Россия останется крупнейшим экспортером энергоресурсов в мире, российский экспорт обеспечит свыше 5% мирового спроса на первичные энергоресурсы к 2040 г., следует из прогноза развития мировой энергетики, подготовленного компанией ВР.

ВР прогнозирует, что Россия будет обеспечивать 14% мирового производства нефти и газа. К 2040 г. добыча российской нефти вырастет на 2 млн барр. в сутки (до 13 млн барр./сутки). Добыча газа в России к 2040 г. увеличится на 29% (до 72 млрд куб. футов/сутки) на фоне растущего спроса на мировых рынках.

Производство первичных источников энергии в России вырастет на 20% в период с 2016 г. по 2040 г., но доля России в мировом производстве энергоресурсов снизится с 10% в 2016 г. до 9% в 2040 г. Россия останется крупнейшим в мире экспортером первичных энергоресурсов и вторым по величине производителем нефти и газа, экспортируя 9 млн баррелей нефти в сутки и 36 млрд куб. футов газа в сутки.

По добыче жидких углеводородов (13 млн барр./сутки в 2040 г.) Россия будет уступать только США и Саудовской Аравии. По добыче газа (72 млрд куб. футов в сутки в 2040 г.) Россия займет второе место в мире после США.

Рост энергопотребления в России (+6% с 2016 г. по 2040 г.) будет самым низким среди стран БРИКС. В Индии (+165%), Бразилии (+60%) и Китае (+41%) энергопотребление будет расти значительно быстрее. Доля России в мировом потреблении первичных энергоресурсов снизится с 5% в 2016 до 4% в 2040 г. Энергоемкость российской экономики к 2040 г. сократится на 25%. Это ниже, чем в Китае (-53%), Индии (-37%) или в среднем по странам, не входящим в ОЭСР (-41%).

ВР ожидает, что транспорт обеспечит основной прирост потребления первичных источников энергии (+50% к 2040 г.). Потребление в промышленности снизится на 4%. Рост потребления возобновляемых энергоресурсов превысит 7500% к 2040 г., но их доля в топливно-энергетическом балансе (ТЭБ) составит всего 2%, тогда как в других странах БРИКС этот показатель в среднем составит 17%.

Потребление атомной энергии займет второе место по темпам роста (+29% к 2040 г.), за ней будет следовать нефть (+26%). Гидроэнергия (+8%) и газ (+1%) будут расти заметно медленнее, а потребление угля сократится на 32%.

Природный газ сохранит доминирующую роль в топливно-энергетическом балансе (50% по сравнению с 52% в 2016 г.). Доля нефти возрастет с нынешних 22% до 26%, а угля - снизится с 13% до 8%.

Природный газ останется основным топливом для выработки электроэнергии; его доля несколько снизится: с 54% в 2016 г. до 53% в 2040 г. Доля атомной энергии увеличится с 15% до 19%. Доля гидроэнергии сохранится на уровне 15%. Доля угля снизится с 14% до 8%.

Мировой прогноз

ВР отмечает, что спрос на нефть будет расти в течение почти всего прогнозного периода, однако стабилизируется ближе к его концу. Весь прирост спроса придется на развивающиеся экономики. В первые годы прогнозного периода рост поставок будет обеспечен за счет нефти плотных коллекторов США; в конце 2020-х годов ОПЕК перехватит инициативу по мере принятия ближневосточными производителями стратегии увеличения доли на рынке нефти.

Транспортный сектор по-прежнему доминирует в обеспечении мирового спроса на нефть, на него приходится более половины общего прироста спроса. Большая часть роста спроса на энергоносители со стороны транспортного сектора обеспечивается воздушным, морским и железнодорожным транспортом, а также грузовиками. Легковые автомобили и мотоциклы обеспечат незначительный прирост. При этом ближе к концу прогнозного периода рост спроса в этом секторе стабилизируется. После 2030 г. основным источником роста спроса на нефть станет нефтехимия.

Спрос на природный газ будет расти быстрыми темпами благодаря ускоряющейся индустриализации и росту спроса на энергию в быстрорастущих развивающихся экономиках, продолжающемуся переходу с угля на газ и растущей доступности недорогого сырья в Северной Америке и на Ближнем Востоке. К 2040 г. США обеспечат почти четверть мировой добычи газа, а мировые поставки СПГ вырастут более чем в два раза. Устойчивый рост поставок СПГ значительно увеличит доступность газа во всем мире, при этом в начале 2020-х годов поставки СПГ превысят объемы межрегиональных поставок газа по трубопроводам.

Потребление угля в течение прогнозного периода сохранится на прежнем уровне. Снижение потребления в Китае и странах ОЭСР будет компенсировано ростом спроса в Индии и других экономиках Азии. Китай сохранит позицию крупнейшего рынка угля - в 2040 г. на страну придется 40% мирового спроса на уголь.

Анализ по отраслям

В ВР считают, что электроэнергетика обеспечит почти 70% прироста спроса на первичную энергию. Баланс видов топлива, используемых для выработки электроэнергии, существенно изменится, при этом возобновляемые источники будут наращивать свою долю быстрее, чем любой иной вид топлива в истории - с 7% сегодня до почти 25% к 2040 г. Несмотря на это уголь сохранит первое место в электрогенерации в 2040 г.

Рост спроса на транспорте вырастет лишь на 25% вопреки тому, что спрос на транспортные услуги более чем удвоится. Это отражает рост эффективности транспортных средств. Нефть сохранит доминирующие позиции на транспорте (порядка 85% в 2040 г.), несмотря на ускоряющееся проникновение альтернативных видов топлива, прежде всего газа и электричества.

Использование топлива для производства других продуктов, в частности в нефтехимии, обеспечит самый быстрый прирост мирового спроса на нефть и газ. Рост в этой сфере будет почти в два раза выше, чем среди других промышленных потребителей. В то же время опасения экологического характера относительно использования ряда продуктов, в частности одноразовых изделий из пластика и упаковки, будет достаточно существенно сдерживать рост в сравнении с тенденциями прежних лет. На нефть придется почти две трети роста потребления в нефтехимии, газ в значительной степени обеспечит оставшуюся часть прироста.

"Возобновлямые источники энергии вырастут более чем на 400% и обеспечат свыше 50% прироста электрогенерации в мире", - отмечается в документе.

В основе этого мощного роста лежит растущая конкурентоспособность солнечной и ветроэнергетики. Субсидии будут постепенно сворачиваться к середине 2020-х годов по мере роста конкурентоспособности ВИЭ по отношению к другим видам топлива. Китай является основным источником роста, он обеспечит больше возобновляемой энергии, чем все страны ОЭСР вместе взятые. К 2030 г. Индия станет вторым крупнейшим источником роста в этом секторе.

Согласно прогнозу ВР, весь прирост энергопотребления придется на быстрорастущие развивающиеся экономики: Китай и Индия обеспечат половину прироста спроса на энергоносители до 2040 г. В течение прогнозного периода рост потребления энергии в Китае замедлится по мере перехода страны к более устойчивой модели экономического развития. В Индии замедление темпов роста потребления энергоресурсов будет менее заметно, и к началу 2030-х годов страна обгонит Китай по темпам роста и станет самым быстрорастущим в мире рынком потребления энергоресуров. Ближе к концу прогнозного периода Африка также будет играть возрастающую роль в обеспечении роста спроса на энергоносители. В период с 2035 по 2040 г. вклад Африки в рост мирового спроса на энергоносители будет выше, чем у Китая.

Экспорт энергоресурсов . Анализ роста экономики страны и хода выполнения структурных реформ показывает, что в течение длительной перспективы экспорт энергоресурсов останется на высоком уровне. Сегодня нефть и природный газ – основные экспортируемые энергоресурсы. В 2011 г. за рубеж направлено около 237 млн. т сырой нефти, или 46,5% объема ее добычи, и свыше 130 млн. т нефтепродуктов, что превысило половину объема их производства в стране. В настоящее время почти 90% экспорта жидкого топлива поставляется в страны дальнего зарубежья, тогда как в начале 1990-х годов в страны СНГ шло более половины российской нефти и почти 18% нефтепродуктов. В 2011 г. поставки природного газа из России достигли
182 млрд. куб. м и обеспечили 33% общего спроса в Европе.

