Исходя из данных ЦДУ (Центрального диспетчерского управления) ТЭК, динамика экспорта была еще хуже. Суммарный экспорт снизился на 2.0% до 234.9 млн. тонн. В том числе экспорт в страны дальнего зарубежья сократился на 2.2% до 206.8 млн. тонн, а в страны СНГ -- на 0.5% до 28.1 млн. тонн.

Снижение экспорта в страны дальнего зарубежья происходит из-за сокращения поставок в Европу, тогда как поставки российской нефти в восточном направлении увеличиваются.

Как уже было отмечено, в 2014 году отмечается рекордно низкий уровень экспорта сырой нефти. Снижение экспорта в немалой степени обусловлено девальвацией рубля, из-за которой нефтяным компаниям стало выгоднее экспортировать нефтепродукты, чем сырую нефть. Как будет показано ниже, экспорт нефтепродуктов в отчетном периоде достиг рекордно высокого значения.

Что касается добычи газа, то Россия с недавних пор уступила пальму первенства по этому показателю США. В 2013 году рост добычи газа в США продолжился. По данным Минэнерго США, добыча газа в стране (dry natural gas production) в январе-ноябре 2013 увеличилась по сравнению с аналогичным периодом 2012 года на 0.8% до 628 млрд. куб. метров. Итоги всего года можно оценить на уровне 680 млрд. куб. м. Таким образом, учитывая, что Россия за этот период добыла 668 млрд. куб. м, США снова заняли первое место в мире по добыче природного газа. Такого результата американцам удалось достичь за счет активной разработки сланцевых месторождений.

Согласно данным Росстата, добыча природного газа с учетом попутного нефтяного составила в 2013 году 668.0 млрд. куб. метров, что на 2,4% выше, чем в 2012 году. Согласно данным Минэнерго, добыча газа в России в 2013 году увеличилась на 2,3% до 669.7 млрд. куб. метров.

Как видно из рис., уже много лет добыча газа в России практически не растет. Вызвано это не производственными причинами, а конъюнктурными факторами на мировом и европейском рынке газа.



Динамика добычи газа в России

При этом возможности ведущей российской компании и мирового лидера по добыче газа - ОАО «Газпром» - позволяют ей существенно увеличить добычу за счет запущенного недавно Бованенковского месторождения. В 2013 году на этом месторождении было добыто 46.3 млрд. куб. метров, а в 2014 году за счет запуска второй очереди планируется добыть 68.3 млрд. куб. м. Кроме того, в 2013 году запущено Киринское месторождение на шельфе Сахалина с проектной мощностью 5.5 млрд. куб. метров в год.

Таким образом, «Газпром» легко может увеличить добычу до 550-600 млрд. куб. метров, однако производственные возможности компании ограничены спросом на рынке. Внутренний рынок в 2013 году немного просел, а внешний, хотя и вырос, но до докризисного уровня ему еще далеко. При этом еще лет пять назад на европейском рынке не было такой сильной конкуренции со стороны СПГ и спотового рынка.

В 2014 добыча газа демонстрирует отрицательную динамику. В частности, согласно данным Федеральной таможенной службы, экспорт газа в третьем квартале сократился на 26%. Сопоставимые цифры опубликовал и «Газпром» в своем последнем отчете, согласно которому продажи газа за рубежом сократились в третьем квартале на 27.4%. В том числе в страны Западной и Центральной Европы -- на 15.6%, в страны СНГ и Балтии -- на 60.1%. По мнению экспертов РИА Рейтинг, в целом по итогам года, снижение экспорта газа из России может составить 4% в кубометрах и 8% в долларах.

В 2013 году сохранился высокий темп роста добычи попутного нефтяного газа (ПНГ). Согласно данным Росстата, добыча ПНГ увеличилась за год на 7,4% до 67,5 млрд. куб. м (см. Приложение 3). При этом объем газа, сожженного в факелах, сократился на 9,2% до 15,5 млрд. куб. м.

Активный рост добычи ПНГ обусловлен вступившим с 1 января 2012 года требованием правительства довести его утилизацию до уровня 95% от суммарной добычи. По итогам 2013 года, исходя из данных Росстата, утилизация ПНГ составила 77%. Годом ранее она составляла 72.8%. При соблюдении набранных темпов показатель 95% будет достигнут в 2016 году.

Согласно данным ФТС, в 2013 году экспорт газа из России увеличился по сравнению с 2012 годом на 9.9% до 196.4 млрд. куб. метров. В том числе, экспорт в страны Дальнего Зарубежья вырос на 22.6% до 138.0 млрд. куб. метров, тогда как в страны СНГ экспорт российского газа сократился на 11.5% до 58,4 млрд. куб метров.

Исходя из информации ФТС, следует, что экспорт газа в 2013 году достиг рекордного значения (см. Приложение 4). Однако в данном случае следует делать поправку на то, что до 2012 года ФТС предоставлял данные по экспорту газа без учета стран Таможенного союза, и только с 2012 года стал учитывать торговлю с Республикой Беларусь и Казахстаном.

При этом отметим, что, несмотря на ценовые скидки, предоставленные Газпромом своим зарубежным клиентам, доходы от экспорта газа из России выросли в 2013 году по сравнению с 2012 годом на 6,7% до $67,2 млрд.

Стоит отметить, что в целом себестоимость добычи газа, как и нефти, растет, в основном из-за высокой стоимости разведки и разработки месторождений в условиях Крайнего Севера и арктического шельфа.

Подводя итог анализу основных производственных и экономических показателей отечественной нефтегазодобывающей промышленности, можно сделать следующие выводы.

1. Россия обладает богатейшими запасами природного газа в мире, основную часть добычи и экспорта которых осуществляет ОАО «ГАЗПРОМ». Запасы нефти не так велики - всего лишь 7-8 место в мире.

При этом главенствующее место в добыче занимает именно жидкое углеводородное сырье - нефть и газовый конденсат.

2. Поставки нефти и газа - главная статья российского экспорта, важнейшая составляющая торгового баланса, основной источник доходной части бюджета.

