год 2010-й - более 30.000.000 обращений

I. Общая характеристика состояния основных фондов в отраслях ТЭК

Анализ состояния и перспектив развития отраслей топливно-энергетического комплекса (ТЭК) приводит к выводу о назревающем глубоком энергетическом кризисе, грозящем срывом реализации прогнозируемых темпов развития экономики страны.

Важнейшими признаками назревающего кризиса являются тяжелое текущее финансовое состояние большинства энергетических, нефтяных, газовых и угольных компаний и острый дефицит инвестиций, обеспечивающих поддержание существующих производственных мощностей и тем более их развитие.

Начавшийся подъем экономики обострил проблемы низкой финансовой устойчивости и инвестиционной дефицитности топливно-энергетических компаний, усилил реальную угрозу срыва реализации среднесрочного (на 2-4 года) топливно-энергетического баланса.

Характерным проявлением острого финансового неблагополучия в отраслях ТЭК явилось то, что ОАО "Газпром" вынужден был в условиях острого спада инвестиций предупредить РАО "ЕЭС России" о снижении объемов поставок газа электростанциям на 12,2 млрд. м 3 в 2000 г., на 20 млрд. м 3 в 2001г. и на 30 млрд. м 3 в 2002г. Это породило конфликты между компаниями относительно объемов поставок газа на каждый очередной квартал.

В свою очередь, РАО "ЕЭС России" при начавшемся 4-процентном годовом приросте электропотребления предвидит угрозу возникновения дефицитов генерирующих мощностей в 2003-2005 гг.

Нехватка газа для электростанций и необходимость либо замещения его другими энергоресурсами, либо сдерживания растущего электропотребления - первый грозный симптом надвигающегося энергетического кризиса, преодоление которого потребует существенного изменения территориально-производственной структуры ТЭК и энергетической политики в целом.

Одной из главных причин сложившейся предкризисной ситуации является чрезвычайно неудовлетворительное состояние производственных фондов в отраслях ТЭК России.

Естественный процесс исчерпания действующих месторождений топлива и выбытия производственных мощностей вот уже 10 лет не компенсируется вводом новых. Более того, в угольной промышленности он был ускорен массовым закрытием низкоэффективных предприятий. В газовой промышленности и электроэнергетике установленные государством цены последние три года исключали возможность финансирования расширенного воспроизводства и даже сделали нерентабельным текущее функционирование части энергетических компаний. Проблему усугубляют массовые неплатежи потребителей за использованные энергоносители.

Так, в нефтяной промышленности происходит качественное ухудшение сырьевой базы отрасли: основные нефтегазовые провинции - Западная Сибирь и Урало - Поволжье - вышли на поздние стадии разработки с падающей добычей. Выработка запасов на действующих месторождениях достигла 54%. Доля трудноизвлекаемых запасов достигла 55...60% и продолжает расти. Ресурсный потенциал "новых" нефтегазоносных провинций Тимано-Печерского региона, Восточной Сибири и Дальнего Востока кратно меньше, чем "старых", и освоение их будет весьма высоко затратным.

Неудовлетворительно состояние транспортных коммуникаций. В нефтяной промышленности свыше 20 лет эксплуатируется около 70% магистральных нефтепроводов . Особо неблагополучная ситуация сложилась в нефтепереработке как в структуре размещения мощностей НПЗ, так и в состоянии ее основных фондов. Глубина переработки нефти в среднем по отрасли составляет всего лишь около 65%, в то время как во всем мире глубина переработки обычно составляет 80-90%. Износ основных фондов НПЗ приближается к 80%.

В газовой промышленности базовые месторождения Западной Сибири, обеспечивающие основную часть текущей добычи, в значительной мере уже выработаны: Медвежье - на 78%, Уренгойское (сеноман) - на 67%, Ямбургское (сеноман) - на 46%. В 2000 году на месторождениях, вступивших в период падающей добычи, будет получено свыше 85% газа в России.

В 2020 года в целом по отрасли добыча газа на действующих месторождениях ожидается в размере 140 млрд. м 3, а свыше 70% добычи требуют освоения новых районов.

Особо неудовлетворительная ситуация сложилась в газотранспортной системе России, наиболее интенсивно развивавшейся в период с 1975 по 1985 годы. В итоге к настоящему времени 13% газопроводов эксплуатируется свыше 30-ти лет, 20% - от 20-ти до 30-ти, 34% - от 10-ти до 20-ти лет. Одновременно за последние десять лет ввод в действие новых магистральных газопроводов и отводов от них сократился почти в 10 раз: если в 1990г. было построено около 4 тыс. км. газопроводов, то в 1998 году лишь 450 км. Требует замены парк установленных на компрессорных станциях газоперекачивающих агрегатов. При проектном моторесурсе 15-17 лет, 15% мощностей ГПА эксплуатируются более 25-ти лет. Парк ГПА на 85% представлен газотурбинными установками, до 30% которых морально и физически устарели.

За последнее десятилетие существенно снизились объемы переработки природного и попутного газа (соответственно на 30 и 64%)

В угольной промышленности проведенная достаточно решительная реструктуризация шахтного фонда, приведшая к ликвидации особо убыточных шахт и разрезов, позволила повысить производительность труда более, чем на 30%. Однако, ликвидация убыточных предприятий обусловила снижение суммарной мощности шахт и разрезов примерно на 10%.

Состояние основного шахтного и карьерного оборудования характеризуется, как и в других отраслях ТЭК, высокой степенью износа, оцениваемой в 60-70%.

Особо неблагоприятное положение в структуре шахтных фондов отмечается в состоянии подготовительных и нарезных выработок, а на угольных разрезах в отставании вскрышных работ.

Несмотря на повышение требований к качеству угольного топлива в условиях развития рыночных отношений, обращает на себя внимание сокращение удельного веса угля, подвергшегося обогащению на обогатительных фабриках с 43% в 1990 г. до 40,5 % в 1999г.

В электроэнергетике острейший дефицит инвестиций препятствует реализации требуемой перестройки структуры мощностей электростанций и их модернизации. В связи с этим, приходится вынужденно ориентироваться на полумеры, продлевая срок службы оборудования на основе замены базовых узлов паровых турбин, котлоагрегатов и т.д.

Степень износа производственных фондов в электроэнергетике составила в 2000 году свыше 50%, причем степень износа активной части основных фондов достигла 65% и из них полностью изношенных около 26%.

Анализ состояния основных производственных фондов в различных отраслях ТЭК демонстрирует достаточно сходную картину их общего неудовлетворительного состояния.

Для топливной промышленности особенно характерна отработанность запасов на эксплуатируемых месторождениях и необходимость поддержания обшего уровня мощностей по добыче за счет освоения новых районов. В подсистемах переработки топливных ресурсов и в электроэнерегтике особо неблагополучно состояние износа активной части основных производственных фондов.

В следующем разделе более подробно отражено достаточно характерное для всех отраслей ТЭК состояние основных фондов в отдельных подсистемах нефтяного комплекса: нефтедобыче, транспортировании нефти и нефтепереработке.

II. Состояние и проблемы развития основных фондов в нефтяном комплексе

2.1. Состояние основных фондов в нефтедобыче

В целом по нефтедобывающей промышленности степень износа основных производственных фондов (ОППФ) составляет более 60%, а по отдельным нефтяным компаниям достигла 70% (Башнефть, Татнефть, Онако и др.). По ряду нефтяных компаний выбытие ОППФ превышает ввод новых мощностей (Юкос, Сиданко, Онако и др.). Наиболее полно состояние основных производственных фондов нефтедобывающей промышленности характеризуется состоянием эксплуатационного фонда нефтяных скважин, динамика структуры которого приведена в таблице 1.

Таблица 1

Эксплуатационный фонд нефтяных скважин на конец года (тыс. скв.)

Производственные мощности	1991	1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998	1999	на ноябрь 2000
Всего	144,9	146,9	145,8	141,8	142,7	139,1	138,3	133,2	134,8	141,4
Действующие	123,4	116,4	115,1	104,6	105,2	102,6	95,6	98,2	101,7	110,1
Неработающий фонд скважин	21,5	30,5	30,7	37,2	37,5	36,5	42,7	35	33,1	31,3

Общее состояние износа и соотношения выбытия и ввода ОППФ по важнейшим компаниям приведено в таблице 2.

Таблица 2

Наименование нефтяных компаний	Износ ОППФ (в %)	Выбытие/ввод ОППФ
Башнефть	70	0,89
Татнефть	70	0,66
Лукойл	60	0,49
КОМИТЭК	60	0,79
ОНАКО	70	1,83
Роснефть	60	0,65
Сибнефть	60	0,52
СИДАНКО	н.св	1,89
Саратовнефтегаз	70	2,94
Славнефть	60	0,49
Сургутнефтегаз	60	0,53
ТНК	70	0,90
ЮКОС	60	2,14

Общеотраслевая динамика за последнее десятилетие ввода и выбытия мощностей в натуральном выражении приведена в таблице 3.

Таблица 3

Нефтедобыча	1990	1998	1999	2000 оценка ТЭНИ
Ввод мощностей, млн .т.	77,3	15,4	17,3	18,5
Выбытие мощностей, млн.т.		16,3	15,8	13,5

Эксплуатационный фонд нефтяных скважин в целом по стране за период с 1992 по 1999 г. сократился с 147 тыс. до 132 тыс. единиц. Из них по состоянию на 1 января 2000 г. неработающих оказалось 33 тыс., или около 24% от эксплуатационного фонда. Важнейшим моментом здесь является то, что за 1996-1999 гг. для удержания добычи нефти на уровне 300 млн. т. требовалось пробурить 58,6 млн. м, а пробурено фактически 23,8 млн. м. эксплуатационного метража. В связи с этим, вместо необходимого ввода в эксплуатацию 22,6 тыс. нефтяных скважин было внедрено всего 10,9 тыс., то есть вдвое меньше. Естественно, что в 2000 г. такое отставание по темпам эксплуатационного бурения ликвидировать не представляется возможным, прежде всего - из-за отсутствия необходимых буровых мощностей и инвестиций. По экспертной оценке, существующие мощности бурового парка в нефтяной отрасли могут обеспечить в лучшем случае проходку 10 млн м эксплуатационного и разведочного метража.

Значительно вырос фонд бездействующих скважин, превысив четверть эксплуатационного фонда.

Такой высокий процент неработающего фонда скважин не предусмотрен ни одним проектным документом. Неработающий фонд скважин привел к разбалансированию систем разработки месторождений, выборочной отработке запасов нефти. В конечном счете все это ведет к безвозвратным потерям части извлекаемых запасов (конечная нефтеотдача может уменьшиться на 5-7% , что при сегодняшнем объеме вовлеченных в разработку запасов нефти и текущих мировых ценах эквивалентно 65-80 млрд. долл.) и является грубейшим нарушением Закона "О недрах" в части рационального использования недр.

Основная причина перевода скважин в категорию бездействующих и консервацию - низкий дебит нефти и высокая обводненность продукции, делающие их эксплуатацию для компаний убыточной в рамках действующей налоговой системы. Эта система ориентирована на налогообложение высокодебитных месторождений с высокой долей горной ренты в цене. Она не является гибкой и поэтому не учитывает объективно обусловленного роста издержек добычи по мере уменьшения дебитов скважин, роста обводненности их продукции, а значит и резкого сокращения доли ренты в цене.

2.2. Основные фонды транспорта нефти

ОАО "Транснефть" - естественный монополист на рынке услуг по транспортировке углеводородного сырья. В прошлом году по системе магистральных трубопроводов "Транснефти" было прокачано 293 млн. т нефти (97 % от всего объема добытого в России сырья), в том числе на экспорт был отправлен 121 млн. т.

Наиболее активное развитие систем магистральных нефтепроводов произошло в период с 1960 по 1980 год. Около 37% от общей протяженности магистральных нефтепроводов эксплуатируется свыше 30-ти лет, еще треть - от 20-ти до 30-ти лет, 12% - от 10-ти до 20-ти лет. Интенсивная их эксплуатация привела к тому, что основная часть магистральных нефтепроводов требует выполнения значительного объема работ по их ремонту и земене.

Отсутствие средств у предприятий и "почтенный" возраст эксплуатируемого оборудования приводят к повышенной аварийности, прежде всего на внутрипромысловых нефтепроводах (ежедневно происходит 75-80 прорывов, из них более 50-ти - на коллекторах). Силами собственных строительных подразделений ОАО "Транснефть" ежегодно производится ремонт 1,4 тыс. км. магистральных нефтепроводов при общей их протяженности 47 тыс. км. Средняя стоимость ремонта составляет 140-150 тыс. долл./км.. Для ремонтно-восстановительных работ всех эксплуатируемых нефтепроводов компании требуется около 6,5 млрд. долл.

Техническое состояние линейной части магистральных нефтепроводов приведено в таблице 4.

Необходимо подчеркнуть, что в последние годы резко возрастает объем работ по ремонту трубопроводов большого диаметра (1020-1220 мм.). В таблице 5 приведена динамика увеличения ремонтных работ по трубопроводам большого диаметра. Указанная тенденция ярко демонстрирует критичность ситуации, создавшейся в состоянии изношенности линейной части нефтепроводов.

Таблица 4

Техническое состояние линейной части магистральных нефтепроводов

Наименование показателя	Ед. измер.		Примечание
Протяженность магистральных нефтепроводов	Км.	47300	В том числе: Ду 530 мм. - 20,2% Ду 720 - 820 мм. - 35,3% Ду 1020 - 1220 мм. - 44,5%
В том числе со сроком более 30 лет	Км.	17500 37% от общего объема	В том числе: Ду 530 мм. - 26,6% Ду 720 - 820 мм. - 38,2% Ду 1020 - 1220 мм. - 35,2%
Протяженность нефтепроводов со сроком изоляционного покрытия более 20 лет	Км.	24 841 52% от общего объема	По заключению ВНИИСТ гарантированный срок эксплуатации изоляционных покрытий, наносимых в ходе строительства трубопроводов менее 20 лет ( пленочные покрытия менее 15 лет)

Таблица 5

Динамика увеличения объема ремонтных работ по трубопроводам большого диаметра

Наименование показателя	Ед. измерения	1998	1999	2000 оценка ТЭНИ	2001 оценка ТЭНИ
Замена трубопроводов
Трубопроводы Ду 1020-1220 мм.	км.	170	191	226	350
От общего объема замены трубопроводов	%	22	25	34	45
Замена изоляции
Трубопроводы Ду 1020 - 1220 мм.	км.	125	197	330	411
От общего объема замены изоляции	%	27	29	40	51

В таблице 6 приведены характеристики состояния изношенности одного из основных технических средств механического оборудования нефтепроводов - магистральных насосов, около 20% которых требуют незамедлительной замены.

Таблица 6

Состояние изношенности магистральных насосов

Общее количество магистральных насосов	Количество морально устаревших и физически изношенных насосов требующих замены (шт)	Из них в эксплуатации		План замены 200 0г. (ед.)	Требуется заменить (ед.)	Объем финансирования на замену (млн. руб.)
		более 20 лет (ед.)	более 30 лет (ед.)
1563	325	155	170	15	310	372
* - замене подлежат насосы с чугунными корпусами и с предельным износом проточной части

2.3. Основные фонды в нефтепереработке

Износ основных фондов в нефтепереработке составляет 80%. В таком состоянии таится угроза техногенных катастроф, ибо НПЗ несут в себе большую химическую, пожарную и экологическую опасность, и спасает пока лишь высокая культура производства и высококвалифицированные кадры. До настоящего времени отсутствует четкая стратегия модернизации и технического перевооружения отечественной нефтепереработки и реальный механизм ее выполнения. Так, программа реконструкции и модернизации предприятий нефтепереработки в рамках федеральной целевой программы "Топливо и энергия" полностью провалена. За время ее "действия" с 1996г по 1999г. из предусмотренного ввода в действие 38 новых мощностей нефтепереработки введено только 8 установок, достижение намеченных программой среднеотраслевых показателей глубины переработки (75%) откладывается на 10 лет.

Необходимо подчеркнуть, что, несмотря на острую необходимость модернизации и технологического развития нефтепереработки, из инвестиций, реализованных в 1999 г. в нефтяном комплексе, лишь 8,5% было направлено в нефтепереработку.

Как в текущей политике, так и в перспективе - модернизация и развитие нефтепереработки с резким увеличением ее глубины является принципиально важным направлением решения застаревшей проблемы отставания в этой сфере от мировых стандартов. Решение этой проблемы предполагает реконструкцию отечественной переработки посредством увеличения доли процессов гидроочистки, алкилирования, изомеризации, каталитической депарофинизации и других вторичных процессов. Главной целью является приближение технологической структуры к западноевропейскому уровню.

В настоящее время загрузка сырьем мощностей по первичной переработке нефти составляет 58,8 %. Мощности действующей нефтепереработки создавались в эпоху "большой нефти", эксплуатация их на низком коэффициенте использования неэффективна, ведет к перерасходу энергосредств, материалов и катализаторов.

Физически и морально устаревшие установки должны выводится из эксплуатации, в частности, некоторые нефтеперерабатывающие заводы эффективнее закрыть. Новым направлением развития переработки нефти должно стать внедрение малогабаритных модульных установок для первичной переработки нефти и газового конденсата, каталитического гидрокрекинга, облагораживания бензина. Максимальное приближение производства нефтепродуктов к потребителям и экспортным терминалам - одно из главных составляющих резкого повышения эффективности обеспечения потребителей нефтепродуктами.

Новая концепция развития нефтепереработки, основанная на рациональном размещении обновленных НПЗ, разделение на экспортное и внутреннее потребление означает создание существенно новой структуры нефтепереработки, в корне отличающейся от существующей.

С целью изменения сложившегося положения необходимо реализовать стратегию строительства новых НПЗ, осуществить оптимизацию мощностей действующих заводов и их реконструкцию. Проведенные исследования в этом направлении показывают целесообразность строительства семи новых НПЗ общей мощностью 21 - 29 млн.т. нефти, реконструкцию шести заводов с уменьшенной мощностью и сохранением объемов переработки на уровне 1994г. по 14 заводам. Реализация этой стратегии позволит значительно сократить дальность транспорта нефтепродуктов к рынкам сбыта, повысить качество нефтепродуктов и увеличить экспорт нефтепродуктов морским транспортом.

Необходимо подчеркнуть специфику реструктуризации размещения НПЗ с точки зрения обеспечения повышения эффективности экспортных поставок нефтепродуктов за счет уменьшения транспортных издержек. Экспорт нефтепродуктов будет экономически оправдан только с НПЗ, расположенных вблизи границ или на берегу морей, таких как : Киришинефтеоргсинтез (уже сейчас экспорт 70%), Туапсинского НПЗ (почти 100%), Комсомольского НПЗ, Мозырского и Ново-Полоцкого заводов. С этой точки зрения имеет смысл в строительстве новых заводов экспортного направления, в Мурманской области, в Приморске Ленинградской области или на Дальнем Востоке.

III. Прогноз уровней и важнейших направлений инвестирования развития отраслей ТЭК

Значительная доля отработанных запасов в освоенных районах добычи топливных ресурсов и высокий удельный вес устаревшего оборудования являются причинами резкого снижения надежности энергоснабжения, роста аварийности систем, препятствует дальнейшему росту производства в отраслях ТЭК.

Общее состояние производственных фондов и намечаемое в соответствии с рассматриваемыми вариантами Энергетической стратегии увеличение производственных мощностей предъявляет чрезвычайно высокие требования к уровням необходимых инвестиций, обеспечивающих поддержание и развитие отраслей ТЭК.

Ниже приведены основные тенденции и важнейшие направления инвестирования на примере нефтяного комплекса.

В таблице 7 приведены данные по структуре инвестиций в 1998-2000 гг. в нефтяную промышленность.

Следует обратить внимание на существенный разброс значений инвестиций по различным данным, и, прежде всего, на кратное превышение инвестиций в приобретение нефтяных активов (большая часть которых за рубежом) над прямыми инвестициями в России. Особо следует подчеркнуть расхождение инвестиций по оценке ТЭНИ, которая включает инвестиции по лизинговым схемам и инвестиции, осуществляемые предприятиями, формально не входящими в структуру интегрированных компаний.

Несмотря на огромные доходы (чистая прибыль по итогам 1999 г. более 9 млрд. долл.) производственные инвестиции со стороны российских интегрированных компаний составили менее трех млрд. долл.

В то же время необходимо отметить проявление положительной тенденции, заключающуюся в том, что за последние два-три года произошло существенное увеличение инвестиций как по отрасли в целом, так и по отдельным нефтяным компаниям. Причем фактические инвестиции превышают даже отчетные данные компаний, в связи с широким использованием схем финансирования капитальных вложений, отражаемых в отчетности лишь частично (лизинг и др.).

Следует обратить внимание на существенный разброс значений инвестиций по различным данным, и, прежде всего, на кратное превышение инвестиций в приобретение нефтяных активов (большая часть которых за рубежом) над прямыми инвестициями в России. Особо следует подчеркнуть расхождение инвестиций по оценке ТЭНИ, которая включает инвестиции по лизинговым схемам и инвестиции, осуществляемые предприятиями, формально не входящими в структуру интегрированных компаний.

Несмотря на огромные доходы (чистая прибыль по итогам 1999 г. более 9 млрд. долл.) производственные инвестиции со стороны российских интегрированных компаний составили менее трех млрд. долл.

В то же время необходимо отметить проявление положительной тенденции, заключающуюся в том, что за последние два-три года произошло существенное увеличение инвестиций как по отрасли в целом, так и по отдельным нефтяным компаниям. Причем фактические инвестиции превышают даже отчетные данные компаний, в связи с широким использованием схем финансирования капитальных вложений, отражаемых в отчетности лишь частично (лизинг и др.).

Таблица 7

Структура инвестиций в нефтяную промышленность, млн. руб.

Отрасль Компания	1998	1999 по данным Минэнерго	1999 по данным компаний	1999 оценка ТЭНИ	2000 прогноз Минэнерго	2000 г. оценка ТЭНИ
Добыча нефти, в т.ч.	23900	43900	73700*	82500	73483	120000
Сургутнефтегаз	5844	13057	13872	15100
ЛУКОЙЛ	3897	5892	31161*	35200
ЮКОС	4193	2224	4984	7800
Сибнефть	1000	1452	2461	3500
Нефтепереработка	4300	4600**	4600**	4600**	15000	11000
Транспорт нефти	5400	5600	5600	5600	11858	9500
Транснефтепродукт	200	400	400	400	838	650
Нефтяной комплекс в целом	33900	54500	84300	93100	101179	116150

* Включая инвестиции в приобретениях активов и зарубежных инвестициях
** - В том числе на текущий и капитальный ремонт израсходовано 2 млрд. руб.

По оценкам ТЭНИ, для коренной модернизации нефтяного комплекса при обеспечении существующих уровней добычи сырой нефти и ее переработки требуется 15-20 млрд. долл. в год, что согласуется с позицией, изложенной в докладе министра энергетики В. Гаврина 6 сентября 2000 г. на научно-практической конференции в Казани "Новые идеи в поиске, разведке и разработке". Потребности нефтяных компаний России в инвестициях оцениваются им в 20 млрд. долл. в год.

Основными направлениями инвестирования в нефтяном комплексе России являются: восполнение запасов, развитие нефтедобычи, обновление и развитие систем трубопроводного транспорта и нефтепереработки.

Рассматривая вопрос о приоритетных направлениях капитальных вложений в развитие нефтяного комплекса необходимо учитывать следующие важнейшие факторы:

При анализе вариантов увеличения мощностей по добыче нефти решающим фактором является конъюнктура, складывающаяся на мировом нефтяном рынке , и прогнозируемые на нем цены на нефтересурсы. При оценке целесообразности увеличения мощностей по добыче нефти, обеспечивающих рост поставок на экспорт необходимо исходить из величины удельных капитальных вложений, требующихся на ввод единицы новых мощностей, в размере не менее 25-35 долл./бар. и эксплуатационных издержек на добычу и транспортировку нефти в 10,5 - 13,5 долл./бар. При таких уровнях удельных капитальных вложений и эксплуатационных затрат инвестирование роста экспортных поставок сохраняет экономическое преимущество перед капитальными вложениями в другие сектора экономики лишь при мировых ценах более 18-20 долл./бар.

В то же время первоочередными направлениями инвестиций в добыче нефти в текущем периоде, характеризующимся особо резким увеличением цен на мировом нефтяном рынке, являются инвестиции, обеспечивающие ввод в эксплуатацию бездействующих скважин и увеличения их производительности.

Инвестирование развития систем трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов также имеет особое значение для решения проблем экспорта нефтересурсов. С этой точки зрения первоочередными направлениями капвложений в развитие транспорта нефтересурсов должно явится обеспечение Северо-Балтийского и на востоке страны Тихоокеанского и Восточно-Сибирского направлений экспортных поставок.

Инвестирование реструктуризации и модернизации нефтеперерабатывающей промышленности является принципиально важным направлением решения застаревшей проблемы отставания в этой сфере от мировых стандартов. Намечаемое строительство 5-7 новых НПЗ потребует не менее 6-7 млрд. долл. Кроме того, реконструкция и строительство новых мощностей глубокой переработки мазута на действующих заводах потребует еще около 13 млрд. долларов до 2011 г.

Говоря об отраслях ТЭК в целом, необходимо подчеркнуть, что лишь поддержание существующего уровня мощностей ТЭК, то есть обеспечение простого воспроизводства, требует в ближайшем пятилетнем периоде более 60 млрд. долл., в том числе на поддержание мощностей нефтегазового комплекса около 40 млрд. долл.

Такой уровень капитальных вложений при соблюдении условий самофинансирования требует существенного повышения уровня цен на энергоресурсы особенно в отраслях ТЭК, отнесенных к естественным монополиям. Так, по выполненным расчетам цены на газ должны быть повышены примерно в 2,5 раза, а электроэнергии в 1,5 - 1,6 раза.

При сохранении существующей энергоемкой отраслевой структуры экономики рост цен, необходимый для простого воспроизводства мощностей ТЭК, как показывают результаты межотраслевого моделирования, должен привести к увеличению годового уровня инфляции на 6-7% и обусловит снижение темпов роста валового внутреннего продукта (ВВП) примерно на одну треть по сравнению с прогнозируемой величиной. То есть вместо 5-6% - годовые темпы роста ВВП могут снизиться до 3-4%.

Еще большее ухудшение макропоказателей экономики следует ожидать в перспективе в случае реализации варианта ее развития с сохранением ресурсной ориентации и продолжением роста как внутреннего энергопотребления, так и увеличения поставок энергоресурсов на экспорт.

В таблице 8 приведены диапазоны потребностей отраслей ТЭК в инвестициях, прогноз которых был выполнен в соответствии с различными вариантами рассматриваемых стратегий развития экономики России и ее энергообеспечения до 2020 г. В этих вариантах необходимые уровни капитальных вложений в развитие отраслей ТЭК прогнозируются в пределах 460-600 млрд. долл.

Таблица 8

Потребность ТЭК в инвестициях, млрд. долл.

Отрасли ТЭК	1996-2000	2001-2005	2006-2010	2011-2015	2016-2020
Нефтяная	15-16	15-18	25-30	35-41	40-48
Газовая	24-25	17-19	19-22	23-26	32-38
Угольная	4-5	1-2	2-3	3-5	3-7
Электроэнергетика, включая атомную	11-12	16-23	56-89	86-118	85-112
ТЭК всего	54-58	49-62	102-190	147-190	160-205

Обеспечение этих огромных инвестиций потребует дальнейшего роста цен на энергоресурсы и соответственно дальнейшее увеличение инфляции и сокращение темпов роста ВВП. Ожидаемая ситуация, которая характеризуется высоким удельным весом добавленной стоимости отраслей ТЭК в ВВП , снижающим темпы роста экономики, может быть интерпретирована как проявление глубокого энергетического кризиса, аналогичного мировому энергетическому кризису 1973-1974гг.

Важно подчеркнуть, что инвестиционная "накачка" отраслей ТЭК, решая в значительной мере финансовые проблемы этих отраслей, одновременно не может в условиях чрезвычайно высокой энергоемкости экономики России обеспечить предотвращение угрозы наступления энергетического кризиса в рассматриваемой перспективе.

IV Энергоэффективный вариант развития экономики как единственный путь выхода из энергетического кризиса.

Сохраняющаяся в рассматриваемых вариантах стратегии развития экономики ее ресурсная ориентация обуславливает и в перспективе чрезвычайно высокую энергоемкость ВВП, превышающую в 2-4 раза соответствующие показатели индустриально развитых и большинства развивающихся стран.

Тревогу вызывает тот факт, что по данным Госкомстата в 2000 году около 50% от общего объема инвестиций было направлено в отрасли ТЭК и в транспорт ( грузовой, трубопроводный). Налицо продолжающееся поддержание существенного разрыва между финансовым обеспечением развития отраслей ТЭК и остальной частью экономики. Экономика страны не может себе позволить поглощать для поддержания уровня добычи природных ресурсов и их транспортировки столь значительные финансовые ресурсы.

Высокие темпы роста экономики в долгосрочной перспективе не могут быть реализованы при существующей утяжеленной структуре экономики страны. По сути у России нет иного разумного варианта развития, кроме как коренная реструктуризация экономики, ее модернизация, отказ от ресурсодобывающего мировоззрения.

Кризисность ситуации будет существенно усугубляться в результате повышения цен на энергоресурсы, рост уровня которых должен обеспечить прогнозируемое развитие производственных мощностей в отраслях ТЭК. Ожидаемое увеличение цен на энергоресурсы в условиях чрезвычайно высокой энергоемкости экономики, как уже подчеркивалось, ведет к возрастанию доли стоимости энергопотребления в ВВП, обуславливая снижение темпов его общего роста, что грозит возникновением новых депрессивных проявлений в экономике страны.

Представляется, что единственный путь предотвращения глубокого энергетического кризиса - это путь, по которому уже прошли все развитые страны и часть развивающихся стран за десятилетний период с 1974 по 1984 гг. Известна практически мгновенная беспрецедентная реакция всех промышленно развитых стран на проявление мирового энергетического кризиса 1973, 1974 гг.

Реализация масштабных программ реструктуризации национальных экономик, а также резкая активизация проведения политики энергосбережения непосредственно в сфере энергопользования, дали возможность в большинстве стран в течение почти десятилетия обеспечивать достаточно интенсивное экономическое развитие практически без прироста потребления первичных энергоносителей.

В Ассоциации "Развития энергетики России" и Топливно-энергетическом независимом институте с учетом мирового опыта выхода из энергетического кризиса 1973, 1974 гг. была проработана возможность реализации энергоэффективного варианта развития экономики и ее энергообеспечения. Основные идеи этого варианта, направленного на снижение ресурсной ориентации развития экономики и сокращения энергоемкости ВВП, заключаются в следующем:

1) Обеспечение ускорения темпов роста малоэнергоемких секторов экономики, ориентированных на потребительский рынок (машиностроение, легкая промышленность, сфера услуг) с увеличением их доли в ВВП в 2-3 раза к 2015г. Реальные возможности развития ряда отраслей, характеризующихся малоэнергоемких производством товаров и услуг, по предварительным оценкам, учитывающим потенциал платежеспособного спроса, могут достигать 10-15% годового роста.

Особенно высоки перспективы резкого ускорения развития ряда отраслей сферы услуг, энергоемкость которых не превышает 0,1 кг. у.т./ долл. Такие виды услуг, как торговля и общественное питание, информационные услуги, въездной и внутренний туризм и ряд других формируют в настоящее время около трети ВВП страны. Потенциал спроса на эти виды услуг и возможности их ускоренного развития позволяют прогнозировать темпы их роста не менее 10-12% в год.

2) Сдерживание развития энергоемких отраслей тяжелой промышленности (горнодобывающая промышленность, черная и цветная металлургия и др.), мощности которых достигли определенного уровня "насыщения" для внутренних нужд экономики и не ограничивают ее реструктуризацию. Как показывают предварительные расчеты доля в ВВП энергоемких отраслей тяжелой промышленности в рассматриваемой перспективе может быть снижена в 1,5-2,0 раза по сравнению с существующим положением.

3) Обеспечение резкой активизации проведения политики энергосбережения в сфере энергоиспользования. По имеющимся оценкам, общий потенциал экономически целесообразного энергосбережения составляет не менее 30% от общего уровня энергопотребления. Это позволяет при проведении соответствующей ценовой политики и осуществлении ряда организационных мер обеспечить в первые годы проведения активной энергосберегающей политики реальную экономию топлива и энергии до 2-3% от уровня их потребления без существенных инвестиционных затрат.

Предлагаемые изменения в отраслевой структуре экономики, а также учет реальных возможностей активизации энергосберегающей политики в сфере энергоиспользования позволяют прогнозировать в периоде до 2015г. годовые приросты ВВП в пределах 6-8% и общий его рост в 2,1-2,5 раза при стабилизации потребления первичных энергоресурсов на уровне 900-920 млн. тут. При этом энергоемкость ВВП к 2015г. должна снизиться по сравнению с 1999г. в 2,2-2,4 раза.

По предварительным оценкам реализация предлагаемого энергоэффективного варианта развития экономики России со стабилизацией внутреннего потребления первичных энергоресурсов обуславливает уменьшение объема необходимых инвестиций в ТЭК на 60-80 млрд. долл. США за период до 2015 г. по сравнению с существующими ведомственными проработками развития отраслей ТЭК. Экономия инвестиционных средств, которые не будут востребованы для нужд развития отраслей ТЭК могут быть направлены на развитие других секторов экономики или решения социальных проблем.

Высокая степень уверенности в реализуемости рассматриваемого энергоэффективного варианта основывается на следующих объективных возможностях (ограничениях) и наметившихся в последние годы тенденциях развития экономики России:

а) Принципиальной ограниченности ресурсной ориентации развития экономики страны, ввиду исчерпанности в значительной мере месторождений с высокопродуктивными и дешевыми энергоресурсами и резко возросшими инвестициями, необходимыми для обеспечения дополнительного прироста их производства;

б) Наличие необеспеченного спроса на товары потребительского рынка (легкой, текстильной промышленности и др.), производство которых упало за последнее десятилетие до 80 % от уровня 1990 г. и имеет реальный резерв для ускоренного развития.

в) Высокая востребованность в условиях становления рыночной экономики новых для страны направлений в сфере услуг (торгового бизнеса, банковской сферы, услуг информационных технологий и т.д.).

г) Наличие огромного резерва повышения эффективности энергоиспользования, составляющего не менее 30 % от общего уровня энергопотребления в стране.

Несмотря на непоследовательность реформирования экономики и нерешенность многих правовых и общеэкономических проблем, анализ процессов в экономике последних 2-3 лет подтверждает появление тенденций, ориентированных на энергосбережение и развитие потребительского рынка. Это выражается прежде всего в следующем:

• ускоренном развитии новых направлений в сфере услуг (торговом бизнесе, финансовом секторе , сфере информационных услуг и т.д.);
• ускоренном развитии импортозамещающего производства товаров, востребованных на потребительском рынке;
• постепенном расширении внедрения энергосберегающх технологий в сфере энергоиспользования (особенно в области теплоснабжения).

Необходимо подчеркнуть, что отмеченный объективный характер наметившихся за последние два года тенденций развития экономики в направлении ее ориентации на непосредственные социальные ценности потребительского рынка недостаточен для интенсификации этих процессов и требует проведения активной государственной политики в регулировании предлагаемой структурной перестройки экономики. Среди регуляторов, которые должны обеспечить ускорение реализации рассматриваемого варианта, в первую очередь необходимо выделить следующие:

а) усиление защиты прав отечественных и зарубежных собственников, инвестирующих развитие производства товаров в обрабатывающем секторе экономики и в сфере услуг;

б) резкое расширение создания СП в отраслях обрабатывающего сектора экономики и сфере услуг, обеспечивающих приток необходимых инвестиций для их ускоренного развития на базе современных технологий;

в) усиление правовых положений по применению административных и экономических санкций, направленных на резкое сокращение неплатежей в сфере энергоиспользования. Ужесточение ответственности за несвоевременное погашение задолженностей потребителей топлива и электроэнергии должно обеспечить необходимую активизацию проведения энергосберегающей политики;

г) введение дифференцированной налоговой политики, стимулирующей развитие малоэнергоемких и высокорентабельных отраслей обрабатывающего сектора промышленности и производства услуг, при сдерживании развития низко рентабельных и энергоемких отраслей промышленности;

д) совершенствование ценообразования на продукцию ТЭК с приближением цен на энергоресурсы к мировым стандартам, что должно усилить стимулирование проведения энергосберегающей политики. Сверхприбыль, получаемая при росте цен, должна изыматься в виде налога на сверхприбыль и направляться на решение социальных проблем;

е) пересмотр политики экспортных поставок, ориентированных в настоящее время на экспорт продукции энергоемких отраслей ТЭК и металлургии. Такая структура экспорта в значительной мере искусственно поддерживается заниженными ценами энергоресурсов на внутреннем их рынке, а также, курсом доллара, завышенным по отношению к его покупательной способности.