Энергетическая стратегия РФ

http://www..ru/

Введение 2

Глава 1. Энергетическая стратегия РФ до 2020 г. и основные направления ТЭК 5

1.1 Общая характеристика ТЭК РФ 5

1.2 Значение энергетической стратегии 2020 для экономики РФ 18

1.3 Инструменты государственного регулирования ТЭК при реализации энергетической стратегии РФ 27

2. Приоритеты энергетической стратегии 2020 в области нефтегазового сектора РФ 31

2.1 Место и роль нефтегазового сектора в экономике РФ 31

2.2 Проблемы и перспективы развития нефтегазового сектора в среднесрочной и долгосрочной перспективе 41

3. Анализ состояния направления развития крупнейшей нефтяной компании ОАО «Лукойл» в контексте реализации «Энергетической стратегии 2020» 55

Заключение 70

Список литературы 75

Введение

Актуальность темы исследования. Нефтегазовые ресурсы являются национальным богатством страны. Они невоспроизводимы, и при их эксплуатации в недрах остается более 60% неизвлеченных запасов. Промышленные размеры запасов, составляющие активы нефтегазовых компаний, заранее не могут быть определены и зависят от технологических возможностей отрасли и экономической конъюнктуры.

Основная проблема будущего — это не наличие запасов, а возможность их мобилизации. Решение этих проблем возможно ценой совместных усилий всех участников нефтяного бизнеса — нефтяных компаний, независимых исследовательских центров, а также государственных ведомств.

Потребности в энергетических ресурсах постоянно растут, и в будущем намечается даже их некоторый дефицит, так как запасы углеводородов ограничены, а именно они являются сегодня основными энергоносителями. Доступ к дешёвой и чистой энергии — это ключевой момент развития экономики любой страны.

В ближайшие десятилетия энергетика останется важнейшей основой развития мировой экономики, несмотря на серьезные изменения в структуре производства и потребления энергоресурсов и на резкое повышение энергоэффективности. Внимание ученых и политиков Приковано к вопросам не только поддержания экономического роста, обеспечения благосостояния и борьбы с бедностью, но и ограниченности ресурсов, особенно энергии, наконец, сохранения климата. В Декларации Тысячелетия в 2000 г. было заявлено о необходимости уменьшить как бедность вообще, так и энергетическую бедность в частности. На Конференции ООН по проблемам изменения климата (Копенгаген, декабрь 2009 г.) политика, направленная на сокращение выбросов парниковых газов и изменение характера развития мировой экономики и особенно энергетики, должна получить широкую поддержку. Но это задача долговременная и очень сложная, для ее решения требуются огромные ресурсы.

Мировая экономика (как и российская) стоит перед более трудным выбором путей дальнейшего развития, чем тот, который формулируют политики на языке конкретных целей. Сдвиги в научно-техническом прогрессе и увеличение производства возобновляемых источников энергии не могут происходить быстро без масштабных затрат капитала, серьезного изменения образа жизни массового среднего класса развитых и растущего среднего класса развивающихся стран.

Роль России в глобальном экономическом и энергетическом пространстве возрастает. Укрепляются её конкурентные позиции как одного из ведущих игроков на мировом энергетическом рынке. ТЭК становится серьезным ресурсом внешнеполитической и внешнеэкомической деятельности государства, которым необходимо умело пользоваться.

В основу Энергетической стратегии России на период до 2020 г. (ЭС-2020) положены инновационные приоритеты. С этой целью необходимо создать условия для ускоренного технологического обновления российского ТЭК, внедрения передовых научно-технических разработок во всех сегментах энергетической отрасли.

В настоящее время в нефтяной промышленности выполняется комплексная программа работ по увеличению продуктивности пластов, рассчитанная на длительную перспективу, что в конечном итоге повышает экономическую эффективность всего производства. Необходимость осуществления этой программы диктуется тем, что, несмотря на увеличение конечной нефтеотдачи пластов, достигнутой благодаря широкому внедрению различных методов, в недрах разрабатываемых месторождений остается более половины запасов нефти.

Объект исследования — российский ТЭК и его развитие в условиях Энергетической стратегии-2020

Предметом исследования являются новые экономические процессы и тенденции, происходящие в энергетике в контексте Энергетической стратегии-2020.

Целью исследования является разработка методов и вариантов действий по развитию ТЭК России и связанные с ними экономические отношения и пути обеспечения его лидерства на мировом энергетическом рынке в условиях реализации Энергетической стратегии-2020.

Поставленной цели отвечают следующие задачи работы:

Анализ современного состояния ТЭК РФ Характеристика энергетической стратегии 2020 для экономики РФ Анализ инструментов государственного регулирования ТЭК при реализации энергетической стратегии РФ

Определение приоритетных направлений Энергетической стратегии 2020 в области нефтегазового сектора РФ Обзор проблем и перспектив развития нефтегазового сектора в среднесрочной и долгосрочной перспективе Анализ состояния направления развития крупнейшей нефтегазодобывающей компании ОАО «Лукойл» в контексте реализации Энергетической стратегии 2020

Глава 1. Энергетическая стратегия РФ до 2020 г. и основные направления ТЭК

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

Вместе с тем в отраслях ТЭК и особенно в электроэнергетике и газовой промышленности сохраняются механизмы и условия хозяйствования не адекватные принципам рыночной экономики, действует ряд факторов негативно влияющих на функционирование и развитие ТЭК ГлуховаМ.Н., Школлер P.A., Отраслевой срез: энергетика// Российские проявления глобального кризиса глазами бизнеса: статистика, мнения, ожидания. Доклад. — М.: ООО «Полезная полиграфия», 2009. — С.15.

В настоящее время Россия инвестирует около 4−5% ВВП в свою энергетику (не считая вложений отечественных энергетических компаний за рубежом). При норме накопления 17% ВВП (2000;2006 гг. и с 2009 г.) на капиталовложения во все другие отрасли оставалось (даже на пике подъема в 2007;2008 гг. — 21−22%) порядка 13−17% ВВП. При этом в период подъема 2000;х годов Россия экспортировала по 10% ВВП сбережений ежегодно. Отметим, что большинство стран на этапе резкого ускорения темпов экономического роста и модернизации имели норму накопления 27−30% ВВП. Наша страна пытается развивать экономику, направляя в энергетику значительно больше капиталовложений, чем другие страны. Возникает проблема формирования такой модели развития, которая, с одной стороны, имела бы инновационную направленность, а с другой — учитывала бы особенности развития энергетики.

Современное развитие международных отношений происходит, с одной стороны, в условиях протекания глобализационных процессов в энергетической сфере, а с другой — обострения борьбы за невозобновляющие энергетические ресурсы. В настоящее время мировое сообщество входит в «пространство» энергетических конфликтов, которое характеризуется недостатком энергетических ресурсов. Поэтому наиболее экономически развитые государства будут искать выход из сложившейся ситуации с помощью обеспечения гарантированного доступа к ресурсам, сосредоточенным на территории других стран. Внимание к странам и регионам, обладающим перспективными запасами нефти и особенно газа, резко возрастает. Это, прежде всего Россия, а также страны Каспийского региона, Персидского залива, Африки и Центральной Азии.

Исходя из этого, роль в энергетической сфере России как страны, на территории которой находятся крупнейшие запасы углеводородов, резко возрастает. Одновременно с этим России предстоит столкнуться с резким ростом политического давления и желанием других стран получить контроль над ее нефтегазовыми районами.

Борьба за энергоресурсы может привести к энергетическому конфликту, который повышает риск вооруженного противостояния между государствами. Сегодня мировое сообщество приходит к пониманию необходимости обеспечения энергетической стабильности, которая является основой международной энергетической безопасности.

В начале XXI в. сложилось несоответствие между существующей системой энергетической безопасности мирового сообщества и реалиями современной обстановки, которая, в частности, характеризуется изменением политической карты мира, контура мировой экономики и нарушением стратегической стабильности за счет обострения борьбы за энергоресурсы. Исходя из этого перед мировым сообществом, возникла сложная задача: поиска новых путей обеспечения энергетической безопасности и энергетической стабильности в условиях глобализации, быстроменяющейся геополитической обстановки и становления многополярного мира.

Под влиянием мировых процессов (глобализация, борьба за энергоресурсы, неравномерное развитие государств, формирование миропорядка XXI в.), а также геополитической борьбы возникло новое социально-политическое явление «энергетический мир» (ЭМ). ЭМ представляет собой социально-политическую систему, состоящую из государств и негосударственных формирований (энергетических субъектов), связанных друг с другом энергетическими зависимостями (отношениями) и влияющих на организацию и протекание энергетических процессов на национальном, региональном и международном уровнях, а также на обеспечение международной энергетической безопасности.

Субъекты ЭМ охвачены энергетическими отношениями, которые можно разделить на несколько условных уровней. Первый уровень: двухсторонние энергетические зависимости (отношения) между государствами. Второй уровень: национальные энергетические политики государств. Третий уровень: коалиционные энергетические политики (стратегии) государств. Четвертый уровень: региональная энергетическая политика государств. Пятый уровень: международная (мировая) энергетическая политика государств.

Сегодня мировое сообщество оказалось в новых «координатах» энергетических угроз. Угроза возникновения энергетического конфликта, в первую очередь, зависит как от энергетической политики отдельных государств, так и от неадекватного решения их руководителей в энергетической сфере. Вектор энергетического конфликта все больше перемещается в плоскость нарушения энергетической стабильности в связи с усилением борьбы за энергоресурсы. Угроза энергетического конфликта существует не только на уровне энергетической пары (пары государств, связанных энергетическими отношениями) — сегодня она стала уже формироваться как на глобальном уровне, так и на региональных уровнях. Окончательно сформировалась новая угроза, связанная с возможностью использования энергоресурсов в качестве средства для достижения политических целей тем или иным государством.

Энергетическая безопасность — один из важнейших факторов обеспечения национальных интересов России, национальной и международной безопасности. Энергетическая безопасность России представляет собой состояние защищенности энергетических отношений, энергетических объектов и энергетических процессов, обеспечивающих добычу, производство, транспортировку, транзит и потребление энергоресурсов для удовлетворения энергетических интересов личности, общества и государства от внутренних и внешних угроз. Сегодня энергетическая безопасность стала де-факто одной из важнейших самостоятельных составляющих национальной безопасности России, фактором обеспечения национальных интересов России в условиях глобализации. Обеспечение национальной и международной энергетической безопасности на заданном уровне в условиях глобализации возможно достичь за счет

1) недопущения применения военной силы для разрешения энергетических конфликтов;

2) урегулирования энергетических конфликтов и проблем на основе международного права;

3) взаимосвязи энергетической политики в области экспорта, импорта и транзита энергоресурсов, диверсификации рынков сбыта энергоресурсов;

4) развития новых форм международного сотрудничества для обеспечения энергетической безопасности и стабильности;

5) создания новых механизмов координации действий государств в энергетической сфере, а также в области урегулирования энергетических конфликтов.

Энергетическая безопасность во многом определяется энергетической стабильностью (ЭС). ЭС это состояние межгосударственных отношений, благодаря которому ни одна из сторон неспособна или не имеет намерения нарушить сложившийся двусторонний, региональный и глобальный энергетический баланс, функционирование существующих систем энергоресурсного снабжения, а также использовать энергетический фактор для достижения своих политических целей.

Энергетический баланс — состояние энергообмена и энергетических отношений между государствами или коалициями государств, при которых каждая сторона достигает необходимого уровня энергетической безопасности и устойчивого развития. Мерой энергетического баланса может являться способность государств выполнить свои задачи по обеспечению устойчивого развития.

На российской энергетике — прежде всего на нефтегазовом секторе — лежит огромная нагрузка, как финансовая, так и политическая. Интересы государства носят в основном фискальный характер — от экспорта (и цены) зависят доходы бюджета, покрывающие растущие социальные мандаты федерального бюджета. Устойчивость данного сектора влияет на положение во многих регионах (в том числе и столичном). Величина доходов (сбережений) сектора определяет его возможности заемного финансирования, что оказывает огромное воздействие не только на долговую ситуацию страны (включая рейтинги), но и на характер развития всей частной финансовой системы.

Несмотря на широкую дискуссию о модернизации экономики, демонстрируемое стремление перейти на инновационный путь развития, отойти от сырьевой ориентации экономики, в действительности роль нефтегазового сектора устойчиво повышается. В 2000;е годы Россия продолжала развиваться как сырьевая страна, сильно зависящая от конъюнктуры цен на энергоресурсы, имеющая несовременную структуру экономики, для нее характерны повышенное расходование энергоресурсов и снижение квалификационных требований к рабочей силе Григорьев Л. М. и др. Обзор состояния делового климата в Российской Федерации / РСПП, Общественная палата РФ. М, 2007.

Выбор своего пути в энергетической политике, энергосбережении во многом зависит от нашей эффективности, а также от того, как будут реинвестироваться экспортные доходы. Вместе с тем не надо питать иллюзий относительно объективных интересов зарубежных потребителей — от нас ждут больше энергоносителей по разумным ценам. Поэтому при осуществлении маневра в энергетике надо учитывать не только взаимоотношения между отечественными энергетическими компаниями и бюджетом, но и намного более сложный комплекс международных интересов.

26 ноября 2009 г. распоряжением председателя правительства РФ была утверждена Энергетическая стратегия России на период до 2030 г. Она содержит важные направления развития ТЭК с точки зрения повышения эффективности его функционирования. Вместе с тем последствия экономического кризиса, переход на возобновляемые источники энергии, ожидаемые прорывы в технологиях в ближайшие десятилетия потребуют большей гибкости от российских компаний, усиления внимания государства к институциональным условиям их функционирования. Острая фаза глобального кризиса 2008;2009 гг. сменяется периодом сложной адаптации мирового бизнеса и стран к новым условиям. Неопределенность и турбулентность на рынках сохранятся еще в течение нескольких лет (так было и после кризиса и первого нефтяного шока 1973;1975 гг.).

Сложившаяся в нашей стране модель интеграции нефтегазового сектора в национальную экономику не позволяет ему выйти на новый уровень эффективности и связей с другими отраслями. Эта модель сформировалась еще в эпоху централизованного планирования, но и сейчас схема взаимодействия и вся система связей остались, по сути, прежними. Все основные связи идут по линии «крупные корпорации — органы управления исполнительной власти федерального уровня».

Сегодня нефтегазовый сектор выступает «донором» государственного бюджета: изъятию подлежат не только доходы рентного характера, но и (частично) амортизационные отчисления (не говоря уже о части полученной прибыли). Нехватка финансовых средств, в первую очередь на поддержание ранее созданных мощностей, а также для развития новых, вынужденно компенсируется через заемное (прежде всего внешнее) финансирование под гарантии будущей добычи высоколиквидных энергоресурсов. Прибыль, которая остается в распоряжении компаний, в 2000;е годы в первоочередном порядке направлялась на различные корпоративные нужды (частично на выплату дивидендов) и лишь в незначительной степени — на финансирование программ модернизации и развития. Выплата больших дивидендов рациональна только в случае широкого использования возможностей фондового рынка с целью привлечь финансовые средства для осуществления инвестиций. В нефтегазовом секторе России фондовый рынок не играет значительной роли с точки зрения привлечения финансовых ресурсов для реализации новых проектов или модернизации действующих комплексов. Поэтому выплата больших дивидендов — не что иное, как доход «квазирентного» характера собственников блокирующих пакетов акций.

Сначала такую схему применила компания «Сибнефть», потом ЮКОС, в меньшей степени — «ЛУКойл». Как следствие, за истекшие два десятилетия ухудшились все показатели, характеризующие состояние основных активов в нефтегазовом секторе. Есть определенные исключения из правил: это «Сургутнефтегаз» и проекты, реализуемые на принципах соглашений о разделе продукции (СРП).

Результирующий показатель состояния основного актива нефтяной отрасли — коэффициент нефтеотдачи — снизился с докризисного уровня 44% до критически низкой отметки 31%. В мире данный показатель неуклонно растет и его усредненная величина приближается к 36%. Особенно впечатляющих успехов достигли старые и зрелые (с точки зрения состояния ресурсной базы) нефтедобывающие страны, прежде всего США и Норвегия, где данный показатель уже приближается к 50%. Это означает, что ресурсная база добычи нефти также увеличивается. В числе основных причин подобной тенденции можно отметить повышение наукоемкости нефтедобывающей промышленности. Развиваются не только прикладные исследования, но и фундаментальные, в том числе за счет государственной поддержки. Одновременно повышается степень адекватности ресурсного режима — как норм и правил, регулирующих процессы добычи углеводородов, так и организационной структуры нефтедобывающего сектора.