3. По объему добычи нефти и газа Россия попеременно делит первое-второе место в мире, конкурируя с Саудовской Аравией (нефть) и США (газ). При этом добывающие мощности Саудовской Аравии имеют существенные резервы, что делает именно эту страну потенциальным лидером. Временное отставание от США по добыче газа связано с конъюнктурными колебаниями в период нестабильности на мировых рынках в условиях кризисных явлений в экономике и политике, а также девальвацией рубля.

4. Отечественная нефтедобывающая отрасль работает практически на пределе своих производственных мощностей, форсированный прирост добычи невозможен.

5. Газодобывающая отрасль находится более благоприятном положении благодаря наличию множества неразработанных богатейших месторождений газа. Однако их освоение сопряжено с колоссальными финансово-инвестиционными затратами и осложняется труднодоступностью регионов добычи, в особенности, на океанском шельфе.

2.2 Ресурсосбережение и энергоэффективность отраслей ТЭК

По уровню энергоемкости ВВП Россия занимает 124-е место в ряду 141 страны. Согласно данным Международного энергетического агентства, в сопоставимых ценах по этому показателю Россия уступает Китаю на 19%, США - на 76%, а Германии - на 160%. При этом в 2000-2008 годы энергоемкость ВВП постоянно снижалась, однако мировой финансово-экономический кризис привел к замораживанию процессов внедрения НДТ в нашей стране. Как следствие, с 2009 г. по 2010 г. энергоемкость ВВП выросла на 5%. У нас коэффициент энергоемкости ВВП равен 0.46. Это в три раза выше, чем, например, в Германии (0.17).

Сейчас ситуация налаживается - в 2011 году энергоемкость в России снизилась на 1,5%, а в 2012 г. - уже на 2,5%.

Всего энергоемкость российской экономики с 2000 по 2013 гг. снизилась на 34%, в том числе за последние 3 года энергоемкость ВВП сократилась на 5., Цель Минэнерго, поставленная президентом России - снижение показателя на 40% к 2020 году по сравнению с 2007 годом.

Потенциал развития энергоэффективности у нас еще очень большой. Например, в области передачи электрической энергии разрыв по ключевым показателям энергоэффективности с лучшими зарубежными компаниями составляет 30-50%, в части коэффициента полезного действия конденсационных газовых электрических станций - 20-30%, в части коэффициента извлечения нефти - 15-30%, в части индекса сложности нефтепереработки - 20-200%.

Предприятия угольной промышленности также имеют значительный выявленный потенциал энергосбережения основных видов энергетических ресурсов:

- по электроэнергии - до 7-15%;

- по теплоэнергии - до 10-19%;

- по котельно-печному топливу - до 15-18%;

- по моторному топливу - до 1,5 - 5%.

В связи с этим особо актуальной является проблема повышения энергетической эффективности всех отраслей топливной промышленности.

По данным Министерства энергетики Российской Федерации удельная энергоёмкость экономики России в 2-3 раза выше, чем в развитых странах мира, причем холодный климат и огромная территория страны не являются непреодолимыми препятствиями для существенного снижения энергоёмкости ВВП. По оценкам специалистов, климатический фактор может быть причиной не более чем 25%-го превышения энергоемкости российской ВВП в сравнении с западноевропейским.

Топливно-энергетический комплекс России находится среди лидеров: 2-е место после США по производству энергетических ресурсов и 3-е по их внутреннему потреблению (после США и Китая). Если производство энергетических ресурсов в целом соответствует промышленному потенциалу России, то внутреннее потребление, и особенно показатель энергоэффективности (определяемой как отношение ВВП к объему потребляемых энергоресурсов в т.н.э.), значительно отстают от стран-лидеров.

Располагая не менее 1/3 мировых запасов природного газа, Россия во многих отраслях не обладает эффективными технологиями его использования. Более 90% природного газа используется в качестве энергоносителя и лишь незначительная часть как исходное сырье для получения продуктов газохимии и производства минеральных удобрений. Существующие технологии использования природного газа в промышленности, электроэнергетике и в бытовом секторе отличаются высокой расточительностью, уступая в эффективности (ккал/ед. создаваемого продукта) лучшим зарубежным технологиям в 1,5-3,0 раза.

Самые энергоемкие отрасли в РФ - отрасли самого ТЭК: электроэнергетика (150 млрд. м³ газа в год), ОАО "Газпром" (120 млрд. м³ газа в год), металлургическая отрасль и ЖКХ. Но это - наиболее укрупненная, общая оценка уровня ресурсосбережения, которая не включает в себя особенности влияния тех или иных технологий ресурсоиспользования и природопользования, а в более краткосрочном периоде - эффективности использования существующих технологий и потребности в дополнительных инженерных решениях, обеспечивающих энерго-и ресурсосбережение, не публикуется.

Технологическое ресурсосбережение - основной метод управления объемами и эффективностью потребляемых ресурсов в долгосрочной перспективе. Оно представляется как модернизация основных фондов большинства предприятия ТЭК, где в качестве одного из целевых критериев замены старого оборудования на новое будет фигурировать переход на технологии с более низкими удельными расходами нефти и газа на собственные нужды, включая комплексное использование УВ-сырья во всех технологических процессах. Это один из наиболее капиталоемких процессов, который, возможно, потребует корректировки инвестиционных приоритетов на уровне и нефтегазовых компаний, и в самой стратегии государственного регулирования ТЭК России.

Другим шагом к организации управления ресурсосбережением должен стать анализ потерь энергоресурсов по всей технологической цепочке ТЭК. Применительно к нефтегазовому комплексу, следует выделить основные источники потерь ресурсов, которые характерны для каждой из стадий технологического передела, от скважины до бензоколонки. Следует более детально рассмотреть эти потери, а также основные направления их сокращения, которые могут быть реализованы на предприятиях нефтегазового комплекса.

При добыче нефти, газа и конденсата наиболее существенны следующие виды потерь:

потери флюида в нефтегазоносном пласте вследствие несовершенства технологий бурения и строительства скважин;

защемление УВ в пласте вследствие использования несовершенных технологий повышения нефте-, газо- и конденсатоотдачи;

разливы нефти, утечки и выбросы газа, включая создающие аварийные ситуации на промыслах вследствие конструкционных дефектов и неудовлетворительного состояния нефтегазопромыслового оборудования.

