Развитие топливно-энергетического комплекса России

Будущее российской экономики в большой степени определяется степенью развития ее топливно-энергетического комплекса, который характеризуется целым рядом особенностей. Они определяют целевые установки долгосрочных прогнозов развития ТЭК. К числу наиболее значимых особенностей ТЭК следует отнести:

• сохранение на протяжении всего рассматриваемого периода значительных объемов экспорта углеводородных ресурсов страны. Это в определенной мере делает развитие ТЭК относительно слабо зависимым от показателей роста экономики;

• обеспечение энергетических нужд страны за счет собственных энергоресурсов; роль их импорта будет малозначима;

• активная реализация значительного потенциала энергосбережения будет сдерживать рост внутреннего энергопотребления за счет применения инновационных технологий с повышенной эффективностью использования энергии и меньшими выбросами загрязняющих веществ в окружающую среду,

• транспортная составляющая будет во многом определять экономичность использования энергии потребителями из-за большой удаленности основных топливно-энергетических баз от главных центров потребления энергоресурсов;

• надежное обеспечение тепловых нужд самой холодной страны в мире будет решающим фактором формирования энергетического баланса страны и ее регионов;

• будет возрастать роль электрификации страны как определяющего фактора роста производительности труда, повышения конкурентоспособности российской экономики и условий обеспечения энергетического комфорта населения;

• сохранение возможности возникновения опасных очагов внутренней социальной напряженности, если обеспечение энергией и цены на нее не будут увязаны с ростом доходов населения;

• увеличение роли государственного регулирования по защите окружающей среды, безопасности труда и жизни людей.

Однако возможности развития ТЭК России далеко не безграничны. Масштабы количественного наращивания производства углеводородных топлив приближаются к своему пределу. По нашим оценкам, максимально возможные объемы добычи газа в России в долгосрочной перспективе (после 2025 г.) не превышают 850–875 млрд. куб.м. Аналогичная оценка по нефти составляет порядка 550–580 млн.т при успешной реализации программы геологоразведочных работ. В то же время эти объемы добычи потребуют огромных дополнительных инвестиций.

В условиях нарастающих ресурсных ограничений актуальной становится задача оптимизации производства и использования всех видов энергетических ресурсов. Резко возрастают требования к энергосбережению. Возможности снижения энергоемкости и электроемкости производства в свою очередь определяются экономической динамикой и характером структурных и технологических изменений. Начнут проявляться ограничения, вызываемые сокращением вредных выбросов объектов ТЭК в окружающую среду. В этой связи чрезвычайно важно обеспечить согласованность макроэкономических и энергетических вариантов долгосрочного развития, а также согласованность соответствующих прогнозных расчетов.

Расчеты на период до 2030 г. выполнены для двух вариантов социально-экономического развития:

1) инерционного, со слабой динамикой структурных изменений экономики, относительно низкими темпами экономического развития и умеренными усилиями по энергосбережению;

2) инвестиционного, предусматривающего активные преобразования экономики страны на основе энергосберегающих процессов и новых технологий.

В рамках рассматриваемых социально-экономических вариантов следует ожидать, что потребление энергоресурсов в стране увеличится с 627,8 млн. т н.э. в 2007 г. до 1250 млн. т н.э. в инерционном сценарии и 1440 млн. т н.э. в инвестиционном к 2030 г.

Нефть и природный газ остаются основными экспортируемыми энергоресурсами. Экспорт нефти несколько возрастет, в том числе в страны АТР. При этом перспективы экспорта нефти будут зависеть от располагаемых ресурсов. При низких объемах ресурсной обеспеченности (инерционный вариант – около 20 млрд. т) сокращение добычи нефти в целом по России следует ожидать уже после 2015 г. Это может привести к сокращению экспорта, если существенно возрастет спрос на сырую нефть для внутренних нужд страны. При высоких объемах ресурсов (инвестиционный вариант - около 30 млрд. т) такое сокращение может наступить после 2030 г. В результате этих допущений экспорт нефти в 2020 г. может составить 275–340 млн. т и в 2030 г. – 210-330 млн. т в год. Одновременно вполне вероятно сокращение вывоза нефтепродуктов в связи с углублением переработки нефти внутри страны и сокращением выхода мазутов, а также с возможными трудностями сбыта российских нефтепродуктов в зарубежных странах.