В этих странах нефтегазовый сектор интегрирован в национальную экономику через разветвленную систему горизонтальных связей. Она охватывает: поставки оборудования, привлечение кадров специалистов, поиск новых научно-технических решений и подходов к преодолению возникающих проблем, использование добытых углеводородов и регулирование деятельности компаний для совмещения национальных (не только фискальных) и корпоративных интересов.

Для инерционной модели включения нефтегазового сектора в российскую экономику характерны его недоинвестирование, острые проблемы обновления основных фондов и создания новых производственных мощностей. В сложившейся ситуации с инвестициями в ТЭК государство должно принять меры по поддержке формирования и целевого использования инвестиционных ресурсов. По оценкам нефтяных компаний, у них не остается средств для реализации новых проектов (при том уровне издержек и той структуре распределения прибыли, которые у них складываются в рамках существующей институциональной системы). Из-за большой фискальной нагрузки разработка до 36% разведанных запасов и до 93% новых месторождений оказывается нерентабельной. В результате неясны среднесрочные перспективы поставщиков оборудования в российской промышленности, поскольку инвестиционные процессы нефтегазовых компаний должны быть включены в систему связей сектора с остальной экономикой. В такой ситуации в случае инициирования новых крупных проектов или введения льгот опять придется приобретать оборудование на внешнем рынке.

С 1989 г. происходило сначала постепенное, а с 1991 г. — обвальное сокращение добычи нефти. К концу 1990;х годов ее производство в России стабилизировалось на уровне 300−307 млн. т, или 8−9% общемировой добычи. Основные причины падения — разрыв хозяйственных связей, изменение организационной структуры отрасли, естественное истощение ряда крупных месторождений (Самотлор и др.), снижение внутреннего спроса и инвестиций. Особенно тяжелое положение сложилось в 1990;е годы с подготовкой новых запасов нефти, в этой области до сих пор не удалось выйти из кризисного состояния.

Благодаря росту мировых цен в 1999;2008 гг., стабилизации к концу 1990;х годов организационно-экономической структуры отрасли, массовому (избирательному) применению технологий интенсификации добычи, увеличению инвестиций добыча нефти быстро росла. При этом увеличивались объемы сжигания нефтяного попутного газа, качество разработки месторождений оставалось на низком уровне, снижались показатели извлечения нефти из недр (по отношению к возможному ее извлечению при условии рациональной разработки месторождений). Активное применение методов интенсификации добычи нефти, особенно в 2000;2005 гг., в последующем стало приводить к замедлению роста производства, а затем на ряде месторождений — к его обвальному падению. При исключительно высоких мировых ценах на нефть в 2006;2008 гг. в России сначала снизились темпы роста добычи нефти, а с 2008 г. произошло абсолютное сокращение добычи. В 2008 г. производство нефти и газового конденсата в РФ составило около 488,5 млн. т (первое место в мире, примерно на 10% больше, чем в Саудовской Аравии), но одновременно впервые за последние десять лет этот показатель уменьшился на 0,51%. В I квартале 2009 г. добыча снизилась еще примерно на 1% по сравнению с аналогичным периодом предыдущего года. Улучшить картину (но не ситуацию) позволил ввод крупного Ванкорского нефтегазового месторождения в Красноярском крае.

В настоящее время для большинства эксплуатируемых месторождений Западной Сибири и Европейской части страны характерны стабилизация и постепенное снижение уровня добычи. Освоение месторождений в новых нефтегазоносных провинциях сдерживается из-за отсутствия современной специализированной инфраструктуры и неадекватной институциональной системы: совокупности условий, начиная от формы собственности на активы ведущих нефтяных компаний (частной в противовес публичной в индустриально развитых странах мира) и заканчивая условиями доступа к недрам и реализации добытых углеводородов. В итоге в последние годы в России темп ввода новых скважин устойчиво сокращается. Так, в 2005;2007 гг. он составил 1,2 — 1,7% в год. Большинство вертикально интегрированных компаний страны в 2008 г. увеличили количество эксплуатационных скважин, что обусловлено необходимостью поддерживать уровень добычи. Снизили этот показатель только «Роснефть» и ТНК-BP.

Несмотря на прирост числа скважин, дающих продукцию (со 131,1 тыс. до 133,1 тыс. шт.), в большинстве компаний продолжается стагнация либо снижение добычи, что отражает сокращение средней производительности одной скважины и падение дебитов. Средний дебит скважин в нефтяных компаниях России составил в 2008 г. 10,1 т в сутки. В последние годы темпы прироста эксплуатационного бурения существенно снизились (в 2005;2007 гг. они варьировали в диапазоне 18−26%). Объем бурения в 2008 г. увеличился лишь на 6,5% - с 13,7 млн. до 14,6 млн. м.

По оценкам Минэнерго РФ, совокупный дефицит инвестиций в нефтяной отрасли в 2010 г. превысил 200 млрд руб. С определенным лагом по пути нефтяной промышленности идет газовая. По оценкам Института энергетической стратегии, в 2004;2008 гг. добыча газа была недоинвестирована на 122 млрд руб. Школлер P.A. Дилеммы кризисной экономики// Доклад по результатам постоянно действующего финансово-экономического совещания Счетной палаты Российской Федерации «Антикризисные меры государственной поддержки реального сектора экономики» — 19 февраля 2009 г., — М., 2009 — Выпуск 2.-С.92 Большая часть добычи газа все еще обеспечивается за счет разработки Сеноманских залежей природного газа (их запасы оцениваются в 25 трлн. куб. м). Однако месторождения в основном добывающем районе — Надым-Пур-Тазовском, такие как Уренгой, Ямбург, Медвежье, обеспечивающие большую часть годовой добычи газа, вступили в стадию падающей добычи. Для ее поддержания ОАО «Газпром» в 2001—2006 гг. ввел в эксплуатацию Заполярное (проектная мощность 100 млрд куб. м), Песцовое (27,5 млрд куб. м), Еты-Пуровское (15 млрд куб. м), Ен-Яхинское и другие месторождения.

Текущие разведанные запасы природного газа в нашей стране позволяют увеличить его добычу и удерживать ее на высоком уровне в течение многих лет. Россия может значительно нарастить промышленные запасы природного газа за счет как предварительно оцененных запасов, так и локализованных ресурсов. В то же время отметим, что, несмотря на рост числа перспективных объектов, значительно уменьшились их средние запасы, многие из них расположены в отдаленных районах с тяжелыми климатическими условиями, в том числе на море.

В таких условиях становится актуальной проблема освоения других видов газов — например, газоконденсатных. Однако для этого требуются новые технологии по извлечению низконапорных газов, их утилизации, строительство новых ГПЗ для переработки технологических газов, извлечения из них конденсата, этана, пропана, бутана и других газов, из которых можно получать большой ассортимент химических продуктов Школлер P.A. Перспективы России на рынке сжиженного природного газа// Научно-практический межотраслевой журнал «Интеграл». — 2008 -№ 6(44). — с.29.

Для России важнейшим индикатором внешнеэкономической конъюнктуры являются цены на нефть (с учетом того, что цены на газ для поставок в Европу «привязаны» к ценам на нефть). Влияние благоприятной внешнеэкономической конъюнктуры на экономический рост в развивающихся странах, в странах с переходной экономикой неоднозначно и зависит от длительности рассматриваемой перспективы, структуры и особенностей экономики, этапа развития страны. Несмотря на несомненное наличие тормозящего по отношению к экономическому росту эффекта, вызываемого укреплением реального обменного курса национальной валюты, для России в последние годы было характерно положительное влияние благоприятной внешнеэкономической конъюнктуры на экономический рост, в первую очередь вследствие растущего спроса, стимулирующего загрузку мощностей, и расширения границы производственных возможностей за счет осуществления инвестиций, связанных с получением дополнительных нефтегазовых доходов Кокошин А. А. Международная энергетическая безопасность. — М.: Европа, 2006. — С. 5.

Россия, Норвегия и Мексика являются важнейшими из числа государств, не входящих в ОПЕК, которые могут своим более активным сотрудничеством создать благоприятную перспективу для всех стран-экспортеров нефти в целом. Список альтернативных стран-поставщиков возглавляет Россия. Россия постепенно превращается в отдельный центр энергетический центр. России принадлежит очень важная роль, и в будущем эта роль будет возрастать. Уже сегодня строятся нефтепроводы, по которым нефть из Тюмени будет поступать в Европу, а из Тенгизского месторождения в Казахстане — в Новороссийск.

Выход России на мировой рынок энергоносителей в качестве поставщика сжиженного природного газа (СПГ) является сегодня самым перспективным направлением разработки отечественных природных ресурсов.

По сжиженному природному газу Россия была представлена Сахалинской областью и компанией «Газпром». В России Сахалин пока остается единственным реальным поставщиком СПГ. «Четыре крупнейшие компании Японии уже заключили долгосрочные контракты на покупку сахалинского газа, ведутся переговоры с корейской компанией «Когас», с китайскими — «Синапек» и «Синэрджи». В перспективе Сахалин, как реальный поставщик СПГ в Азиатско-Тихоокеанском регионе, может выйти на американский рынок, где активно строятся приемные терминалы. Прежде всего, за счет выгодного географического расположения Сахалина, его близости к покупателям газа. Ежегодный мировой прирост уровня продаж этого вида топлива составляет 4,5% и рынок СПГ зарекомендовал себя как наиболее динамично развивающийся Школлер P.A. Различные подходы к анализу энергетической безопасности и ее универсальных характеристик// Вестник Академии экономической безопасности МВД России. — 2009 — № 9. — с. 139.

Что касается структуры энергоносителей, то, по прогнозу ОПЕК, наибольший рост получит природный газ (2,9% в год), затем каменный уголь (1,8%) и нефть (1,7%). Рост восполняемых видов энергии и ядерной энергетики составит всего 1%.

Прогнозы всех авторитетных источников подтверждают увеличение доли природного газа до 28% к 2020 г. Такой рост свидетельствует о возрастании роли России на мировом энергетическом рынке. Развитие газодобывающей промышленности этой страны и увеличение экспорта российского газа в западноевропейские страны, а также ее стремление проникнуть на восточный рынок, например, в Японию, служит подтверждением возрастающей роли России на региональных рынках газа. Российско-иранское сотрудничество в регионе может усовершенствовать ближневосточное газовое кольцо и гарантировать рынок сбыта двух стран в Европе и, возможно, на Востоке. В противном случае чрезмерные возможности в поставках газа приведут к ценовой войне, нанесут в среднесрочной перспективе ущерб странам, обладающим газовыми месторождениями, а в долгосрочной — и основным его потребителям.

1.2 Значение энергетической стратегии 2020 для экономики РФ Повышение энергоэффективности — основной энергетический ресурс экономического роста до 2020 г.

Несмотря на существенный прогресс в повышении энергоэффективности в последние годы, Россия все еще относится к группе стран с очень высокой энергоемкостью ВВП. Опасность ее сохранения весьма велика по ряду причин: ухудшение энергетической безопасности России и ее регионов из-за невозможности удовлетворить потребности растущей экономики в энергии и мощности; ограничение потенциала экспорта энергоносителей, что будет препятствовать выполнению Россией геополитической роли надежного поставщика энергетических ресурсов на внешние рынки (согласно некоторым прогнозам, снижение экспорта российского газа неизбежно); уменьшение шансов на успешную реализацию институциональных реформ и национальных проектов из-за отвлечения значительных средств на энергоснабжение и подключение к энергосетям; снижение конкурентоспособности энергоемкой российской промышленности на фоне падения цен на сырье на внешних рынках и роста цен на энергоносители — на внутреннем; возрастающая нагрузка на семейные бюджеты в связи с оплатой энергоносителей, сохранение высокого уровня бедности и ухудшение собираемости коммунальных платежей; необходимость масштабных инвестиций в ТЭК и соответствующего роста тарифов, что ускоряет инфляцию; значительная доля коммунальных платежей в городских, региональных и федеральном бюджетах; существенные масштабы загрязнения окружающей среды и сложности выполнения обязательств по контролю за эмиссией парниковых газов.

Не случайно снижение энергоемкости ВВП стало одним из важнейших исходных условий формирования вариантов развития экономики, на период до 2020 г. В Указе Президента РФ от 04.06.2008 г. № 889 «О некоторых мерах по повышению энергетической и экологической эффективности российской экономики» сформулирована амбициозная задача снизить энергоемкость ВВП России к 2020 г. не менее чем на 40% по сравнению с 2007 г. Школлер P.A. Энергетическая безопасность, энергоэффективность и развитие отраслей ТЭК// Доклад РСПП о взаимодействии бизнеса и власти в 2008 годуМ.: ООО «APT Людвиг», 2008. — с.18

В разработанной в 2003 г. Концепции долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2020 г. (распоряжением Правительства Российской Федерации от 28 августа 2003 г. № 1234-р; далее — КДР-2020) используются два показателя энергоэффективности: энергоемкость ВВП и электроемкость ВВП. Первый показатель в 2020 г. должен быть снижен на 40% от уровня 2007 г., а второй — на 28% (см. табл. 1).

Таблица 1 Задания по снижению уровней энергоемкости и электроемкости ВВП в КДР-2020 (в %) Сценарии: 1 — инерционный, 2 — энерго-сырьевой, 3 — инновационный. В скобках — среднегодовые темпы снижения О сценариях социально-экономического развития Российской Федерации на долгосрочную перспективу: Записка / МЭР. М, 2008, июль. .

В КДР-2020 снижение энергоемкости ВВП стало одним из важнейших исходных условий формирования вариантов развития экономики на период до 2020 г. Согласно прогнозам МЭР, 79 — 84% прироста потребности России в энергии в 2008;2020 гг. будут покрыты за счет повышения энергоэффективности экономики страны, которое должно стать основным энергетическим ресурсом экономического роста и обеспечить к 2020 г. экономию 1000 млн. тонн условного топлива (тут), что больше всего объема потребления энергии в России в 2007 г.

Целевые установки КДР-2020 по повышению энергоэффективности для инновационного сценария можно сформулировать следующим образом: снизить энергоемкость ВВП на 40% и получить экономию энергии свыше 1000 млн. тут. Это очень амбициозные задачи. Добыча нефти в 2007 г.: составила 702 млн. тут, природного газа — 748 млн. угля — 190 млн. производство электроэнергии на АЭС — 60 млн. тут. Эти цифры отражают результаты деятельности мощных отраслей экономики, располагающих огромными финансовыми ресурсами, в том числе бюджетными (например, программа развития АЭС). Запланированный эффект от повышения энергоэффективности должен превысить годовую добычу газа. Достичь этой цели без развития соответствующей отрасли невозможно, а неспособность решать такие задачи обусловит снижение экспорта энергоносителей и замедление темпов экономического роста. Селецкис Я. Ю. Формирование и развитие нефтегазового комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока//Страны с переходной экономикой в условиях глобализации. Материалы V международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (29−31 марта 2006 г.), том 1. — М.: Изд-во Экон-информ, 2006. — С.369

Несмотря на то, что повышение энергоэффективности в России не раз объявлялось приоритетом «Энергетической стратегии», предпоследний раз потенциал повышения энергоэффективности детально оценивался еще во времена СССР — в 1988;1990 гг. С тех пор с этими оценками производились только арифметические манипуляции (была определена доля России в потенциале СССР), и полученный результат практически в неизменном после 1992 г. виде перекочевывал из одного правительственного документа в другой, хотя в отечественной экономике произошли, огромные изменения. Очевидно, настала пора актуализировать «карту» запасов ресурса повышения энергоэффективности на пространствах российской экономики. Кстати, в отличие от запасов нефти и газа ресурс повышения энергоэффективности распределен по территории нашей страны довольно равномерно.