Основными мероприятиями, направленными на их устранение, должны стать совершенствование технологий проведения буровых и ремонтных работ на скважинах, а также совершенствование технологий и методов увеличения нефте- и газоотдачи. Однако в целом эти направления снижения непроизводительных потерь ресурсов следуют в общем направлении модернизации производств в ТЭК.

Среди потерь при промысловой подготовка нефти и газа следует особо выделить сжигание попутного нефтяного газа (ПНГ) в объемах, оцениваемых в 40-60 млрд. м³ в год. «Вопиющим фактом, примером неэффективного использования энергоресурсов остаётся сжигание попутного газа» - заявил Президент, а ныне премьер-министр России. Из-за сжигания ПНГ Россия ежегодно теряет около 139,2 млрд. рублей (консолидированная стоимость жидких углеводородов, пропана, бутана и сухого газа, производимых при переработке попутного газа). Суммарный эффект от переработки ПНГ в стране мог бы составить 362 млрд. рублей в год.

Общий потенциал повышения эффективности использования энергии в нашей стране составляет 421,15 млн. т условного топлива/год, половина из которого приходится на топливно-энергетический комплекс, по данным Министерства энергетики Российской Федерации.

Перечислим основные мероприятия, которые позволят реализовать указанный потенциал повышения энергоэффективности в ТЭКе:

утилизации попутного нефтяного газа (в настоящее время в факелах
сжигается до 14 млрд. м³);

увеличения коэффициента использования нефти и глубины переработки нефти;

снижения уровня потребления природного газа на собственные нужды (для обеспечения его транспортировки расходуется 59 млрд.м³/год);

повышения КПД генерирующего оборудования (в настоящее время не превышает 33-38%);

снижения потерь в электрических сетях (средний уровень составляет 11%).

Повышение эффективности использования энергии подразумевает не только энергосбережение, но и освоение ресурсов возобновляемой энергетики, освоение которых для нашей страны базируется на экономическом потенциале, реальном даже при современном уровне технологического развития и составляющем около 300 млн. т у.т./год, что соответствует 30% ежегодного потребления первичных энергоресурсов России. Технический потенциал, освоение которого будет экономически целесообразным в будущем, оценивается в 24 млрд. т у.т./год.

В Стратегии национальной безопасности подчеркивается, что главными стратегическими рисками и угрозами национальной безопасности в экономической сфере на долгосрочную перспективу являются, в числе прочих, «сохранение экспортно-сырьевой модели развития национальной экономики, …, ухудшение состояния сырьевой базы промышленности и энергетики».

К угрозам развития ТЭК можно отнести следующие: снижение эффективности использования природных запасов энергоносителей; бесхозяйственность и связанную с нею повышенную аварийность на объектах добычи, транспортировки, переработки, хранения и использования энергии и энергоресурсов.

Анализ показывает, что внутренние угрозы в области энергетики включают в себя также такие, как тяжелое финансовое положение в отрасли, острый дефицит инвестиционных ресурсов, старение оборудования, угрозы техногенного и природного характера, критическое состояние научно проектного отраслевого комплекса и другие. В значительной степени названные угрозы распространяются не только на энергетику, но и на топливную промышленность, т.е. на весь ТЭК в целом.

Реальные угрозы в функционировании российского топливного комплекса включают, в частности: значительный моральный и физический износ оборудования; устаревание технологий добычи, переработки, хранения и транспортировки энергоносителей; слабую оснащенность предприятий современными технологиями; сокращение резервов (разведанных запасов энергоносителей); ухудшение структуры запасов; сложность реализации новых крупных проектов в сфере ТЭК из-за отсутствия у государства достаточных централизованных финансовых средств, ограниченности местных бюджетов и трудностей с получением российскими компаниями доступа к международные кредитным ресурсам; хроническую утечку нефти и газа в результате дефектов в добывающем оборудовании и трубопроводах.

Потери энергии и энергоносителей давно приобрели огромные масштабы и превратились в одну из главных угроз энергетической безопасности. Российская экономика продолжает оставаться крайне энергорасточительной.

Другая важная проблема энергоэффективности - ресурсосбережение отраслей ТЭК, включая более полное извлечение запасов.

Большинство старых нефтяных районов вступило в поздние стадии разработки, когда добыча нефти стабилизируется или даже уменьшается. Степень выработанности текущих запасов нефти превысила 50%, в том числе более 30% - в Тюменской области, 70% - в Волго-Уральской провинции и 80% - на Северном Кавказе. Особенно значительно выработаны запасы на наиболее крупных и высокопродуктивных месторождениях, обеспечивающих основную часть добычи нефти в России. В связи с этим одна из важнейших проблем - сохранение высокой производительности старых районов.

Произошли серьезные изменения и в структуре добычи нефти по способам эксплуатации месторождений. В середине 60-х годов почти 2/3 всей нефти добывалось наиболее дешевым фонтанным способом. Теперь его доля заметно сократилась и, наоборот, резко возросло значение насосного (более дорогостоящего) способа, с помощью которого ныне добывается свыше 2/3 всей нефти.

Эти и другие качественные изменения в структуре разрабатываемых и прогнозных запасов нефти будут негативно отражаться на эффективности процессов нефтеотдачи месторождений. Разработка таких запасов потребует применения более сложных и дорогостоящих технических средств и технологических процессов, а также новых, более эффективных методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов.

Высокопродуктивные запасы крупных месторождений в значительной мере выработаны и по крупным залежам происходит интенсивное снижение объемов добычи нефти. Практически весь фонд нефтяных скважин переведен с фонтанного на механизированный способ добычи. Начался массовый ввод в разработку мелких, низкопродуктивных месторождений. Указанные факторы вызвали резкий рост потребностей отрасли в материальных и финансовых ресурсах для своего освоения.

2.3 Состояние основных производственных фондов и применяемые технологии глубокой переработки сырья

Основной проблемой отечественного ТЭК, наряду с истощением запасов, является высокая степень изношенности основных фондов (табл. 2.5).