Основным партнером России в области торговли энергоресурсами остается Европейский Союз (ЕС), который потребляет около 14% энергии в мире и является крупнейшим нетто-импортером энергоресурсов. По прогнозам EIA , рост потребления первичных энергоресурсов в ЕС ежегодно будет составлять около 0,5% (при росте экономики в странах ЕС на 1,8% в год). Таким образом, к 2030 г. внутреннее потребление первичных энергоресурсов в ЕС увеличится на 12% по сравнению с 2008 г. и достигнет около 1800 млн. т н.э. в год.

Можно ожидать, что в период до 2020 г. российский экспорт нефти несколько возрастет, прежде всего, за счет развития нового экспортного направления в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. В период 2020-2030 гг. добыча сырой нефти в России выйдет на практически постоянный уровень, что приведет к неизбежному сокращению экспорта нефти и нефтепродуктов. Эта тенденция проявится более остро после 2030 г., когда добыча нефти начнет сокращаться в связи с исчерпанием ресурсов дешевой нефти. Поддержание экспорта нефти на высоком уровне может потребовать создания в России производств синтетической нефти на базе дешевых углей 7 .

Что касается природного газа, то по прогнозам МЭА , спрос на него в странах ЕС может возрасти с 536 млрд. куб. м в 2008 г. до 621 млрд. куб. м в 2030 г. Сегодня сложно говорить о том, сможет ли российский газ сохранить свою долю на европейском рынке в долгосрочной перспективе. В последнее время наметился ряд политических и экономических факторов, которые могут повлиять на контуры развития западного направления экспорта природного газа из России в ближайшие несколько десятилетий. Важнейшими из них являются:

– стремление Европы диверсифицировать источники и направления импортных поставок природного газа для повышения собственной энергетической безопасности;

– развитие глобального рынка сжиженного природного газа (СПГ) и появление новых конкурентов России на европейском рынке газа;

– риски ненадежности поставок природного газа в Европу, обусловленные «газовым конфликтом» России с Украиной;

– высокие затраты на добычу и транспортировку российского газа, обусловленные удаленностью и сложными условиями разработки новых газовых месторождений России, ограничивают диапазон цен, при которых российский газ сохраняет свою конкурентоспособность;

– значительный потенциал возможного развития добычи сланцевого газа в Европе.

В ближайшие несколько лет угроза для российских позиций на европейском рынке природного газа пока невелика – реальных альтернатив у европейских потребителей нет. Однако уже к концу текущего десятилетия можно ожидать рост предложения газа на европейском рынке как со стороны существующих конкурентов (Катар, страны Северной Африки), так и за счет выхода на рынок новых поставщиков (Азербайджан, Туркменистан, Иран). Определенные возможности развития поставок СПГ на европейский рынок открываются и для США за счет «бума» добычи сланцевого газа, излишки которого могут быть направлены европейским потребителям. Положение России на европейском рынке газа осложняется тем, что она занимает позицию замыкающего поставщика. Поэтому объемы поставок российского газа в Европу будут очень чувствительны к экспортным возможностям стран-конкурентов, предлагающих свой газ на более гибких условиях, по более низким и мобильным ценам спотового рынка. 8

В связи с этим объемы поставок российского газа в Европу 9 могут снизиться со 180 млрд. куб. м в 2010 г. до 160 млрд. куб. м в 2030 г., а если в Европе начнется активное освоение сланцевого газа, спрос на российский газ может сократиться до 120 млрд. куб. м. При этом доля России в обеспечении европейского спроса на газ снизится до 20% по сравнению с 33% в настоящее время. В 2040 г. вследствие резкого падения собственной добычи и поставок из стран Южной Америки спрос Европы на российский газ может превысить 240 млрд. куб. м. (вариант с низкими ценами на газ на западноевропейском рынке, сильным ростом добычи сланцевого газа в регионе и позицией России как замыкающего поставщика газа на европейский рынок).

Глобализация мирового рынка природного газа заметно ослабила инфраструктурную привязку Европы к России, важную роль начинает играть спотовый рынок. В условиях изменившейся конъюнктуры единственным способом удержания и возможного расширения собственной ниши на европейском рынке для России является отказ от жесткой стратегии в отношении европейских потребителей в пользу более гибкой ценовой политики 10 . При проведении грамотной политики, способной обеспечить приоритетность российских поставок газа в ЕС, объемы экспорта российского газа в Европу могут возрасти до 260 млрд. куб. м к 2030 г. и до 310 млрд. куб. м к 2040 г. В этом случае доля российского газа в удовлетворении спроса Европы поднимется до 35% (вариант с высокими ценами на газ, слабым развитием добычи сланцевого газа в Европе и приоритетным положением России среди конкурирующих поставщиков газа).

Энергопотребление и энергосбережение . Центральной задачей перспективного развития ТЭК страны должно стать решение проблемы энергосбережения, в первую очередь на основе смены устаревших технологий и оборудования. По имеющимся оценкам, технический потенциал энергосбережения составляет не менее 45% текущего потребления энергии, а экономический потенциал достигает 75-80% технически достижимого уровня . Энергосберегающий путь развития требует в несколько раз меньше инвестиционных средств, чем в расширение мощностей по производству энергоресурсов.

Инновации являются той материальной базой, которая может гарантировать выполнение долгосрочных программ развития ТЭК и обеспечить снижение энерго- и электроемкости национальной экономики. В определенной мере повышение эффективности использования энергии будет достигнуто за счет изменения структуры экономики, т.е. увеличения доли неэнергоемких производств и секторов и решающего вклада новых технических решений, способных замедлить рост потребления энергии в стране, способствовать снижению затрат, сокращению вредных выбросов в окружающую среду и росту производительности труда.

Основу стимулирования сбережения энергии должны составить система законодательных мер, энергосберегающие стандарты и нормативы использования энергии, всесторонняя информация о новых типах материалов, оборудования и технологий, мотивированное потребление энергии и энергосберегающей продукции. Государство должно взять под свой контроль потребление энергии в стране. Необходимо обеспечить в долгосрочной перспективе ежегодные темпы сокращения энергоемкости ВВП не менее 3-4% в год.

Прогнозы развития ТЭК России до 2030-2040 гг. В табл. 5 приведен ряд итоговых показателей перспективного развития ТЭК страны для двух рассмотренных сценариев.

В результате энергосберегающей политики индексы роста ВВП и потребления энергии внутри страны в период 2010-2040 гг. будут существенно различаться (табл. 6).

Это означает, что энергоемкость ВВП к 2030 г. должна сократиться до 53% (сценарий 1) и 44% (сценарий 2) от уровня 2010 г., а к 2040 г. соответственно до 37% (сценарий 1) и 32% (сценарий 2). Значительное снижение энергоемкости российской экономики должно быть обеспечено в обоих сценариях за счет значительных усилий по повышению эффективности использования энергии. Среднегодовые темпы снижения энергоемкости ВВП в период 2010-2040 гг. должны составлять не менее 3-3,2% в год (сценарий 1) и 3,6-3,8% в год (сценарий 2).

В свете рассматриваемых прогнозов органическое топливо остается преобладающим энергоресурсом в структуре производства первичных энергоресурсов. К 2040 г. его доля сократится незначительно: с 98% в 2010 г. до 91-95% к 2040 г. При этом доля угля в структуре органического топлива возрастет от 12,5 до 21% за тот же период. Можно ожидать, что к 2040 г. около половины извлекаемых ресурсов нефти и около трети ресурсов природного газа будут добыты из недр. Степень истощения ресурсов угля за тот же период не превысит 3% (табл. 7).

Модельные расчеты сценариев перспективного топливно-энергетического баланса страны указывают на рост в период с 2010 по 2040 г. затрат на добычу следующих органических топлив 11 :

Нефть – себестоимость добычи: от 90 до 235 долл./т,

удельные капиталовложения: от 990 до 2300 долл./т,

удельные затраты: от 210 до 510 долл./т.

Природный газ – себестоимость добычи: от 17 до 33 долл./1000 куб. м,

удельные капиталовложения: от 415 до 805 долл./1000 куб. м,

удельные затраты: от 65 до 130 долл./1000 куб. м.

Уголь – себестоимость добычи: от 35 до 55 долл./т н.э.,

удельные капиталовложения: от 130 до 175 долл./т н.э.,

удельные затраты: от 52 до 75 долл./т н.э.

Таблица 5
Сводные показатели развития ТЭК России до 2030-2040 гг.

Показатель	Сценарий 1: Оценка инерции экономического роста России*				Сценарий 2: Оценка потенциала экономического роста**
Показатель	2010 г.	2020 г.	2030 г.	2040 г.	2010 г.	2020 г.	2030 г.	2040 г.
Производство первичных энергоресурсов, млн. т н.э.*** уголь нефть природный газ ядерная энергия гидроэнергия новые источники энергии	151 551 14,6	530 21	205 540	260 550	151 551 14,6	530 23	225 560	265 550
Экспорт энергоресурсов, млн. т н.э. уголь нефть нефтепродукты природный газ электроэнергия	48,5 115 2,8	63 110 5	70 75 7	55 45 8	48,5 115 2,8	63 110 5	65 70 7	55 40 8
Выработка электроэнергии, млрд. кВтч ТЭС АЭС ГЭС новые источники энергии	-	-	50	90	-	3	415	1080
Установленные мощности электростанций, млн. кВт ТЭС АЭС ГЭС новые источники энергии
Выработка тепла в СЦТ, млн. Гкал ТЭЦ котельные тепловые насосы		1405 700 -		1500 850 -		1440 720	185
Спрос на инвестиции (за 10 лет), млрд. долл. (2010 г.)
Выбросы СО 2 , Гт СО 2	1,94	1,90	2,09	2,20	1,94	2,04	1,95	1,92
___________________________ * Вариант сценария при неблагоприятном развитии ситуации для российского природного газа на европейском рынке – низкие цены на природный газ, успешное освоение ресурсов сланцевого газа, Россия как замыкающий поставщик газа в Европу. Вариант сценария при благоприятном развитии ситуации на европейском рынке газа для российских поставщиков – высокие цены на газ, слабое развитие добычи сланцевого газа, Россия как приоритетный поставщик газа в Европу. * В расчетах ИНП РАН безуглеродные технологии (ядерная энергия, гидроэнергия и новые источники энергии) даны в пересчете по физическому эквиваленту 1 кВтч=860 ккал.

Таблица 6

Индексы роста ВВП и потребление энергии, раз к 2010 г.

Сценарий	ВВП		Энергопотребление
Сценарий	2030 г.	2040 г.	2030 г.	2040 г.
Сценарий 1	2,13	3,17	1,15	1,18
Сценарий 2	2,93	5,01	1,29	1,56

Таблица 7

Оценка объемов извлечения органических топлив

нарастающим итогом в период 2010-2040 гг.

Показатель	Исходная оценка извлекаемых ресурсов на начало периода, принимаемая в расчетах (округленно)	2011-2020 гг.	2021-2030 гг.	2031-2040 гг.	Степень извлечения располагаемых ресурсов за период 2010-2040 гг., %
Нефть, млрд. т	33	5,2	5,4	5	47
Природный газ, трлн. куб. м	77	6,9-7,1	6,8-7,1	6,7-6,8	26-27
Уголь, млрд. т н.э.	220	1,5-1,7	1,8-2,1	2,3-2,5	2,5-2,9

Такая динамика ожидаемого роста затрат на добычу органических топлив при одновременном снижении затрат в новые источники энергии уже после 2020 г. будет оказывать сдерживающее влияние на использование традиционных технологий, основанных на сжигании органического топлива. Особенно это будет проявляться в электроэнергетике, где к 2040 г. в сценарии 2 доля новых (безуглеродных) источников энергии в структуре установленных мощностей может достичь даже половины.

Ниже приведено краткое описание прогнозов развития отдельных отраслей ТЭК России.

Отраслевые прогнозы развития ТЭК.

Нефтедобыча . Роль нефти, нефтепродуктов и природного газа как основных источников валютных поступлений будет сохраняться до тех пор, пока в стране не появятся другие соизмеримые финансовые источники. Поэтому центральной задачей российского углеводородного экспорта должно быть как минимум удержание российских позиций на мировом рынке. При этом безусловным должно оставаться полное обеспечение внутренних нужд страны в углеводородах.

Необходимо расширить масштабы применения современных методов увеличения нефтеотдачи. Обеспечить инновационное развитие технологий разработки месторождений с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами нефти и газа, в первую очередь Баженовской свиты. Для этого структурная перестройка нефтяного комплекса должна одновременно идти в двух направлениях. С одной стороны , необходимо интенсивное стимулирование геологоразведки на устойчивые приросты запасов нефти и газа в районах с «традиционным» уровнем затрат на их добычу, чтобы сдержать переход к эксплуатации месторождений в экстремальных районах Арктики. Создание для этих условий новых технологий должно обеспечивать цены на извлекаемые углеводороды, адекватные перспективным мировым ценам на нефть и газ. Это направление необходимо стимулировать путем увеличения государственных вложений в разведку, которые затем могут быть компенсированы за счет высокой цены лицензий на разработку участков месторождений.

Для каждого разрабатываемого месторождения государство должно устанавливать отвечающие мировым стандартам уровни извлечения основных и сопутствующих углеводородов и размеры штрафов, вычитаемых из чистой прибыли компаний, например, равные рыночной цене потерянных углеводородов. В настоящее время коэффициент извлечения нефти при добыче составляет примерно 35%, что ниже среднемирового уровня. Утилизация попутного газа и извлечение газового конденсата – также ниже возможных величин.

В районах нового освоения нефтегазовых ресурсов (прежде всего, Восточной Сибири и на Дальнем Востоке) для организации добычи необходимо развитие транспортной и энергетической инфраструктуры. При этом наряду с традиционной для России трубопроводной и железнодорожной транспортировкой нефти должна получить развитие и морская транспортировка. Это потребует формирования новых, так называемых транспортно-логистических, коридоров для экспортных поставок нефти в рамках развития региональных кластеров конкурентоспособности. Производственная инфраструктура для освоения новых регионов, прежде всего акваторий континентального шельфа, должна включать: технологии и оборудование для работы в арктических условиях , портовую инфраструктуру и специализированный флот, навигационное и ледокольное обеспечение.

Учитывая различное качество направляемых на экспорт нефтей, которые затем смешиваются в экспортной трубе, целесообразно перейти к другой схеме формирования российских сортов нефти, экспортируемых в европейские страны. Следует выделить из Российской экспортной смеси сырых нефтей (REBKO), торгуемой под брендом «Юралс», высокосернистые татарскую, башкирскую, удмуртскую и аналогичные по качеству другие нефти. Их следует перерабатывать на отечественных НПЗ. Тогда вся экспортируемая российская нефть будет примерно отвечать по качеству и экспортной цене сорту Сибирской сырой нефти (SIBCO), который на мировом рынке торгуется несколько выше, чем «Юралс». При этом следует предусмотреть схему компенсации выпадающих валютных средств, которые должны получать регионы с выпадающими из экспорта сернистыми нефтями. Это позволит повысить доходность экспорта российской нефти.

По оценкам ИНП РАН, добыча нефти в стране будет медленно возрастать до 2030 г. и достигнет максимума 535-545 млн. т, далее ожидается сокращение добычи нефти до 460-470 млн. т к 2040 г. С ростом добычи нефти до 2030 г. будет возрастать и ее экспорт до 255-265 млн. т, по сравнению с 249 млн. т в 2010 г., с последующим снижением до 220 млн. т к 2040 г.

