газа, который должен
стать основным сырьем и энергоносителем этого региона (для
газопереработки, газохимии, местной и региональной энергетики). Из
10,3 трлн. куб. м неразрабатываемых запасов газа 1,7 трлн. куб. м
приходится на не введенные в разработку месторождения сеноманских
отложений, 5,8 трлн. куб. м сосредоточено на полуострове Ямал,
остальные запасы в основном рассредоточены по небольшим месторождениям
и глубокозалегающим горизонтам. Для вовлечения их в разработку
потребуется перевооружение отрасли с привлечением значительных
инвестиций.
Все это потребует резкого роста инвестиционных затрат и
увеличения эксплуатационных издержек при добыче и транспортировке
газа, что вызовет объективно необходимый рост цен на него.
Исходя из социальных и экономических критериев, приоритетными
направлениями использования природного газа являются
коммунальнобытовые потребности с соответствующим развитием
газификации, государственные нужды (оборона, резервы и другие),
обеспечение нетопливных нужд (производство минеральных удобрений,
сырья для газохимии) и поставки газа по долгосрочным контрактам на
экспорт.
Поддержка переориентации использования газа с топливных на
сырьевые цели обеспечит рост производства продукции с более высокой
добавленной стоимостью. Необходимы меры специальной поддержки
инвестиций как в развитие газоперерабатывающих (комплексное извлечение
всех добываемых углеводородных и неуглеводородных компонентов
природного и попутного нефтяного газа), так и газохимических
производств (включая производство минеральных удобрений). При освоении
гелийсодержащих месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока
потребуется развитие гелиевой промышленности и строительства ряда
крупных газоперерабатывающих заводов и подземных хранилищ гелиевого
концентрата в Иркутской области, Красноярском крае и Республике Саха
(Якутия).
Техническая модернизация и реконструкция действующих
газоперерабатывающих заводов будут направлены на повышение извлечения
ценных компонентов из газа, рост экономической эффективности и
экологической безопасности предприятий. В целом объем переработки газа
увеличится более чем в 2 раза. В результате углубления переработки
углеводородных ресурсов намечаются рост производства моторного
топлива, сжиженных газов и серы, получение полиэтилена и при
благоприятной конъюнктуре внешнего рынка - метанола. Также в 1,5 - 2
раза возрастет использование природного газа - метана на нетопливные
нужды.
Реализация указанных направлений использования газа потребует
формирования соответствующей нормативно-правовой базы.
Для подачи газа потребителям в Восточной Сибири и на Дальнем
Востоке и обеспечения его транзита потребуются существенное развитие в
регионе газотранспортных систем и их соединение с единой системой
газоснабжения.
Продолжится газификация регионов 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 развитие научно-технического
прогресса, и в частности использование прогрессивных технологий
бурения, добычи, переработки и потребления газа, совершенствование
газотранспортной системы, повышение энергоэффективности
транспортировки газа, систем аккумулирования его запасов, а также
технологий сжижения газа и его транспортировки.
Приоритетными направлениями научно-технического прогресса
являются:
разработка оборудования и современных технологических установок в
блочно-комплектном исполнении для объектов добычи, транспортировки и
переработки углеводородного сырья;
разработка конструкций высоконадежных скважин для освоения, в
первую очередь, сложнопостроенных месторождений полуострова Ямал и
Прикаспия;
разработка и внедрение техники и технологий капитального ремонта
эксплуатационных скважин без задавки продуктивного пласта;
создание и внедрение методов надежной ликвидации скважин с целью
снижения риска возникновения экологической нагрузки на недра и
окружающую среду;
использование технологии и техники обратной закачки газа или
других агентов в пласт при эксплуатации месторождений, а также переход
к низкотемпературным процессам;
создание и освоение техники и технологии для прокладки морских
газопроводов на мелководье и больших глубинах, необходимых для
освоения месторождений акватории Обско-Тазовской губы и полуострова
Ямал;
реализация технологии повышения эффективности создания и
эксплуатации подземных хранилищ газа;
внедрение техники и технологии сжижения природного газа и его
транспортировки, включая "пик шевинг" - установку для снятия пиковых
нагрузок;
разработка в ближайшие годы техники и технологии конверсии
природного газа в жидкофазные продукты (синтетическая нефть, бензин,
дизельное топливо и другие);
создание высоконадежных стойких к коррозии труб для магистральных
газопроводов на базе новых трубных сталей и полимерных материалов с
целью существенного продления межремонтного периода их эксплуатации.
Достижение намечаемых уровней добычи газа в стране и
соответствующего развития геолого-разведочных работ и транспортной
инфраструктуры (включая строительство новых магистральных
трубопроводов на востоке России) требует значительного роста
привлекаемых в отрасль инвестиций. При этом основным источником
капитальных вложений будут собственные средства компаний, а также
кредитные средства, в том числе на условиях проектного финансирования.