Таблица 2.5. Основные фонды по отрасли «Добыча полезных ископаемых»

Показатели	2009	2010	2011	2012	2013
Наличие основных фондов (на начало года; по полной учетной стоимости), млрд. руб.	7861	9085	10574	12242	13792
Степень износа основных фондов на начало года, процентов	50,9	51,1	52,2	51,2	51,8
Коэффициент обновления (ввод в действие основных фондов в процентах от наличия основных фондов на конец года, в сопоставимых ценах)	5,1	4,9	6,0	6,4	6,2
Коэффициент выбытия (ликвидация основных фондов в процентах от наличия основных фондов на начало года, в сопоставимых ценах)	1,2	1,2	1,1	0,9	0,9

Анализ показывает, что несмотря на некоторое улучшение в последние годы, степень износа основных фондов добывающей промышленности превышает 50%, а коэффициент обновления не превышает 7%.

Еще хуже дела обстоят в топливной отрасли и энергетике.

Официальная статистика свидетельствует, что степень износа основных производственных фондов в российской электроэнергетике и газовой промышленности достигает 60%, в нефтеперерабатывающей приближается к 80%. Более 50% магистральных нефтепроводов эксплуатируется свыше 27 лет при нормативе 30 лет. Износ основных фондов нефтепродуктопроводов и резервуарных мощностей превышает 70%.

Ситуация в газовой отрасли в целом более позитивна благодаря наличию одного крупнейшего игрока на рынке - ОАО «ГАЗПРОМ», который эффективно привлекает инвестиции и грамотно распоряжается собственными ресурсами, добивается расширения сырьевой базы, обновляет основные фонды, является ведущим игроком на рынке природного газа Западной Европы.

Газпром - единоличный лидер отечественного и мирового газового рынка. Крупнейший отечественный добытчик газа одновременно является крупнейшим газовым холдингом мира.

Об его деятельности лучше всего свидетельствуют следующие факты:

· Пятая часть мировых запасов и добычи газа

· Добывающие мощности, обеспечивающие 80% российской добычи газа и примерно десятую часть добычи жидких углеводородов

· Проекты в области разведки и добычи углеводородов более чем в 10 странах мира

· Крупнейшая в мире газотранспортная сеть протяженностью свыше 160 тыс. км и 25 объектов подземного хранения газа, обеспечивающие газоснабжение потребителей России и доступ природному газу на европейские рынки

· Около половины общего объема переработки газа в России

· 13% общего объема переработки нефти в России

· Три четверти потребителей в России и свыше четверти потребителей в Европе, использующих поставленный Газпромом газ

· Крупнейший экспортер природного газа в мире

Итак, «Газпром» располагает самыми богатыми в мире запасами природного газа. Его доля в мировых запасах газа составляет около 17 процентов, в российских - около 70 процентов. При этом ведется планомерный поиск и разработка новых месторождений. Таким образом, «Газпром» действительно наращивает запасы углеводородного сырья, а не только истощает имеющиеся.

Поэтому и не вызывает серьезной тревоги вопрос воспроизводства сырьевой базы и обновления основных фондов газовой промышленности. Тем не менее, этот вопрос окончательно не снят с повестки дня.

В современной российской ситуации экспорт сырой нефти и газа является главным стимулятором и потребителем прироста добычи. Поэтому очень важно определиться, какие возможности и препятствия существуют в этом направлении и сколько же в целом необходимо добывать нефти в стране и каковы должны быть оптимальные объемы экспорта, исходя из рыночной ситуации, потребностей нефтедобытчиков и государства в финансовых средствах, состояния сырьевой базы. Естественно, не следует рассчитывать, что ценовой коридор всегда будет удовлетворять все запросы российской стороны при располагаемых ею объемах нефти, предназначенных для экспорта. Последние события это доказывают.

Опасность превращения России в сырьевой придаток мировой экономики остается. Большинство аналитиков связывают с объемами валютной выручки от сырьевого экспорта, в первую очередь нефти и газа, не только наполняемость бюджета, но и в целом экономический рост России. По примерным оценкам, вклад нефтедолларов в экономический рост в последние годы колебался в пределах от одной четвертой до одной трети.

Экспорт нефти и нефтепродуктов непосредственно связан с вопросом глубины переработки углеводородного сырья и ее качеством.

Объем первичной переработки нефти в 2013 году увеличился по сравнению с предыдущим годом, по данным Росстата, на 2.7% до 278.2 млн. тонн.

Доля переработки нефти в общем объеме ее добычи возросла в 2013 году до 53.2% против 52.3% в 2012 году.

Увеличение производства обусловлено увеличением экспорта нефтепродуктов, тогда как внутренние поставки преимущественно сокращались.

Рост производства отмечен в отношении почти всех основных видов нефтепродуктов. Исключением стал авиационный керосин, выпуск которого, согласно данным Минэнерго, снизился в 2013 году на 1.8% до 9.9 млн. тонн.

В то же время производство автомобильного бензина, согласно данным Росстата, выросло на 1.3% до рекордного уровня 38.8 млн. тонн, дизельного топлива -- также на 3.1% до 71.5 млн. тонн, топочного мазута -- на 3.3% до 76.9 млн. тонн.

Исходя из данных Минэнерго и Росстата, доля суммарного производства автомобильного бензина, дизельного топлива и авиакеросина в объеме первичной переработки по итогам 2013 года составила 43.2%, что немного меньше, чем в 2012 году (43.6%). Также произошло небольшое снижение глубины переработки за этот период с 71.6% до 71.4%.

Таким образом, несмотря на проводимую в отрасли модернизацию, видимых признаков качественного улучшения производимой продукции в отрасли пока немного. Можно отметить только существенное увеличение производства моторного топлива повышенного экологического класса.

Модернизация нефтеперерабатывающих заводов осуществляется в рамках заключенных раннее четырехсторонних соглашений между ФАС России, Ростехнадзором, Росстандартом и двенадцатью компаниями, занимающимися нефтепереработкой.

