CC BY
50
УДК 338.2
Ешеев Виктор Владимирович
аспирант кафедры экономики и государственного регулирования рыночного хозяйства
Российской академии государственной службы
при Президенте РФ
ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС РОССИИ В УСЛОВИЯХ ПЕРЕХОДА К ИННОВАЦИОННОЙ ЭКОНОМИКЕ
Esheev Viktor Vladimirovich
post-graduate student of the chair of economics and government regulation of market economy, Russian Academy of Civil Service v.esheev @ gmail.com
FUEL AND ENERGY COMPLEX OF RUSSIA IN CONDITIONS OF TRANSITION TO INNOVATION ECONOMY
Аннотация:
Огромный природный топливно-энергетический потенциал России является базой ее экономического развития. В статье показано, что для повышения эффективности развития топливноэнергетического комплекса необходимы новые технологии, усиления инновационного обновления и привлечения инвестиций.
Ключевые слова:
топливно-энергетический комплекс, инновации, инновационная экономика, экономический рынок.
The summary:
Huge natural fuel and energy potential of Russia is the basis of its economic development. The article shows that to improve the efficiency of the fuel and energy complex it is need new technologies, strengthening innovation updates and attracting investments.
Keywords:
fuel and energy complex, innovations, innovation economy, economic market.
В последние годы Россия занимает лидирующие позиции по объему добычи сырой нефти и обеспечивает 12 % мировой торговли нефтью. Россия занимает первое место в мире по запасам природного газа (23 % мировых запасов) и по объемам его ежегодной добычи, обеспечивая 25 % мировой торговли этим энергоносителем, доминируя как на европейском газовом рынке, так и на рынке стран Содружества Независимых Государств. Россия также играет важную роль в обеспечении поставок центральноазиатского газа в Европу и страны Содружества Независимых Государств.
С учетом итогов работы нефтяной отрасли за первое полугодие 2010 г. объем добычи нефти за год ожидается на уровне 501 млн. тонн или 101,4 % к 2009 г. (по данным Министерства экономического развития Российской Федерации) [1].
В условиях опережающего роста темпов нефтепереработки по сравнению с темпами добычи нефти экспорт нефти в 2010 г. оценивается на уровне 2009 г. Однако по итогам первого полугодия в 2010 г. ожидается изменение структуры экспорта нефти. Так, доля экспорта нефти в дальнее зарубежье повысится на 4 п. пункта и составит 220,2 млн. тонн (104,4 % к 2009 г.). Снижение экспорта в страны ближнего зарубежья в 2010 г. на 25 % к 2009 г. (до 27,4 млн. тонн) вызвано снижением поставок нефти на белорусские нефтеперерабатывающие заводы.
Главной особенностью и задачей нефтеперерабатывающей промышленности является увеличение глубины нефтепереработки с 70 % в настоящее время до 85 %. Это позволило при росте объема нефтепереработки на 20 % увеличить производство моторных топлив в 1,7 раза.
Объем добычи газа в 2010 г. с учетом работы газовой отрасли за первое полугодие оценивается на уровне 653,3 млрд. куб. метров (111,6 % к 2009 г.).
Увеличение добычи газа связано с постепенным восстановлением спроса на внешнем и внутреннем рынках в результате снижения влияния кризисных явлений в европейских странах и в отечественном промышленном производстве. Однако возвращение на докризисный уровень спроса на газ пока не произошло.
Рост внутреннего спроса объясняется увеличением потребления газа, особенно в I квартале 2010 г. (на 13 млрд. куб. м), в том числе на 12-14 % населением и коммунально-бытовыми предприятиями из-за холодной зимы, а также предприятиями электроэнергетики (более 9 %), металлургической (более 10 %), цементной (в 1,5 раза) и нефтехимической (26 %) отраслей промышленности.
С учетом итогов первого полугодия внутренний спрос на природный газ в 2010 г. оценивается в объеме 456,7 млрд. куб. метров (105,4 %) [2]
Экспорт природного газа в 2010 г. ожидается в объеме 185,2 млрд. куб. м (110 %), в том числе в дальнее зарубежье - 116 млрд. куб. м (96,3 %) и страны СНГ - 69,2 млрд. куб. м (1,4 раза). Текущее состояние европейского газового рынка характеризуется снижением спроса на газ в результате финансово-экономического кризиса и последовавшей глобальной рецессии. Рост экспорта в страны СНГ объясняется замещением поставок туркменского газа в Украину поставками российского газа в объеме 33-36 млрд. куб. м в год.
