Cовременное состояние и перспективы развития ТЭК России

    

    Начиная с 1994 г. ситуация с воспроизводством сырьевой базы УВ стала ухудшаться. Из-за недостаточного финансирования резко снизились объемы геолого-разведочных  работ (ГРР), соответственно сократилось число открытых новых месторождений.

    Вместе  с тем прогнозы показывают, что  по крайней мере в течение всей первой половины XXI в. основными энергоносителями в мире и России останутся нефть  и газ. Из этого неизбежно следует  необходимость развития сырьевой базы УВ – основы нефтегазового комплекса страны.

    Сырьевая  база жидких УВ (нефть и газовый  конденсат). Начальные суммарные  ресурсы (НСР) нефти России, включающие накопленную добычу, запасы категорий  А+В+С1+С2, перспективные (категория С3) и прогнозные (категории Д1+Д2) ресурсы, распределены неравномерно и составляют на суше 87,6%, на шельфе – 12,4%.

    Из  общего объема НСР накопленная добыча нефти составляет 16 %, разведанные  запасы категорий А+В+С1 – 17 %, предварительно оцененные запасы категории С2 – 8 %, перспективные и прогнозные ресурсы – 58 % (рис. 2).⁶

    

    Наибольший  объем НСР сосредоточен в Западно-Сибирской  нефтегазоносной провинции (рис. 3).

    

    Структура НСР нефти по нефте- газоносным провинциям (НГП) России приведена на рис. 4.

    

    Всего на территории России открыто 2407 нефтесодержащих месторождений, в том числе 1958 – нефтяных, 193 – газонефтяных, 32 – нефтегазовых и 224 – нефтегазоконденсатных. Из общего числа открытых месторождений 1253 вовлечены в разработку, в которых сосредоточено 53,3 % общероссийских запасов нефти.⁷

    По  крупности запасов месторождения распределяются следующим образом: 10 уникальных (запасы каждого месторождения больше 300 млн т); 139 крупных (30-300 млн т) ; 219 средних (10-30 млн т); остальные – мелкие (менее 10 млн т). При этом на месторождения с извлекаемыми запасами более 30 млн т приходится 73 % общероссийских запасов и около 76 % добычи нефти. К уникальным месторождениям относятся Ромашкинское в Республике Татарстан; Самотлорское, Федоровское, Салымское, Приобское, Тевлинско-Русскинское, Красноленинское, Ватьеганское в Ханты-Мансийском АО; Русское в Ямало-Ненецком АО и Юрубчено-Тохомское в Эвенкийском АО. Следует отметить, что месторождение Русское не разрабатывается, а годовая добыча по Приобскому, Юрубчено-Тохомскому и Салымскому месторождениям составляет менее 3 % разведанных запасов каждого.

    Большая часть разведанных запасов нефти (91 %) уже передана недропользователям.

    На  долю вертикально-интегрированных  нефтяных компаний (ОАО "ТНК",ОАО "НК"ЮКОС", ОАО "НК "ЛУКойл", ОАО "Сургутнефтегаз", ОАО "НК "Роснефть", ОАО "Татнефть", ОАО "Сибнефть", ОАО "СИДАНКО", ОАО "НГК "Славнефть", АНК "Башнефть") приходится около 77 % запасов нефти⁸

    Запасы  конденсата учитываются на 327 газоконденсатных месторождениях и составляют 2 млрд т. Основные запасы конденсата сосредоточены в Ямало-Ненецком АО (60%) и Астраханской области (21 %). Доля запасов конденсата распределенного фонда составляет 90 %.

    В целом, если полагаться только на "сухие  цифры", можно было бы охарактеризовать состояние сырьевой базы нефтяного комплекса России как благополучное: разведанные запасы нефти составляют 12 % мировых (второе место в мире), обеспеченность добычи разведанными запасами – около 50 лет.

    Однако  запасы и ресурсы нефти в основном сосредоточены в отдаленных труднодоступных и недостаточно обжитых районах, характеризуются сложными горно-геологическими условиями, сравнительно низким качеством нефти. Рентабельность разработки таких запасов в условиях рыночной экономики находится в сильной зависимости от мировых цен на нефть.

    В настоящее время возникает необходимость  в проведении переоценки ресурсов и  запасов нефти на совершенно новой  методологической и классификационной  основе, в том числе с учетом изменившихся экономических условий, но уже сейчас очевидно, что имеющиеся результаты оценки состояния сырьевой базы несколько преувеличены.