При реализации административной реформы 2004 г. функция повышения энергоэффективности была исключена из списка задач федерального правительства. Даже бывшее Минпромэнерго не отчитывалось по этому показателю. Тем не менее, в 2000;е годы энергоемкость довольно быстро снижалась. Может быть, и в дальнейшем указанная тенденция будет действовать почти автоматически? Для ответа на этот вопрос нужно выяснить, какие факторы обусловили снижение энергоемкости и как они могут проявиться в перспективе.

По оценкам ЦЭНЭФ, в 2002;2007 гг. потребление первичной энергии в России выросло с 866 млн. до 991 млн. тут, а энергоемкость российского ВВП снижалась на 4,2% в год. Однако в ВВП включается компонент «чистые налоги на продукты», который отражает фискальные процессы, а не реальную динамику производственных секторов. Ее лучше фиксирует показатель «итого добавленная стоимость по видам экономической деятельности» — ВВП в ценах производителей. Энергоемкость этого показателя снижалась чуть медленнее — в среднем на 4,0% в год.

Если бы экономический рост после 2002 г. происходил равномерно во всех секторах национального хозяйства (при сохранении уровня энергоемкости 2002 г. в каждом из них), то в 2007 г. потребление энергии увеличилось бы на 365 млн. тут. Однако из-за структурных сдвигов в экономике потребление энергии росло медленнее. Основной вклад в экономию на структурных сдвигах внесли промышленность и жилищный сектор: их развитие отставало от темпов роста ВВП. Добавленная стоимость в промышленности в 2006;2007 гг. выросла соответственно на 3,1 и 4,2% при росте ВВП в ценах производителей на 7,2 и 7,8%. Площадь жилых зданий в 2006 и 2007 гг. увеличивалась еще медленнее — соответственно на 1,3 и 1,4%. С учетом негативного влияния глобального экономического кризиса на динамику ВВП ожидается сближение темпов роста ВВП, промышленности и жилищного фонда, а значит, вклад структурного фактора может заметно снизиться. Хотя промышленность росла медленнее, чем ВВП, именно она, а также транспорт и сектор услуг в основном формировали дополнительный спрос на энергию. На долю промышленности пришлось 50 — 63% прироста потребления энергии в 2003;2004 гг. и 25−33%, — в 2006;2007 гг.

Если из состава промышленности исключить производство электроэнергии и тепла, а также переработку топлива и потери в сетях и рассматривать потребление только конечной энергии, то энергоемкость промышленного производства снизилась на 22% в 2001 г. и на 7 — в 2002 г., выросла на 0,8 в 2003 г., сократилась на 15,3 в 2004 г., на 4,1 — в 2005 г., на 1,9 в 2006 г. и на 1,4% - .в 2007 г. Видно, что по мере завершения периода восстановительного роста усиливается тенденция к замедлению динамики энергоэффективности в промышленности. Это также объясняется ускоренным развитием энергоемких отраслей при увеличении нагрузки на инвестиционный комплекс. Во многих отраслях промышленности снижение энергоемкости до 2005 г. стало результатом экономии на масштабах производства — экономии на условно-постоянных расходах энергии на фоне возрастающей загрузки старых производственных мощностей. Этот фактор практически исчерпан, и на первый план выдвигается технологическая экономия, а в данной области наши успехи пока незначительны. Анализ факторов снижения энергоемкости 19 видов промышленной продукции в 2000;2007 гг. показал следующее: в большей части производств за счет технологических факторов — энергоемкость снижалась только на 1% в год; при выпуске ряда продуктов (например, аммиака синтетического, электроферросплавов, удобрений, картона, цемента) она была стабильна или росла (технологический регресс, в том числе. Но причине износа и/или увеличения загрузки старого оборудования, которое прежде не эксплуатировалось), и только в ряде производств (переработка нефти, сталь мартеновская и кислородно-конвертерная, прокат черных металлов, каучук синтетический) она снижалась более чем на 1% в год. То есть за счет внедрения новых Технологий темп повышения энергоэффективности в промышленности доставил примерно 1% в год. Если допустить, что рост цен на энергию и структурные сдвиги до 2020 гг. обеспечат еще, 1−1,5% ежегодного снижения энергоемкости ВВП, то в результате можно выйти только на уровень инерционного сценария (снижение на 2,6% в год). На длительных временных интервалах трудно поддерживать высокие темпы снижения энергоемкости ВВП.

Технический потенциал повышения эффективности использования конечной энергии равен 154 млн. тонн нефтяного эквивалента (тнэ). В зданиях он составляет 68 млн. тнэ (в жилых зданиях — 53 млн., в зданиях сектора услуг — 15 млн), а в промышленности (без ТЭК) — 41 млн. тнэ, что превышает годовое потребление энергии в таких странах, как Польша, Нидерланды и Турция. Россия существенно отстает от многих стран в применении энергоэффективных технологий. Так, при производстве цемента на долю энергоэффективного сухого способа у нас приходится только 15%, тогда как в Японии — 100, в Индии — 93 и в США — 65%. Удельные расходы энергии на производство чугуна в 2005 г. остались на уровне 1990 г. Потенциал на транспорте оценен в 38 млн. тнэ. Потенциал удваивается, если в расчет включаются косвенные эффекты, а также учитывается повышение эффективности технологий в ТЭК. При полномасштабной реализации у конечных потребителей потенциала энергосбережения уменьшение их спроса дополняется снижением потребности в электроэнергии на 40 млн. тнэ, в тепле — на 16 млн., в производстве и преобразовании топлива — на 24 млн. тнэ. Кроме того, совершенствование технологий производства электроэнергии дает экономию 22 млн. тнэ, тепла — 9 млн. переработки топлива и прочих технологий в ТЭК — 17 млн. тнэ. Пропорции между косвенными и технологическими эффектами в ТЭК меняются в зависимости от прогресса в Экономии энергии у конечных потребителей. При его отсутствии роль экономии на совершенствовании технологий в ТЭК будет существенно выше.

Полная реализация потенциала, связанного с повышением эффективности использования электроэнергии, позволит сократить ее потребление на 340 млрд. кВт-ч, или на 36% от уровня потребления 2005 г. На первом месте здесь находятся здания (97 млрд. кВт-ч), за которыми следует промышленность (90 млрд. кВт-ч). Повышение эффективности использования тепловой энергии и сокращение ее потерь в сетях могут дать экономию 844 млн. Гкал тепловой энергии, или 53% от уровня потребления тепла в 2005 г. Вновь главный потенциал «заключен» в зданиях (385 млн. Гкал), затем идут снижение потерь в сетях и использование тепла на нужды ТЭК (237 млн. Гкал), а также обрабатывающая промышленность (129 млн. Гкал). Потенциал снижения потребления природного газа равен 240 млрд. куб. м, или 55% от уровня его потребления в 2005 г., и существенно превышает экспорт газа из России в 2005;2007 гг. На долю конечных потребителей приходится 47 млрд. куб. м, еще 15 млрд. — на сокращение сжигания попутного газа в факелах за счет его утилизации; 89 млрд. — на сокращение потребности в тепле и совершенствование технологий его производства; 81 млрд. — на сокращение потребности в электроэнергии и повышение эффективности электростанций; наконец, еще 8 млрд. куб. м — на совершенствование технологий производства и преобразования топлива и транспортировки природного газа Шатунов А. А. Глобальная энергетическая безопасность: общие интересы и национальное видение / Глобализация: новые и старые риски и вызовы. Материалы декабрьских чтений. 2007 г. Региональная общественная организация Фонд поддержки науки и политики. М.: Интердиалект+, 2008. С. 46.

Среди технологий, которые дают максимальный энергосберегающий эффект, можно выделить наиболее важные для России: парогазовые установки; эффективные котельные установки, в том числе на основе чистых угольных технологий; замена систем транспорта и распределения тепла с частичной децентрализацией теплоснабжения в зонах с низкой плотностью тепловых нагрузок; модернизация электрических сетей; совершенствование технологий нефтепереработки; повышение эффективности транспортировки природного газа и утилизация попутного газа; применение технологий сухого производства клинкера; применение технологий сухого тушения кокса и впрыска мелкого дисперсионного угля в доменные печи; эффективные системы электродвигателей и пароснабжения; утилизация вторичного тепла; гибридные автомобили; эффективные окна и технологии утепления квартир; эффективное освещение и установка приборов учета.

Экономический потенциал равен 215−230 млн. тнэ (307−330 млн. тут, или 73−78% технического). Оценка сделана при использовании в качестве вмененной экспортной цены природного газа в 2010 г. на уровне 200 долл. США /1000 куб. м. Рыночный потенциал составляет 188−200 млн. тнэ (269—286 млн. тут, или примерно 87% экономического, или 63 — 68% технического) при использовании ожидаемых цен 2010 г. и 130 — 143 млн. тнэ в ценах 2007 г., Оба потенциала оценены для базовых уровней производства электроэнергии и тепла в 2005 г. Поскольку потребность в них снизится за счет реализации соответствующих мер у конечных потребителей, эта экономия топлива может возрасти. Во многих случаях повышение энергоэффективности не требует дополнительных затрат.

Прирост производства первичной энергии в России до 2020 гг. вряд ли будет больше 60 — 140 млн. тнэ. Ресурс повышения эффективности использования энергии превосходит эти возможности в 2−5 раз. Капитальные вложения, необходимые для полной реализации технического потенциала повышения энергоэффективности, составляют 324−357 млрд долл., а для развития ТЭК — более 1 трлн. долл. Следовательно, единица первичной энергии, полученная за счет наращивания ее производства, в среднем требует в два-три раза больше капитальных вложений, чем при использовании ресурса энергоэффективности. Применительно к экономической части потенциала повышения энергоэффективности это соотношение возрастает до 3−6 раз. Селецкис Я. Ю. Долгосрочные тенденции нефтегазового комплекса России: его экономические и геополитические перспективы//Современная экономическая теория и реформирование экономики России. Материалы научно-практической конференции, посвященной памяти В. Ф. Станиса (Москва, 25.11.2005), том 2. — М.: Изд-во «Экономика», 2006. — С.257 В инновационном сценарии МЭРТ экономия энергии должна составить к 2020 гг. 1000 млн. тут. Экономический потенциал энергосбережения равен 307−330 млн. тут, но реализовать его полностью, к 2020 г., полагаясь только на реакцию потребителей на рост цен на энергоресурсы, который, правда, частично «съедается» инфляцией, при полном отсутствии федеральной политики повышения энергоэффективности не реально. Но даже если это удастся сделать, то недостающая экономия составит 670 млн. тут. Разработчики «Энергетической стратегии» и МЭРТ, видимо, полагаются на структурную экономию энергии. Но, как уже указывалось, сближение темпов роста макроэкономических индикаторов ведет к возможному снижению, а не к повышению ее вклада. Средний ежегодный вклад структурного фактора в 2002;2007 гг. составил 26 млн. тут, а максимальный показатель был отмечен в 2007 г. — 46 млн. тут. Далее он будет снижаться. Требуется же его повысить до ежегодного уровня 55 млн. тут. Это достижимо только при проведении специальной структурной политики по ограничению развития энергоемких отраслей — нынешнего хребта экономики России, частично здесь помог кризис за счет временного падения объемов производства в энергоемких отраслях. Полное использование потенциала энергосбережения позволяет обеспечить развитие экономики в течение 8−12 лет без увеличения потребления первичных энергоресурсов. Попытки же поддерживать высокие темпы экономического роста в условиях высокой энергоемкости чреваты активизацией тормозящей роли ТЭК из-за отвлечения огромных капитальных вложений от использования в других секторах экономики.

1.3 Инструменты государственного регулирования ТЭК при реализации энергетической стратегии РФ Приоритетами КДР-2020 являются:

полное и надёжное обеспечение населения и экономики страны энергоресурсами по доступным и вместе с тем стимулирующим энергосбережение ценам, снижение рисков и недопущение развития кризисных ситуаций в энергообеспечении страны;

снижение удельных затрат на производство и использование энергоресурсов за счёт рационализации их потребления, применения энергосберегающих технологий и оборудования, сокращения потерь при добыче, переработке, транспортировке и реализации продукции ТЭК;

повышение финансовой устойчивости и эффективности использования потенциала энергетического сектора, рост производительности труда для обеспечения социально-экономического развития страны;

минимизация техногенного воздействия энергетики на окружающую среду на основе применения экономических стимулов, совершенствования структуры производства, внедрения новых технологий добычи, переработки, транспортировки, реализации и потребления продукции.

Главным средством решения поставленных задач является формирование цивилизованного энергетического рынка и недискриминационных экономических взаимоотношений его субъектов между собой и с государством. При этом государство, ограничивая свои функции как хозяйствующего субъекта, усиливает свою роль в формировании рыночной инфраструктуры как регулятора рыночных взаимоотношений.

Основные механизмы государственного регулирования в сфере топливно-энергетического комплекса предусматривают:

меры по созданию рациональной рыночной среды (включая согласованное тарифное, налоговое, таможенное, антимонопольное регулирование и институциональные преобразования в ТЭК);

повышение эффективности управления государственной собственностью;

введение

системы перспективных технических регламентов, национальных стандартов и норм, повышающих управляемость процесса развития энергетики и стимулирующих энергосбережение;

стимулирование и поддержку стратегических инициатив хозяйствующих субъектов в инвестиционной, инновационной и энергосберегающей сферах Пейсахович В. Я., Шувалова Д. Г. Аспекты осуществления энергосбережения на межотраслевом уровне// Энергосбережение — теория и практика: Труды Третьей Всероссийской школы-семинара молодых учёных и специалистов. — М.: Издательский дом МЭИ, 2006 — 350 с.:ил. — с 338.

При выборе эффективной модели функционирования нефтегазового сектора возникает проблема повышения его восприимчивости к новым технологиям и их комплексному и системному применению. Важен и вопрос появления таких технологий — разрабатывать их самим, если да, то какие и как; если заимствовать, то, как и в какой форме? Россия выбрала путь заимствований — несмотря на наличие множества разработанных российскими учеными и инженерами технологий и технических систем для их реализации, основные технологии, а также, как правило, наиболее критичные виды оборудования закупаются за рубежом Коноплев Р. В. Топливно-энергетический комплекс: вопросы инвестирования // Материалы Российской конференции аспирантов и студентов «Молодые исследователи — регионам». Вологда: Издательство ВГТУ, 2006.

Сырьевой сектор экономики имеет ряд особенностей, отличающих его от других отраслей. Во-первых, это высокая капиталоемкость проектов освоения и использования природных ресурсов, особенно стратегических (нефти, газа, урана, полиметаллов и пр.). Во-вторых, длительные сроки реализации проектов. В-третьих, усложнение техники и технологии поисков, разведки, освоения, добычи и переработки полезных ископаемых. В-четвертых, значительное влияние институциональных условий (нормы, правила и процедуры освоения минерально-сырьевых ресурсов и их последующего использования).

В настоящее время система недропользования в России ориентирована на предоставление прав пользования недрами, а не на их эффективное освоение. С одной стороны, условия пользования недрами должны учитывать особенности их освоения и специфику ситуации в нефтегазовом секторе и экономике страны в целом, а с другой — способствовать формированию горизонтальных связей с остальной экономикой.

Необходим комплекс мер стимулирующего характера по привлечению частных инвестиций в сферу воспроизводства ресурсной базы и освоения недр. По мере ухудшения экономической ситуации и условий освоения недр в большинстве стран институциональный режим недропользования становится более либеральным. В России же доступ к недрам усложняется и все больше бюрократизируется, например, введение в практику понятия «стратегическое месторождение» (в итоге около 70% ресурсной базы добычи нефти оказалось отнесено к данной категории), а также лицензирование доступа к недрам на основе программ. Такие меры создают серьезные барьеры для малых и средних независимых и инновационных компаний и усугубляют действие отмеченных выше негативных факторов Шувалова Д. Г. Построение модели взаимодействия отраслей ТЭК.// Проблемы экономики, организации и управления предприятиями, отраслями, комплексами в разных сферах народного хозяйства: Материалы V Междунар. Науч.-практ. Конф., г. Новочеркасск, 31 марта 2006 г.:В 3 ч./Юж.-Рос. Гос. Техн. Ун-т.(НПИ). — Новочеркасск: ООО НПО Темп, 2006 -Ч.2 — с.17−18.