В странах СНГ и Балтии стратегическими приоритетами для России являются сохранение доминирующей позиции российского газа и корректировка действующих соглашений с целью перехода на контрактные условия и ценовые механизмы, аналогичные действующим в европейских странах.
На развитие российского экспорта газа в 2010 г. оказывает влияние ряд негативных факторов: резкое падение спроса на газ на рынках США из-за быстрого роста собственной добычи нетрадиционного сланцевого газа, переориентации сжиженного газа Ближнего Востока и Африки с рынка США на рынки Европы (по оценкам экспертов, на мировом рынке наблюдается рост предложения СПГ на 16-20 %, в том числе из-за снижения спроса США на импортируемый газ на 23 %); низкие спотовые цены на газ на европейском рынке; периодические трудности с транзитом газа через территорию Белоруссии и Украины; проблемы, связанные с платежеспособностью стран СНГ.
В газовой промышленности экономические изменения, связанные с перспективным состоянием сырьевой базы отрасли и ее основных фондов, проявляют себя еще более остро, чем в нефтяном секторе. Базовые месторождения газа в Западной Сибири значительно выработаны (Медвежье - на 78 %, Уренгойское - на 67 %, Ямбургское - на 46 %) и вступили в фазу падающей добычи. Открытые новые месторождения (Ямальское и Заполярное в Западной Сибири, на шельфах Охотского и Баренцева морей, Ковыктинское в Восточной Сибири и др.) в несколько раз более дорогие, чем эксплуатирующиеся, а на них к 2020 г. должно добываться более 80 % газа в стране. К тому же состояние действующих основных фондов отрасли, износ которых превысил 60 %, требует крупных инвестиций для их обновления, поддержания и модернизации. В то же время жесткое и экономически необоснованное искусственное сдерживание регулируемых государством цен на газ не позволяет сформировать инвестиционные источники, обеспечивающие даже простое воспроизводство основных фондов.
В 2010 г. объем добычи угля с учетом итогов работы угольной промышленности за 6 месяцев текущего года оценивается в 320 млн. тонн (106,2 % к уровню 2009 г.), в том числе 64 млн. тонн углей для коксования при сохранении тенденций роста спроса на них. Поставки угля для внутреннего потребления составят 224,3 млн. тонн (109,7 % к уровню 2009 г.).
В 2010 г. темпы роста объемов инвестиций в обновление производства в ценах 2007 г. составят 107,2 %.
Основными ограничениями развития отрасли являются:
- высокая зависимость экспорта угля от тарифов на железнодорожные перевозки (доля транспортных затрат в конечной цене угля у потребителя составляет более 30 %);
- высокая капиталоемкость развития новых месторождений.
Особенности развития мировых энергетических рынков связаны с процессами их предстоящей реструктуризации, возрастанием удельного веса развивающихся стран, обострением конкуренции. При этом в последнее время существенно увеличилась степень неопределенности и рисков в развитии мировых рынков, в том числе в связи с резкой и непредсказуемой динамикой цен на нефть, негативными последствиями мирового финансового кризиса, угрозами дефицита поставок энергоресурсов в посткризисный период, неоднозначными перспективами заключения международных соглашений по вопросам экологической политики и изменения климата. С другой стороны, все большее понимание и поддержку в мире находят усилия по повышению долгосрочной устойчивости энергетических рынков, глобальной энергетической безопасности, обеспечение которой должно осуществляться без ущерба чьим бы то ни было национальным интересам.