В 2013 году, согласно данным Минэнерго, было введено в эксплуатацию 13 перерабатывающих установок, из которых 10 новых и 3 реконструированных. В 2012 году было введено в эксплуатацию 15 перерабатывающих установок.

В 2014 году инвестиции в модернизацию российских НПЗ должны были составить 320 млрд. руб., что на 19,0% больше, чем в 2013 году. В результате модернизации глубина переработки нефти к 2015 году должна достигнуть, согласно планам Минэнерго, 72,6%, что, тем не менее, является невысоким показателем по сравнению с развитыми странами.

Также отметим, что пока недостаточно эффективно работает формула «60-66-90» по расчету экспортной пошлины. Несмотря на повышенную пошлину на автомобильный бензин, его экспорт растет очень быстро, о чем будет сказано ниже. Вместе с этим увеличивается и экспорт мазута, хотя формула «60-66-90» должна была этому препятствовать, чтобы стимулировать нефтяные компании к увеличению глубины переработки на своих заводах.

В 2013 году произошло резкое увеличение экспорта нефтепродуктов. В целом поставки нефтепродуктов за рубеж, согласно данным ФТС, увеличились по сравнению с 2012 годом на 9.7%, достигнув рекордного значения 151.4 млн. тонн. При этом в страны дальнего зарубежья экспорт увеличился на 16.7% до 141.1 млн. тонн, а в страны СНГ снизился на 39.3% до 10.3 млн. тонн. Доходы от экспорта нефтепродуктов в 2013 году увеличились на 5.5% до $109.2 млрд.

В структуре экспорта сильнее всего в процентном соотношении увеличились поставки бензина -- на 35.2% до 4.3 млн. тонн. Отчасти такой рост обусловлен фактором низкой базы. Тем не менее, отметим, что увеличение экспорта бензина происходит, несмотря на высокую пошлину -- 90% от пошлины на нефть.

Впрочем, в тоннаже рост поставок бензина составил 1.1 млн. тонн, что сравнительно немного на фоне данных по мазуту, поставки которого за рубеж выросли на 8.8 млн. тонн или на 11.6% до 84.8 млн. тонн. Таким образом, формула «60-66-90», которая подразумевает рост экспортной пошлины на темные нефтепродукты, не смогла пока сдержать экспорт мазута.

Экспорт дизельного топлива также увеличился в 2013 году, но всего на 2.4% или на 984 тыс. тонн.

Отметим, что в 2013 году, как и прежде, сохранялась повышенная ставка экспортной пошлины на автомобильный и прямогонный бензины (90% от ставки пошлины на сырую нефть). Как уже говорилось выше, это не помешало существенно увеличить экспорт бензина из России.

В 2014 году наблюдалось резкое ускорение роста переработки нефти. Увеличение переработки обусловлено, в основном, девальвацией рубля, которая сделала выгодным экспорт мазута и дизельного топлива. Кроме того, в 2014 году произошло снижение коэффициента для расчета экспортной пошлины на дизельное топливо, что сделало его экспорт еще привлекательнее.

Очевидная проблема - превалирование экспорта продуктов неглубокой переработки нефти, и конкретно - мазута.

Между тем, чтобы экспортировать продукцию глубокой переработки, прежде всего, ее надо уметь выпускать. Глубина переработки нефти в России значительно ниже, чем в странах Европы и Америки (71,5% в РФ и до 95% в США).

Всем известно, что отечественные НПЗ только недавно научились массово выпускать высокооктановые марки бензина, соответствующие классу «Евро-4». А в промышленных масштабах бензин уровня «Евро-5» до сих пор выпускает только «Лукойл» на некоторых своих НПЗ.

Большая часть отечественных нефтепродуктов имеет низкое качество, потому что производится на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ), которые были введены в строй более полувека назад и давно уже устарели.

Низкая глубина переработки нефти в нашей стране объясняется тем, что на большинстве российских НПЗ используются традиционные способы ее переработки - атмосферная и вакуумная разгонки, каталитические риформинг и крекинг, довольно редко - алкилирование, гидрокрекинг, изомеризация, висбрекинг. Современная нефтеперерабатывающая промышленность использует только процессы термического и каталитического воздействия на нефть и совершенно не учитывает появившиеся в последние десятилетия новые взгляды на химическую структуру нефти, которая не является гомогенной системой, как это считалась раньше, а представляет собой коллоидную структуру, называемую нефтяной дисперсией.

Создание новых технологий, основанных на использовании физических, термодинамических, гидродинамических, механических, физико-химических и других эффектов, возможно только на основе развития комплексных фундаментальных исследований, их интегрированного применения в нефтяной и газовой промышленности. Поэтому часть средств полученных от продажи углеводородов, которые сегодня направляются в бюджет, нужно централизованно выделять на развитие инновационных технологий в нефтегазовом секторе по всей технологической цепочке: поиск, разведка, транспортировка и переработка углеводородов. В этом случае новые разработки российских специалистов для предприятий нефтегазового комплекса найдут свое применение на практике.

Анализ сырьевых и производственных возможностей топливной промышленности России как одного из элементов механизма воспроизводства энергетической безопасности страны позволяет сделать на данном этапе исследования определенные выводы и обобщения.

1. Традиционно для России одной из ведущих отраслей топливного комплекса (промышленности) остается нефтяная промышленность, ресурсная и производственная база которой потенциально является достаточной для удовлетворения потребностей внутренних потребителей в нефти и нефтепродуктах и частичной продажи продукции отрасли на экспорт.

2. В современных условиях возрастающее значение приобретает газовая промышленность, развивающаяся опережающими темпами и обеспеченная большими запасами природного газа в недрах России. Потенциальные возможности производственной и особенно ресурсной базы газовой отрасли создают хорошие предпосылки для решения задач энергопотребления и воспроизводства энергетической безопасности страны как в ближайшем, так и отдаленном будущем.

3. В современных условиях важнейшей, системообразующей структурной компонентой в составе ТЭК является нефтяной и газовый трубопроводный транспорт, который имеет стратегическое значение для обеспечения бесперебойного функционирования как собственно российского ТЭК, так и экономики в целом. Трубопроводный транспорт играет роль жизненно важной инфраструктуры, без которой было бы невозможным обеспечить выполнение российским ТЭК его предназначения как материальной основы энергетической, экономической и в целом национальной безопасности России.