В экспорте природного газа наибольший интерес для России представляют три рынка: стран СНГ, Европы и Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР). Экспорт газа в США пока выглядит проблематичным. Европейский рынок природного газа будет оставаться весьма динамичным. Можно ожидать заметного увеличения мощностей по экспорту в Европу сжиженного природного газа (СПГ). Это будет способствовать диверсификации поставок газа в регион. Россия сохранит свое доминирующее положение в европейском газовом экспорте. Перспективы для российского природного газа открываются в восточном направлении, в страны АТР. Основной прирост спроса ожидается со стороны Китая и Республики Корея, а Япония может увеличить свой спрос на 20%. Потенциал прироста спроса на газ в АТР может составить 90–95 млрд. куб. м в год. При этом доля России уже к 2015–2020 гг. может достичь более чем 1/3. Это допустимый уровень поставок газа в регион очень чувствителен к диверсификации источников своего энергоснабжения. Общий объем экспорта природного газа к 2030 г. оценивается разработчиками прогноза величиной 285–320 млрд. куб. м.

Экспорт других энергоресурсов сохранятся на относительно стабильном уровне. В целом экспорт энергоресурсов, по оценкам экспертов, будет возрастать и достигнет к 2030 г. 490–610 млн.т н.э.

Производство первичных энергоресурсов возрастет с 979,4 млн. т н.э. в 2007 г. до 1685–2030 млн. т н.э. в 2030 г.[1] Природный газ сохраняет свое лидирующее положение в приходной части энергетического баланса страны. Его производство составит к 2030 г. около 705 млн. т н.э. (875 млрд. куб. м). Добыча нефти в инерционном варианте растет до 485–490 млн. т в период до 2020 г. с последующим сокращением до 450 млн. т к 2030 г. В инвестиционном варианте с большей обеспеченностью запасами нефти к 2020 г. добыча может достигнуть 575–590 млн.т. Затем, в рамках рассматриваемого прогнозного периода следует ожидать стабилизации и добычи нефти в течение последующего десятилетия. Добыча угля будет динамично нарастать и к 2030 г. должна достичь 400–500 млн. т н.э. по сравнению с примерно 160 млн. т н.э. в 2007 г. В результате доля угля в производстве первичных энергоресурсов увеличится с 16% в 2007 г. до 24–25% в 2030 г.

К 2030 г. производство электроэнергии должно составить примерно от 2500 млрд. кВтч до 3620 млрд. КВтч. Доля тепловых электростанции на органическом топливе (66 % всей выработки в 2007 г.) до 2020 г. будет медленно нарастать до 69–72%, далее это соотношение практически сохранится до 2030 г. Выработка электроэнергии на АЭС может возрасти с 131 млрд. кВтч в 2007 г. до 550–645 млрд. кВтч к 2030 г. При этом доля АЭС в суммарной выработке электроэнергии увеличится до 18–22 %. Выработка электроэнергии на ГЭС должна возрасти с 165 млрд. кВтч до 250–285 млрд. кВтч к 2030 г. В то же время ожидается, что доля ГЭС в общей выработке сократится: с 19% в 2007 г. до 8–10% к 2030 г.

Прогнозная оценка выработка электроэнергии обеспечивается ростом установленных мощностей электростанций с 212,8 млн. кВт в 2007 г. до 490–700 млн. кВт в 2030 г. в зависимости от принятого варианта экономического развития. Наиболее динамичным ожидается рост в атомной энергетике, где мощности АЭС увеличатся с 21,7 млн. кВт в 2007 г. до 75–85 млн. кВт в 2030 г. Это означает, что среднегодовые вводы мощностей АЭС в период 2007–2020 гг. должны быть не менее 1,25 млн. кВт в инерционном варианте и около 1,5 млн. кВт в инвестиционном. В период 2020–2030 гг. темпы ввода должны быть увеличены до 3,0–3,5 млн.кВт в год.

Суммарное потребление топлива электростанциями за прогнозируемый период возрастет с 200 млн. т н.э. в 2007 г. до 470–670 млн. т н.э. к 2030 г. (с учетом безуглеродных технологий, потребление которых оценено по физическому эквиваленту). Природный газ, на долю которого в выработке электроэнергии в 2007 г. приходилось более 48%, должен уступить свои позиции другим энергоресурсам, снизившись к 2030 г. примерно до 33–44%. Потребление угля электростанциями в инерционном варианте возрастет в 2,6 раза, а в инвестиционном варианте развития возможен его почти 6-ти кратный рост к 2030 г.

Энергоемкость ВВП будет сокращаться под влиянием структурных изменений в экономике, технического прогресса и повышения благосостояния населения. В результате структурных сдвигов и мероприятий по энергосбережению электроемкость ВВП к 2030 г. должна снизиться практически в 2 и более раза к 2030 г..

