CC BY
55
ББК 65.290-2
Ю. В. Тараскина
О ФАКТОРАХ РОСТА ЭФФЕКТИВНОСТИ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА В РОССИИ И АСТРАХАНСКОМ РЕГИОНЕ
Россия обладает 16 % всех минеральных ресурсов Земли, в том числе 32 % газа (1-е место в мире), 13 % нефти, 12 % угля (а с учетом прогнозных ресурсов - 28 %). Стоимость только разведанных, осваиваемых и оцененных российских запасов основных видов полезных ископаемых, по оценкам ООН, превышает 35 трлн долл. [1]. Опора главным образом на сырьевые экспортные доходы делает текущее благосостояние россиян неустойчивым, зависимым от мировой конъюнктуры. С начала 90-х гг. XX в. в мировой научной литературе получил распространение термин «ресурсное проклятие», означающий, что страны, богатые природными ресурсами, где ставка делается только на их добычу, а остальные отрасли отстают в росте, в целом развиваются хуже стран, не имеющих природных богатств. Ярким примером является Япония, у которой к природным богатствам можно отнести лишь леса и извилистое побережье. Однако есть примеры и эффективного развития национальных экономик, опирающихся на нефтяные доходы: Дубай, Объединенные Арабские Эмираты.
Для России опасной тенденцией может стать так называемая «голландская» болезнь, когда значительные доходы от экспорта нефти и рост курса национальной валюты ведут к уменьшению инвестиций в другие отрасли и снижают в целом конкурентоспособность экономики, когда товарам несырьевых отраслей все труднее конкурировать с импортными. В 2006 г. на углеводороды приходилось почти две трети всего российского экспорта. По оценкам академика Д. С. Львова, доля внешних факторов экономического роста в приросте внутреннего валового продукта (ВВП) в перспективе еще более возрастет, и российская экономика будет базироваться на фундаменте, прочность которого зависит от многих факторов. Хотя, как убеждены аналитики нефтегазового рынка, обвал мировых цен на нефть и газ России не грозит, но в отдаленной перспективе уже следует учитывать высокие темпы роста потребления энергии, получаемой из альтернативных источников, и возможность технологических прорывов в этой области. Необходимость возрастания роли внутренних факторов в качестве основных источников экономического роста российской экономики подтверждается многими исследователями [2]. Эти проблемы актуализируют вопрос о поиске инструментов, способных превратить природную ренту в деловую активность отечественных предприятий топливно-энергетического комплекса (ТЭК) по более эффективному использованию всех ресурсов, включая человеческие.
В настоящее время спектр мнений по оценке состояния ТЭК, его роли в экономике России достаточно широк и противоречив. С одной стороны, отмечается, что ТЭК мешает развитию высокотехнологических отраслей, обусловливает чрезмерную зависимость экономики России от ценовой конъюнктуры на мировых рынках энергетического сырья, не обеспечивает справедливый раздел природной ренты, деформирует структуру энергоресурсов в свою пользу. С другой стороны, ТЭК - локомотив экономики. При этом структура энергетики России, обладающей 13 % мировых ресурсов нефти и 32 % мировых ресурсов газа, сопоставляется со структурой энергетики развитых государств, не обладающих таким ресурсным потенциалом и вынужденных диверсифицировать импорт и по видам топливных ресурсов, и по объемам, и по поставщикам.
Несмотря на достижения мировой фундаментальной науки в создании новых источников энергии, все мировые энергетические агентства признают, что в первой половине XXI в. основными энергоносителями в мире останутся нефть и газ. Доля последнего в мировом топливноэнергетическом балансе возрастет до 28 %.
Поддерживая все усилия Правительства Российской Федерации по развитию конкурентоспособной, как на российском, так и внешнем рынках, высокотехнологичной продукции российского происхождения (представленной в настоящее время, к сожалению, практически только на рынке вооружений), необходимо констатировать, что позиции ТЭК, ресурсный углеводородный потенциал России уникальны, способны обеспечить как растущие внутренние потребности и активную позицию страны на мировых рынках сырья, так и экономическую основу для проводимых в стране реформ. В связи с этим для структур исполнительной и законодательной вла-
сти Российской Федерации чрезвычайно важна объективная оценка состояния ТЭК, существующих проблем и перспектив его развития с учетом всех внутренних и внешних факторов. Только на этой основе может создаваться эффективно работающее нормативно-правовое обеспечение ТЭК, позволяющее получить максимальные текущие и перспективные выгоды от его функционирования, стимулировать развитие нефтегазодобывающих, перерабатывающих и нефтегазохимических производств, обеспечить полное и рациональное использование разведанных запасов углеводородов.