С точки зрения создания системы горизонтальных связей очень важно сформировать эффективный специализированный сервисный сектор. Объем услуг и работ, выполняемых сервисными компаниями, превышает 15 млрд долл. в год. В то же время инновационные компании (имеющие уникальный опыт и технологии) не могут попасть на рынки соответствующих видов работ из-за исторического закрепления последних за сервисными подразделениями крупных вертикально интегрированных компаний (около 60% рынка сервисных работ в нефтяной отрасли страны).

Чтобы укрепить связи ТЭК с остальной экономикой и повысить эффективность освоения и использования природных ресурсов, необходимы целенаправленные усилия по формированию соответствующей системы государственного регулирования. Сделать этот сектор более эффективным за счет действия только рыночных механизмов невозможно, если не устранить имеющиеся многочисленные барьеры и препятствия. Российская энергетика должна быть готова и к жесткой конкуренции при замедлении спроса на энергоносители, и к росту спроса в случае мирового экономического подъема без адекватного повышения энергоэффективности.

2. Приоритеты энергетической стратегии 2020 в области нефтегазового сектора РФ

2.1 Место и роль нефтегазового сектора в экономике РФ энергетический стратегия нефтегазовый лукойл На территории России сосредоточено 13% всех мировых запасов нефти, распределение которых по основным нефтегазоносным провинциям (НГП) крайне неравномерно. Так, на Западно-Сибирскую НГП приходится 69% от общего количества разведанных запасов, на Волго-Уральскую НГП — 17,4%, на Тимано-Печорскую НГП — 7,8%, на Восточно-Сибирскую НГП — 3,6%, на остальные нефтегазоносные провинции и области — 2,2%.

Всего в России насчитывается около 160 действующих нефтегазодобывающих предприятий малого и среднего бизнеса, при этом лицензии на добычу углеводородного сырья были получены 209 малыми и средними предприятиями. География предприятий малого и среднего бизнеса охватывает 37 нефтяных регионов России. Более половины (около 60%) нефтегазодобывающих предприятий малого и среднего бизнеса осуществляют свою деятельность в четырёх регионах — республике Татарстан, республике Коми, ХМАО, Оренбургской области.

Около 20% нефтегазодобывающих предприятий малого и среднего бизнеса работают ещё в пяти регионах — Томской, Самарской, Саратовской областях, Удмуртской республике и республике Калмыкия.

И 20% нефтегазодобывающих предприятий малого и среднего бизнеса ведут добычу нефти и газового конденсата в оставшихся нефтеносных регионах России Воропай Н. И., Пяткова Н. И., Рабчук В. И., Сендеров С. М. и др. Стратегические угрозы энергетической безопасности России / Энергетика России: проблемы и перспективы: труды Научн. Сессии РАН / Под. ред. В. Е. Фортова, Ю. Г. Леонова. — М.: Наука, 2006, С. 74.

При этом, около 75% объема добычи нефти предприятий малого и среднего бизнеса в 2009 году приходилось на три нефтяных региона — ХМАО, республику Татарстан и республику Коми (таблица 2).

Таблица 2 Динамика добычи нефти в России, млн. т

Нефтяные месторождения региона в основном имеют текущие извлекаемые запасы нефти в пределах 3−15 млн. т, являются многопластовыми и многокупольными, состоят во многих случаях из большого числа отдельных залежей. Поэтому запасы нефти отдельных нефтяных залежей, как правило, невелики и часто значительно меньше 1 млн. т. Хотя степень выработки извлекаемых запасов нефти многих месторождений превышает 80%, выработка отдельных нефтяных пластов часто очень сильно различается и по значительной группе превышает 90%. На многих, даже длительно разрабатываемых месторождениях имеются нефтяные залежи или их участки, запасы нефти которых до сих пор числятся по категории С2, т. е. еще не вступали в разработку Рабчук В. И., Сендеров С. М. Способы уменьшения последствий от чрезвычайных ситуаций в энергетике при наличии стратегических угроз энергетической безопасности России. //Известия РАН. Энергетика, 2006, № 4, С. 59.

В настоящее время на территории РФ и за рубежом применяется более 60 различных мероприятий по повышению нефтедобычи, и более 130 методов находятся в разработке. Большинство нефтедобывающих предприятий экономически не заинтересовано в применении широкого спектра методов, направленных на повышение производительности действующего и реанимируемого фонда скважин. Преобладающее большинство разрабатываемых нефтяных месторождений находится в поздней, завершающей стадии разработки. Именно этим объясняется ежегодное сокращение объемов добычи нефти, рост фонда бездействующих скважин. Безусловно, приоритетной задачей остается решение проблемы воспроизводства запасов нефти, поэтому считаем, что особого внимания заслуживают вопросы, направленные на вовлечение в отработку фонда бездействующих малодебитных скважин и широкое применение вторичных и третичных способов нефтеотдачи пластов.

В современных условиях усиливается роль инновационной деятельности во всех отраслях национального хозяйства, в том числе в нефтегазовом комплексе (НГК), являющимся одним из важнейших секторов экономики России.

В условиях мирового финансового кризиса, падения цен на нефть нефтяные компании сталкиваются с рядом проблем, в частности с нехваткой средств на реализацию крайне важных проектов. Усложнение структуры мирового нефтегазового бизнеса на фоне повышения рисков его развития вызывает необходимость повышения инновационной составляющей как главного импульса развития в условиях неопределенности.

Развитие инноваций является естественным стремлением нефтегазовых компаний успешно развивать свой бизнес в складывающихся рыночных условиях. Нефтегазовые компании, не являясь по определению инновационными, выступают в качестве потребителей инноваций, присутствующих на рынке Воропай Н. И., Пяткова Н. И., Рабчук В. И., Сендеров С. М. и др. Газа всем не хватит: после 2010 г. лидерство России в мировой торговле голубым топливом может оказаться под вопросом. — //Мировая энергетика, 2006, № 3, С. 38.

За последние годы крупнейшие нефтяные компании существенно увеличили финансирование НИОКР. Причем если ранее — в последние десятилетия 20 века — основной объем инвестиций приходился на фундаментальные исследования, то в настоящее время — преимущественно на определенный сегмент производственного процесса, например на разведку, и добычу. Как показывает статистика, по общему объему финансирования научных разработок в мире лидируют международные американские и европейские компании.

В настоящее время инновации становятся решающим фактором обеспечения долговременных конкурентных преимуществ отечественных промышленных предприятий, что особенно актуально для предприятий, осуществляющих переработку сырьевых ресурсов и характеризующихся в настоящее время достаточно низкими показателями эффективности инновационной деятельности по отношению к другим отраслям промышленности.

Нефтегазовый сектор — стратегически важное звено в экономике России, обеспечивающее все отрасли и население широким ассортиментом моторных видов топлива, горюче-смазочных материалов, сырьем для нефтехимии, котельно-печным топливом и прочими нефтепродуктами.

Одной из главных целей осуществления инноваций для предприятий является снижение затрат в профильном бизнесе и улучшение экономических показателей компании. По различным оценкам, от 70 до 100% прироста производства продукции промышленно развитых стран обеспечивается именно за счет высокой инновационной активности предприятий.

Нефтяная и газовая промышленность России на современном этапе их развития сталкиваются с рядом сложных проблем, успешное решение которых возможно на пути радикальных изменений в технике, технологии и методах организации производственных операций. В условиях растущей конкуренции на мировых рынках и прогрессивного истощения ресурсной базы в традиционных регионах добычи — в Западной Сибири, в Волго-Уральском регионе, на юге России — все более актуальными становятся вопросы использования передовых достижений мировой нефтяной и газовой промышленности в системах и методах разработки месторождений и переработки углеводородного сырья.

В современных условиях применение инновационных технологий является одним из источников повышения технологического уровня производства нефтяных компаний, что дает им новые конкурентные преимущества в борьбе на рынках. Реализация технологических инноваций влияет на следующие основные показатели деятельности предприятия: расходные нормы потребляемых материалов и энергии; объем выпускаемой продукции; производительность труда; численность работающих; себестоимость продукции; балансовая прибыль; фондоотдача; рентабельность и др. Воропай Н. И., Пяткова Н. И., Сендеров С. М. Ахиллесова пята российского ТЭК. //Нефть России, 2006, № 10, С. 9

Для российских нефтегазовых компаний в области инноваций отмечаются следующие тенденции:

1. используемое в отрасли оборудование устарело и зачастую неэкономично (уровень износа основных фондов в нефтедобыче более 50%, в нефтепереработке — 40%, в химическом производстве — около 45%) (рис. 1).

Рис. 1. Степень износа основных фондов в организациях нефтегазового комплекса России, %

2. отмечается низкий объем финансирования НИОКР. Абсолютными лидерами в отрасли в мире являются ExxonMobil и Total. Эти компании вкладывают в НИОКР по 700−800 млн долл. США в год. Между тем в расчете на 1 т нефтяного эквивалента затраты «нефтяных гигантов» на НИОКР составляют в среднем 1 долл. на 1 т нефтяного эквивалента, в то время как аналогичные затраты компаний Китая и Бразилии на порядок выше — 2,35−3,22 долл. США. Последние тратят на развитие технологий в области разведки и добычи углеводородов практически весь свой «научный» бюджет. Доля этого сегмента в общих затратах на НИОКР составляет от 90 до 100%, а в затратах европейских и американских компаний она не превышает 50%, что свидетельствует об инвестировании ими значительных средств в другие сегменты производства: нефтепереработку, нефтехимию, альтернативные источники энергии Воропай Н. И., Пяткова Н. И., Рабчук В. И., Сендеров С. М. и др. Энергетическая безопасность России: стратегические угрозы. //Энергетическая политика, 2006, Выпуск 1, С. 46.

Тем не менее, российские компании на порядок уступают зарубежным в финансировании НИОКР. Доля соответствующих затрат не превышает 0,02% от их выручки, а удельные затраты в расчете на 1 т нефтяного эквивалента составляют менее 0,2 долл. США, притом что в сегмент разведки и добычи направляется до 90% всех инвестиций на НИОКР (рис. 2).

Рис. 2. Удельные затраты на НИОКР в секторе разведки и добычи по данным за 2008 г., долл./т нефтяного эквивалента

3. отмечается низкая доля затрат на инновации в общем объеме отгруженной продукции. Доля затрат на НИОКР не превышает 1% от их выручки (табл. 3).

Таблица 3 Доля затрат на инновации в общем объеме отгруженной продукции в России, %

4. заметна низкая доля инновационной продукции нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий в общем объеме отгруженной продукции (табл. 4).

Таблица 4 Доля инновационной продукции в объеме отгруженной продукции в России, %

5. основной объем финансирования НИОКР направляется в сегмент разведки и добычи (до 90% всех инвестиций на НИОКР) и в недостаточный степени в нефтепереработку и нефтехимию.

6. уровень производительности нефтегазового сектора РФ, в том числе вследствие более низкого технологического уровня, составляет около 35% от уровня производительности США.

При этом основными факторами роста производительности в нефтегазовом комплексе являются:

использование новых технологий, оборудования, ноу-хау (20−25%);

производство новых продуктов, в том числе повышение выхода более светлых нефтепродуктов, увеличение доли продукции с более высокой добавленной стоимостью (20−25%);

организационная эффективность, в том числе квалификация персонала, системы управления персоналом и производством (10%);

увеличение масштабов производства (10%) (рис. 3) Воропай Н. И., Лагерев А. В., Сендеров С. М. и др. Перспективы энергетики России в условиях глобальных вызовов. //Перспективы энергетики, 2006, Т. 10, С. 158.

Рис. 3. Факторы роста производительности в нефтегазовом секторе

7. остается высоким отрицательное влияние ТЭК на окружающую среду.

Тем не менее, в последние годы ситуация меняется. Крупнейшие российские компании увеличивают инвестиции в науку. Это обусловлено, прежде всего, жесткой конкуренцией не только между российскими компаниями, но и с мировыми нефтегазовыми лидерами. Кроме того, научная поддержка производственной деятельности необходима в качестве основы для устойчивого роста компании в долгосрочной перспективе. Истощение ресурсной базы в традиционных регионах добычи — в Западной Сибири, в Волго-Уральском регионе, на юге России — заставляет продвигаться в восточную, менее изученную часть Российской Федерации и на континентальный шельф. Новые регионы имеют более сложные горно-геологические и суровые климатические условия, что не позволяет осваивать их с применением имеющихся технологий.

Несмотря на недостаточную инновационную активность по сравнению с мировыми показателями, компании топливно-энергетического комплекса в целом сегодня являются крупнейшими в РФ потребителями новых технологий. Инновационная активность предприятий ТЭК превышает уровень предприятий машиностроения и электронной промышленности, предприятия сектора являются лидерами по объемам затрат на технологические инновации (рис. 4).

Рис. 4. Инновационная активность предприятий нефтегазового комплекса России в 2009 г.

Вследствие роста населения и экономического развития, к 2030 году прогнозируемый спрос на энергоресурсы в мире увеличится более чем на 50% от текущего уровня. Для удовлетворения потребностей в энергоресурсах миру будут необходимы продвинутые технологические разработки: как в области добычи и переработки сырьевых ресурсов, так и в области повышения эффективности энергопотребления.

Крупнейшие компании нефтегазовой отрасли уделяют все большее внимание проведению научно-исследовательских работ в области геологоразведки, добычи и переработки нефти и газа, охраны окружающей среды и т. д. Основные области исследований крупнейших российских нефтяных компаний приведены в табл. 4.

Экономическая эффективность НИР в компании «Сургутнефтегаз» составила в 2005 г. 2418 млн руб., в 2007 г. — 2486 млн руб., в 2009 г. — 6497 млн руб. В нефтяной компании «Лукойл» бюджет на финансирования НИОКР составил в 2007 г. 628 млн руб., в 2007 г. — 654,5 млн руб.

Структура расходов российских нефтегазовых компаний на ИКТ свидетельствует, что основной удельный вес приходится на стационарное оборудование (42%), ИТ-услуги (35%), программное обеспечение (15%).

В настоящее время предприятия нефтегазовой сферы являются наиболее благополучным сегментом экономики России. Многие из них, завершив процессы приватизации и консолидации, приступили к оптимизации внутренней организационной структуры, включая формирование научно-исследовательских подразделений. Общим для компаний нефтегазовой промышленности стало признание необходимости создания собственных научно-исследовательских центров прикладных исследований и отказа от поддержки институтов отраслевой науки, действующих с советских времен. В результате этого многие из этих институтов были приватизированы и инкорпорированы в нефтяные компании. Вместе с тем за последние годы ведущими российскими организациями накоплен значительный потенциал, позволяющий изменить ситуацию на отечественном рынке инжиниринговых услуг в области нефтегазопереработки и нефтехимии Воропай Н. И., Пяткова Н. И., Рабчук В. И., Сендеров С. М. и др. Стратегические угрозы энергетической безопасности России / ЭКО (экономика и организация промышленного производства). //Всероссийский экономический журнал, 2006, № 12, С. 47.

2.2 Проблемы и перспективы развития нефтегазового сектора в среднесрочной и долгосрочной перспективе В настоящее время реальностью стало существенное изменение места и роли российского ТЭК в мировой энергетике. Это происходит по ряду причин:

энергетический комплекс России выступает одним из гарантов глобальной стабильности и развития. В связи с этим возрастает значение устойчивости энергообеспечения с точки зрения длительной перспективы.

кардинально изменяется сама мировая энергосистема. Она приобретает новое качество, вследствие усиления тенденции к региональной и международной интеграции.

в системе экономических отношений объективно связанных с формированием взаимных долгосрочных обязательств в области энергетики и использования энергоресурсов, проявляются новые тенденции, адекватные изменению ситуации на мировом рынке энергоносителей.

В течение последних десятилетий ТЭК в основном обеспечивал потребности страны в топливе и энергии, сохранив энергетическую независимость России и конкурентоспособность на мировом рынке благодаря использованию современных технологий, мощного научного и производственного потенциала, богатого исторического опыта. В настоящее время преодолена тенденция спада и начался рост добычи нефти (2007 г. -490,7 млн. т) и газа (2007 г. — 549 млрд. м3). Сегодня Россия занимает одну из ключевых позиций в мировой энергетике. Этому способствуют крупнейшие в мире запасы газа (48 трлн. м3) и нефти (по разным оценкам от 20,5 до 27,3 млрд. т), соответственно — первое и второе место в мире по экспорту этих ресурсов, развитая транспортная инфраструктура Вайгель В. А. Последствия финансового кризиса: очевидные угрозы, скрытые возможности // Нефть, газ и бизнес. — 2009. — № 3.