4. В целом, ресурсная и транспортная база отечественного ТЭК вполне удовлетворяет принципам обеспечения энергетической безопасности России в обозримом будущем. Нарекания вызывает вопросы воспроизводства сырьевой базы, т.е. разведки и освоения новых месторождений.

5. Производственная база нефтегазодобывающей промышленности устарела и нуждается в коренной модернизации путем ускоренного обновления основных фондов.

6. Нефтедобыча в России продолжает расти, но темпы роста много лет подряд сохраняются на низком уровне.

7. В 2013 году производство нефтепродуктов достигло рекордного уровня, однако глубина переработки продолжает снижаться, несмотря на проводимую модернизацию НПЗ.

Несмотря на то, что доля переработки нефти в общем объеме ее добычи возросла в 2013 году до 53.2% против 52.3% в 2012 году, глубина переработки нефти составляет порядка 71,5% против 95% в США.

8. Девальвация рубля стала одной из главных причин снижения экспорта нефти при одновременном резком росте экспорта нефтепродуктов.

9. Добыча и экспорт газа в течение многих лет ограничивается конъюнктурными причинами, а в 2014 году наблюдается спад.

3. Основные направления модернизации российского топливно-энергетического комплекса

3.1 Обновление основных производственных фондов и совершенствование технологий добычи и переработки углеводородного сырья

Как уже отмечалось, степень износа основных производственных фондов в российской электроэнергетике и газовой промышленности достигает 60%, в нефтеперерабатывающей приближается к 80%. Более 50% магистральных нефтепроводов эксплуатируется свыше 27 лет при нормативе 30 лет. Износ основных фондов нефтепродуктопроводов и резервуарных мощностей превышает 70%.

Коэффициент извлечения нефти, характеризующий технологический уровень нефтедобывающей отрасли, за последние 30 лет в России снизился с 42% до 30% (в США вырос с 32% до 40%).

Все это, а также высокая зависимость отрасли от импортного оборудования и, как следствие, вытеснение российских научных и проектных организаций из добывающих отраслей - лишь неполный перечень главных проблем энергетики страны.

Очевидно, что для решения этих проблем необходима коренная модернизация топливно-энергетического комплекса за счет повсеместного обновления основных фондов добывающих, перерабатывающих производств и транспортной инфраструктуры.

Анализ состояния и перспектив развития ТЭК и составляющих его систем показывает опасное снижение производства топливно-энергетических ресурсов, катастрофическое старение основных производственных фондов, крайнюю недостаточность инвестиционных ресурсов для обновления и развития энергетических отраслей и ряд других негативных явлений. С одной стороны, в стране сложились энергорасточительные производственная и коммунально-бытовая сферы, а с другой - имеются существенные резервы энергосбережения как в самой энергетике, так и в других отраслях народного хозяйства. Изучение экономической среды ТЭКа показывает множество принципиальных возможностей устранения узких мест в энергетике за счет реализации резервов энергосбережения.

Реальные источники нефти и газа переместились в труднодоступные регионы России, в зоны северных морей. Для добычи, транспортировки и геологоразведки газа требуются огромные капиталовложения. Сейчас «Газпром» держится исключительно благодаря мощнейшим инвестиционным вливаниям в развитие Единой системы газоснабжения, которые были произведены в 1980-х годах в СССР.

Нельзя также обойти тему, касающуюся транзита газа европейским потребителям. В последние годы вполне ощутимый урон, измеряемый вполне реальными миллионами и миллиардами долларов наносит ОАО «Газпром» Украина за счет несанкционированного отбора газа из принадлежащей нашему концерну транспортной инфраструктуры газового комплекса, расположенного на ее территории. Такая ситуация стимулировала строительство альтернативного газопровода в обход Украины - Северного потока, но его возможности небезграничны.

Состояние транспортной инфраструктуры тоже вызывает опасения. Многие газопроводы эксплуатируются на протяжении достаточно длительного времени. Значительная часть трубопроводной системы физически и морально устарела, как и в целом основные фонды отрасли. Износ линейной части газопроводов и оборудования компрессорных станций достиг предела.

В перспективе при наличии даже благоприятной конъюнктуры на мировых рынках природного газа значительное наращивание объемов российского экспорта газа может ограничиваться транспортной инфраструктурой. По прогнозам специалистов, в течение ближайших 20 лет европейские поставки российского природного газа могут увеличиться в 2,5 раза и приблизиться к 250 млрд. куб. м. Такой объем экспорта возможен при условии соответствующего спроса на газ в Европе, включения в эксплуатацию новых месторождений и решения транспортных вопросов.

Проблема усугубляется географией размещения запасов первичных энергоресурсов, производства нефтепродуктов и электроэнергии по регионам страны, недостаточностью мощностей линий электропередачи, связывающих Дальний Восток, Сибирь и европейскую часть страны.

ОАО «ГАЗПРОМ» приводит развернутую классификацию рисков и угроз для своей деятельности, которая включает:

1. СТРАТЕГИЧЕСКИЕ И СТРАНОВЫЕ РИСКИ:

· Риски, связанные с развитием кризисных явлений в мировой экономике

· Риски, связанные с деятельностью на европейском газовом рынке

· Риски государственного регулирования отрасли

· Риски, связанные с транзитом природного газа

· Риски, связанные с выходом в новые регионы и на новые рынки

· Риски, связанные с развитием производства газа из нетрадиционных источников

· Риски, связанные с географическими и климатическими условиями

2. РИСКИ ТАМОЖЕННОГО, ВАЛЮТНОГО И НАЛОГОВОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ:

· Риски изменения режима валютного регулирования и налогового законодательства в Российской Федерации

· Риски, связанные с изменениями правил таможенного контроля и уплаты пошлин в Российской Федерации

3. ФИНАНСОВЫЕ РИСКИ:

· Риски изменения валютных курсов, процентных ставок и темпов инфляции

· Кредитные риски и риски обеспечения ликвидности

· Рыночные риски, в том числе риски снижения объема и стоимости газа, реализуемого на зарубежных рынках

4. РИСКИ, СВЯЗАННЫЕ С ДЕЯТЕЛЬНОСТЬЮ КОМПАНИИ:

· Риски отсутствия возможности продления лицензий на использование природных ресурсов

· Риски роста затрат

· Технологические риски

· Риски оценки запасов углеводородов

· Риски, связанные с вертикальной интеграцией и диверсификацией деятельности

· Риски, связанные с загрязнением окружающей среды

Учитывая роль и место ОАО «Газпром» в отечественной экономике, подобные риски присущи всему ТЭК России в целом.