Проблема исчерпаемости углеводородного сырья достаточно осознана в мире. С ней связаны: основная часть современных конфликтов; нарастающая конкуренция среди наиболее экономически мощных государств в стремлении усиливать свое влияние в тех странах, в недрах которых сосредоточен основной ресурсный углеводородный потенциал; ускорение процессов глобализации минерально-сырьевых баз, внешнее позиционирование России как поставщика сырых углеводородов. Отсюда закономерна интенсификация темпов отборов нефти из российских месторождений даже в ущерб полноте их отработки. В этой ситуации проблемы полноты использования разведанных запасов нефти, конденсата и газа, безусловно являющихся национальным достоянием России, их воспроизводства должны рассматриваться законодателями и Правительством Российской Федерации как ключевые. К сожалению, действующее законодательство не обеспечивает решение этих проблем. Темпы изъятия запасов из недр превышают темпы разведки новых запасов. Разведанные запасы страны по нефти уменьшились и к 2002 г. составили 84,5 % запасов 1991 г.
С 1994 по 1999 г. темпы отбора природного газа в 1,5-2,5 раза превышали темпы прироста его запасов, и только в 2000-2002 гг. динамика стала противоположной, что позволило выйти на объем запасов по России, отвечающий уровню 1991 г. В 2003 г. темпы отбора природного газа вновь превысили темпы прироста разведанных запасов. Кроме того, выработанность запасов относительно дешевого и технологически простого («сухого») природного газа превысила 50 %. Резерв для новых открытий месторождений такого газа на суше практически исчерпан. Уникальные по запасам, системообразующие для газовой отрасли месторождения перешли в режим падающей добычи. Выработанность освоенных месторождений по нефти составляет 60-83 %. Действующий Закон РФ «О недрах» и сопряженное с ним законодательство, регулирующее отношения в недропользовании, не содержат достаточных стимулов и механизмов для решения проблемы простого восстановления (воспроизводства) изъятых запасов. Следовательно, степень разведанности ресурсного потенциала, способная обеспечить воспроизводство запасов и устойчивую конкурентоспособность России, очевидно, недостаточна (35-38 против 60 % в мире) и требует законодательного обеспечения притока инвестиций в геологоразведку, прежде всего в условиях максимальных геологических рисков. К сожалению, на практике объемы финансирования геологоразведочных работ (ГРР) уменьшаются не только недостаточны, но и ежегодно падают.
К ускоренному истощению минерально-сырьевой базы углеводородов имеют отношение не только добывающие компании, в массовом порядке нарушающие технологические схемы и режимы разработки (сокращение фонда эксплутационных скважин, низкие коэффициенты нефтеотдачи), хотя только увеличение коэффициента нефтеотдачи с 0,24 до 0,4 будет соответствовать производству дополнительных 70-80 млн т нефти. Прямое отношение к этому имеют глубина и сложность переработки нефти-сырца. Глубина переработки нефти в России составляет сегодня около 69 % (за рубежом - 85-90 %). Коэффициент сложности переработки на российских нефтеразрабатывающих заводах составил в среднем 2,85 (против 6,5-9,5 на Западе). Следствие этого - большая доля топочного мазута в валовом объеме конечных продуктов, низкое качество моторных топлив, не отвечающих мировым стандартам. По мнению специалистов, увеличение глубины переработки на 10 % будет соответствовать росту добычи нефти на 20 млн т в год.
Вот уже второе десятилетие объемы утилизированного попутного нефтяного газа застыли на отметке 70-74 %. Ежегодные потери природного газа по этой причине превышают 8 млрд м3. Доля первичных энергоресурсов в переводе на единицу ВВП в 3-5 раз превышает аналогичные показатели развитых государств. Например, при нынешнем состоянии использования газа в энергетике в стране не хватит никаких средств на геологоразведку уникального углеводородного потенциала российских недр.
Россия располагает значительными запасами газового конденсата (3,8 млрд т), являющегося ценнейшим химическим сырьем. Вместе с тем его использование в химической промыш-
ленности крайне незначительно, а объем добычи в 2003 г. составил всего 0,4 % запасов. Возможные объемы добычи этого сырья - не менее 45-55 млн т в год, однако мощности по его стабилизации и транспорту практически отсутствуют. Состояние магистральных газопроводов создает дополнительный дефицит мощностей по транспорту газа.
