Энергетическая стратегия РФ

Месторождение им. Ю. Корчагина стало первым из целой группы месторождений, расположенных в российской части акватории Каспийского моря, введенным Компанией в эксплуатацию.

На фоне резкого падения цены на нефть в 2008-2009 годах Компания активно работала над повышением эффективности разработки месторождений и сокращением эксплуатационных затрат. Для выполнения программы добычи нефти в 2009 году добывающими обществами группы «ЛУКОЙЛ» был осуществлен комплекс мероприятий по повышению производительности добывающих скважин и нефтеотдачи пластов. Затраты на разработку месторождений составили 4 421 млн долл., что почти на 40% меньше, чем в 2008 году.

В 2009 году добыча углеводородов дочерними и зависимыми обществами ОАО «ЛУКОЙЛ» осуществлялась на 375 месторождениях. За год в разработку введено 8 новых месторождений - Апрельское, Большое, Ольховское и Лонгъюганское (Западная Сибирь), Нирмалинское и Пыжъельское (Тимано-Печора), Викторинское и Бортомское (Предуралье). Максимальная годовая добыча жидких углеводородов на месторождениях, введенных в эксплуатацию в 2009 году, достигнет почти 1 млн т/год.

Добыча группой «ЛУКОЙЛ» на территории России в 2009 году составила 91 868 тыс. т нефти, в том числе дочерними обществами было добыто 91 560 тыс. т. По сравнению с 2008 годом добыча на территории России выросла на 2,1%.

В 2009 году добыча углеводородов дочерними и зависимыми обществами ОАО «ЛУКОЙЛ» на территории России осуществлялась на 348 месторождениях. Эксплуатационное бурение составило 2 385 тыс. м, что на 20,0% меньше по сравнению с 2008 годом. Эксплуатационный фонд скважин на конец 2009 года составлял 28,24 тыс. скважин, в том числе 24,04 тыс. дающих продукцию. В 2009 году были введены 854 новые скважины. 57,7% добычи группой «ЛУКОЙЛ» на территории России пришлось на Западную Сибирь. Добыча в регионе несколько снизилась по сравнению с 2008 годом и составила 52,96 млн т. Одной из важнейших задач Компании является стабилизация объемов добычи нефти в Западной Сибири. Эта задача осложняется постепенным естественным истощением ресурсной базы, которое связано с длительным периодом разработки основной части месторождений Компании в этом регионе и достаточно высоким уровнем вы-работанности их запасов. ЛУКОЙЛ борется с этим фактором, используя самые передовые технологии, позволяющие существенно повысить коэффициент извлечения нефти и добывать нефть из труднодостижимых коллекторов. Кроме того, наблюдается дефицит электроэнергии в регионе, что может приводить к технологическим потерям и недостаточным объемам закачки воды для поддержания пластового давления. Компания успешно решает проблему энергообеспечения собственных месторождений путем строительства малых электростанций, работающих преимущественно на попутном нефтяном газе.

Несмотря на длительный срок разработки региона, некоторые месторождения Компании в Западной Сибири обладают значительным потенциалом роста добычи. Таковы, например, Кечимовское и Урьевское месторождения, на которых в 2009 году были получены значительные приросты добычи нефти.

Добыча нефти на Кечимовском месторождении, введенном в эксплуатацию в 1995 году, выросла по сравнению с 2008 годом на 63,9%, до 1,59 млн т.

Увеличение добычи было обеспечено за счет эксплуатационного бурения: в эксплуатацию введены 92 новые скважины со средним дебитом 28,6 т/сут нефти, в том числе 27 горизонтальных со средним дебитом 42,9 т/сут. В 2009 году была пробурена и введена в эксплуатацию многозабойная скважина (2 ствола) с дебитом 103 т/сут. На росте добычи благоприятно сказались и высокие дебиты скважин, введенных в 2008 году (79 скважин со средним дебитом 28,8 т/сут) и отработавших в отчетном периоде весь год. В 2009 году на месторождении пробурено 5 вторых стволов со средним приростом дебита 27,2 т/сут. Продолжалась работа и по формированию системы поддержания пластового давления: в отчетном году введено под закачку 36 новых нагнетательных скважин. Кечимовское месторождение является одним из крупнейших инвестиционных проектов Компании в Западно-Сибирском регионе. Так, проектный фонд скважин, оставшийся для бурения, по состоянию на 01.01.2010 составил 512 скважин, в том числе 402 нефтяных и 110 нагнетательных. В ближайшей перспективе планируются сохранение высоких темпов эксплуатационного бурения и, как следствие, дальнейшее увеличение уровней добычи нефти по месторождению.

Добыча нефти на Урьевском месторождении, введенном в эксплуатацию в 1978 году, выросла на 9,4%, до 2,62 млн т. Увеличение добычи обеспечено за счет эксплуатационного бурения. В эксплуатацию введены 83 новые скважины со средним дебитом нефти 28 т/сут, в том числе 4 горизонтальные со средним дебитом нефти 75,5 т/сут. Для поддержания уровней добычи по переходящему фонду скважин в 2009 году на месторождении пробурено 19 вторых стволов. С целью оптимизации системы поддержания пластового давления и увеличения компенсации отбора жидкости закачкой воды введено под закачку 48 нагнетательных скважин. Проектный фонд скважин, оставшийся для бурения, по состоянию на 01.01.2010 составляет 1 161 скважину. Отраслевой программой развития бизнес-сегмента «Геологоразведка и добыча» предусмотрены сохранение высоких темпов эксплуатационного бурения на Урьевском месторождении и дальнейшее увеличение объемов добычи нефти.