Сегодня ведущие нефтяные и газовые компании страны не просто вошли в число основных мировых экспортеров углеводородного сырья. Они превратились в ведущих игроков на глобальном энергетическом рынке. Чтобы добиться успеха в конкурентной борьбе с такими мировыми лидерами, как «BP», «Chevron», «Shell» и другими компаниями, нужно постоянно развивать ресурсную базу, внедрять инновационные технологии, осваивать новые рынки сбыта и приобретать новые активы за пределами России. Все эти составляющие уже присутствуют в политике, которую проводят ведущие российские компании. В условиях инновационной экономики возрастает роль российского ТЭК, в связи с тем, что он остается сферой внедрения самых современных технологий в добычу и глубокую переработку энергетических ресурсов и в производство энергии Пяткова Н. И., Рабчук В. И., Сендеров С. М., Еделев А. В. и др. Методические основы выбора направлений корректировки решений по развитию энергетики государства с позиций энергетической безопасности. //Известия РАН. Энергетика, 2006, № 3, С. 26.

В рамках подготовки встречи G8 в Санкт-Петербурге в 2006 г. был разработан новый подход к освоению и передаче технологий. Его суть состоит в обмене активами — допуск иностранных партнеров к освоению и разработке месторождений нефти и газа в обмен на допуск к распределительным сетям, мощностям по переработке и пр. (с целью создать условия для обмена опытом и технологиями). В этом случае все решения принимаются на федеральном уровне — данный подход закреплен законодательно в связи с появлением статуса стратегических запасов углеводородов.

Но такой подход игнорирует горизонтальные связи и среду, которая формируется на проектном уровне. Большое значение приобретает взаимодействие местных поставщиков и зарубежных компаний. У первых есть возможность эффективно поставлять местные товары и услуги, но сначала им может не хватать доступа к передовым мировым технологиям. Норвежский опыт показывает, что такое взаимодействие способствует ускорению развития местных компаний-поставщиков путем включения их в отраслевые процессы, происходящие в мировом нефтегазовом секторе. Однако для этого требуется эффективная система регулирования нефтегазового сектора.

Как известно, регулирование может быть результативным или предписывающим. Привлечение компаний с международным опытом позволяет использовать новейшие высокоэффективные технологии для достижения желаемых результатов. Поэтому регулирование должно быть, прежде всего, ориентировано на результат — повышение эффективности освоения месторождений за счет применения современных технологий. Здесь важно сформировать адекватную законодательную базу и систему регулирования на основе проектного принципа.

Данный принцип, в свою очередь, предполагает формирование ядра проектов. Его составляют крупнейшие проекты нефтегазового сектора, реализация которых должна сопровождаться мерами по повышению инвестиционной привлекательности остальных секторов экономики, поддержке и развитию малого и среднего бизнеса. Одна из основных задач реализации таких проектов — формирование системы мультипликативных связей в экономике России: от добычи полезных ископаемых до их переработки (с получением конкурентоспособных продуктов с высокой добавленной стоимостью), включая широкое использование на всех этапах локальных производственно-технических, научных и кадровых ресурсов.

Потенциальная ценность запасов полезных ископаемых в регионах позволяет рассматривать минерально-сырьевой комплекс как базис устойчивого развития страны на длительную перспективу. Это не противоречит программам ускоренного формирования сектора высокотехнологичных отраслей промышленности, производств, работающих на внутренний рынок, предприятий строительного комплекса и т. п. Масштабы сырьевого сектора экономики позволяют осуществить на основе как имеющегося, так и перспективного портфеля проектов реальный прорыв в сфере развития наукоемких технологий и финансирования инфраструктурных проектов. Об этом свидетельствует, в частности, опыт Норвегии, Канады и США.

Сырьевой сектор экономики имеет ряд особенностей, отличающих его от других отраслей. Во-первых, это высокая капиталоемкость проектов освоения и использования природных ресурсов, особенно стратегических (нефти, газа, урана, полиметаллов и пр.). Во-вторых, длительные сроки реализации проектов. В-третьих, усложнение техники и технологии поисков, разведки, освоения, добычи и переработки полезных ископаемых. В-четвертых, значительное влияние институциональных условий (нормы, правила и процедуры освоения минерально-сырьевых ресурсов и их последующего использования).

Суть концепции «социально-экономической ценности» минерально-сырьевых ресурсов состоит в том, что потенциальная отдача от освоения природных ресурсовкак истощаемых, так и возобновляемых — определяется совокупностью технических, исторических и социальных факторов и условий. Вместе с тем потенциальный и реальный эффекты от освоения и использования природных ресурсов могут существенно различаться в силу действия институциональных факторов и условий. При их неполноте (с точки зрения достижения общественных целей и приоритетов) значительная часть потенциальной ценности природных ресурсов реализуется в форме ренты в интересах отдельных олигархических групп или даже физических лиц.

В случае нефти и газа общественным интересам отвечают, например, рост показателя конечной нефтеотдачи (степени извлечения запасов из недр) и уменьшение объемов низконапорного газа, остающегося в залежах. Но в России в последние годы и коэффициент нефтеизвлечения, и показатели объема низконапорного газа ухудшаются, что стало следствием неэффективности институциональной системы освоения и использования нефтегазовых ресурсов, а также влияния монопольной структуры нефтегазового сектора, которая сложилась в нашей стране. Если в России в целом наблюдаются олигополия при добыче нефти и монополия при добыче газа, то на значительных территориях страны существует монополия на природные ресурсы в «чистом» виде.

Аукционный принцип (в сочетании с поддержкой компаний с государственным участием) предоставления прав на пользование недрами (в противовес конкурсному — потенциально более «коррупционно опасному») привел к тому, что большие пакеты лицензий в пределах огромных территорий страны оказались в руках крупных трансрегиональных корпораций (ОАО «Роснефть», ОАО «Газпром», ОАО «Норильский никель», ОАО «СУЭК» и др.). Эти компании из-за неполноты институциональной системы, призванной регулировать их деятельность, получили в свое распоряжение значительные природные активы и возможность определять динамику технического и технологического прогресса при их освоении и использовании. В такой ситуации рыночная среда не в состоянии обеспечить развитие ситуации в желаемом направлении и преодолеть застой в технической и технологической областях.

Выход из сложившегося положения состоит в последовательном проведении в жизнь упомянутого проектного принципа освоения и использования минерально-сырьевых ресурсов. Современная политика недропользования в России не позволяет решать социально-экономические проблемы страны, — как правило, дело ограничивается уплатой налогов, сохранением рабочих мест и выполнением требований по достижению уровня проектных показателей добычи минерально-сырьевых ресурсов. Более того, социальные мероприятия, которые осуществляют добывающие компании, с финансово-экономической точки зрения несопоставимы с выгодами, которые они в итоге получают. Ситуация усугубляется также широким использованием внутрирасчетных цен и корпоративных тарифов. Кроме того, наблюдаются классические «ножницы цен»: цена на сырье поддерживается на низком уровне, а на промышленную продукцию (оборудование и производственно-технические услуги) формируется на повышенном рыночном.

Возможен следующий подход:

провести инвентаризацию всего ресурсного потенциала России и выявить структурно-определяющие и основные проекты в сфере освоения и добычи полезных ископаемых;

оценить конкурентоспособность применяемых при реализации данных проектов и освоении месторождений технических, технологических, социальных и организационно-экономических подходов и решений;

определить направления изменения ситуации в случае ее несоответствия современным требованиям и условиям;

разработать комплекс мер научно-технического, исследовательского и проектно-технологического характера на основе предложений по изменению ситуации;

создать горизонт сравнительно устойчивого спроса на продукцию машиностроения и строительства (фактически в пределах нескольких пунктов ВВП) — условие модернизации машиностроения и повышения его научно-технического уровня.

Такой подход широко используется в Канаде, Норвегии, Бразилии и ряде других стран. Он повышает качество долгосрочного планирования и прогнозирования, не нарушает коммерческие интересы держателей лицензий, но обеспечивает более четкое видение перспективы как для федеральных органов власти (в части налоговых льгот), так и для регионов и, что особенно важно, национальной промышленности.

Норвежская нефтяная промышленность может рассматриваться как пример экономического и технологического успеха. Менее чем за 30 лет Норвегии удалось вывести нефтяную промышленность на мировой уровень в плане как применяемых организационных решений, так и используемых технологий. В некоторых областях, в частности подводные технологии добычи углеводородов, норвежский «нефтяной кластер» стал мировым лидером. Передовое оборудование для внутреннего рынка наряду с экономически эффективными и гибкими решениями позднее оказались востребованы и на мировом рынке. Норвежские компании в настоящее время участвуют в осуществлении ряда наиболее значимых международных проектов — от Сахалина на востоке до Бразилии на западе и Анголы на юге. Кроме того, ряд малых и средних по размеру компаний, имеющих специфические («нишевые») продукты и технологии, близки к выходу на зарубежные рынки. Местные поставщики товаров и услуг для нефтегазового сектора со временем вошли в число мировых лидеров. Начало такому развитию было положено в процессе объединения усилий норвежских и зарубежных компаний при выполнении работ на норвежском континентальном шельфе. Сейчас подрядный сегмент нефтегазового сектора страны — одна из крупнейших отраслей промышленности, которая оказывает услуги по всему миру. Многие фирмы стали быстрорастущими международными компаниями.

В Норвегии сразу осознали, что в условиях государственной собственности на недра государство-собственник может требовать больше, чем только деньги, в зависимости от ситуации и переговорной силы. Наиболее приемлемый подход: развивать поставки товаров и услуг местного происхождения для нужд нефтяной промышленности и формировать на этой основе современный и конкурентоспособный кластер.

При освоении сырьевых ресурсов вопросы научно-технической политики следует рассматривать и в контексте формирования новой модели взаимодействия бизнеса и власти. Социальная ответственность крупного бизнеса (при монопольном положении в границах значительных территорий страны) должна предполагать обеспечение устойчивого социально-экономического и экологического развития данных территорий.

При совершенствовании структурной и инвестиционной политики в стране особое внимание нужно уделять возможностям использовать кластерные инициативы. Кластеры как сообщества фирм, тесно связанных отраслей, способствующих росту конкурентоспособности друг друга, играют роль «локомотивов» инноваций, точек роста внутреннего рынка и основы международной экспансий.

Для реализации кластерных инициатив в России необходима скоординированная макроэкономическая, региональная и промышленная политика. Кластеры возникают и развиваются самостоятельно только в условиях сложившейся производственно-технологической инфраструктуры и горизонтальных связей рыночного типа. Ни в одном секторе российской экономики подобных условий нет — в ней по-прежнему доминируют крупные и сверхкрупные производственно-финансовые структуры. Их внутренняя политика в сфере закупок оборудования, удовлетворения потребности в услугах производственно-технического характера может определять положение в целой отрасли. Поскольку большинство крупных корпораций используют природно-ресурсный потенциал страны, государство вправе предъявить им ряд требований с целью изменить систему производственно-хозяйственных связей и обеспечить формирование новых кластеров в экономике региона.

Нормы и правила, связанные с использованием и развитием инфраструктуры региона, должны стимулировать привлечение частных инвестиций в реализацию проектов освоения природно-ресурсного потенциала. Наиболее целесообразной формой здесь может стать государственно-частное партнерство, в рамках которого при обеспечении государственных целей и приоритетов бизнес получает возможность участвовать на стадии не только сооружения (например, в строительстве трубопроводов), но и последующего использования созданных объектов. Долгосрочный и предсказуемый характер проектов в нефтегазовой промышленности поможет развитию машиностроения и инноваций в этой современной отрасли экономики.

Для России характерна региональная неодинаковость размещения запасов и добычи углеводородного сырья. Есть регионы, не обладающие таким благом. Поэтому, рентные доходы, получаемые при добыче нефти и газа, должны быть централизованы. В бедности продолжают жить десятки миллионов граждан России. Опыт промышленно развитых стран в этой сфере, особенно стран Северной Европы, показывает, что подобные задачи можно решить.

Одной из острейших проблем, имеющей большое социальное значение, остается газификация регионов России. Основа структуры Единой системы газоснабжения (ЕСГ) сформировалась в СССР. За последние 15 лет протяженность сети увеличилась всего на 6,5% и составляет 153,8 тыс. км. В США протяженность магистральных газопроводов в 2,5 раза больше чем в России, и в основном, там развиты распределительные сети, а у нас — магистральные. Первоочередной задачей является масштабное расширение распределительных сетей. Только тогда будут выполнены социальные программы, которые приняты в России.

Сегодня, как в России, так и за рубежом, широко обсуждается тема «газовой ОПЕК». Идея создания подобной организации была высказана бывшим главой «Газпрома» Р. Вяхиревым ещё в 1999 г. Это предложение явилось своеобразной ответной реакцией на газовую директиву ЕС, принятую в 1998 г. В этом документе предлагалось ввести новые отношения между потребителями и производителями газа, снизить цены на газ и заменить долгосрочные контракты краткосрочными. Для основных стран-экспортеров газа — России, Норвегии, Алжира — новый порядок, вводимый ЕС, не выгоден. Поэтому инициатива «Газпрома» была поддержана заинтересованными странами. К ней присоединились: Алжир, Бруней, Индонезия, Оман, Малайзия, Нигерия, Катар и Туркмения. Эти страны объявили о создании новой организации — Форума стран экспортеров газа (Gas Exporting Countries Forum) (GECF). Но данная инициатива не получила подкрепления в виде создания соответствующих организационных структур. Не был разработан устав. Без решения таких вопросов невозможно эффективно построить отношения производителей и потребителей газа. Тем не менее, число стран, желающих участвовать в организации, увеличивалось. В настоящее время сторонниками создания «газовой ОПЕК» являются 14 стран-участниц форума. Общая тенденция и перспектива развития энергетики, основывающаяся на газе, обусловлена состоянием сырьевой базы добывающих стран.

Они контролируют 42% добычи и 70% мировых запасов газа, обеспечивают почти половину его трубопроводного экспорта и более 90% экспорта сжиженного газа. Против создания «газовой ОПЕК» выступили США. Они занимают первое место по потреблению газа — 667,5 млрд. м3, в том числе 547,7 млрд. м3 за счёт собственной добычи и 120 млрд. м3 за счёт импорта. Положение России совершенно иное. Добыча — 595 млрд. м3 (первое место в мире), потребление 408,6 млрд. м3, экспорт — 186,4 млрд. м3.

Говоря о возможных последствиях создания «газовой ОПЕК», следует учитывать опыт «нефтяной ОПЕК». США фактически господствовали в этой организации, и, обрушив (в 4 раза) цены на нефть, подорвали экономику СССР. Утрата американского контроля над ОПЕК, рост монополизма нефтяных шейхов привели к резкому возрастанию цен на нефть, которое продолжается и в настоящее время. США, опасаясь, что к высоким ценам на нефть добавятся и взвинченные цены на газ, в попытках выхода из такой ситуации, расширяют производство и поставки сжиженного газа.

Одним из экономических стимулов создания «газовой ОПЕК» может стать расширение рынка СПГ, доля которого в последние годы растет. Единственный российский проект СПГ на сегодня — это Сахалин-2. На острове Сахалин построен оригинальный объект — завод по сжижению природного газа. Впервые в мире в зоне 9-балльной сейсмичности установлены резервуары для хранения сжиженного газа емкостью 100 тыс. т.

На Форуме стран экспортеров газа (GECF) принято решение о создании группы высокого уровня. Участники группы договорились периодически обсуждать вопросы координации подхода участников форума к решению проблем на газовом рынке. Созданный координационный комитет планирует создание секретариата форума со штаб-квартирой. А это уже атрибуты ОПЕК. Так что идея образования «газовой ОПЕК» остаётся актуальной.

Россия обладает крупнейшими в мире запасами газа — 48 трлн. м. Её газовая промышленность — самая крупная в мире. Единая система газоснабжения охватывает практически всю северо-западную часть Евразийского континента. Россия поставляет природный газ в 26 стран Европы и СНГ. Российское газовое общество предложило создать международный альянс национальных неправительственных газовых организаций (МАННГО). В формировании этого нового объединения выделяют два этапа:

1) консолидация действий стран на постсоветском пространстве;

2) взаимодействие со странами Центральной и Восточной Европы.

Россия была и остается надежным поставщиком газа в Европу. Важно сохранить за собой этот исторически сложившийся и активно развивающийся выгодный рынок (1000 м3 газа стоят не менее 350 евро). Для Европы выгодно сохранить такого поставщика газа как Россия. Территориальная близость и растущее потребление газа (до 2030 г. на 39%) усиливают взаимозависимость России и Европы. Поэтому главными вопросами обеспечения энергетической безопасности для ЕС в будущем становятся гарантии и надежности поставок газа и возможность влияния на цену газа. Для этого Европа стремится к диверсификации источников поставок газа и переводу отношений с поставщиками со странового уровня на общеевропейский Воропай Н. И., Пяткова Н. И., Рабчук В. И., Сендеров С. М. и др. Рост экономики и энергетическая безопасность. //Академия энергетики, 2006, № 6 [14], C. 25.

Приоритетным направлением развития ТЭК России должен стать восточный вектор. Экономика Китая, Индии и др. стран АТР развивается самыми быстрыми темпами. Особая роль отводится Китаю. Наиболее приемлемым вариантом сотрудничества с этой страной в энергетической сфере является создание совместных предприятий, которые не только могут организовать добычу и транспортировку энергоносителей из России в Китай, но и поставлять их через китайские порты в страны АТР, которые испытывают дефицит нефти и газа.

Попытки России диверсифицировать направления газа встречают в ЕС крайне резкую реакцию. Несмотря на это Россия реализует программу освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока и формирует новую газовую провинцию. В 2006 г. между Россией и КНР было подписано соглашение о расширении сотрудничества в газовой сфере. С середины 2011 г. начнутся поставки газа в Китай. Для России это имеет крайне важное значение в условиях глобальных вызовов и рисков.

По оценкам международного энергетического агентства, согласно уже устоявшейся тенденции трансформации мировых центров потребления энергии свыше 70% прироста потребления энергии обеспечат развивающиеся страны. Страны Азии увеличат потребление природного газа не менее чем на 380 млрд. м3. Самые высокие темпы роста потребления газа прогнозируются у Китая. Они составят 5,1% в год.

Современная экономика Китая очень энергоемкая. Расход энергетических ресурсов на один доллар ВВП в Китае в 4,3 раза больше, чем в США, в 7,7 раза — чем в Германии и Франции, в 11,5 раза больше, чем в Японии. В Китае, с одной стороны, быстрый рост экономики и инвестиционный бум, с другой — недостаток энергии, энергоносителей, технологий. Для китайцев это серьезная проблема и они активно ищут пути решения её, понимая, что в рамках старой модели развития это сделать невозможно.

До последнего времени Китай не проявлял особого интереса к газу и не стремился развивать газовую энергетику, делая ставку на импорт СПГ. Однако ситуация постепенно меняется. Сегодня Китай заинтересован покупать газ, даже по высоким ценам. «Газпром» и Китайская национальная нефтегазовая корпорация (CNPC) договорились о привязке цены на газ не к стоимости угля, а к цене на нефтепродукты. Объем поставок российского газа в Китай к 2011 г. планируется довести до 60−80 млрд. м3 в год (для сравнения: поставки газа в Западную Европу составляют 120 млрд. м3).

Пока уровень экономических отношений двух стран в сфере энергетики недостаточен. В основном он ограничивается только поставками углеводородов из России в Китай. Китайцы не стремятся к приобретению российской продукцией с более высокой добавленной стоимостью, первой стадией нефтяного и газового передела и, тем более, сложных химических продуктов. Они заключают контракты с «BP» и «Shell» на осуществление совместных проектов в области нефтехимии, модернизируют свои НПЗ с помощью «ExxonMobil», «Saudi Aramco», «ARCO».

В перспективе максимальная добыча нефти и газа будет смещаться из Западной в Восточную Сибирь, на Дальний Восток и Север России. По нефтегазовому потенциалу наиболее перспективны недра арктических морей. Их извлекаемые ресурсы углеводородов превышают 100 млрд. т в пересчете на нефть. Открыто 16 месторождений, среди них есть уникальные. Так, объем запасов только одного Штокмановского газоконденсатного месторождения (ШГКМ), превышает все разведанные запасы Норвегии. Его запасы оцениваются в 3,7 трлн. м3 газа и 31 млн. т газового конденсата.

Стратегическое значение ШГКМ предопределяется тем, что оно станет ресурсной базой для строящегося газопровода «Северный поток», и для производства СПГ в целях поставок на рынок США, которые будут оставаться крупнейшим импортером СПГ.

Сейчас крупнейшими экспортерами СПГ являются Индонезия, Алжир, Катар, Малайзия и др. Россия на этом рынке пока не присутствует. Благодаря ШГКМ ситуация кардинально изменится. При его разработке будут использоваться новейшие технологии и технические решения, максимально сохраняющие экологию, а также богатый опыт стран Северной Европы.

Важнейшей проблемой для России в современных условиях является отсутствие научно обоснованной системы стратегического управления и планирования социально-экономического развития страны Богданчиков С. Технологии — наш путь к лидерству // Нефтяное хозяйство. 2009. — № 11. В России идёт становление данной системы и пока созданы лишь некоторые её элементы. К ним относятся долгосрочные концепции и прогнозы социально-экономического развития страны и ряд отраслевых стратегий, первой среди которых является энергетическая стратегия России до 2020 г.

Решение ориентировать внутренние инвестиции на энергосбережение означает неизбежность кардинальных изменений в энергетике, характере энергопотребления и образе жизни россиян, в структуре спроса в промышленности. Иной станет и структура инвестиций по регионам, существенно изменится инфраструктура энергетики. Это повлечет изменение формы связей энергетики с остальной экономикой.

В силу технологической сложности такого поворота (пусть постепенного) выроятна серьезная поддержка модернизации обрабатывающей промышленности при условии, что удастся наладить производство соответствующего оборудования. Но использование в этих целях иностранных инвестиций без встроенных системных элементов модернизации было бы шагом назад. Для успешной модернизации страны необходим переход не только к инновациям как основе развития, но и к другой системе связей энергетики и экономики. Только такой системный маневр будет способствовать реальному повышению эффективности энергетического сектора и обеспечит обрабатывающую промышленность и научный сектор долгосрочными предсказуемыми заказами.

3. Анализ состояния направления развития крупнейшей нефтяной компании ОАО «Лукойл» в контексте реализации «Энергетической стратегии 2020»

ЛУКОЙЛ — одна из крупнейших международных вертикально интегрированных нефтегазовых компаний. Основными видами деятельности Компании являются разведка и добыча нефти и газа, производство нефтепродуктов и нефтехимической продукции, а также сбыт произведенной продукции. Основная часть деятельности Компании в секторе разведки и добычи осуществляется на территории Российской Федерации, основной ресурсной базой является Западная Сибирь. ЛУКОЙЛ владеет современными нефтеперерабатывающими, газоперерабатывающими и нефтехимическими заводами, расположенными в России, Восточной и Западной Европе, а также странах ближнего зарубежья. Продукция Компании реализуется в России, Восточной и Западной Европе, странах ближнего зарубежья и США.

ЛУКОЙЛ является второй крупнейшей частной нефтегазовой компанией в мире по размеру доказанных запасов углеводородов. Доля Компании в общемировых запасах нефти составляет около 1%, в общемировой добыче нефти — около 2,4%. Компания играет ключевую роль в энергетическом секторе России, на ее долю приходится 18,6% общероссийской добычи и 18,9% общероссийской переработки нефти.

По состоянию на 2010 год доказанные запасы нефти Компании составляли 13 696 млн барр., доказанные запасы газа — 22 850 млрд фут3, что в совокупности составляет 17 504 млн барр.

В секторе разведки и добычи ЛУКОЙЛ располагает качественным диверсифицированным портфелем активов. Основным регионом нефтедобычи Компании является Западная Сибирь. ЛУКОЙЛ также реализует проекты по разведке и добыче нефти и газа за пределами России: в Казахстане, Египте, Азербайджане, Узбекистане, Саудовской Аравии, Колумбии, Венесуэле, Кот-д'Ивуаре, Гане, Ираке.

ЛУКОЙЛ владеет нефтеперерабатывающими мощностями в России и за рубежом. В России Компании принадлежат четыре крупных НПЗ — в Перми, Волгограде, Ухте и Нижнем Новгороде, и два мини-НПЗ. Совокупная мощность российских НПЗ составляет 45,1 млн т/год нефти. За рубежом Компании принадлежат НПЗ в Болгарии, Румынии и Украине, а также 49%-ая доля в нефтеперерабатывающем комплексе ISAB (о. Сицилия, Италия) и 45%-я доля в НПЗ TRN (Нидерланды). Совокупная мощность зарубежных НПЗ Компании составляет 26,4 млн т/год нефти. В 2009 году на НПЗ Компании (с учетом долей в переработке на комплексах ISAB и TRN) было переработано 62,70 млн т нефти, в том числе на российских — 44,46 млн т.

В 2008 году в рамках реализации Программы стратегического развития на 2008;2017 годы в ОАО «ЛУКОЙЛ» был создан новый бизнес-сектор — «Электроэнергетика». В него, помимо приобретенного в 2008 году ОАО «ЮГК ТГК-8» и собственных электростанций на месторождениях в России, входят также предприятия, генерирующие электрои теплоэнергию в Болгарии, Румынии и Украине. Общая выработка электрической энергии организациями сектора в 2009 году составила около 14,7 млрд кВт/ч, выработка тепловой энергии — 16,9 млн Гкал. В долгосрочной перспективе бизнес-сектор «Электроэнергетика» станет важным фактором роста денежных потоков и акционерной стоимости Компании.

По состоянию на 2010 год сбытовая сеть Компании охватывала 26 стран мира, включая Россию, страны ближнего зарубежья и государства Европы (Азербайджан, Беларусь, Грузия, Молдова, Украина, Болгария, Венгрия, Финляндия, Эстония, Латвия, Литва, Польша, Сербия, Черногория, Румыния, Македония, Кипр, Турция, Бельгия, Люксембург, Чехия, Словакия, Хорватия, Босния и Герцеговина), а также США, и насчитывала 199 объектов нефтегазового хозяйства с общей резервуарной емкостью 3,13 млн м3 и 6 620 автозаправочных станций (включая франчайзинговые).

Рост добычи был достигнут за счет Южно-Хыльчуюского месторождения, введенного в эксплуатацию в середине 2008 года, а также за счет роста по международным проектам. Негативно на темпе прироста сказалось снижение добычи нефти на месторождениях Западной Сибири, связанное в первую очередь с объективными изменениями в структуре извлекаемых запасов. Компания планирует ослабить их негативное влияние на процесс добычи за счет применения новейших технологий повышения нефтеотдачи пластов. Необходимо отметить, что ЛУКОЙЛ успешно справляется с возникшей в регионе несколько лет назад проблемой ограничения энергоснабжения со стороны поставщиков. Компания планомерно строит и вводит в эксплуатацию собственные электрогенерирующие мощности на месторождениях, что уже в настоящее время позволило практически полностью решить эту проблему.

Большое внимание в отчетном году было уделено подготовке и строительству объектов обустройства месторождений Северного Каспия. В 2009 году на месторождении им. Ю. Корчагина были сооружены морская ледостойкая стационарная платформа с буровым комплексом, жилая и транспортная инфраструктуры. Месторождение им. Ю. Корчагина будет разрабатываться системой горизонтальных эксплуатационных скважин сверхпротяженной длины (более 5 км), что является уникальным для Российской Федерации проектно-технологическим решением. Первая нефть на месторождении получена во втором квартале 2010 года. Максимальный уровень добычи нефти составит около 2,5 млн т/год, газа — 1 млрд м3/год.

Месторождение им. Ю. Корчагина стало первым из целой группы месторождений, расположенных в российской части акватории Каспийского моря, введенным Компанией в эксплуатацию.

На фоне резкого падения цены на нефть в 2008;2009 годах Компания активно работала над повышением эффективности разработки месторождений и сокращением эксплуатационных затрат. Для выполнения программы добычи нефти в 2009 году добывающими обществами группы «ЛУКОЙЛ» был осуществлен комплекс мероприятий по повышению производительности добывающих скважин и нефтеотдачи пластов. Затраты на разработку месторождений составили 4 421 млн долл., что почти на 40% меньше, чем в 2008 году.

В 2009 году добыча углеводородов дочерними и зависимыми обществами ОАО «ЛУКОЙЛ» осуществлялась на 375 месторождениях. За год в разработку введено 8 новых месторождений — Апрельское, Большое, Ольховское и Лонгъюганское (Западная Сибирь), Нирмалинское и Пыжъельское (Тимано-Печора), Викторинское и Бортомское (Предуралье). Максимальная годовая добыча жидких углеводородов на месторождениях, введенных в эксплуатацию в 2009 году, достигнет почти 1 млн т/год.

Добыча группой «ЛУКОЙЛ» на территории России в 2009 году составила 91 868 тыс. т нефти, в том числе дочерними обществами было добыто 91 560 тыс. т. По сравнению с 2008 годом добыча на территории России выросла на 2,1%.

В 2009 году добыча углеводородов дочерними и зависимыми обществами ОАО «ЛУКОЙЛ» на территории России осуществлялась на 348 месторождениях. Эксплуатационное бурение составило 2 385 тыс. м, что на 20,0% меньше по сравнению с 2008 годом. Эксплуатационный фонд скважин на конец 2009 года составлял 28,24 тыс. скважин, в том числе 24,04 тыс. дающих продукцию. В 2009 году были введены 854 новые скважины. 57,7% добычи группой «ЛУКОЙЛ» на территории России пришлось на Западную Сибирь. Добыча в регионе несколько снизилась по сравнению с 2008 годом и составила 52,96 млн т. Одной из важнейших задач Компании является стабилизация объемов добычи нефти в Западной Сибири. Эта задача осложняется постепенным естественным истощением ресурсной базы, которое связано с длительным периодом разработки основной части месторождений Компании в этом регионе и достаточно высоким уровнем вы-работанности их запасов. ЛУКОЙЛ борется с этим фактором, используя самые передовые технологии, позволяющие существенно повысить коэффициент извлечения нефти и добывать нефть из труднодостижимых коллекторов. Кроме того, наблюдается дефицит электроэнергии в регионе, что может приводить к технологическим потерям и недостаточным объемам закачки воды для поддержания пластового давления. Компания успешно решает проблему энергообеспечения собственных месторождений путем строительства малых электростанций, работающих преимущественно на попутном нефтяном газе.

Несмотря на длительный срок разработки региона, некоторые месторождения Компании в Западной Сибири обладают значительным потенциалом роста добычи. Таковы, например, Кечимовское и Урьевское месторождения, на которых в 2009 году были получены значительные приросты добычи нефти.

Добыча нефти на Кечимовском месторождении, введенном в эксплуатацию в 1995 году, выросла по сравнению с 2008 годом на 63,9%, до 1,59 млн т.

Увеличение добычи было обеспечено за счет эксплуатационного бурения: в эксплуатацию введены 92 новые скважины со средним дебитом 28,6 т/сут нефти, в том числе 27 горизонтальных со средним дебитом 42,9 т/сут. В 2009 году была пробурена и введена в эксплуатацию многозабойная скважина (2 ствола) с дебитом 103 т/сут. На росте добычи благоприятно сказались и высокие дебиты скважин, введенных в 2008 году (79 скважин со средним дебитом 28,8 т/сут) и отработавших в отчетном периоде весь год. В 2009 году на месторождении пробурено 5 вторых стволов со средним приростом дебита 27,2 т/сут. Продолжалась работа и по формированию системы поддержания пластового давления: в отчетном году введено под закачку 36 новых нагнетательных скважин. Кечимовское месторождение является одним из крупнейших инвестиционных проектов Компании в Западно-Сибирском регионе. Так, проектный фонд скважин, оставшийся для бурения, по состоянию на 01.01.2010 составил 512 скважин, в том числе 402 нефтяных и 110 нагнетательных. В ближайшей перспективе планируются сохранение высоких темпов эксплуатационного бурения и, как следствие, дальнейшее увеличение уровней добычи нефти по месторождению.

Добыча нефти на Урьевском месторождении, введенном в эксплуатацию в 1978 году, выросла на 9,4%, до 2,62 млн т. Увеличение добычи обеспечено за счет эксплуатационного бурения. В эксплуатацию введены 83 новые скважины со средним дебитом нефти 28 т/сут, в том числе 4 горизонтальные со средним дебитом нефти 75,5 т/сут. Для поддержания уровней добычи по переходящему фонду скважин в 2009 году на месторождении пробурено 19 вторых стволов. С целью оптимизации системы поддержания пластового давления и увеличения компенсации отбора жидкости закачкой воды введено под закачку 48 нагнетательных скважин. Проектный фонд скважин, оставшийся для бурения, по состоянию на 01.01.2010 составляет 1 161 скважину. Отраслевой программой развития бизнес-сегмента «Геологоразведка и добыча» предусмотрены сохранение высоких темпов эксплуатационного бурения на Урьевском месторождении и дальнейшее увеличение объемов добычи нефти.

В 2009 году Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция обеспечила прирост добычи Компании на 5 млн т. Добыча в этом регионе составила 21,66 млн т. В результате доля региона в суммарной добыче Группы в России увеличилась с 19 до 24%. Рост доли продолжился благодаря активной разработке Южно-Хыльчуюского месторождения, введенного в эксплуатацию совместно с ConocoPhillips в середине 2008 года. Добыча на месторождении в 2009 году выросла в 3,5 раза по сравнению с 2008 годом и достигла 7 млн т (около 140 тыс. барр./сут). В июле 2009 года месторождение было выведено на проектный уровень добычи нефти — 7,5 млн т в годовом исчислении. В 2009 году на месторождении введено 10 новых скважин со средним дебитом нефти 602 т/сут. Всего на 01.01.2010 добывающий фонд скважин на месторождении составляет 30 скважин.

Ведется работа по формированию системы поддержания пластового давления: в отчетном году введено под закачку 7 новых нагнетательных скважин (всего на 01.01.2010 нагнетательный фонд составляет 19 скважин). В 2010 году планируются выход на максимальную добычу нефти, завершение эксплуатационного бурения и ввод 2 добывающих и 3 нагнетательных скважин.

Тимано-Печора является основным регионом роста добычи группы «ЛУКОЙЛ» в среднесрочной перспективе. Компания прилагает все усилия для скорейшего ввода в разработку крупных запасов региона (так, в 2009 году начата добыча на 2 новых месторождениях). Это позволит компенсировать естественное снижение добычи нефти Группой в традиционных регионах.

Добыча нефти группой «ЛУКОЙЛ» в Предуралье выросла до 12,04 млн т, или на 3,6%, в том числе благодаря применению новых технологий, таких как бурение вторых стволов, радиальное бурение и кислотный гидроразрыв пласта.

В2009году Компания начала добычу нефти на новой группе месторождений в Пермском крае, географически приуроченных к уникальному Верхнекамскому месторождению калийно-магниевых солей (ВКМКС). Права на разработку этой группы месторождений были приобретены в 2008 году. Особенностью лицензионной территории является то, что месторождения углеводородов находятся под промышленно эксплуатируемыми залежами калийно-магниевых солей, а также то, что на территории лицензионных участков существуют ограничения деятельности природоохранного характера (заповедники, водоохранные зоны, городские поселения и т. д.). Для соблюдения всех требований промышленной и экологической безопасности при разработке нефтяных месторождений на территории ВКМКС предусмотрено строительство уникальных для Пермского региона скважин многоколонной конструкции с отходами от вертикали более 2 км; разобщение солевых пластов с использованием магнезиально-фосфатного тампонажного материала с расширяющимся цементным камнем; организация системы постоянного мониторинга за деформацией земной поверхности. Прогнозный годовой уровень добычи нефти месторождений проекта составляет более 1,3 млн т.

Добыча нефти на территории Поволжья в 2009 году составила 3,07 млн т, несколько снизившись по сравнению с 2008 годом. Компания повышает эффективность разработки месторождений региона, что позволяет увеличивать коэффициент извлечения нефти и сохранять добычу на имеющемся уровне, несмотря на высокий уровень истощения запасов.

В 2009 году Компания акцентировала внимание на подготовке к разработке месторождений, расположенных на шельфе каспийского моря. Освоение этих месторождений станет основным фактором роста добычи нефти Компании в среднесрочной перспективе. Основной прирост добычи нефти обеспечат месторождения им. Ю. Корчагина и им. В. Филановского, которые вводятся в эксплуатацию в первую очередь.

Во втором квартале 2010 года благодаря подготовительным работам, проведенным в 2009 году, на месторождении им. Ю. Корчагина получена первая нефть. Максимальный уровень добычи нефти составит около 2,5 млн т/год, газа — 1 млрд м3/год. Компания начала морские операции по обустройству месторождения им. Ю. Корчагина в апреле 2009 года, когда была выполнена буксировка из Астрахани опорного блока ледостойкой стационарной платформы. В мае на опорный блок было установлено жилое строение. В августе была завершена установка точечного причала, предназначенного для загрузки нефти из подводного трубопровода в плавучее нефтехранилище и на танкеры-челноки. В сентябре на месторождении было установлено плавучее нефтехранилище, предназначенное для загрузки танкеров-челноков и транспортировки нефти, добытой на месторождении. В результате работ по обустройству месторождения была сооружена морская ледостойкая стационарная платформа с буровым комплексом для бурения скважин с максимальной длиной по стволу до 7 400 м. Месторождение им. Ю. Корчагина будет разрабатываться системой горизонтальных эксплуатационных скважин сверхпротяженной длины (более 5 км), что является уникальным для Российской Федерации проектно-технологическим решением. Месторождение им. Ю. Корчагина стало первым из целой группы месторождений, расположенных в российской части акватории Каспийского моря, введенным Компанией в эксплуатацию. Разработка осуществляется по принципу «нулевого сброса», что гарантирует минимальное воздействие на природный комплекс Каспийского моря.

Добыча нефти по международным проектам в доле группы «ЛУКОЙЛ» составила 5 747 тыс. т, что на 8,5% больше по сравнению с 2008 годом. Рост объемов добычи был в основном обеспечен проектами Тенгиз, Каракудук-Мунай и Карачаганак в Казахстане.

Проходка в эксплуатационном бурении по международным проектам Компании составила 355 тыс. м, что на 40% меньше по сравнению с 2008 годом. Снижение объемов объясняется сокращением затрат на финансирование программы бурения, однако приоритетные проекты разработки продолжали активно развиваться (Карачаганак, Кумколь, Кондор). Эксплуатационный фонд нефтяных скважин составил 1 522 скважины, фонд скважин, дающих продукцию, — 1 345. По международным проектам, в которых участвует Группа, было введено в эксплуатацию 270 новых добывающих скважин. Их средний дебит составил 43,4 т/сут.

Газовая программа группы «ЛУКОЙЛ» предусматривает ускоренный рост добычи газа, как в России, так и за рубежом, и доведение доли газа до трети от суммарной добычи углеводородов. Основной целью данной стратегии является коммерциализация запасов газа и снижение зависимости Компании от сильной ценовой волатильности на международном рынке нефти.

В 2009 году совокупная добыча газа группой «ЛУКОЙЛ» (с учетом доли в добыче, осуществляемой зависимыми организациями) составила 17 717 млн м3 (1 714 млн фут3/сут). При этом добыча товарного газа (после собственного потребления, закачки в пласт и транспортных потерь) составила 14 898 млн м3 (1 441 млн фут3/сут). Среднесуточная добыча товарного газа снизилась по сравнению с 2008 годом на 12,5%, в том числе в Россиина 16,9% в результате ограничения приема газа со стороны компании «Газпром». Чистая прибыль группы «ЛУКОЙЛ» по газовым проектам в России составила 56 млн долл., несмотря на существенное снижение добычи.

Эксплуатационный фонд газовых скважин Компании по состоянию на конец 2009 года составил 394 скважины, фонд скважин, дающих продукцию, — 274.

Добыча природного газа составила 11 444 млн м3, в том числе 10 218 млн м3 товарного газа. Снижение добычи товарного природного газа составило 19,4%. В том числе добыча в России снизилась на 27,2%, за рубежом — на 2,1%. Доля зарубежных проектов в добыче увеличилась с 31% в 2008 году до 38% в 2009 году. Столь существенное падение добычи природного газа в России объясняется снижением добычи на Находкинском месторождении (почти на 30%) в результате сокращения спроса на газ и ограничения приема газа со стороны компании «Газпром».

Добыча попутного нефтяного газа составила 6 273 млн м3, в том числе 4 680 млн м3 товарного попутного газа. Рост добычи товарного попутного газа составил 7,6%, что связано с ростом добычи нефти и развитием систем утилизации попутного нефтяного газа на месторождениях Компании. Попутный газ используется на месторождениях Компании при закачке в пласт для поддержания пластового давления, для выработки электроэнергии на газовых электростанциях, а также для других производственных нужд. Товарный попутный газ поставляется на газоперерабатывающие заводы и местным потребителям.

Уровень утилизации попутного нефтяного газа составил 71,1% по сравнению с 70,4% в 2008 году и 69,0% в 2007 году. Рост показателя связан с развитием систем утилизации попутного нефтяного газа на месторождениях Компании: шло строительство компрессорных станций и газопроводов. По основным месторождениям Компании в Западной Сибири уровень утилизации попутного газа составляет около 95%.

Для увеличения уровня утилизации попутного нефтяного газа Компания в рамках развития малой энергетики ведет строительство газовых электростанций на месторождениях. Это позволяет сократить сжигание газа на факелах, снизить расходы на электроэнергию, а, следовательно, сократить расходы на добычу нефти. В Компании реализуется утвержденная в 2009 году Программа утилизации попутного нефтяного газа организаций группы «ЛУКОЙЛ» на 2009;2011 год, предусматривающая доведение уровня использования попутного нефтяного газа на месторождениях группы «ЛУКОЙЛ» к 2012 году до 95%.

Добыча товарного газа в России в 2009 году составила 10 663 млн м3, что на 16,9% меньше по сравнению с 2008 годом. При этом доля природного газа составила 59%, снизившись на 9 п.п. Эксплуатационный фонд газовых скважин Компании в России по состоянию на конец 2009 года составил 304 скважины, фонд скважин, дающих продукцию, — 211.

Основную часть добычи природного газа в России (более 90%) обеспечило Находкинское месторождение Большехетской впадины. В 2009 году на нем было добыто 6 млрд м3 газа, что почти на треть меньше, чем в 2008 году, в результате сокращения закупок газа со стороны ОАО «Газпром».

На других месторождениях Большехетской впадины продолжаются подготовительные работы по вводу месторождений в разработку. В соответствии с утвержденной инвестиционной программой в 2009 году начаты работы по обустройству Пякяхинского месторождения, введена в эксплуатацию одна скважина и начата добыча природного газа для собственных нужд. Проводилась отсыпка промысловых дорог, строительство кустов скважин, производственных площадок, осуществлялось эксплуатационное бурение скважин на газоконденсатные залежи месторождения. Ввод в разработку Пякяхинского месторождения запланирован на 2013 год. Товарный газ будет транспортироваться по межпромысловому газопроводу до ГКС в районе Находкинского месторождения и далее по существующему магистральному газопроводу до ГКС-1,2 «Ямбургская». Начало добычи газа на Южно-Мессояхском и Хальмерпаютинском газоконденсатных месторождениях запланировано на 2019 и 2020 годы соответственно.

В соответствии с договоренностью с ОАО «НК «Роснефть» ЛУКОЙЛ с осени 2013 года обеспечит прием газа Ванкорской группы месторождений в объеме до 5,6 млрд м3/год в газотранспортную систему Большехетской впадины и транспорт до ГКС «Ямбургская» ГТС ОАО «Газпром». В свою очередь ОАО «НК «Роснефть» с 2013 года обеспечит прием стабильной нефтеконденсатной смеси с Пякяхинского месторождения в объеме до 3 млн т/год в нефтепровод Ванкор — Пурпе и транспорт до системы магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть». В связи с этим к 2013 году ЛУКОЙЛ построит 160-километровый продуктопровод от Пякяхинского месторождения до центрального пункта сбора «Ванкор», 60-километровый газопровод от Пякяхинского до Хальмерпаютинского месторождения и 1-ю очередь ГКС в районе Находкинского месторождения.

С выходом на проектную добычу всех месторождений Большехетской впадины суммарная добыча природного газа Компанией в регионе составит 20 млрд м3.

Добыча товарного газа по международным проектам составила в 2009 году 4 235 млн м3, что на 1,0% больше по сравнению с 2008 годом. При этом доля природного газа составила 92%, снизившись на 2 п.п. Эксплуатационный фонд газовых скважин Компании по зарубежным проектам по состоянию на конец 2009 года составил 90 скважин, фонд скважин, дающих продукцию, — 63.

Основной объем добычи товарного газа за рубежом (53%) был обеспечен введенным в эксплуатацию в конце 2007 года промыслом Хаузак-Шады, разрабатываемым в рамках проекта Кандым — ХаузакШады в Узбекистане. Добыча товарного газа на нем составила 2,23 млрд м3. На участке продолжается эксплуатационное бурение. Так, в 2009 году пробурено 19 тыс. м горных пород, введено в эксплуатацию 5 новых скважин со средним приростом дебита газа 361 м3/сут. В Узбекистане начато также опережающее бурение газовых скважин на месторождении Адамташ проекта Гиссар, добыча природного газа по которому запланирована на 2012 год.

Доля Группы в добыче товарного газа на месторождении Карачаганак в Казахстане составила 1,13 млрд м3. По сравнению с 2008 годом добыча выросла на 6,0% благодаря вводу в эксплуатацию новых высокодебитных скважин.

По проекту Шах-дениз в Азербайджане, который был введен в эксплуатацию в декабре 2006 года, добыча товарного газа составила 518 млн м3 (по доле участия), снизившись на 6,1% по сравнению с 2008 годом в связи с ограничением потребительского спроса. В 2009 году закончена бурением и введена в эксплуатацию новая скважина с дебитом 1 450 т/сут конденсата и 6,2 млн м3/сут природного газа, которая будет способствовать дальнейшему росту добычи по проекту. На 2010 год запланировано бурение еще 2 скважин.

В контексте функционирования Энергетической стратегии-2020 в развитие нефтедобычи необходимо вложить от 700 млрд. до 1 трлн. долларов. В этом случае нам удастся привлечь ресурсы для производства дополнительных 100−120 млн. т нефти в год в течение последующих 30−50 лет, что в свою очередь обеспечит все возрастающий и стабильный источник доходов для государства и общества.

Моделью для решения этой общегосударственной задачи может и должно стать сотрудничество российской компании «ЛУКОЙЛ» и американской «КонокоФиллипс» по разработке новых запасов углеводородов в Тимано-Печоре. Истощение запасов жидких углеводородов в Западной Сибири и в Волго-Уральском регионе привело к снижению добычи нефти в этих районах, которые долгое время служили основными источниками нефти и газоконденсата. Степень истощенности тимано-печорских запасов нефти, напротив, не превышает 5−8%, тогда как в целом по стране показатель составляет 55−65%.

Совокупные запасы Тимано-Печорской провинции на суше оцениваются приблизительно в 6 миллиардов тонн нефтяного эквивалента. Шельфовые месторождения могут оказаться еще более привлекательными для инвесторов. Основной российской компанией, работающей в Тимано-Печоре, является «ЛУКОЙЛ». Компания рассматривает провинцию как стратегический плацдарм для дальнейшего роста, в ближайшие десять лет «ЛУКОЙЛ» планирует инвестировать в регион около 3 млрд. долларов, что позволит в среднесрочной перспективе практически утроить здесь добычу — до более чем 30 млн. тонн в год.

«ЛУКОЙЛ» активно вводит в действие новые месторождения в России (ежегодно 10−12 месторождений). Вот яркий пример. Пока мы не начали работать в российском секторе Каспия, среди специалистов существовало мнение о невысоких перспективах его нефтегазоносности. Но наша геологоразведка не только подтвердила высокие перспективы российского сектора Каспия, но и открыла сразу пять крупных месторождений. В результате прогнозные ресурсы российского сектора Каспия увеличились в разы — до 4, 5 млрд. тонн. По нашему мнению, в перспективе до 2018 года в российском секторе Каспия можно довести добычу до 50 млн. тонн условного топлива. Это позволит в данном регионе в ближайшей перспективе создать новый крупный центр добычи нефти и газа Российской Федерации.