В настоящее время еще не отработаны правовые механизмы создания новых мощностей и реконструкции действующей Единой системы газоснабжения с участием капитала частных газодобывающих компаний. Они отсутствуют также и для более активного покрытия дефицитов в нефтепроводах и нефтепродуктопроводах, их развития за счет средств частных нефтедобывающих компаний при одновременном соблюдении условия закрепления вновь создаваемых трубопроводных магистралей в собственности государства.
Кроме того, Россия не участвует в деятельности быстро развивающегося рынка сжиженного природного газа - нет ни заводов по сжижению, ни танкерного флота. Интенсивное освоение основных нефтегазоносных провинций привело к их значительному истощению. Учитывая, что это, как правило, инфраструктурно- и социально обустроенные территории, необходимо создавать правовые механизмы, обеспечивающие максимально длительное использование их остаточного ресурсного потенциала. В связи с этим, на наш взгляд, не могут не вызывать беспокойства рассуждения о том, что мы можем взять «лучшую» часть ресурсов, а с «худшей» (следовательно, потенциально неконкурентоспособной) справятся наши дети и «новые» технологии. Конкуренция на рынках сырья в перспективе будет только нарастать. Законодатели и правительство должны весьма ответственно подойти к совершенствованию законодательной базы на основе комплексной оценки ситуации в ТЭК и безусловного обеспечения государственной политики в сфере использования минерального сырья и недропользования, включая обеспечение социальной безопасности населения, проживающего на ресурсосодержащих территориях. Недопустимо, когда после выработки месторождений остаются нарушенные земли, загрязненные реки, обманутые люди.
Безусловно, отдельные вопросы и проблемы могут быть урегулированы на техническом уровне. Например, можно увязать квоту на экспорт нефти и нефтепродуктов с глубиной переработки, воспроизводством запасов, среднегодовыми показателями по фонду эксплутационных скважин. Можно в качестве определяющих показателей доступа недропользователей к аукционам на право добычи углеводородного сырья зафиксировать уровень налоговых платежей и объемы средств, выделенных на геологоразведку с целью компенсации запасов, изъятых в ходе эксплуатации.
Аналогичным образом можно решить ряд проблем по доступу к газотранспортным магистралям, усовершенствовав и оптимизировав регламент обеспечения доступа производителей (поставщиков) газа, включая и поставки на экспорт, через систему единого экспортера, не разрушая Единую систему газоснабжения в качестве единого централизованного управляемого имущественного производственного комплекса. Определенными нормативными директивами можно и необходимо усилить эффективность работы соответствующих федеральных органов по продвижению национальных, прежде всего государственных, компаний на зарубежные рынки и минерально-сырьевые базы. Такие проблемы, как установление четких разграничений полномочий между Российской Федерацией и субъектами Федерации в сфере недро- и природопользования, сохранение государственной собственности на недра, эффективное налогообложение, переход национальной экономики на ресурсосберегающие технологии, стимулирование ГРР за счет внебюджетных источников, порядок предоставления и прекращения прав пользования недрами - составляют предмет законодательного регулирования. Следует подчеркнуть, что простых решений здесь нет, и сложившаяся практика распределения регулирующих и правоустанавливающих функций между различными федеральными министерствами и ведомствами никогда не была и не будет эффективной, если наряду с совершенствованием административной системы управления последовательно не развивать и законодательно не закреплять механизмы, опирающиеся на гражданско-правовые методы регулирования. Один лишь пример - состязательность при предоставлении прав пользования недрами. Внешне все выглядит вроде бы правильно: максимальный разовый платеж, почти прозрачная процедура (если нет сговора), минимизация ответственности федеральных структур за эффективное использование государственной собственности. А фактически имеем, если оценивать последствия, один механизм для продолжения монопольного раздела недр России, угрозу утраты национального режима недропользования (как это было с Федеральным законом «О соглашениях о разделе продукции»), доступ
к недрам богатого, но недобросовестного недропользователя, полное искоренение мелких и средних нефтегазодобывающих компаний (что в настоящее время и происходит). И дело не в уровне добросовестности тех или иных недропользователей (хотя и это тоже имеет место), а в том, что действующая нормативно-правовая база позволяет недропользователям смещать баланс интересов государства, общества и недропользователей в свою пользу.