Согласно Энергетической стратегии России, основными факторами, сдерживающими развитие ТЭК, являются:

1. Высокая (более 50 процентов) степень износа основных фондов;

2. Ввод в действие новых производственных мощностей во всех отраслях ТЭК сократился за девяностые годы от 2 до 6 раз;

3. Практика продления ресурса оборудования закладывает будущее отставание в эффективности производства. Наблюдается высокая аварийность оборудования, обусловленная низкой производственной дисциплиной персонала, недостатками управления, а также старением основных фондов. В связи с этим возрастает возможность возникновения аварийных ситуаций в энергетическом секторе;

4. Сохраняющийся в отраслях комплекса (кроме нефтяной) дефицит инвестиционных ресурсов и их нерациональное использование. При высоком инвестиционном потенциале отраслей ТЭК приток в них внешних инвестиций составляет менее 13 процентов общего объема финансирования капитальных вложений. При этом 95 процентов указанных инвестиций приходится на нефтяную отрасль. В газовой промышленности и в электроэнергетике не создано условий для необходимого инвестиционного задела, в результате чего эти отрасли могут стать тормозом начавшегося экономического роста;

5. Несоответствие производственного потенциала ТЭК мировому научно-техническому уровню. Доля добычи нефти за счет современных методов воздействия на пласт и доля продукции нефтепереработки, получаемой по технологиям, повышающим качество продукции, низка. Энергетическое оборудование, используемое в газовой и электроэнергетической отраслях, неэкономично. В стране практически отсутствуют современные парогазовые установки, установки по очистке отходящих газов, крайне мало используются возобновляемые источники энергии, оборудование угольной промышленности устарело, недостаточно используется потенциал атомной энергетики;

6. Отставание развития и объективный рост затрат на освоение перспективной сырьевой базы добычи углеводородов, и особенно в газовой отрасли;

7. Сохраняющаяся высокая нагрузка на окружающую среду;

8. Высокая зависимость нефтегазового сектора и, как следствие, доходов государства, от состояния и конъюнктуры мирового энергетического рынка. Наблюдается тенденция к дальнейшему повышению доли нефти и газа в структуре российского экспорта, вместе с тем недостаточно используется потенциал экспорта других энергоресурсов, в частности электроэнергии. Это свидетельствует о продолжающемся сужении экспортной специализации страны и отражает отсталую структуру всей экономики России.

Для обеспечения дальнейшего развития ТЭК необходимо решение двух первоочередных проблем.

Во-первых, необходимо осуществить модернизацию во многом устаревшей морально и изношенной физически технологической базы ТЭК и обеспечить воспроизводство его вырабатываемой ресурсной базы (обычно в новых регионах и худших природно-геологических условиях). Предусматривается, что в текущем десятилетии из-за ограниченности инвестиций (кроме нефтяной отрасли) будет осуществляться в первую очередь технологическая модернизация существующих производственных мощностей (с учетом продления сроков их службы), а в дальнейшем - их коренная реконструкция и создание новых мощностей с использованием лучших отечественных и соответствующих нашим условиям зарубежных технологий.

Во-вторых, потребуется изменение структуры потребления и размещения производства топливно-энергетических ресурсов. Предусмотрено увеличение потребления атомной и гидроэнергии, угольной продукции и использования возобновляемых источников, а также рассредоточение из Западной Сибири по другим регионам страны (Восточная Сибирь и Дальний Восток, Европейский Север и Прикаспийский регион) добычи углеводородов.

Рассмотрим подробнее возможные направления модернизации отечественной нефтеперерабатывающей промышленности и транспортной инфраструктуры топливной промышленности.

Основными задачами отечественного внешнеторгового бизнеса в области экспорта нефти и нефтепродуктов были и остаются увеличение количества и качества продуктов глубокой переработки нефти, что вызывает необходимость совершенствования технологий и модернизации НПЗ.

Согласно ЭС-2020 ожидается рост производства моторных топлив с 83 млн. т в 2000 году (88 млн. т в 2002 году) до 100 - 110 млн. т в 2010 году и до 115 - 135 млн. т в 2020 году. ЭС-2030 предполагает схожие параметры развития.

Для обеспечения перспективного экспорта нефтепродукты предусматривается развитие нефтеперерабатывающей отрасли, прежде всего на основе повышения эффективности использования нефтяного сырья. Приоритетом станет повышение качества моторных топлив.

По мере увеличения экспорта нефти и консолидации российскими нефтяными компаниями активов ряда зарубежных нефтеперерабатывающих заводов будет происходить снижение экспорта нефтепродуктов, прежде всего «полупродуктов» (прямогонного мазута, ряда марок дизельного и бункерного топлива).

Основное направление развития нефтепереработки - модернизация и реконструкция действующих нефтеперерабатывающих заводов с опережающим строительством мощностей по углублению переработки нефти, повышению качества нефтепродуктов и производству катализаторов.

Реконструкция и модернизация НПЗ предусматривает опережающее развитие технологических комплексов по углублению переработки нефти и повышению качества продукции с использованием таких процессов, как каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование остатков, висбкрекинг, а также внедрение современных технологий по каталитическому риформингу бензинов, гидроочистке дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей, изомеризации, алкилированию, гидродепарафинизации и деароматизации, получению кислородосодержащих высокоактивных добавок.

Необходимо ликвидировать отставание в производстве современных моторных масел, для чего предусматривается развивать производство высокоиндексных базовых масел и эффективных присадок к маслам различного назначения.