Таблица 1 - Основные прогнозные показатели Энергетической стратегии России на период до 2020 г. (по данным оптимистического варианта Энергетической стратегии России на период до 2020 г.) [2]
Показатели 2008 г. Отношение фактических показателей к прогнозным показателям Стратегии 2020 (%%)
Прогнозные показатели ЭС России на период до 2020 г. Фактические показатели
Рост валового внутреннего продукта (в %% к 2000 г.) 148,4 165,1 111,2
Рост объема промышленной продукции (в %% к 2000 г.) 141 146,7 104
Среднегодовая мировая цена нефти («ига18») (долларов США за баррель) 24 94,6 394,1
Среднегодовая контрактная цена газа (долларов США за тыс. куб. м) 120 353,7 294,8
Рост добычи и производства первичных топливноэнергетических ресурсов (в %% к 2000 г.) 123,2 126,4 102,6
Объем добычи и производства первичных топливноэнергетических ресурсов (млн. тонн усл. топлива) 1747 1797,8 102,9
Объем добычи нефти (млн. тонн) 476 487,6 102,4
Объем добычи газа (млрд. куб. м) 638 663,6 104
Объем добычи угля (млн. тонн) 300 326,1 108,7
Объем производства электроэнергии (млрд. кВтч) 1009 1037,2 102,8
Объем потребления первичных топливноэнергетических ресурсов (млн. тонн условного топлива) 1043 990,9 94,9
Рост потребления первичных энергоресурсов (в %% к 2000 г.) 115,4 110,2 95,5
Объем потребления жидкого топлива (млн. тонн усл. топлива) 218 187,3 85,9
Объем потребления газа (млн. тонн усл. топлива) 516 525,7 101,9
Объем потребления твердого топлива (млн. тонн усл. топлива) 195 175 89,7
Объем потребления электроэнергии (млрд. кВтч) 980 1019,6 104
Рост экспорта топливно-энергети-ческих ресурсов (в %% к 2000 г.) 146,9 150,2 102,2
Объем экспорта топливно-энергети-ческих ресурсов - всего (млн. тонн усл. топлива) 805 882,7 109,6
в том числе:
нефть и нефтепродукты (млн. тонн) 332 360 108,4
газ (млрд. куб. м) 250 247,5 99
уголь (млн. тонн) 32 97,5 304,7
Удельная энергоемкость внутреннего валового продукта (в %% к 2000 г.) 78 66,7 85,5
Удельная электроемкость внутреннего валового продукта (в %% к 2000 г.) 76,4 71,5 93,6
Указанные факторы с учетом проводимой Россией внешней энергетической политики будут определять ее положение на мировых энергетических рынках в перспективе. В целом приведенное в табл. 1 соотношение свидетельствует об устойчивости и высокой инерционности производственных параметров развития топливно-энергетического комплекса по отношению к внешним условиям, а также о достаточной обоснованности прогнозов развития энергетического сектора страны, предусмотренных Энергетической стратегией России.
Однако в долгосрочной перспективе ТЭК может не выдержать своей роли «донора» российской экономики, длительная ориентация страны лишь на моносырьевую экспортную специализацию в современных условиях становится экономически несостоятельной и экологически неприемлемой.
Инновационный подход требует использования глобальных конкурентных преимуществ России в сфере энергетики и включает:
- достижение стабильности в снабжении энергоресурсами крупнейших мировых потребителей в рамках реализации стратегических международных проектов (в том числе с участием иностранных субъектов);
- развитие крупных узлов международной энергетической инфраструктуры на территории России на основе применения новых технологий [3];
- разработка и реализация государством мер по стимулированию инвестиционной деятельности в нефтяной промышленности, включая и нефтеперерабатывающую, в том числе расширение действия системы соглашений по разделу продукции (СРП), особенно в сфере рискованного предпринимательства.
Ссылки:
1. Министерство экономического развития Россий- 1.
ской Федерации. 1^:
http://www.economy.gov.ru/minec/main
2. Оптимистический вариант Энергетической страте- 2.
гии России на период до 2020 года. 1^: http://www.wood-pellets.com/cgi-bin/cms/index.cgi?ext=content&lang=1&pid=1361
3. Любвина В.С. Теоретические основы необходимо- 3.
сти перехода топливно-энергетического комплекса России на инновационный путь // Научный вестник Московского государственного горного университета. 2011. № 1. С. 48-52.
References (transliterated):
Ministerstvo ekonomicheskogo razvitiya
Rossiyskoy Federatsii. URL:
http://www.economy.gov.ru/minec/main Optimisticheskiy variant Energeticheskoy strategii Rossii na period do 2020 goda. URL:
http://www.wood-pellets.com/cgi-bin/cms/index.cgi?ext=content&lang=1&pid=1361 Lyubvina V.S. Teoreticheskie osnovy neobhodimosti perehoda toplivno-energeticheskogo kompleksa Ros-sii na innovatsionniy put' // Nauchniy vestnik Mos-kovskogo gosudarstvennogo gornogo universiteta. 2011. No. 1. P. 48-52.