Нефтегазовая промышленность в Астраханской области представлена очень широко. В регионе ведется добыча всех видов углеводородного сырья, есть газоперерабатывающий комплекс, по территории области проходит нефтепровод Каспийского трубопроводного консорциума, на который в настоящее время ориентированы многие перспективные месторождения Прикаспия. Основным богатством Астраханской области является ее ресурсно-сырьевой потенциал, поэтому, естественно, ТЭК в экономике региона принадлежит ведущее место. По состоянию на 1 января 2004 г. извлекаемые запасы области составили 2 779,305 млрд м3 газа и 427,933 млн т нефти и конденсата. Они сосредоточены в 7-ми разведанных месторождениях, 3 из которых (Астраханское, Промысловское и Бешкульское) в настоящее время и разрабатываются.
За последние 5 лет в целом по региону добыча углеводородов увеличилась в 1,5 раза (главным образом за счет конденсата). Общий объем вложенных инвестиций вырос более чем в 2 раза. В денежном выражении по итогам 2005 г. на долю ведущих предприятий ТЭК пришлось около 60 % от общего объема производства промышленной продукции в области, компании-недропользователи освоили 3 335,97 млн руб., включая работы на шельфе Каспия, что почти на 40 % больше уровня 2002 г. В бюджет области за счет разработки месторождений полезных ископаемых поступают значительные средства, и потребность в минеральном сырье будет постоянно расти. Именно поэтому развитие ресурсной базы является для региона наиболее насущной задачей. Перспективные направления известны. Это освоение углеводородных ресурсов российской части шельфа Каспия, а также глубокозалегающих (6 500-7 500 м) нефтегазоносных пластов на суше. Необходимо также продолжать работы по совершенствованию промышленной переработки углеводородного сырья.
Комплексное развитие нефтегазовой промышленности должно обеспечить стабильное функционирование всех отраслей экономики области, увеличить экспортные поставки с получением при этом максимальной прибыли как для государства, так и для Астраханского региона. Главным проектом является освоение Астраханского газоконденсатного месторождения и переработка добываемого на нем сырья, что выдвинуло регион на одно из ведущих мест в России по производству нефтепродуктов, природного газа и серы. По запасам данное месторождение относится к категории уникальных и является крупнейшим в Европе. В настоящее время ООО «Газпром добыча Астрахань» (дочернее предприятие ОАО «Газпром») разрабатывает левобережную часть месторождения, промышленные запасы которой составляют 2,5 трлн м3 газа и 400 млн т конденсата. В 2006 г. здесь добыто 11,4 млрд м3 газа и 3,97 млн т конденсата. Ожидается, что в 2008 г. ««Газпром добыча Астрахань» выйдет на уровень добычи в 12 млрд м3 газа в год и такой же объем сохранится вплоть до 2019 г. Добыча конденсата в 2008 г. достигнет 4,2 млн т и тоже стабилизируется. При таких объемах добычи обеспеченность предприятия запасами составляет сотни лет.
Добытое сырье ООО ««Газпром добыча Астрахань» перерабатывает на собственном газоперерабатывающем заводе (ГПЗ), где производится широкая гамма товарной продукции, включая моторные топлива. Вместе с тем определенные объемы стабильного конденсата и широкой фракции углеводородов из г. Астрахани в настоящее время отправляются на переработку на другие заводы, доля высокооктановых бензинов составляет менее 5 % от общего объема их выработки, а качество дизельного топлива не дотягивает до стандартов передовых зарубежных стран. Сложившаяся ситуация может негативно отразиться на спросе на продукцию Астраханского ГПЗ, несмотря на огромные потенциальные ресурсные возможности.
В этой связи ООО «Газпром добыча Астрахань» была начата реализация проекта «Расширение производства № 3, 6 по переработке газового конденсата на Астраханском газоперерабатывающем заводе». Стоимость проекта составляла около 5 млрд руб. Его задачей было повышение комплексности и рациональности использования всего объема добываемого предприятием конденсата за счет углубления его переработки непосредственно на Астраханском ГПЗ. Проект расширения производства № 3, 6 предусматривал реконструкцию существующих установок и строительство ряда новых. Его завершение состоялось в 2006 г., после чего качество топлива
Астраханского ГПЗ стало соответствовать современным и перспективным международным стандартам, а доля высокооктановых бензинов выросла до 50-70 %. При этом роста объемов первичной переработки не предусматривается, и, что очень важно, не будет и роста негативного воздействия ГПЗ на окружающую среду.