    В общем числе разведанных месторождений 82 % составляют мелкие. Выработанность запасов в целом по России достигла 50 % , особенно высокая степень выработанности характерна для месторождений Урало-Поволжья и Северного Кавказа. Доля запасов с выработанностью более 80 % превышает 1/4 разрабатываемых запасов, свыше 1/3 составляют запасы с обводненностью более 70 %.

    Из  текущих запасов нефти 19 % находятся  в подгазовых зонах нефтегазовых залежей, 14 % представлены тяжелыми и высоковязкими нефтями. Снижаются текущие дебиты эксплуатационных скважин.

    Большое значение имеет  проблема воспроизводства сырьевой базы нефтегазового комплекса России

    В соответствии с разрабатываемой "Энергетической стратегией России на период до 2020 года" задача прогнозирования развития сырьевой базы нефтегазового комплекса имеет концептуальное и вариантные решения, учитывающие величину, размещение и структуру запасов и ресурсов нефти и газа, а также комплекс экономических, технико-технологических, экологических и социально-политических факторов, определяющих объемы добычи и потребления, транспортные и другие издержки.

    Прогноз добычи УВ. Согласно проекту "Энергетической стратегии…" добыча УВ-сырья будет  развиваться во всех существующих нефтегазодобывающих районах России, а также в новых районах Восточной Сибири, Дальнего Востока и на шельфе. Преобладающая часть добывающих мощностей будет размещаться в Западной Сибири, где сосредоточены наибольшие запасы и ресурсы. Вместе с тем, сколь оптимистично ни оценивался бы потенциал этого региона, снижение его возможностей в отношении добычи неизбежно уже в обозримом будущем. Прежде всего прогнозируется снижение добычи в добывающих районах европейской части России и на о-ве Сахалин.

    В соответствии с проектом "Энергетической стратегии..." и предложениями  по ее уточнению добыча нефти (с газовым  конденсатом) достигнет 340-405 млн т  в 2020 г. (средний сценарий – 360 млн  т). Добыча по стране в целом обеспечена запасами распределенного фонда открытых месторождений вплоть до 2010 г., после чего предлагается возрастающий дефицит добычи: около 30 млн т в 2015 г. и 60 млн т в 2020 г. (рис. 10).

    

    Таким образом, для поддержания требуемого уровня добычи нефти на период после 2010 г. необходимы открытие новых месторождений и ввод их в разработку, потребность в которых во времени неизбежно будет возрастать.

    Геолого-экономический  анализ сырьевой базы нефтедобычи Западной Сибири указывает на возможность  ее выхода к 2010-2011 гг. на максимальный уровень добычи в 211-217 млн т при условии вовлечения в разработку подготовленных и разведываемых нефтяных месторождений. При этом прогнозируется его снижение до 175 млн т в 2020 г. и 145 млн т в 2030 г.

    ГРР на нефть и газ. Для обеспечения  разведанными запасами стабильной добычи УВ-сырья в объемах, предусмотренных проектом "Энергетической стратегии России…", планируется проведение комплекса ГРР, направленного на:

    разведку  и доразведку открытых месторождений  и перевод предварительно оцененных  запасов категории С2 в более высокие категории;

    поиски, разведку и подготовку к разработке новых месторождений в обустроенных нефтегазодобывающих районах для  поддержания уровней добычи;

    региональное  изучение и поиски месторождений  в новых менее изученных районах  для формирования сырьевой базы на перспективу, в том числе с целью создания новых объектов нефтегазодобычи.

    Конкретные  направления, виды и объемы планируемых  ГРР определялись ежегодными программами  геологического изучения недр, которые  в последующем корректировались в зависимости от полученных результатов выполненных работ. В настоящее время принято решение перейти к разработке и реализации государственных программ геологического изучения недр нефтегазоносных и перспективных провинций России на период до 2010 г., что позволит более обоснованно прогнозировать направления и объемы работ в каждой провинции и в целом по территории России с целью наращивания разведанных запасов УВ-сырья.

    Проведенные расчеты требуемых объемов глубокого  бурения как основного наиболее дорогостоящего вида работ на нефть и газ по основным нефтегазоносным регионам России показывают, что для адекватного восполнения планируемых уровней добычи приростами разведанных запасов до 2020 г. необходимо пробурить не менее 50 млн м поисковых, разведочных и параметрических скважин, или в среднем 2,5 млн м в год.

      Для сравнения следует указать, что в 1991-2000 гг. среднегодовой объем глубокого бурения составил 2 млн м при диапазоне изменения по годам от 4,2 до 1,27 млн м.

    По  прогнозным расчетам суммарные затраты на все виды ГРР до 2020 г. должны составить около 1 трлн р., или в среднем 50 млрд р. в год.