Нефтепереработка . В советское время нефтепереработка была ориентирована на выпуск больших количеств низкокачественного дизельного топлива для нужд сельского хозяйства, строительства и армии и низкокачественного бензина, потреблявшихся преимущественно внутри страны. Мазут как остаточный продукт использовался в котельных и на электростанциях. Часть мазута поступала на экспорт, где он перерабатывался на зарубежных НПЗ с получением дополнительных продуктов.

За последние годы произошли серьезные изменения в структуре внутреннего спроса на нефтепродукты. Прежде всего, сократился спрос на дизельное топливо внутри страны. В связи с широкой газификацией, проводимой в последние годы, произошло вытеснение мазута из внутреннего потребления с направлением его на экспорт. Между тем структура производства практически не изменилась. При почти полном удовлетворении внутреннего спроса на бензины значительная часть дизельного топлива оказалась невостребованной внутри страны и стала экспортироваться. При этом качество нефтепродуктов осталось достаточно низким, так как существенных изменений в технологии нефтепереработки не произошло. В результате глубина переработки остается на низком уровне (72% за последние годы), а индекс Нельсона в целом по стране не превышает 4, по сравнению с 9-12 в развитых странах и крупных нефтяных компаниях.

смотреть на рефераты похожие на "Российский экспорт топливно-энергетических ресурсов"

ТОМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ

РОСИЙСКИЙ ЭКСПОРТ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ

(курсовая работа)

Научный руководитель кандидат экон. наук, доцент

С.А. Кологривов

Выполнил студент

II курса, группа 903б очного отделения специальности

«Мировая экономика»

С. И. Арабаджиев

Введение 3

1. Проблемы российского экспорта ТЭР 4

1.1.Экспортный потенциал ТЭК России. 4

1.2.Роль экспорта ТЭР в экономическом развитии России на современном этапе
11

1.3. Государственное регулирование экспорта нефти и газа 14

1.4. Основные рынки сбыта российских ТЭР. 21

2. Основные направления развития экспорта ТЭР из России 23

2.1.Возможна ли альтернатива экспорту ТЭР? 23

2.2. Внешнеэкономическое сотрудничество и энергетическая дипломатия 28

2.3. Перспективные рынки сбыта российских ТЭР 32

Заключение 37

Список использованной литературы. 39

Введение

Развиваясь, человечество начинает использовать все новые виды ресурсов
(атомную и геотермальную энергию, солнечную, гидроэнергию приливов и отливов,ветряную и другие нетрадиционные источники).Однако главную роль в обеспечении энергией всех отраслей экономики сегодня играют топливные ресурсы. Это четко отражает "приходная часть" топливно-энергетического баланса.

Топливно-энергетический комплекс тесно связан со всей промышленностью страны. На его развитие расходуется более 20% денежных средств. На ТЭК приходиться 30% основных фондов и 30% стоимости промышленной продукции
России. Он использует 10% продукции машиностроительного комплекса, 12% продукции металлургии, потребляет 2/3 труб в стране, дает больше половины экспорта РФ и значительное количество сырья для химической промышленности.
Его доля в перевозках составляют 1/3 всех грузов по железным дорогам, половину перевозок морского транспорта и всю транспортировку по трубопроводам.

Топливно-энергетический комплекс имеет большую районообразовательную функцию. С ним напрямую связано благосостояние всех граждан России,такие проблемы, как безработица и инфляция.

Наибольшее значение в топливной промышленности страны принадлежит трем отраслям: нефтяной,газовой и угольной, из которых особо выделяется нефтяная.

Добыча и потребление топливно-энергетических ресурсов, пришедших в начале века на смену дереву и углю, растет с каждым годом. В наше время контроль за топливно-энергетическими ресурсами и средствами их транспортировки играет не последнюю роль в определении геополитической ситуации той или иной страны. ТЭР являются одной из основ российской экономики, важнейшим источником экспортных поступлений страны. В силу конкурентных факторов Россия на сегодняшний день не способна существенно увеличить долю готовых изделий и, прежде всего машинотехнических, в своем экспорте. Экспорт жидких углеводородов останется в ближайшем будущем основным источником внешнеторговых валютных поступлений и следовательно, основным источником финансирования импорта. Импорт необходим не только для наполнения потребительского сектора экономики страны, но и для обеспечения развития промышленной и сельскохозяйственной базы за счет ввоза современных высокотехнологичных и эффективных инвестиционных товаров.

Таким образом, ТЭР - это богатство России. Топливно-энергетическая промышленность РФ тесно связана со всеми отраслями народного хозяйства, имеет огромное значение для российской экономики. Спрос на ТЭР всегда опережает предложение, поэтому в успешном развитии нашей топливно- энергетической промышленности заинтересованы практически все развитые государства мира.

В данной работе тщательно рассмотрена структура российского экспорта энергоносителей, в частности объективно оценен экспортный потенциал топливно-энергетических ресурсов России, и целесообразность экспорта энергоносителей, а также рассмотрены варианты выхода из сырьевой специализации страны путем поиска альтернатив нещадного расточительства
Российских недр, цели, рычаги и механизмы государственного регулирования экспорта нефти и газа, рынки сбыта российских энергетических ресурсов и возможности их расширения параллельно с внешнеэкономическим сотрудничеством и энергетической дипломатии.

Стоит отметить, что ввиду своей актуальности данная проблема широко освещается как в периодической печати так и в изобилии рассмотрена в интернет ресурсах. При подготовке работы были использованы такие авторитетные Интернет источники как http://www.marketsurveys.ru, http://www.csr.ru, http://modus.mobile.ru/, http://www.mediatext.ru/, http://www.polit.ru и журналы «МЭиМО», «Деловые люди», «Власть» и др.

1. Проблемы российского экспорта ТЭР

1.1.Экспортный потенциал ТЭК России.

Состояние топливно-энергетического комплекса

Природа щедро наделила нашу страну энергетическим сырьем. Она располагает примерно четвертью всех энергоресурсов планеты: 45% мировых запасов газа, 13% нефти, 30% угля, 14% урана. Но это еще не все. Для российской территории характерна невысокая степень разведанности ресурсов, то есть изученности недр на базе новейших геологоразведочных технологий.
Например, степень разведанности ресурсов нефти составляет 34%, газа - лишь
25%. Показатель разведанности нефтегазового сырья сильно изменяется по территории - от 58% на Урале до 3% в Восточной Сибири и 5% - на шельфах морей

В России топливно-энергетического комплекса (ТЭК) приносит основную долю доходов экспорта, что обеспечивает и исполнение бюджета, и возможности инвестиций. Российская нефтегазовая отрасль дает около 70% доходов государства. По официальным расчетам, для обеспечения энергетической безопасности России годовой уровень добычи нефти должен составлять 300 млн. т.

Экспорт России за 1996 г. составил 87,1 млрд. долл., доля ТЭК составила
44,7%. Импорт составил 62,8 млрд. долл., доля ТЭК составила 2,4%. В 1999 г. экспорт России составил 74,7 млрд. долл., экспортировалось 46% добытой нефти, 48% произведенного дизельного топлива (годом ранее доля экспорта в объемах производства составляла 47 и 55% соответственно).

За 8 мес. 2000 года было экспортировано 47% добытой нефти и 36% природного газа, 50% произведенного дизельного топлива и 68% мазута. В январе-августе 1999 г. - 47, 35, 55 и 56% соответственно.

Рост доли экспорта мазута топочного снизил уровень обеспеченности электроэнергетики в самой России. Стимул экспорта - рост мировых цен на углеводороды.

Удельный вес основных видов топливно-энергетических ресурсов (нефти, нефтепродуктов, природного газа, каменного угля и электроэнергии) в общем объеме экспорта в августе 1999 г. составил 44,8% (в августе 1998 г. -
37,8%). В январе-августе 2000 г. в структуре топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) доля экспорта возросла до 53,6%. Нефтегазовый комплекс является одним из основных объектов интереса иностранных инвесторов.

В 1998 г. в России 55,3% энергетических нужд удовлетворялось за счет газа, 20,6% - за счет нефти, 17,3% - за счет угля, за счет ядерной энергии
- 4,5%, гидроэнергии - 2,3%. В общемировом энергетическом балансе нефть занимает 40%, уголь - около 30%, газ - 23,8%. Мировая тенденция состоит в снижении доли угля за счет роста в основном доли газа.

Вместе с тем объем продукции ТЭК по основным компонентам (выработка электроэнергии, добыча нефти, природного газа, угля) за годы реформ, как показывают данные в табл. 1.1, непрерывно снижался до 1999 г.как в России, так и в других государствах СНГ.

В 1998 г. тепловые электростанции РАО "ЕЭС России" израсходовали 241,8 млн. т условного топлива, в том числе природного газа 131,4 млрд. м3, угля
- 124,5 млн. т, нефтетоплива 15,3 млн. т. На производство электроэнергии в мире в среднем расходуется около 50% добываемого угля, в России на сегодня
- только 12%. В топливном балансе России удельный расход газа составил 62%, угля - 29%, мазута - 9%.

В 1998 г. ТЭК в основном обеспечил внутренние и экспортные потребности
России в топливе и энергии. В соответствии с рыночным спросом на ТЭР было добыто и произведено около 1351 млн. т условного топлива основных видов первичных ТЭР, что на 0,7% больше, чем в 1997 г., и выработано 826 млрд. кВтч электроэнергии, что на 0,9% ниже уровня 1997 г. Добыча газа возросла на 3,5% при снижении объемов добычи нефти на 0,8 и угля на 5,4%.

Данные добычи (производства) и потребления первичных ТЭР в России с
1990 г. представлены в табл. 1.2. Эти данные показывают основные направления изменения долей ТЭР в общем энергетическом балансе Российской
Федерации. Можно ожидать изменения структуры добычи и потребления в предстоящие годы по мере внедрения новых технологий и освоения новых месторождений.

Динамика показывает устойчивую тенденцию к снижению доли нефти и угля на фоне значительного роста доли природного газа. При этом доля электроэнергии, получаемой на ГЭС и АЭС, после роста в первой половине 90-х годов, начала снижаться, но в настоящее время растет. Фактически происходит замещение нефти на природный газ, что является общей тенденцией в динамике энергетического баланса в мире.

По официальным расчетам, для обеспечения энергетической безопасности
России годовой уровень добычи нефти должен составлять 300 млн. т. Добыча нефти в России упала с 570 млн. т в 1987 г. до 304,8 млн. т в 1999 г., но в
2000 году начала расти из-за высоких мировых цен на нефть.

Добыча нефти и газоконденсата в России в 2002 году увеличится до 357-
365 млн т (7,2-7,3 млн баррелей в сутки) против 348 млн т (7,0 млн б/с) в текущем году, считают специалисты Международного центра нефтегазового бизнеса (МЦНБ). По их мнению, экспорт российской нефти за пределы бывшего
СССР увеличится со 136 млн т (2,7 млн б/с) в 2001 году до 143-147 млн т
(2.9 млн б/с) в 2002 году. Эти прогнозные показатели почти вдвое ниже соответствующих оценок Международного энергетического агентства (IEA) и
ОПЕК.

В 2000 году в России было добыто 323,3 млн. тонн нефти, что на 5,9% выше уровня 1999 года, когда объем добычи составил 305 млн. тонн.По расчетам отраслевых экспертов, в 2001 году нефтяники должны сохранить уровень добычи прошлого года или незначительно его превысить (на 0,5-1 %, до 325-327 млн. тонн). При этом «Положением об энергетической стратегии на период до 2020 года», разработанным Минэнерго и находящимся на рассмотрении правительства, предусмотрено, что в 2010 году объем добычи нефти в России составит 335 млн. тонн, а в 2020-м - 360 млн. тонн

Состояние запасов углеводородного сырья в России, материально- технической базы организаций ТЭК, их работы в 1999 г. обеспечило добычу нефти с газовым конденсатом в 1999 г. 304,8 млн. т (100,5% уровня 1998 г.).
Экспортные поставки нефти составили 134,5 млн. т (98,1%).

В 2000 г. темпы изменения объемов продукции ТЭК за январь-август (в среднегодовых ценах 1995 г.) составили по электроэнергетике в целом 102,0%; топливной промышленности 104,7% (в процентах к соответствующему периоду предыдущего года по отчетным данным). Темпы изменения в отраслях ТЭК составили: в нефтедобывающей - 105,0%, нефтеперерабатывающей - 103,9%, газовой и угольной - по 105,0%.

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%

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.

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.

Существуют различия в понятии "запас" в зарубежной практике и в России.
Известно несоответствие запасов Proved по классификации SPE запасам А + В +
С1 по российской классификации. Это вызвано отчасти историей развития нефтяного бизнеса в России и за рубежом. Большинство зарубежных нефтяных компаний обладает меньшей ресурсной базой, чем российские. Это связано с тем, что до 90% этих запасов были разведаны или вовлечены в разработку в период существования СССР, когда вопросам экономичности извлечения уделялось меньше внимания. Бизнес российских компаний всегда был сосредоточен на стадии разведка-добыча. Следующие шаги технологического процесса (вертикальная интеграция, развитие переработки, маркетинг нефтепродуктов и продуктов нефтехимии) достаточно явно выражены только у компании Лукойл, которую по этим показателям можно сравнивать с крупнейшими зарубежными компаниями.

Международная классификация доказанных запасов (Proved Reserves) складывается из трех категорий, из них две - доказанные эксплуатируемые запасы (Proved Developed Producing) и доказанные разработанные неэксплуатируемые запасы (Proved Developed Nonproducing) - не требуют капвложений. Третья - доказанные неразработанные запасы (Proved
Undeveloped) - не гарантирует прибыли инвесторам без новых капвложений. Эти показатели используются в международных методиках для оценки нефтяных компаний.

Доля неразработанных запасов у российских компаний (табл. 1.3) значительно выше, чем у их зарубежных аналогов, что соответствующим образом отражается на их стоимости. В результате при оценке акционерного капитала российских компаний стоимость барреля нефти в запасах оценивается в 0,2-0,5 долл., в то время как у зарубежных - в десятки раз выше. Специалисты считают, что зарубежные компании переоценены (что характерно в целом для развитых стран и составляет основную потенциальную угрозу фондового и финансового кризиса), а российские - значительно недооценены (это составляет основную проблему привлечения инвестиций через продажу пакетов акций нерезидентам).

У западных нефтяных компаний (Total, BP Amoko, Texaco, Chevron, Mobil) доля запасов Proved Undeveloped составляет в среднем около 25%.

Запасы природного газа. В настоящее время 80% газа добывается Газпромом на месторождениях с падающей добычей. Дефицит ресурсов газа к концу 1999 г. составлял 20 млрд. м3, а к 2001 г. вырастет до 45-50 млрд. м3, т.е. составит около 10% годовой добычи. Такая ситуация уже привела к снижению подачи газа электростанциям. В перспективе это грозит энергетическим кризисом и потребует пересмотра энергетической стратегии России.

Современная добыча газа в России базируется на трех месторождениях- гигантах, из которых Медвежье уже вошло в стадию падающей добычи, Уренгой близко к этому состоянию, а Ямбург пока работает на пике своих возможностей. Инвестиции в газовую отрасль на 80% направляются на возмещение выбытия мощностей, их ремонт и реконструкцию, чтобы обеспечить достигнутый уровень добычи и транспорта.

Для компенсации добычи на основных месторождениях и обеспечения прироста добычи под новые контракты в ближайшие годы необходима реализация альтернативных вариантов:
. выход на новые регионы с вводом в эксплуатацию крупнейших месторождений

Ямальской группы и Штокмановского - эффект экономии от масштаба будет снижен ввиду высоких стоимости освоения и транспортных расходов;
. более интенсивное использование ресурсов в Надым-Пур-Тазовском и прилегающих районах, где частично есть инфраструктура, но повышаются расходы, свойственные поздней стадии развития нефтегазоносной провинции

(при освоении крупнейшего месторождения Заполярное в 1999-2001 гг. расходы на 1000 м3 составят около 900 руб., против 50-100 руб. в сопоставимых ценах на Уренгойском и Ямбургском месторождениях в 80-е годы).

Перспективные районы по углеводородным ресурсам. Континентальный шельф арктических морей России общей площадью 3,9 млн. км2 (по оценке специалистов на начало 1999 г.) содержит 100 млрд. т углеводородов (в нефтяном эквиваленте). Наиболее изученными являются недра шельфов
Баренцова, Печерского и Карского морей, запасы которых, по предварительным прогнозам, составляют 54 млрд. т углеводородов. Здесь открыто 11 месторождений нефти и газа, пять из которых по запасам относятся к гигантским: Штокмановское и Ледовое - газоконденсатные, Ленинградское,
Русановское - газовые, Приразломное - нефтяное. Таким образом, на российском шельфе Арктики открыты Баренцевоморская нефтегазоносная провинция и Карская нефтегазоносная область, являющаяся продолжением
Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

В соответствии с оценками и учетом добычи и прироста запасов нефти и газа доля неразведанных ресурсов (категории С3 и D) нефти в России составляет 57,5%, а природного газа более 70% общего потенциала в недрах.
Неразведанные ресурсы нефти превышают накопленную добычу, текущие (А-В-С1) и предварительно выявленные запасы промышленных категорий на известных месторождениях (С2) за 130 лет существования нефтяной промышленности.

Неразведанные ресурсы природного газа в 2,3 раза превышают добытые, текущие, разведанные и предварительно выявленные его запасы. Распределение неразведанных запасов углеводородов (нефти, газа и конденсата) по регионам
России приведено в табл. 1.4.

Из других энергоносителей наиболее крупными являются запасы каменного угля. Неразведанные запасы угля уникальны (порядка 5 трлн. т). Все это, по мнению экспертов, свидетельствует о высокой надежности долговременного развития ТЭК России с учетом удовлетворения собственных потребностей и экспорта. Главная проблема состоит в привлечении инвестиций, внедрении современных технологий и организации работ на всех этапах геологоразведки, добычи и переработки нефти и газа.

Освоение существующих месторождений допускает значительное расширение за счет применения новых технологий извлечения, в том числе тяжелой нефти.
Всего в России разведано 9 млрд. т трудноизвлекаемых запасов нефти. Ее распределение по регионам неравномерно. В Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции (7,2% разведанных запасов) она составляет 50%. В основном
"тяжелая" нефть сконцентрирована на обустроенных территориях Ярегского и
Усинского (начало разработки в 1977 г.) месторождений.

Долгосрочная перспектива развития добычи нефти и газа - освоение прибрежных шельфов. В российских прибрежных водах разведано пригодных для добычи 150 млрд. т нефти и газа. Освоение этих районов позволило бы, по мнению аналитиков, параллельно решить задачу конверсии дальневосточных и северных судостроительных заводов. Основная часть запасов нефти и газа российского шельфа - порядка 80% начальных суммарных ресурсов - приходится на замерзающие акватории Баренцева, Печерского и Карского морей, которые характеризуются тяжелым ледовым режимом, суровыми природно-климатическими условиями и слаборазвитой береговой инфраструктурой.

Наиболее подготовленным к практическому освоению является шельф
Печерского моря. В структуре капитальных затрат на обустройство пионерского месторождения стоимость морских ледостойких стационарных платформ составит около 45%, стоимость бурения скважин - 15-20%. При этом себестоимость добычи нефти на первоочередных объектах освоения Печерского моря будет снижаться с 20 до 14 долл./т. Цена нефти на промысле составит 80-90 долл./т.

Экономические показатели освоения Приразломного месторождения имеют невысокий уровень эффективности. Внутренняя норма рентабельности (IRR) проекта составляет около 16,2%, что допустимо для принятия проекта к внедрению. Для инвестора после раздела продукции (данный режим необходим при освоении арктического шельфа) и уплаты налогов (роялти и налога на прибыль) этот показатель составит около 13,2%. Общие затраты на освоение данного месторождения составят около 4 млрд. долл. Стоимость добытой нефти составит около 7 млрд. долл., доходная часть проекта - 2,5 млрд. долл., прямые платежи в бюджет России превысят 1 млрд. долл.

С каждым последующим проектом в данном регионе доходы государства будут увеличиваться. Косвенный эффект от проекта - до 70% подрядов на проведение
НИР и прочих работ по подготовке месторождения, а также строительство судов, обслуживание промысла и транспортировка продукции будут предоставлены предприятиям России. Это может обеспечить до 2,5 млрд. долл. инвестиций в экономику России. Иностранные компании получат заказы на оборудование и оказание услуг на 1,2 млрд. долл.

Среднесрочная перспектива развития нефтегазовой отрасли связана с разработкой месторождений Восточной Сибири и Ямала. Только разведанные запасы Тимано-Печерского бассейна составляют 1,5 млрд. т. Инфраструктура, необходимая для добычи и транспортировки нефтегазового сырья, развита в данном районе слабо и требует больших инвестиций. Существующее налоговое законодательство делает такие вложения нерентабельными. Для привлечения инвесторов в 2000 г. планировалось установить государственные преференции для месторождений в Тимано-Печерском районе, затрагивающие отчисления на восстановление минерально-сырьевой базы (ВМСБ).

Сейчас нефтедобывающие компании отчисляют на ВМСБ в бюджеты всех уровней около 20 млрд. руб. в год по официально декларируемому ими уровню добычи нефти. Исходя из объемов реально продаваемой нефти от ВМСБ должно поступать около 80 млрд. руб., т. е. для проведения самостоятельных геолого- разведочных работ компаниям оставляют 41% их отчислений на ВМСБ (около 4,6 млрд. руб.). Власти регионов заинтересованы в том, чтобы прибыль от продажи нефти оставалась в регионе в виде инвестиций, поэтому не поощряют вложений в другие регионы.

Таблица 1.1. Добыча и производство основных видов продукции ТЭК в
России
|Proved Undeveloped |33% |42% |
|Proved Developed Producing |34% |42% |
|Proved Developed Nonproducing |33% |16% |

Таблица 1.4. Распределение неразведанных запасов углеводородов по регионам
|Регионы |Нефть |Газ |Конденсат |
|Cеверные районы |3,9 |0,8 |0,8 |
|Волго-Уральский |7,9 |4,5 |12,6 |
|Северо-Кавказский |0,9 |0,6 |0,4 |
|Западно-Сибирский |45,3 |27,1 |35,3 |
|Восточно-Сибирский |16,6 |18,3 |19,1 |
|Дальневосточный |4,5 |6,2 |4,2 |
|Шельфы морей |20,9 |42,5 |27,6 |
|из них: Баренцева |5,0 |16,0 |4,6 |
|Карского |5,5 |21,1 |15,0 |
|Охотского |2,9 |3,2 |1,5 |

1.2.Роль экспорта ТЭР в экономическом развитии России на современном этапе

Россия - крупнейший поставщик энергетического сырья на мировой рынок. В настоящее время экспортируется 45,1% добываемой нефти, 34,3% газа, 9,5% угля, 9,8% автомобильного бензина, 52,2% дизельного топлива, 31,1% топочного мазута и около 0,7% производимой электроэнергии. ТЭК - это
“валютный цех” страны, он обеспечивает почти половину всего российского экспорта. Начиная с 70-х годов валютная выручка за экспорт топливно- энергетических ресурсов стала своеобразной палочкой-выручалочкой, позволяющей смягчать последствия сбоев в отечественной экономике, латать социальные “дыры”.

Исходя из того что экспорт ТЭР- это «валютный цех» страны, считаю целесообразным наглядно продемонстрировать влияние этих валютных поступлений на формирование бюджета страны и зависимость бюджетосостовляющих элементов от цен на нефть. Динамика российской экономики в 2000-2001 годах действительно довольно сильно зависела от цен на нефть (табл. 1.5.). Высокие мировые цены, а также значительный прирост физического объема экспорта в 2000 и 2001 годах привели к увеличению валютной выручки от продажи нефти на $60 млрд. 30% этой суммы было использовано для увеличения импорта. Остальные средства пошли в накопление: около $24 млрд. осело в резервах ЦБ, $ 10 млрд. осталось в корпоративном секторе и еще $8 млрд. попало в государственные резервы. Именно эти 70%, или свыше $40 млрд., различным образом впитавшиеся в экономику страны с уже почти рыночной инфраструктурой, сделали ее другой.

Таблица 1.5. Гибкость бюджета
|Цена Urals |>23,5 |>18 |>14 |

Томск

Введение. 3

1. Проблемы российского экспорта ТЭР.. 4

1.1.Экспортный потенциал ТЭК России. 4

1.2.Роль экспорта ТЭР в экономическом развитии России на современном этапе. 11

1.3. Государственное регулирование экспорта нефти и газа. 14

1.4. Основные рынки сбыта российских ТЭР. 21

2. Основные направления развития экспорта ТЭР из России.. 23

2.1.Возможна ли альтернатива экспорту ТЭР?. 23

2.2. Внешнеэкономическое сотрудничество и энергетическая дипломатия. 28

2.3. Перспективные рынки сбыта российских ТЭР. 32

Заключение. 37

Список использованной литературы. 39

Введение

Развиваясь, человечество начинает использовать все новые виды ресурсов (атомную и геотермальную энергию, солнечную, гидроэнергию приливов и отливов,ветряную и другие нетрадиционные источники).Однако главную роль в обеспечении энергией всех отраслей экономики сегодня играют топливные ресурсы. Это четко отражает "приходная часть" топливно-энергетического баланса.

Топливно-энергетический комплекс тесно связан со всей промышленностью страны. На его развитие расходуется более 20% денежных средств. На ТЭК приходиться 30% основных фондов и 30% стоимости промышленной продукции России. Он использует 10% продукции машиностроительного комплекса, 12% продукции металлургии, потребляет 2/3 труб в стране, дает больше половины экспорта РФ и значительное количество сырья для химической промышленности. Его доля в перевозках составляют 1/3 всех грузов по железным дорогам, половину перевозок морского транспорта и всю транспортировку по трубопроводам.

Таким образом, ТЭР - это богатство России. Топливно-энергетическая промышленность РФ тесно связана со всеми отраслями народного хозяйства, имеет огромное значение для российской экономики. Спрос на ТЭР всегда опережает предложение, поэтому в успешном развитии нашей топливно-энергетической промышленности заинтересованы практически все развитые государства мира.

В данной работе тщательно рассмотрена структура российского экспорта энергоносителей, в частности объективно оценен экспортный потенциал топливно-энергетических ресурсов России, и целесообразность экспорта энергоносителей, а также рассмотрены варианты выхода из сырьевой специализации страны путем поиска альтернатив нещадного расточительства Российских недр, цели, рычаги и механизмы государственного регулирования экспорта нефти и газа, рынки сбыта российских энергетических ресурсов и возможности их расширения параллельно с внешнеэкономическим сотрудничеством и энергетической дипломатии.

1. Проблемы российского экспорта ТЭР

1.1.Экспортный потенциал ТЭК России.

Природа щедро наделила нашу страну энергетическим сырьем. Она располагает примерно четвертью всех энергоресурсов планеты: 45% мировых запасов газа, 13% нефти, 30% угля, 14% урана. Но это еще не все. Для российской территории характерна невысокая степень разведанности ресурсов, то есть изученности недр на базе новейших геологоразведочных технологий. Например, степень разведанности ресурсов нефти составляет 34%, газа - лишь 25%. Показатель разведанности нефтегазового сырья сильно изменяется по территории - от 58% на Урале до 3% в Восточной Сибири и 5% - на шельфах морей

Экспорт России за 1996 г. составил 87,1 млрд. долл., доля ТЭК составила 44,7%. Импорт составил 62,8 млрд. долл., доля ТЭК составила 2,4%. В 1999 г. экспорт России составил 74,7 млрд. долл., экспортировалось 46% добытой нефти, 48% произведенного дизельного топлива (годом ранее доля экспорта в объемах производства составляла 47 и 55% соответственно).

Удельный вес основных видов топливно-энергетических ресурсов (нефти, нефтепродуктов, природного газа, каменного угля и электроэнергии) в общем объеме экспорта в августе 1999 г. составил 44,8% (в августе 1998 г. - 37,8%). В январе-августе 2000 г. в структуре топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) доля экспорта возросла до 53,6%. Нефтегазовый комплекс является одним из основных объектов интереса иностранных инвесторов.

В 1998 г. в России 55,3% энергетических нужд удовлетворялось за счет газа, 20,6% - за счет нефти, 17,3% - за счет угля, за счет ядерной энергии - 4,5%, гидроэнергии - 2,3%. В общемировом энергетическом балансе нефть занимает 40%, уголь - около 30%, газ - 23,8%. Мировая тенденция состоит в снижении доли угля за счет роста в основном доли газа.

В 1998 г. тепловые электростанции РАО "ЕЭС России" израсходовали 241,8 млн. т условного топлива, в том числе природного газа 131,4 млрд. м3, угля - 124,5 млн. т, нефтетоплива 15,3 млн. т. На производство электроэнергии в мире в среднем расходуется около 50% добываемого угля, в России на сегодня - только 12%. В топливном балансе России удельный расход газа составил 62%, угля - 29%, мазута - 9%.

В 1998 г. ТЭК в основном обеспечил внутренние и экспортные потребности России в топливе и энергии. В соответствии с рыночным спросом на ТЭР было добыто и произведено около 1351 млн. т условного топлива основных видов первичных ТЭР, что на 0,7% больше, чем в 1997 г., и выработано 826 млрд. кВтч электроэнергии, что на 0,9% ниже уровня 1997 г. Добыча газа возросла на 3,5% при снижении объемов добычи нефти на 0,8 и угля на 5,4%.

Данные добычи (производства) и потребления первичных ТЭР в России с 1990 г. представлены в табл. 1.2. Эти данные показывают основные направления изменения долей ТЭР в общем энергетическом балансе Российской Федерации. Можно ожидать изменения структуры добычи и потребления в предстоящие годы по мере внедрения новых технологий и освоения новых месторождений.

По официальным расчетам, для обеспечения энергетической безопасности России годовой уровень добычи нефти должен составлять 300 млн. т. Добыча нефти в России упала с 570 млн. т в 1987 г. до 304,8 млн. т в 1999 г., но в 2000 году начала расти из-за высоких мировых цен на нефть.

Топливно-энергетический комплекс России - это стержень национальной экономики, обеспечивающий жизнедеятельность всех отраслей народного хозяйства, консолидацию регионов, формирование значительной части бюджетных доходов и основной доли валютных поступлений страны. Особая роль ТЭК как своеобразного «локомотива экономических преобразований» в России определяется тем, что в нем аккумулируется 2/3 прибыли, создаваемой в отраслях материального производства.

Особую роль во внешней торговле и развитии экономики России играет экспорт продукции ТЭК. Посредством энергоносителей Россия активно участвует в мировой торговле, оказывает существенное влияние на энергетическую безопасность в Европе и мире (Приложение).