Суммарные капиталовложения в ТЭК должны составить 380–455 млрд. долл. в период 2007–2010 гг., 645–895 млрд. долл. в период 2011–2020 гг. и 975–1375 млрд. долл. в период 2021–2030 гг. Спрос на инвестиции в электроэнергетику в течение 2011–2030 гг. может составить от 705 до 890 млрд. долл. по вариантам развития, в том числе в линии электропередач – 190–195 млрд. долл.

Рост цен на основные энергоносители является объективно обусловленным. По природному газу и углю в перспективе следует ожидать, по крайней мере, удвоения цен к 2030 г. При этом добыча угля возрастет в 2,4–3 раза, а добыча газа – всего на 45–50% по сравнению с уровнем 2007 г. Цена нефти в рассматриваемых вариантах будет расти более медленными темпами, поскольку к концу периода ожидается выход на рынок водорода и других заменителей сырой нефти, что начинает сдерживать рост спроса на дорогую нефть, освоение месторождений которой отодвигается за пределы 2030 г. Оценивая последствия удорожания энергоносителей, необходимо обратить внимание на два обстоятельства:

-во-первых, рост внутренних цен на энергоресурсы, безусловно, снизит уровень конкурентных преимуществ российской экономики по сравнению с внешним миром. Тем не менее, Россия сохранит положение одной из ведущих энергетических держав, способных не только к самообеспечению, но и к экспорту основных видов энергоресурсов.

- во-вторых, внутренние (межотраслевые) последствия роста цен на топливо и электроэнергию не станут драматичными для большинства отраслей. Даже для сельского хозяйства, где стоимость энергоносителей и электроэнергии представляется критическим условием рентабельного производства, острота ситуации определяется не только ценой энергоресурсов, но и характером сложившихся связей ТЭК – АПК.

Следует принимать во внимание серьезные риски, связанные с необходимостью существенной корректировки энергетической стратегии страны в связи с возрастающими угрозами изменения глобального климата. Если принять во внимание, что после 2012 г. (срок окончания действия Киотского протокола) придется продолжить усилия по сокращению выбросов СО₂ и других «тепличных» газов на уровне 1990 г. (около 2,3 млрд. т СО₂ в год), то структура топливно-энергетического баланса страны претерпит значительные изменения.

Прежде всего, должно быть заметно снижено потребление угля, добыча которого в этом случае к 2030 г. может составить не более 200 млн. т н.э., или на 300 млн. т н.э. меньше, чем в инвестиционном варианте. Добыча нефти и природного газа остается практически на неизменном уровне. На 20% возрастает выработка энергии на ядерном топливе. Заметную роль будут играть новые безуглеродные источники энергии – прежде всего, возобновляемые источники (ветровая, солнечная, геотермальная и др. виды энергии). Потребуется увеличить выработку электроэнергии на 15–20%. При этом вклад возобновляемых источников энергии в суммарную выработку должен будет возрасти с 2,5% до 12,5%.

10.2.5 Развитие инноваций и новых технологий в России

Инвестиции в современных условиях и, особенно в перспективе, базируются на новых технологических решениях. Их доля в инвестиционных проектах для разных отраслей составляет от 5 до 50% и более. Инвестиционные проекты опираются не только на созданные к их началу нововведения и технологические решения, но и на инновационные проекты, непосредственно предшествующие инвестиционным. При этом даже серийные изделия, комплектующие новые технологии, нередко модернизируются и дорабатываются.

Оба представленных выше сценария опираются на инновации и новые технологические решения. Даже инерционный сценарий невозможен без участия науки в создании инноваций и отечественных конкурентоспособных технологий. Однако, если при инерционном развитии отечественный инновационный потенциал ограничивается сопровождением и обновлением технологической структуры экономики, то инвестиционный сценарий предполагает возможность коренной технологической реконструкции экономики с направленным перераспределением потенциала экономического роста между комплексами отраслей в пользу перерабатывающих и обрабатывающих производств. Если по оценкам в 2006 г. доля интенсивных факторов в приросте ВВП составляла менее 10%, то при инерционном развитии к 2030 году эта доля должна быть не менее 50%, а в инвестиционном сценарии растет до 85 – 95%.