Эффективное использование ресурсов углеводородного сырья возможно и за счет углубления переработки газа с производством газохимической продукции, а именно полиэтилена. Имеющийся в астраханском сырье этан позволяет организовать собственное производство полиэтилена объемом до 300 тыс. т в год. Следует учесть, что производство полиэтилена из этана экономически более выгодно, чем из нефтехимического сырья. Одной из главных задач создания комплекса по производству полиэтилена является обеспечение полиэтиленом завода по переработке пластмасс, строительство которого уже ведется в Астраханской области.
Кроме того, на Астраханском месторождении есть возможность разработки подземных вод с целью производства йода: сырьевая база месторождения полностью обеспечит потребности России в йоде на несколько десятков лет. Наряду с производством йода из гидроминерального сырья данного месторождения возможна добыча калия, пищевой кальцинированной соды, магния, брома и ряда других ценных продуктов.
На перспективу ООО «Газпром добыча Астрахань» разработана программа геологоразведочных работ на 2002-2008 гг., являющаяся составной частью комплексной программы дальнейшего развития сырьевой базы углеводородного сырья Астраханской области до 2010 г. В настоящее время на территории области разрабатывается единственное нефтяное месторождение - Бешкульское. Добычу здесь ведет территориальное производственное пердприятие «Ас-траханьморнефтегаз», дочернее предприятие ЗАО «ЛУКОЙЛ». На начало 2008 г. запасы этого месторождения составляли всего 188 тыс. т. При среднегодовой добыче в 22-25 тыс. т его хватит максимум на 8-9 лет. В 2007 г. здесь добыто около 60 тыс. т нефти, план 2008 г. - 50 тыс. т. Вопрос о критическом состоянии нефтяной отрасли Астраханской области лет пять назад был поставлен перед руководством ЗАО «ЛУКОЙЛ», с которым у администрации области подписано долгосрочное соглашение по развитию геологоразведочных работ и наращиванию сырьевых ресурсов. ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», представляющее интересы ЗАО «ЛУКОЙЛ» в Астраханской области, ставит в настоящее время своей задачей поиск месторождений нефти и газа в юрско-меловых отложениях в пределах Промысловско-Полдневского и Ватажного (южного) участков, расположенных в пойме р. Волги. Поисково-разведочные работы на палеозойском комплексе были свернуты из-за их низкой геологической перспективности и экономической нецелесообразности. На территории области могут быть введены в эксплуатацию в ближайшее время месторождения со следующей структурой запасов: правобережная часть Астраханского газоконденсатного месторождения, где сосредоточены утвержденные запасы около 220 млрд м3 газа и 20 млн т конденсата; пойменный участок, где запасы башкирской залежи оцениваются в 1,5-2 трлн м3 газа и 250-300 млн т конденсата. Эти участки осваиваются ОАО «Астраханская нефтегазовая компания», ЗАО «Приморьенефтегаз» и ЗАО «Астраханьнефтепром».
Лицензия на геологическое изучение и добычу нефти и газа в пределах СевероАстраханского участка сроком до 31.12.2024 г. принадлежит ЗАО «АстраН». Это совместное предприятие, созданное астраханской нефтегазовой компанией «Астраханьнефтепром» и итальянской Еш. Следует подчеркнуть также, что в мае 2002 г. Северо-Астраханский участок специальным федеральным законом был включен в перечень участков недр, право пользования которыми может быть представлено на условиях соглашения о разделе продукции (СРП).
В 2003 г. велось бурение скважины № 1 Северо-Астраханская. В августе на отметке 6 829 м бурение, ввиду аномально высоких пластовых давлений (130 МПа), пришлось остановить, и скважина была законсервирована сроком на 1 год. К моменту расконсервации должно было быть подобрано оборудование и разработаны новые мероприятия по испытанию скважины. Между тем скважина вскрыла девонский комплекс, но признаков нефти обнаружено не было. Предложения российской стороны свелись к необходимости дальнейшего углубления скважины (на 300 м), а также к проведению испытаний самых перспективных интервалов. В Еш, в свою очередь, уверены в нецелесообразности продолжения работ на скважине. Иностранные участники подчеркивают также, что их опасения по поводу перспектив проекта в целом связаны не столько с текущими результатами ГРР, сколько с такими вопросами, как транспортировка и реализация газа, перевод месторождения на СРП. В настоящее время между участниками ЗАО «АстраН» проводятся консультации. Не исключено, что Еш в итоге выйдет из проекта.
Силами ЗАО «ЛУКОЙЛ», имеющего лицензии на поиск, разведку и разработку месторождений нефти и газа в акватории российского сектора Каспийского моря, в настоящее время разведано 7 нефтегазовых месторождений, извлекаемые запасы которых в настоящее время составляют 102,477 млрд м3 газа и 18,361 млн т нефти и конденсата.
В настоящее время ГРР продолжаются. ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» работает на блоках Северный, Центрально-Каспийский, Восточно-Ракушечный. «Каспийская нефтяная компания» с 2000 г. ведет разведку на Северо-Каспийской площади. В разведку на Каспии ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» планирует вложить 84,9 млн руб., Каспийская нефтяная компания - 631,163 млн руб. Освоение месторождений российского сектора Каспия планируется начать в 2008 г. Одним из первых будет введено в эксплуатацию месторождение им. Ю. Корчагина с годовым объемом добычи 0,8 млн т. В последующие 10 лет будут введены в эксплуатацию остальные месторождения, объемы суммарной годовой добычи которых составят: с 2008 по 2013 г. -по 5 млн т в год; с 2014 по 2016 г. - до 10 млн т.
Как известно, по территории Астраханской области проходит единственный в России магистральный нефтепровод, контролируемый частным капиталом, - нефтепровод Каспийского трубопроводного консорциума (КТК). Активы КТК на территории Астраханской области включают в себя магистральный нефтепровод протяженностью 220 км и нефтеперекачивающую станцию «Астраханская». Кроме того, в процессе наращивания пропускной способности нефтепровода на территории области планируется строительство еще двух нефтеперекачивающих станций. Общая сумма благотворительной помощи региону от КТК составила около 100 млн руб. Только по налогам объем платежей «КТК-Р» в региональный бюджет в 2007 г. составил 14,9 млн руб.
В настоящее время в связи с интенсификацией разработок углеводородных месторождений Каспия как никогда остро встают проблемы экологической безопасности. В Астраханской области уже отработана и успешно применяется при разведочных работах, которые ведутся компанией «ЛУКОЙЛ», технология так называемого «нулевого сброса», когда с буровых установок в море не сбрасывается ничего. Все отходы (и промышленные, и бытовые) вывозятся с бурильных и нефтяных платформ в г. Астрахань и сдаются для переработки на специально построенное природоохранное предприятие ЗАО «Юг-Танкер». Подобная работа как нельзя лучше подтверждает тезис о мирном сосуществовании нефти и рыбы.
Анализ факторов, влияющих на эффективность работы ТЭК в Астраханской области, позволяет утверждать, что в ближайшем будущем именно совместными усилиями ключевых стейкхолдеров ТЭК: местных органов государственной власти, акционеров и менеджмента региональных предприятий станет в первую очередь определяться эффективность деятельности промышленных предприятий региона.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Рундквист Д. В. Природные национальные богатства России и их использование // Вестн. Отделения
геологии, геофизики, геохимии и горных наук РАН. - 2000. - № 1 [электронный журнал;
ЬИр://№ж^ scgis.ru].
2. Акмаева Р. И. Формирование и развитие методов и инструментов эффективного менеджмента на российских промышленных предприятиях. - Астрахань: Изд-во АГТУ, 2006. - С. 251-252.
Статья поступила в редакцию 8.04.2008
ABOUT FACTORS OF EFFICIENCY GROWTH OF FUEL AND ENERGY COMPLEX IN RUSSIA AND THE ASTRAKHAN REGION
Yu. V. Taraskina
The objective estimation of the present condition of fuel and energy complex, existing problems and prospects of its development taking into consideration all internal and external factors is extremely important for structures of executive and legislature of the Russian Federation. Nowadays legal mechanisms of the creation of new capacities and reconstruction of the operating uniform gas-supply system with participation of the capital of private gas companies are not fulfilled yet. The basic riches of the Astrakhan region is its raw potential, therefore, fuel and energy complex in the economy of the region has a leading place. According to the statistics (1, January, 2004), extractive stocks of the region were
2, 779, 305 billion м3 of gas and 427,933 million tons of oil and condensate. They are concentrated in 7 explored deposits, 3 from which (Astrakhan, Promys-lovskoe and Beshkulskoe) are developed today. Complex development of oil-and-gas industry should provide stable functioning of all branches of the economy of the region, and increase export deliveries with maximal profit earning both for the state and the Astrakhan region.
Key words: fuel and energy complex, deposit, raw material potential, gas-and-oil producing industry.