В целях приближения производства нефтепродуктов к их потребителям возможно строительство новых высокоэффективных нефтеперерабатывающих заводов средней мощности в районах концентрированного потребления нефтепродуктов, а в удаленных северных и восточных районах допустимо развитие сертифицированных малых заводов с полным циклом переработки нефти.

Целевой задачей отрасли является также обеспечение необходимым сырьем нефтехимической промышленности, стоимость продукции которой на порядок выше стоимости продукции собственно нефтепереработки.

Значительное повышение качества нефтепродуктов и доведение его до экологически обоснованных стандартов - одно из важнейших условий выведения нефтеперерабатывающей отрасли на конкурентный уровень во внешней торговле. Требования к качеству производимых нефтепродуктов должны быть закреплены законодательно.

Согласно ЭС-2020 приоритетными направлениями научно-технического прогресса в нефтепереработке являются:

· разработка и создание катализаторов для гидрогенизационных процессов с высокой гидрообессеривающей активностью и гидрокрекирующей способностью, высокоэффективных реагентов, адсорбентов и абсорбентов, новых видов высокооктановых кислородсодержащих добавок к бензинам, а также разработка технологий их производства;

· повышение качества дизельного топлива и авиационного керосина на основе глубокой гидроочистки и гидроароматизации;

· получение малосернистого котельного топлива и малосернистого сырья для деструктивной переработки;

· разработка технологии и модульного оборудования для переработки тяжелых нефтяных остатков за счет термического воздействия до 430^оС без водорода;

· разработка технологии производства кокса игольчатой структуры и гидрогенизационных технологий для производства базовых компонентов масел, освоение процессов изокрекинга и изодепарафинизации.

Инновационная программа должна обеспечить условия для реализации этих приоритетных направлений.

Ожидаемые инновационные решения в нефтегазовой промышленности, согласно ЭС-2020:

В области транспортировки:

• Создание магистральных трубопроводов повышенного давления, в т.ч. морских для прокладки на больших глубинах;

В области переработки:

• Развитие технологий глубокой переработки углеводородов для получения энергетических и химических продуктов с высокой добавленной стоимостью;

• Внедрение технологий, повышающих качество моторных топлив и обеспечивающих производство экологически чистых моторных топлив, в том числе синтетических.

ЭС-2030 закрепляет и расширяет необходимые технологические изменения в нефтеперерабатывающей отрасли, ориентированной в настоящее время на экспорт половины своей продукции.

Согласно ЭС-2030, в ближайшем будущем получат развитие перспективные технологии в переработке нефтяного сырья, направленные на оптимизацию схем глубокой переработки, в т.ч.

- опережающее развитие технологических комплексов по углублению переработки нефти и повышению качества продукции;

- внедрение современных технологий по каталитическому риформингу бензинов, гидроочистке дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей, изомеризации, алкилированию, гидродепарафинизации и деароматизации, получению кислородосодержащих высокоактивных добавок.

Также намечено повышение энергоэффективности и снижение потерь на различных технологических стадиях производства в нефтяной отрасли:

- в нефтедобыче: снижение расхода нефти на технологические нужды и потери, повышение нефтеотдачи, оптимизация работы скважин, совершенствование контроля и учета нефти;

- в транспортировке нефти: реконструкция объектов нефтепроводов и системная организация технологических режимов их работы;

- сокращение потерь нефти, внедрение автоматизированных систем управления и телемеханики, улучшение технического состояния нефтеперекачивающих агрегатов, широкое внедрение резервуаров с плавающей крышей;

- в нефтепереработке: повышение глубины переработки, более полное использование газов нефтепереработки, автоматизация оптимального ведения режимов технологических цепочек.

На основе ЭС-2030 разработана Концепции долгосрочного развития нефтяной промышленности России. Базовый вариант данной Концепции предусматривает стабильный рост глубины переработки нефти с нынешних 72% до 89% к 2030 году. Стоит отметить, что этот уровень уже давно достигнут в большинстве развитых стран. В частности, в США он достигает 94-96%.

Второй главной задачей в целях обеспечения бесперебойного экспорта российской нефти является развитие транспортной инфраструктуры нефтяного комплекса, включающее как увеличение пропускной способности нефтепроводов, так и адекватное наращивание мощности морских терминалов.

К настоящему времени построены новые магистральные нефтепроводные системы, в том числе Балтийская трубопроводная система мощностью 65 млн. тонн в год, созданы портовые мощности по перевалке и морскому транспорту жидких углеводородов в г. Приморске и пос. Варандей. Развернуто строительство нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан мощностью 80 млн. тонн в год, который призван обеспечить развитие нефтяного комплекса на востоке страны и диверсификацию направлений экспорта нефти.

Необходимо дальнейшее развитие транспортной инфраструктуры комплекса для повышения эффективности экспорта нефти и нефтепродуктов, ее диверсификация по направлениям, способам и маршрутам поставок на внутренние и внешние рынки; своевременное формирование транспортных систем в новых нефтедобывающих регионах.

В целях дальнейшего развития топливно-энергетического комплекса России можно предложить ряд мероприятий.

1. В условиях непрерывного ухудшения качественного состояния сырьевой базы нефтяной отрасли в составе ТЭК приобретает стратегическое значение увеличение нефтеотдачи для стабилизации и развития процессов нефтедобычи и обеспечения энергетической безопасности России.

Перспективы выживания и развития нефтяной промышленности России, а значит, и экономики страны в целом, на предстоящий период в определяющей мере зависят от состояния ее сырьевой базы. Россия обладает крупными неразведанными ресурсами нефти, объем которых значительно превышает разведанные запасы. Ожидается, что открытие новых крупных месторождений возможно главным образом в регионах с низкой разведанностью - на шельфах северных и восточных морей, в Восточной Сибири. Не исключена вероятность открытия подобных месторождений в Западной Сибири. В этом регионе прогнозируется открытие еще нескольких тысяч нефтяных месторождений.

Внедрение новых методов и технологий повышения нефтеотдачи пластов сдерживается высокими капитальными вложениями и удельными эксплуатационными затратами на их применение по сравнению с традиционными способами добычи нефти.