Перспективы обновления экономического потенциала страны в долгосрочной перспективе, с одной стороны, опираются на возможности отечественной науки, а с другой – ограничиваются ее способностью к участию в активном совершенствовании действующих и созданию новых технологий на инновационной основе. Отечественный инновационный потенциал, в силу многолетнего недофинансирования науки государством и бизнесом, невостребованности инновационных решений экономикой на начальном этапе пути к рынку, и в связи с распадом отраслевой и заводской науки резко снизился к концу 90-х годов. Его медленное восстановление, начавшееся с начала XXI века, недостаточно для ускоренного создания «ядра» новых технологических решений, когда экономический рост достигается в основном на инновационной основе. Чтобы в 2025 – 2030 гг. 85 – 95% прироста ВВП обеспечивалась за счет инноваций и новых технологий необходимо: 1) к 2011 году необходимо увеличить финансирование науки до уровня 2,5–2,8% от ВВП; 2) к 2015 г. увеличить численность исследователей до 700–800 тыс. человек; 3) резко обновить материально-техническую базу науки, увеличив к 2015 году в 5–7 раз фондо- и техновооруженность персонала, занятого исследованиями и разработками; 4) последовательно повышать уровень оплаты труда в науке и увеличить его к 2015 году в 4–6 раз к уровню 2007 года.

Необходимо реформировать организационную структуру инновационного потенциала. Здесь также возникают проблемы: восстановление отраслевой науки в прежних организационных формах невозможно, а технопарки, малые инновационные предприятия и инжиниринговые структуры формируются медленно. Необоснованная агрессия ряда чиновников РФ по отношению к Российской академии наук и к науке вообще только снижает возможности инновационного развития экономики, а настойчивое намерение чиновников сократить на 30–40% численность РАН коренным образом противоречит самой стратегии инновационного развития.

Наиболее перспективно усиление регионального уровня организации инновационной деятельности на основе выделения инновационно-технологических кластеров, совмещающих технопарки и обслуживаемые ими перспективные, технологически связанные производства. Также кластеры особенно перспективны для добывающих, перерабатывающих и обрабатывающих производств, где только инновационная модернизация способна обеспечить переход к конкурентоспособным производствам. Учитывая определенную инерцию при отдаче реформируемого инновационного потенциала, а также сложности его воссоздания в новых регионах, меры по реорганизации науки должны быть приняты заблаговременно и на бесконфликтной основе.

Хотя отечественный инновационный потенциал далек от совершенства, использование даже на начальном пути реализации инвестиционного сценария (2007 – 2011 гг.), методов целевого управления и согласованной координации способно достаточно быстро подготовить и реализовать силами российских организаций и предприятий инновационно-инвестиционные проекты для добывающих, перерабатывающих и обрабатывающих отраслей. Однако эти проекты должны дополняться координируемым федеральными и региональными властями импортом прогрессивных технологий, а также импортом оборудования и техники для реализации отечественных технологий.

В современных условиях, существенным является не только перечень «критически важных технологий», но и порядок их введения в экономику. Сейчас такое введение основывается на инициативе отдельных предприятий и министерств, а чаще всего является нескоординированным, стихийным. Нестыковка, несопряженность технологий приводят к большим экономическим потерям. Чтобы этого избежать необходимо, создать методы анализа и механизмы согласования технологий в рамках технологических прогнозов и перспективных планов развития. При разработке технологических прогнозов и составлении комплексных целевых программ повышается роль системных и экономических оценок. Прогноз и программы должны быть нацелены не только на развитие высокотехнологичных производств, но и учитывать в инновационном развитии интересы средненаукоемких производств, к которым относятся многие ресурсодобывающие и ресурсоперерабатывающие подотрасли.

Принципиальные отличия инновационной деятельности предприятия от текущего производства заключаются в том, что оценка текущего состояния предприятия, в том числе и техники и технологии, строится на выявлении условий успеха на основании прошлого опыта и сложившихся тенденций. Для такого анализа характерно применение ретроспективной корреляции между итогами хозяйственной деятельности и издержками. Характерными подходами являются: комплексный экономический анализ эффективности хозяйственной деятельности, анализ технико-организационного уровня производства, анализ использования производственных ресурсов и анализ взаимосвязи себестоимости, объема продукции и прибыли.

Для анализа инновационной деятельности предприятия необходим анализ-прогноз будущих факторов успеха в условиях неопределенности и обоснование затрат будущего периода. В отличие от детерминированных экономических процессов текущего производства процессы внедрения новой техники и технологии с их последующей коммерциализацией имеют стохастический характер. Поэтому анализ влияний на прибыль следует строить на основе методов прогнозирования, методов экспертных оценок, множественного регрессионного анализа, а также ситуационного и имитационного моделирования.

Поиск по сайту: