Среднесуточное производство первичных ТЭР (добыча природного топлива,
выработка электроэнергии на ГЭС и АЭС) в пересчете на условный эквивалент в
1999 г. увеличилось по сравнению с соответствующим периодом 1998 г. на
1,5%.
Доля угля в общем объеме производства первичных ТЭР увеличилась с 11,5% в 1998 г. до 12,1% в 1999 г. при сокращении по газу соответственно с 49,5 до 49,0%, нефти — с 32,3 до 31,9%.
В электроэнергетике рост производства электроэнергии в основном обеспечивается за счет увеличения ее выработки на АЭС и ГЭС, доля которых в общей выработке электроэнергии возросла с 32,9% в 1998 г. до 35,2% в 1999 г.
В январе—июне 2000 г. выработка электроэнергии на АЭС составила 110% к
соответствующему периоду предыдущего года, т.е. существенно возросла, а на
ГЭС — 96%, т.е. снизилась.
В 2000 году в России было произведено 871,1 млрд. кВт-ч электроэнергии, что на 3,9% превышает показатели 1999 года (846,2 млрд. кВт-ч).
В общем объеме производства электроэнергии около 70% приходится на долю
РАО «ЕЭС России». В 2000 году станции энергохолдинга, по предварительным
оценкам, выработали 607,8 млрд. кВт-ч — на 3,6% больше, чем в 1999 году.
Рост производства был достигнут за счет увеличения загрузки мощностей и
введения в эксплуатацию новых электростанций. Около 1 5% производимой в
стране электроэнергий вырабатывают АЭС. За счет сокращения сроков ремонта
генерирующих мощностей и уменьшения количества несанкционированных
остановок реакторов атомщики увеличили производство на 7,4% по сравнению с
предыдущим годом — до 130 млрд. кВт-ч.
В текущем году атомщики рассчитывают удержать объемы производства на
достигнутом уровне, а РАО «ЕЭС России» планирует увеличить выработку на 4%
[4]
Согласно прогнозу Центра экономической конъюнктуры при Правительстве
РФ, как в 2000 г. в целом, так и в 2001 г. выработка электроэнергии на АЭС
также возрастет на 10%, на ГЭС в 2000 г. возрастет на 2%, а в 2001 г. — на
11%. Выработка электроэнергии на тепловых электростанциях в 2000 г.
возросла на 2%, а в 2001 г. — снизится на 1% и составит 99% уровня 2000 г.
Состояние нефтегазового комплекса
Нефтегазовый комплекс (НГК) — комплекс отраслей по добыче,
транспортировке и переработке нефти и газа и распределению продуктов их
переработки является основой энергоснабжения; обеспечивает более 2/3 общего
потребления первичных ТЭР и 4/5 их производства, является главным
источником налоговых (около 40% доходов Федерального бюджета и около 20%
консолидированного бюджета) и валютных (около 40%) поступлений государства.
На долю НГК приходится 12% промышленного производства России и 3% занятых в
нем работников.
Расчеты показывают, что:
. каждый рубль дополнительного производства продукции НГК увеличивает ВВП страны на 1,5—1,6 руб.;
. каждый рубль дополнительных капиталовложений в НГК обеспечивает 1—2 руб. или более (в зависимости от типа нефтегазовых проектов: освоение месторождений, строительство трубопроводов и пр.) прироста ВВП;
. косвенный эффект от развития НГК (через обеспечение платежеспособного спроса на продукцию сопряженных отраслей с последующими налоговыми, социальными эффектами) существенно (по ряду нефтегазовых проектов двукратно и более) превышает прямой эффект развития НГК (в виде добытой нефти и налогов с нее);
. реализация проектов НГК обеспечивает прирост, помимо создания новых рабочих мест, косвенной занятости (появление новых потребностей в промышленном и потребительском секторе многократно превышает прирост прямой занятости по проектам НГК);
. основной эффект от развития НГК государство получает не в "добывающих", а в "машиностроительных" регионах. Расчеты на конкретных проектах освоения месторождений на условиях СРП показали, что совокупный эффект от их реализации распределяется между федеральным бюджетом, бюджетом
"добывающего" региона и бюджетами "машиностроительных" регионов в пропорции от 20:30:50 до 30:30:40 в случае проектов на суше и от
40:20:40 до 50:20:30 в случае проектов на шельфе.
История вопроса. Министр нефтяной промышленности СССР В. Шашин еще в
середине 70-х годов указал на то, что чем больше добыча, тем шире нужно
разворачивать разведку в новых регионах, готовить их к освоению в
преддверии естественного спада добычи на разрабатываемых месторождениях,
учитывая высокую инерционность отрасли. Период от открытия новых
месторождений до ввода их в разработку составляет 10—15 лет. Спад добычи
тем больше, чем выше добыча из месторождений-гигантов (Самотлор,
Федоровское и др.). От предостережений министра тогда отмахнулись. Вскоре
появился прогноз ЦРУ США: советская нефтяная отрасль находится на пике
своих возможностей и в середине 80-х годов начнется необратимое снижение ее
добычи.
В середине 80-х годов добыча в стране впервые сократилась; ценой усилий и финансовых затрат удалось на короткий срок предотвратить долговременный спад. Однако с конца 80-х годов снижение добычи приобрело необратимый характер и было усугублено структурными преобразованиями российской экономики в 90-е годы.
Пиковые значения в добыче жидких углеводородов в 569,5—568,4 млн. т
были достигнуты в 1987—1988 гг. Затем они резко снизились до 306,5—317 млн.
т в 1994—1995 гг. За 7 лет добыча нефти в России снизилась на 263 млн. т
(на 46,2%), в том числе за счет Западной Сибири на 195 млн. т (падение
добычи 47%). За тот же период не произошло существенных изменений во
внутреннем потреблении нефти и конденсата (205,4—215,1 млн. т в 1986—1989
гг., 216—220 млн. т в 1990—1993 гг., несмотря на серьезный спад
производства). В 1994—1995 гг. потребление нефти не превысило 181,5—190,5
млн. т. Результатом снижения добычи нефти явился спад ее экспорта в дальнее
зарубежье, а также в страны СНГ и Балтии.
В 90-е годы роль НГК в экономике России заметно выросла. Это объясняется тем, что в силу высокой конкурентоспособности его продукции глубина падения объемов производства в НГК была меньше, чем в других отраслях и в экономике в целом.
Экономическими целями развития НГК с позиции государства являются
обеспечение:
. внутреннего платежеспособного спроса страны нефтью, газом и продуктами их переработки,
. внешнего платежеспособного спроса нефтью, газом и продуктами их переработки (поставка валюты);
. стабильных поступлений налогов в бюджет;
. платежеспособного спроса на продукцию сопряженных отраслей: обрабатывающих, сферы услуг и т.п.[5]
Запасы углеводородов
Запасы нефти. Одна из важнейших проблем развития нефтяной промышленности России — резкое ухудшение состояния сырьевой базы комплекса как в количественном (сокращение объема), так и в качественном (рост доли трудноизвлекаемых запасов) отношениях.
Около 76% разведанных запасов нефти России приходится на 12 уникальных
и 156 крупных месторождений, которые являются основными объектами
разработки. В Западно-Сибирской — основной добывающей провинции —
разведанных запасов нефти сосредоточено 72,2%, в Урало-Поволжье — 15,2%, в
Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции — 7,2%, на неосвоенных
территориях Республики Саха, в Красноярском крае, Иркутской области и на
шельфах Печерского и Охотского морей около 3,5%.
В России на начало 1996 г. было открыто 2325 месторождений, в том числе
1549 нефтяных, 394 нефтегазовых и нефтеконденсатных, 382 газовых и
газоконденсатных. Разведанность начальных суммарных ресурсов нефти в России
не превышает 34%, газового конденсата — 15,6%. Добыча нефти осуществляется
на 1031 месторождении (72,1% разведанных запасов нефти), подготовлено к
промышленному освоению 136 месторождений (11,1%), находятся в разведке 579
месторождений (15,8%), в консервации — 197 месторождений (1% разведанных
запасов нефти).
Начиная с 1994 г. приросты запасов нефти не компенсируют текущую добычу. Уменьшаются размеры открываемых месторождений не только в освоенных регионах, но и на новых перспективных площадях. Основные приросты запасов получены за счет доразведки ранее открытых залежей, а также перевода запасов из предварительно оцененных в разведанные. Ускоренно растут объемы списания запасов как неподтвердившихся.
До настоящего времени недостаточно используется крупная сырьевая база
газового конденсата, запасы которого составляют 1,88 млрд. т. Основные
запасы конденсата (62%) разведаны в Западной Сибири и сконцентрированы в
шести наиболее крупных месторождениях севера Тюменской области
(Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Бованенковское и в ачимовских пластах
Восточно-Уренгойского и Ново-Уренгойского месторождений).
Степень выработанности запасов велика не только в "старых" районах
добычи нефти (Урало-Поволжье, Северный Кавказ, суша о-ва Сахалин),
значительно выработаны крупнейшие месторождения в Западной Сибири:
Самотлорское (65%), Федоровское (58%), Мамонтовское (72%); в республике
Коми: Усинское (58%); в Урало-Поволжье: Ромашкинское (85%), Арландское
(77%).
Ухудшилась резервная база нефтяной промышленности. В первую очередь
используются наиболее крупные месторождения с опережающей отработкой
высокодебитных залежей. В фонде подготовленных по России разрабатываемых
месторождений средние запасы каждого из них составляют примерно 58%, а
среди разведываемых — 44%. Крупные месторождения подготовлены и
разведываются только в неосвоенных регионах Восточной Сибири, Республики
Саха и шельфах морей.
Вплоть до 1992 г. отборы нефти восполнялись приростом запасов более чем
в 2 раза. "Критическое" значение 200% принято в связи с тем, что
значительная часть прироста запасов, составляющих сырьевую базу добычи в
будущем, расположена в новых неосвоенных районах. За период 1986—1990 гг.
прирост запасов нефти и конденсата составил 6,9 млрд. т. Было открыто 515
месторождений нефти и газа, в том числе 46 крупных и 113 средних по
запасам. Средние запасы новых открытых месторождений составили по нефти
10,8 млн. т, по газу — 69,6 млрд. м3.
В следующем пятилетии 1991—1995 гг. прирост запасов нефти и конденсата
не превысил 2,3 млрд. т (снижение в три раза). Открыто не более 215
месторождений, из них крупных — 7, средних по запасам — 28. Средние запасы
новых месторождений составили по нефти 3,8 млн. т, по газу 11,5 млрд. м3.
Происходит не всегда оправданное списание запасов нефти по ранее оцененным
месторождениям, составляющее до 450—470 млн. т в год.
Запасы нефти были и остаются основным активом нефтяной компании. Этот
актив можно использовать как в натуральной форме — добыть и реализовать,
так и в форме ценных бумаг (например, фьючерс или опцион), которые можно
продать на фондовом рынке. По этому показателю большинство зарубежных
нефтяных компаний уступает российским компаниям. Даже если учитывать
аудированные запасы российских компаний только по международным стандартам
(life index), то обеспеченность их добычи запасами оказывается выше, чем у
крупных международных компаний.