Расчеты показывают, что обеспечение необходимого роста инвестиций
требует повышения цен на газ до 40 - 41 доллара США за 1000 куб. м к
2006 году и (прогнозно) до 59 - 64 долларов США за 1000 куб. м в 2010
году (без НДС, оплаты транспортировки газа по газораспределительным
сетям и снабженческо-сбытовых услуг).
Предусматриваемая сценарными условиями социально-экономического
развития страны динамика роста цен на газ в период до 2006 года
несколько отстает от указанных ориентиров. При отсутствии компенсации
складывающегося дефицита инвестиций в последующий период возрастет
риск недостаточного развития отрасли, что может потребовать увеличения
импорта газа из центрально-азиатских государств или ограничения его
экспорта.
С целью надежного удовлетворения потребностей экономики страны в
газе, повышения эффективности функционирования и развития газовой
промышленности необходимо осуществление долгосрочной государственной
политики, предусматривающей:
совершенствование недропользования и налогообложения в целях
создания условий и стимулов для наращивания добычи и разработки новых
газовых месторождений, в том числе малых и средних, эксплуатации
месторождений на поздних стадиях разработки и с трудноизвлекаемыми
запасами газа;
обеспечение благоприятного режима развития газовой отрасли за
счет создания условий для реализации производственного и
инвестиционного потенциала всех субъектов газового рынка, в том числе
независимых производителей газа;
получение максимальной выгоды от экспорта газа и сокращение
возможных потерь экспортной выручки от перехода к спотовой торговле
газом в Европе путем сохранения единого канала экспорта природного
газа и заключения долгосрочных контрактов;
государственную поддержку взаимовыгодных долгосрочных контрактов
на импорт природного газа, позволяющих обеспечить экономию собственных
ресурсов и повысить надежность обеспечения углеводородным сырьем
российских потребителей, потребителей стран - участников Содружества
Независимых Государств и стран дальнего зарубежья;
совершенствование форм организации и участия государства в
управлении газовой отраслью, максимальную регламентацию мер
государственного регулирования и повышение их эффективности;
формирование и развитие рынка газа на основе создания равных
условий для всех производителей и потребителей газа.
Реформирование внутреннего рынка газа будет осуществляться в
соответствии с законодательством Российской Федерации и носить
плавный, поступательный характер. При этом предусматривается:
поэтапное повышение цен на газ на внутреннем рынке, переход к
реализации газа по рыночным ценам для обеспечения самофинансирования
субъектов рынка, объективной оценки потребительских свойств газа;
переход от регулирования оптовой цены на газ к установлению
единого для всех производителей газа тарифа за его транспортировку;
предоставление потребителям газа адаптационного периода для
приспособления к меняющимся условиям функционирования рынка газа;
защита социально чувствительных категорий потребителей от резких
колебаний цен на газ;
развитие инфраструктуры внутреннего рынка для перехода на
реализацию газа по рыночным ценам;
создание условий для развития независимых производителей газа;
создание условий для формирования недискриминационного доступа к
системе магистральных газопроводов всех участников рынка;
в среднесрочной перспективе сохранение единой системы
газоснабжения в качестве единого инфраструктурного технологического
комплекса, ее развитие за счет сооружения и подключения к ней новых
объектов любых форм собственности (в том числе на основе долевого
участия);
создание условий для формирования конкуренции в тех сегментах
газового рынка, где это возможно и экономически целесообразно (сбыт,
добыча и хранение газа в подземных хранилищах), что обеспечит в
перспективе снижение издержек, повышение эффективности и качества
услуг, оказываемых субъектами рынка.
Результатом государственной политики в области развития газовой
отрасли должно стать максимально эффективное, надежное и
сбалансированное обеспечение потребностей страны в газе на основе
развития предпринимательства, либерализации рынка газа при планомерном
снижении государственного регулирования вне естественно-монопольной
сферы деятельности.
4. Угольная промышленность
Стратегическими целями развития угольной промышленности в
рассматриваемой перспективе являются:
надежное обеспечение экономики и населения страны
высококачественным твердым топливом и продуктами его переработки;
обеспечение конкурентоспособности в условиях насыщенности рынка
альтернативными энергоресурсами;
устойчивое и безопасное развитие угольной отрасли на основе
современного научно-технического потенциала и технологий, отвечающих
экологическим нормам.
Для достижения этих целей предусматривается:
создание правовых и экономических условий для обеспечения
потребностей России в твердом топливе на основе эффективного
использования потенциала отрасли;
развитие базовых угледобывающих районов и месторождений Сибири,
Дальнего Востока и европейской части России, расширение разработки
месторождений с благоприятными горно-геологическими условиями;
повышение качества угольной продукции на основе увеличения
глубины обогащения коксующихся углей, внедрения новых технологий
обогащения и глубокой переработки энергетических углей;
развитие транспортной инфраструктуры и наращивание перевозочных
мощностей железнодорожного транспорта для поставок сибирской угольной
продукции на тепловые электростанции Урала и центра, строительство
портов и терминалов для экспорта угля.
Перспективные уровни добычи угля в России будут прежде всего
определяться спросом на него на внутреннем рынке страны, обусловленным
уровнем технологической и ценовой конкурентоспособности угля по
|