Рост стоимостного объема экспорта России происходит, прежде всего, за счет энергоносителей. В 2010 г. из общего стоимостного объема экспорта в 372,85 млрд. долл. на долю продукции ТЭК приходилось 69,03% или 257,38 млрд. долл., что на 6,15% больше этого же показателя в 2009 г. О том, какое значение играет экспорт продукции ТЭКв экономике России на протяжении последних шести лет наглядно показывает следующая диаграмма (рисунок 3) .

Рисунок 3 - Доля экспорта продукции ТЭК в общем объеме экспорта России

Такая высокая зависимость экономики от экспорта топливно-сырьевых товаров, и прежде всего, от нефти, мировые цены на которую подвержены значительным колебаниям, обостряет проблему подчиненности экономики внешним условиям. Подсчитано, что при цене нефти Юралс 13 долл. США за баррель неизбежен экономический спад, а снижение цены нефти на 1 долл. США за баррель влечет потери федерального бюджета примерно на сумму 850 млн. долл. США, 1,6 млрд. долл. США - по экономике в целом и потери предприятий - на сумму порядка 750 млн. долл. США .

Это выдвинуло ценовую проблему нефти на первое место в социально-экономической политике России, причем влияние этого фактора на ее формирование с каждым годом усиливается, что актуализирует проблему внешнеэкономической безопасности.

Следующие данные указывают на усиливающуюся зависимость федерального бюджета от продукции ТЭК: если в 1994 г. ТЭК обеспечивал около 6% бюджетных поступлений, то в 1995 г. - 12%, в 2000 г. - свыше 25%, в 2005 г. - свыше 35%, а в 2010 году доля нефтегазовой отрасли в доходе федерального бюджета составила 47,5%. При этом налоговая нагрузка на нефть росла, поскольку производство нефти увеличивалось не так быстро.

Особое место в экспорте и экономике занимает нефть. О значении нефти в развитии российской экономики свидетельствует следующее: подсчитано, что для обеспечения 10-процентного прироста ВВП необходимо повысить добычу нефти на 13,7% в год. Без этого роста добычи невозможно обеспечить 10-процентный прирост ВВП. Между тем для сближения уровня экономического развития с промышленно развитыми странами России необходимо обеспечить темпы роста производства, близкие к указанному показателю, что потребует огромных затрат на инфраструктуру, транспортировку и т.п., и, как показывают расчеты экспертов, это направление в долгосрочном плане бесперспективно. Упор следует делать на развитие инноваций, современные технологии.

Рост спроса на мировом рынке на нефть обычно влечет за собой повышение спроса на многие другие сырьевые товары, что благоприятно сказывается на производстве и внешней торговле России.

Большое значение имеет проблема воспроизводства сырьевой базы нефтегазового комплекса России.

В соответствии с "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.

Таким образом, экспорт продукции ТЭК имеет огромное значение для экономики России. ТЭК обеспечивает свыше 30% стоимости промышленной продукции, до 60% бюджетных доходов и около половины всех валютных поступлений. Это - основа жизнеобеспечения, экономической безопасности, главный источник обеспечения притока в страну валютных ресурсов, расчетов по внешней задолженности.

В целом, суммарный экспорт российской нефти по всем направлениям в интервале 2000- 2010 годов вырос более чем в 1,5 раза (со 144,4 млн. тонн до 255,0 млн тонн). Десятилетие не было однородным (рисунок 4) .

Начало 2000-х годов было отмечено в России ажиотажным ростом экспорта сырой нефти. В среднем, объемы экспорта увеличивались ежегодно на 16% (в самом динамичном 2003 году - на 20,3%). В результате в 2004 году экспортные объемы достигли "пика" - 260,3 млн. тонн, превзойдя результат 2000 года в 1,8 раза.

В течение следующих четырех лет экспортные объемы российской нефти сокращались: в 2005 году - на 3%, в 2006-м - на 1,6%, в 2007-м - на 4%. И, наконец, в 2008 году произошло самое значительное уменьшение экспорта сырой нефти - на 7%, до 243,1 млн. тонн.

Рисунок 4 - Добыча и экспорт нефти в 2000-2011 гг., прогноз до 2030 г. и темпы их роста

В целом за этот период вывоз российской нефти за рубеж сократился почти на 15%. И лишь в кризисном 2009 году российские компании активизировали вывоз добытой нефти за пределы страны - на 1,9%, до 247,5 млн. тонн. Объем экспорта нефти в 2010 г. составил 255,0 млн. тонн, что на 1,2% больше, чем в 2009 году. Удельный вес экспорта нефти в общем объеме российского экспорта в 2010 г. составил 34%, в экспорте топливно-энергетических товаров - 50,3% (в 2009 г. соответственно 33,4% и 50%).

Результаты экспорта в количественном и долларовом выражении имеют разнонаправленную динамику (рисунок 5). В период с 2000 г. по 2005 г. включительно количественный рост экспорта нефти сопровождался стоимостным ростом. С 2006 по 2008 гг. наблюдается тенденция к снижению количественного объема экспорта, однако стоимостной объем при этом растет, что связано с высокими ценами на нефть (в 2008 г. был зафиксирован ценовой максимум -147 долларов за баррель). Продажа нефти за рубеж в 2009 г. принесла российской казне 100,5 млрд. долл. Это на 37,4 % меньше, чем годом ранее, когда были зафиксированы рекордные цены на нефть. В 2010 г. ситуация стала улучшаться: в количественном выражении экспорт увеличился на 3 млн. тонн, а в стоимостном на 35,7 млрд. долл. (соответственно экспорт сырой нефти составил 250,7 млн. тонн и 135,8 млрд. долл.).

Рисунок 5 - Динамика экспорта нефти из России в 2000-2010 гг.

С динамикой добычи и экспорта природного газа картина обстоит практически аналогичная. Начиная с 2000 г. и вплоть до 2006 г. добыча природного газа увеличивалась (рисунок 6). В 2007 г. прирост добычи снизился и составил - 1,5%, в 2008 г. добыча вновь увеличилась и составила 610 млрд. долл. В 2009-м кризисном году наблюдалось резкое сокращение добычи природного газа, падение добычи было рекордным за последние 10 лет (падение на 14,6%).В 2010 году в России было добыто 649 млрд. кубометров природного и попутного газа (рост 11,4 % к 2009 году).

Рисунок 6 - Динамика добычи природного газа в России, 1998-2009 гг.

Результаты экспорта природного газа в количественном и долларовом выражении имеют разнонаправленную динамику (рисунок 7).

Рисунок 7 - Динамика российского экспорта природного газа в 2000-2010 гг.

На протяжении 2000-2008 гг. стоимостной объем природного газа ежегодно увеличивался, несмотря на то, что в количественном выражении экспорт природного газа увеличивался не всегда. Это объясняется высокими ценами на природный газ. В 2009-м году экспорт природного газа как в количественном, так и в стоимостном выражении резко снизился (соответственно на 13,8% и 39%). В 2010 г. ситуация постепенно начала нормализироваться, экспорт природного газ составил 177,8 млрд. куб. м. на общую сумму 47,74 млрд. долл. США (рост относительно 2009 г. соответственно на 5,6% и 13,7%).

Данные по импорту энергоресурсов в начале 2000-х гг. представлен в таблице 1

Таблица 1- Импорт энергоресурсов в РФ

Как видно из данных таблицы 1, доля импорта энергоресурсов в РФ минимальна.

Таким образом, за последнее время рынок энергоресурсов претерпел множество изменений. Изменения курса долл. США, крупные инвестиционные вложения в сырьевые рынки спекулятивного характера, геополитическая нестабильность на Ближнем Востоке, военные действия в Ираке, иранская ядерная программа, многочисленные природно-климатические явления, препятствующие нормальному функционированию нефтедобывающей отрасли, а также мировой финансовый кризис - всё это существенным образом оказывало влияние ни мировые цены на нефть и газ, а, следовательно, на добычу и экспорт энергоресурсов.

Налоги и платежи

Мировой прогноз

Анализ по отраслям

Введение

1. Проблемы российского экспорта ТЭР

1.1.Экспортный потенциал ТЭК России.

Вам также может понравиться