Российской нефтяной отрасли нужно наращивать экспортный потенциал, а значит, строить новые экспортные трубопроводы, дающие выход российской нефти в открытое море и позволяющие отправлять нефть на глобальные рынки. Реализация новых эффективных экспортных трубопроводных проектов (Западная Сибирь — Мурманск, порт Омишаль в Хорватии, Ангарск — Дальний Восток) и расширение присутствия на мировых рынках будут способствовать дальнейшему росту финансовой мощи России и российских компаний, что в свою очередь приведет к росту геополитического влияния России.

В рамках реализации Энергетической стратегии-2020 компанией «ЛУКОЙЛ» уже реализован крупный инфраструктурный проект по созданию экспортного терминала в Высоцке (Ленинградская область). Но магистральные нефтепроводы и продуктопроводы в России принадлежат государственным предприятиям «Транснефть» и «Транснефтепродукт». А они действуют по поручениям Правительства РФ.

Россия должна расширить географию своего присутствия на глобальном рынке. Мы сегодня, к сожалению, замкнуты на региональных рынках, присутствуем в основном в Восточной и Западной Европе. Для расширения географии поставок необходима инфраструктура. Я повторяюсь, говоря о Мурманском терминале, но только он позволит российской нефти присутствовать и влиять на глобальный рынок. Потому что даже труба от Ангарска до Тихоокеанского побережья даст нам возможность выйти пусть и на важный, но внутренний региональный рынок Китая. Строительство же терминала в Мурманске, через который пойдет нефть на экспорт, может создать дополнительный приток валюты в пределах 50 млрд. долларов.

В России существует четкое понимание того, что ориентация на Европу как на единственного потребителя себя исчерпала. Уже несколько лет российские компании осуществляют пробные поставки сырья, как в западном, так и в восточном направлениях. В 2004 году экспорт российской нефти в США составил 145 тыс. баррелей в сутки, в Китай — 216 тыс. баррелей в сутки. Окончательный выбор будет сделан только тогда, когда станет ясно, какое из этих направлений будет более развито с точки зрения трубопроводной и портовой инфраструктуры.

Заключение

Выводы по итогам исследования:

В настоящее время возникает потребность консолидации усилий стран мирового сообщества на решении общей задачи — обеспечения энергетической безопасности и энергетической стабильности. Эту задачу целесообразно решать по трем основным направлениям. Первое направление связано с разработкой концепций обеспечения международной энергетической безопасности. Второе направление предполагает поиск механизмов реализации концептуальных положений в международной практике. Третье направление предусматривает разработку политических инициатив в энергетической сфере. В совокупности все эти направления представляют собой подход обеспечения энергетической безопасности России, который может лечь в основу модернизации стратегии внешнеполитической деятельности государства в энергетической сфере на ближайшую перспективу. Энергетические интересы России обусловливают необходимость формирования системы обеспечения энергетической безопасности и единой энергетической инфраструктуры в сопредельных регионах Европы и Азии, развития международных энерготранспортных систем и обеспечения недискриминационного транзита энергоносителей. Россия должна постоянно наращивать взаимодействие по вопросам международной энергетической безопасности в таких многосторонних форматах, как СНГ, ЕврАзэс, ШОС, ОДКБ, ЕС, ОПЕК, НАТО, а также в неформальных международных институтах: «Группа восьми», «Группа двадцати», БРИК (Бразилия, Россия, Индия и Китай).

Россия, располагая менее чем 2,5% населения земного шара, имеет почти 30% мировых запасов энергоресурсов. При дальновидном государственном регулировании развития энергетики Россия, опираясь на производственно-технологический и интеллектуально-кадровый потенциал, может стать одной из опор многополюсной глобализации мировой экономики;

особую роль играет газовая промышленность России, являющаяся одним из наиболее эффективно работающих секторов ТЭК России. Россия — крупнейший производитель и экспортер газа в мире. Она располагает крупнейшими запасами газа (47,8 млрд. м3, т. е. почти 27% всех мировых запасов) и при этом, является важнейшим элементом мировой системы энергообеспечения. Основным сегментом рынка сбыта является Западная Европа, на долю которой приходится более 70%.;

В настоящее время система недропользования в России ориентирована на предоставление прав пользования недрами, а не на их эффективное освоение. С одной стороны, условия пользования недрами должны учитывать особенности их освоения и специфику ситуации в нефтегазовом секторе и экономике страны в целом, а с другой — способствовать формированию горизонтальных связей с остальной экономикой.

Необходим комплекс мер стимулирующего характера по привлечению частных инвестиций в сферу воспроизводства ресурсной базы и освоения недр. По мере ухудшения экономической ситуации и условий освоения недр в большинстве стран институциональный режим недропользования становится более либеральным. В России же доступ к недрам усложняется и все больше бюрократизируется. Упомянем лишь введение в практику понятия «стратегическое месторождение» (в итоге около 70% ресурсной базы добычи нефти оказалось отнесено к данной категории), а также лицензирование доступа к недрам на основе программ. Такие меры создают серьезные барьеры для малых и средних независимых и инновационных компаний и усугубляют действие отмеченных выше негативных факторов.

При определении доли российского участия в реализации того или иного проекта правительственные чиновники ориентируются на происхождение не конкретных технических решений (представленных технологиями и оборудованием), а компании-поставщика. В результате она, как правило, имеет отечественные корни (точнее, регистрацию), а оборудование (особенно его научно-техническая составляющая, определяющая качественные характеристики технологического процесса) поставляется из-за рубежа.

С точки зрения создания системы горизонтальных связей очень важно сформировать эффективный специализированный сервисный сектор. Объем услуг и работ, выполняемых сервисными компаниями, превышает 15 млрд долл. в год. В то же время инновационные компании (имеющие уникальный опыт и технологии) не могут попасть на рынки соответствующих видов работ из-за исторического закрепления последних за сервисными подразделениями крупных вертикально интегрированных компаний (около 60% рынка сервисных работ в нефтяной отрасли страны).

Чтобы укрепить связи ТЭК с остальной экономикой и повысить эффективность освоения и использования природных ресурсов, необходимы целенаправленные усилия по формированию соответствующей системы государственного регулирования. Сделать этот сектор более эффективным за счет действия только рыночных механизмов невозможно, если не устранить имеющиеся многочисленные барьеры и препятствия. Время простых решений — например, приватизация или (затем) возврат активов в руки компаний с государственным участием, — прошло. Не следует забывать и о роли ТЭК в модернизации отечественной экономики, и о сложной игре на мировых рынках при активном участии политиков других стран. Российская энергетика должна быть готова и к жесткой конкуренции при замедлении спроса на энергоносители, и к росту спроса в случае мирового экономического подъема без адекватного повышения энергоэффективности. Если основываться на ориентирах Энергетической стратегии России до 2020 г., то удельный расход условного топлива на производство электроэнергии в 2020 г. должен составить порядка 280 г у.т./кВт. ч, соответственно удельный расход условного топлива на производство тепла может составить, примерно, 160 кг у.т./Гкал. При этом в 2005 г. из 397 млрд. м3 природного газа, использованного внутри страны было потреблено на производство электроэнергии и тепла 243 млрд. м3 или 61%, остальные 39% были использованы населением и в других видах промышленности. Примерно то же долевое отношение сохранялось последние годы. При сохранении этого соотношения к 2020 г. помимо нужд централизованного производства электроэнергии и тепла, внутреннюю потребность страны в газе можно будет оценить примерно в 160 млрд. м3.

Ориентиры долгосрочного развития энергетики страны определены в ЭС-2020. В «Стратегии» доля стран АСЕАН в экспорте нефти из России, составляющая 3%, в 2020 г. возрастет до 30%, газа с 5% до 25%. В энергетической стратегии России до 2020 г. главным вектором развития является восток.

Главной задачей «Энергетической стратегии до 2020 года» является определение путей достижения качественно нового состояния ТЭК, роста конкурентоспособности его продукции и услуг на мировом рынке на основе использования потенциала и установления приоритетов развития комплекса, формирования мер и механизмов государственной энергетической политики с учётом прогнозируемых результатов её реализации.

Приоритетами Энергетической стратегии являются:

полное и надёжное обеспечение населения и экономики страны энергоресурсами по доступным и вместе с тем стимулирующим энергосбережение ценам, снижение рисков и недопущение развития кризисных ситуаций в энергообеспечении страны;

Снижение удельных затрат на производство и использование энергоресурсов за счёт рационализации их потребления, применения энергосберегающих технологий и оборудования, сокращения потерь при добыче переработке, транспортировке и реализации продукции ТЭК;

Повышение финансовой устойчивости и эффективности использования потенциала энергетического сектора, рост производительности труда для обеспечения социально-экономического развития страны;

Минимизация техногенного воздействия энергетики на окружающую среду на основе применения экономических стимулов, совершенствования структуры производства, внедрения новых технологий добычи, переработки, транспортировки, реализации и потребления продукции.

5.В Энергетической стратегии много внимания уделяется экологической политике в отношении ТЭКа с учетом международных стандартов в этой сфере, в первую очередь заложенных в Киотском протоколе. Одним из принципов Энергетической стратегии является экологическая безопасность. При этом подразумевается, что развитие энергетики не должно сопровождаться увеличением ее негативного воздействия на окружающую среду. Предусмотрен комплекс мер в этой области, которые позволят снизить уровень выбросов в окружающую среду вредных веществ и парниковых газов, последовательно ограничивая нагрузку ТЭКа на окружающую среду и приближая параметры его деятельности к соответствующим европейским экологическим нормам.

1. Указ Президента РФ от 04.06.2008 г. № 889 «О некоторых мерах по повышению энергетической и экологической эффективности российской экономики»

2. Концепция долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2020 г. Утверждена Распоряжением Правительства Российской Федерации от 28.08.2003 г. № 1234-р

3. Богданчиков С. Технологии — наш путь к лидерству // Нефтяное хозяйство. 2009. — № 11.

4. Вайгель В. А. Последствия финансового кризиса: очевидные угрозы, скрытые возможности // Нефть, газ и бизнес. — 2009. — № 3.

5. Воропай Н. И., Лагерев А. В., Сендеров С. М. и др. Перспективы энергетики России в условиях глобальных вызовов. //Перспективы энергетики, 2006, Т. 10, С. 157−164.

6. Воропай Н. И., Пяткова Н. И., Рабчук В. И., Сендеров С. М. и др. Газа всем не хватит: после 2010 г. лидерство России в мировой торговле голубым топливом может оказаться под вопросом. — //Мировая энергетика, 2006, № 3, С. 38 — 41.

7. Воропай Н. И., Пяткова Н. И., Рабчук В. И., Сендеров С. М. и др. Рост экономики и энергетическая безопасность. //Академия энергетики, 2006, № 6 [14], C. 22−30.

8. Воропай Н. И., Пяткова Н. И., Рабчук В. И., Сендеров С. М. и др. Стратегические угрозы энергетической безопасности России / Энергетика России: проблемы и перспективы: труды Научн. Сессии РАН / Под. ред. В. Е. Фортова, Ю. Г. Леонова. — М.: Наука, 2006, С. 73−82.

9. Воропай Н. И., Пяткова Н. И., Рабчук В. И., Сендеров С. М. и др. Стратегические угрозы энергетической безопасности России / ЭКО (экономика и организация промышленного производства). //Всероссийский экономический журнал, 2006, № 12, С. 42−58.

10. Воропай Н. И., Пяткова Н. И., Рабчук В. И., Сендеров С. М. и др. Энергетическая безопасность России: стратегические угрозы. //Энергетическая политика, 2006, Выпуск 1, С. 45 — 53.

11. Воропай Н. И., Пяткова Н. И., Сендеров С. М. Ахиллесова пята российского ТЭК. //Нефть России, 2006, № 10, С. 7−12.

12. Глухова М. Н., Школлер P.A., Отраслевой срез: энергетика// Российские проявления глобального кризиса глазами бизнеса: статистика, мнения, ожидания. Доклад. — М.: ООО «Полезная полиграфия», 2009. — С.15

13. Григорьев Л. М. и др. Обзор состояния делового климата в Российской Федерации / РСПП, Общественная палата РФ. М, 2007.

14. Кокошин А. А. Международная энергетическая безопасность. — М.: Европа, 2006. — С. 5.

15. Коноплев Р. В. Топливно-энергетический комплекс: вопросы инвестирования // Материалы Российской конференции аспирантов и студентов «Молодые исследователи — регионам». Вологда: Издательство ВГТУ, 2006

16. О сценариях социально-экономического развития Российской Федерации на долгосрочную перспективу: Записка / МЭР. М, 2008, июль.

17. Пейсахович В. Я., Шувалова Д. Г. Аспекты осуществления энергосбережения на межотраслевом уровне// Энергосбережение — теория и практика: Труды Третьей Всероссийской школы-семинара молодых учёных и специалистов. — М.: Издательский дом МЭИ, 2006 — 350 с.

18. Пяткова Н. И., Рабчук В. И., Сендеров С. М., Еделев А. В. и др. Методические основы выбора направлений корректировки решений по развитию энергетики государства с позиций энергетической безопасности. //Известия РАН. Энергетика, 2006, № 3, С. 21−27.

19. Рабчук В. И., Сендеров С. М. Способы уменьшения последствий от чрезвычайных ситуаций в энергетике при наличии стратегических угроз энергетической безопасности России. //Известия РАН. Энергетика, 2006, № 4, С. 58−63.

20. Россия в цифрах. 2009: Крат. стат. сб. / Росстат — М., 2009. — 510 с.

21. Селецкис Я. Ю. Долгосрочные тенденции нефтегазового комплекса России: его экономические и геополитические перспективы//Современная экономическая теория и реформирование экономики России. Материалы научно-практической конференции, посвященной памяти В. Ф. Станиса (Москва, 25.11.2005), том 2. — М.: Изд-во «Экономика», 2006. — С.257

22. Селецкис Я. Ю. Формирование и развитие нефтегазового комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока//Страны с переходной экономикой в условиях глобализации. Материалы V международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (29−31 марта 2006 г.), том 1. — М.: Изд-во Экон-информ, 2006. — С.369

23. Шатунов А. А. Глобальная энергетическая безопасность: общие интересы и национальное видение / Глобализация: новые и старые риски и вызовы. Материалы декабрьских чтений. 2007 г. Региональная общественная организация Фонд поддержки науки и политики. М.: Интердиалект+, 2008. С.46

24. Школлер P.A. Дилеммы кризисной экономики// Доклад по результатам постоянно действующего финансово-экономического совещания Счетной палаты Российской Федерации «Антикризисные меры государственной поддержки реального сектора экономики» — 19 февраля 2009 г., — М., 2009 — Выпуск 2.-С.92

25. Школлер P.A. Перспективы России на рынке сжиженного природного газа// Научно-практический межотраслевой журнал «Интеграл». — 2008 -№ 6(44). — с.29

26. Школлер P.A. Различные подходы к анализу энергетической безопасности и ее универсальных характеристик// Вестник Академии экономической безопасности МВД России. — 2009 — № 9. — с. 139

27. Школлер P.A. Энергетическая безопасность, энергоэффективность и развитие отраслей ТЭК// Доклад РСПП о взаимодействии бизнеса и власти в 2008 году — М.: ООО «APT Людвиг», 2008. — с.18

28. Шувалова Д. Г. Построение модели взаимодействия отраслей ТЭК.//Проблемы экономики, организации и управления предприятиями, отраслями, комплексами в разных сферах народного хозяйства: Материалы V Междунар. Науч.-практ. Конф., г. Новочеркасск, 31 марта 2006 г.:В 3 ч./Юж.-Рос. Гос. Техн. Ун-т.(НПИ). — Новочеркасск: ООО НПО Темп, 2006 -Ч.2 — с.17−18.

29. Сайт ЛУКойл http://www.sznp.lukoil.com/main/default.asp

30. Сайт института энергетической стратегии http://www.energystrategy.ru/