    В связи с отменой с 2002 г. отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ) основные затраты по финансированию ГРР на нефть и газ должны обеспечиваться за счет средств недропользователей (до 80 % прогнозируемых годовых затрат). Из средств федерального бюджета в основном предусматривается финансировать региональные, научно-исследовательские, опытно-конструкторские и тематические работы, а также информационно-методическое обеспечение.

    Вместе  с тем в связи с вводом в  действие Налогового кодекса большая  часть недропользователей весьма настороженно относится к формированию планов работ по геологическому изучению участков недр за счет собственных средств.

    Уже сейчас очевидно, что необходимо выработать такие экономические механизмы, которые позволят заинтересовать недропользователей финансировать ГРР за счет собственных средств, а также обеспечить более эффективное освоение участков недр, предоставленных в пользование.

1.3 Особенности развития современного топливно-энергетического комплекса России

      В России значение ТЭК особенно велико. Во-первых, из-за огромного ресурсного потенциала, который был детально проанализирован выше. Во-вторых, она обладает уникальным производственным, научно-техническим и кадровым потенциалом. В третьих, важное место ТЭК определяется климатическими условиями, при которых обеспечение энергоресурсами экономики и населения страны является жизненно важным фактором существования целых регионов.

      В то же время в конце XX века место  России в мировой экономике изменилось. Стагнация последних лет существования  Советского Союза сменилась глубоким структурным кризисом, небывалым  в мирное время спадом производства и ухудшением практически всех показателей жизни населения. ВВП России за период 1990–2000 гг. сократился на 34%. Если бывший СССР (где Россия играла главную роль) относился к числу экономических сверхдержав, то в 2001 г. наша страна по объему ВВП на душу населения заняла лишь 30-е место в мире (18% от уровня США). За годы реформ Россия утратила многие свои прежние позиции. ВВП в 1990–2000 гг. сократился на 34%. В США он вырос за это время на 36%, в Норвегии – на 38%, Великобритании – на 22%, Турции и Мексике – на 41%, Польше – на 43%, в Китае – более чем в 2,5 раза⁹.

      Структура экономики России в 90-е гг. менялась в противоположном мировым тенденциям направлении. Удельный вес сырьевой продукции, в том числе энергоресурсов, в структуре мирового ВВП постоянно  снижается. В развитых странах прирост ВВП приходится главным образом на обрабатывающую промышленность (особенно на современные наукоемкие производства) и сферу услуг.

      Сейчас  на долю ТЭК в России приходится около 30% объема промышленного производства, 32% доходов консолидированного и 54% федерального бюджета, 54% экспорта, около 45% валютных поступлений. За последние 10 лет в структуре промышленного производства доля отраслей с высокой добавленной стоимостью снизилась.

      Сейчас  Россия занимает ведущее место лишь по ресурсному потенциалу и производству первичных энергоресурсов: 1-е место по добыче газа, 2-е – по нефти, 4-е – по электроэнергии, 6-е – по добыче угля.

      По  потреблению же первичных энергоресурсов на душу населения, несмотря на высокую  энергоемкость экономики, Россия все сильнее отстает от развитых стран. Если еще в 1995 г. по общему объему энергопотребления США и Китай превосходили Россию, соответственно, в 3,5 и 1,4 раза, то уже в 2000 г., соответственно, в 3,8 и 2 раза.

      После кризиса 1999–2000 гг. в развитии ТЭК  появились положительные тенденции – рост производства во всех его отраслях. Но запас прочности ТЭК, созданный на протяжении десятилетий, практически исчерпан.

      Учитывая  определяющую роль ТЭК в экономике  страны, восстановление комплекса, в  том числе его позиций на мировом рынке, становится первоочередной государственной задачей.

      На  заседании правительства РФ 22 мая 2003 г. была одобрена Энергетическая стратегия России на период до 2020 г. (далее – Стратегия). Этот документ подтверждает приоритетную важность развития ТЭК России.

      Стратегия предусматривает существенное наращивание  производства всех видов энергоресурсов для удовлетворения в первую очередь  внутреннего спроса. Остальная продукция  будет поступать на внешний рынок.

      В предстоящем двадцатилетии внутреннее потребление первичных энергоресурсов увеличится до 1145–1270 млн т у.т. Внешний спрос на российские энергоресурсы также вырастет и составит к 2020 г. до 855 млн т у.т., в том числе на нефть – до 309 млн т, на газ – до 245 млрд м3.

      Внутренний  спрос и прогнозируемые объемы экспорта должны обеспечиваться ростом производства. Стратегией предусмотрено увеличение производства первичных энергоресурсов к 2020 г. до 2040 млн т у.т. (рост к 2001 г. до 40%).