В 2009 году Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция обеспечила прирост добычи Компании на 5 млн т. Добыча в этом регионе составила 21,66 млн т. В результате доля региона в суммарной добыче Группы в России увеличилась с 19 до 24%. Рост доли продолжился благодаря активной разработке Южно-Хыльчуюского месторождения, введенного в эксплуатацию совместно с ConocoPhillips в середине 2008 года. Добыча на месторождении в 2009 году выросла в 3,5 раза по сравнению с 2008 годом и достигла 7 млн т (около 140 тыс. барр./сут). В июле 2009 года месторождение было выведено на проектный уровень добычи нефти - 7,5 млн т в годовом исчислении. В 2009 году на месторождении введено 10 новых скважин со средним дебитом нефти 602 т/сут. Всего на 01.01.2010 добывающий фонд скважин на месторождении составляет 30 скважин.

Ведется работа по формированию системы поддержания пластового давления: в отчетном году введено под закачку 7 новых нагнетательных скважин (всего на 01.01.2010 нагнетательный фонд составляет 19 скважин). В 2010 году планируются выход на максимальную добычу нефти, завершение эксплуатационного бурения и ввод 2 добывающих и 3 нагнетательных скважин.

Тимано-Печора является основным регионом роста добычи группы «ЛУКОЙЛ» в среднесрочной перспективе. Компания прилагает все усилия для скорейшего ввода в разработку крупных запасов региона (так, в 2009 году начата добыча на 2 новых месторождениях). Это позволит компенсировать естественное снижение добычи нефти Группой в традиционных регионах.

Добыча нефти группой «ЛУКОЙЛ» в Предуралье выросла до 12,04 млн т, или на 3,6%, в том числе благодаря применению новых технологий, таких как бурение вторых стволов, радиальное бурение и кислотный гидроразрыв пласта.

В2009году Компания начала добычу нефти на новой группе месторождений в Пермском крае, географически приуроченных к уникальному Верхнекамскому месторождению калийно-магниевых солей (ВКМКС). Права на разработку этой группы месторождений были приобретены в 2008 году. Особенностью лицензионной территории является то, что месторождения углеводородов находятся под промышленно эксплуатируемыми залежами калийно-магниевых солей, а также то, что на территории лицензионных участков существуют ограничения деятельности природоохранного характера (заповедники, водоохранные зоны, городские поселения и т.д.). Для соблюдения всех требований промышленной и экологической безопасности при разработке нефтяных месторождений на территории ВКМКС предусмотрено строительство уникальных для Пермского региона скважин многоколонной конструкции с отходами от вертикали более 2 км; разобщение солевых пластов с использованием магнезиально-фосфатного тампонажного материала с расширяющимся цементным камнем; организация системы постоянного мониторинга за деформацией земной поверхности. Прогнозный годовой уровень добычи нефти месторождений проекта составляет более 1,3 млн т.

Добыча нефти на территории Поволжья в 2009 году составила 3,07 млн т, несколько снизившись по сравнению с 2008 годом. Компания повышает эффективность разработки месторождений региона, что позволяет увеличивать коэффициент извлечения нефти и сохранять добычу на имеющемся уровне, несмотря на высокий уровень истощения запасов.

В 2009 году Компания акцентировала внимание на подготовке к разработке месторождений, расположенных на шельфе каспийского моря. Освоение этих месторождений станет основным фактором роста добычи нефти Компании в среднесрочной перспективе. Основной прирост добычи нефти обеспечат месторождения им. Ю. Корчагина и им. В. Филановского, которые вводятся в эксплуатацию в первую очередь.

Во втором квартале 2010 года благодаря подготовительным работам, проведенным в 2009 году, на месторождении им. Ю. Корчагина получена первая нефть. Максимальный уровень добычи нефти составит около 2,5 млн т/год, газа - 1 млрд м3/год. Компания начала морские операции по обустройству месторождения им. Ю. Корчагина в апреле 2009 года, когда была выполнена буксировка из Астрахани опорного блока ледостойкой стационарной платформы. В мае на опорный блок было установлено жилое строение. В августе была завершена установка точечного причала, предназначенного для загрузки нефти из подводного трубопровода в плавучее нефтехранилище и на танкеры-челноки. В сентябре на месторождении было установлено плавучее нефтехранилище, предназначенное для загрузки танкеров-челноков и транспортировки нефти, добытой на месторождении. В результате работ по обустройству месторождения была сооружена морская ледостойкая стационарная платформа с буровым комплексом для бурения скважин с максимальной длиной по стволу до 7 400 м. Месторождение им. Ю. Корчагина будет разрабатываться системой горизонтальных эксплуатационных скважин сверхпротяженной длины (более 5 км), что является уникальным для Российской Федерации проектно-технологическим решением. Месторождение им. Ю. Корчагина стало первым из целой группы месторождений, расположенных в российской части акватории Каспийского моря, введенным Компанией в эксплуатацию. Разработка осуществляется по принципу «нулевого сброса», что гарантирует минимальное воздействие на природный комплекс Каспийского моря.

Добыча нефти по международным проектам в доле группы «ЛУКОЙЛ» составила 5 747 тыс. т, что на 8,5% больше по сравнению с 2008 годом. Рост объемов добычи был в основном обеспечен проектами Тенгиз, Каракудук-Мунай и Карачаганак в Казахстане.

Проходка в эксплуатационном бурении по международным проектам Компании составила 355 тыс. м, что на 40% меньше по сравнению с 2008 годом. Снижение объемов объясняется сокращением затрат на финансирование программы бурения, однако приоритетные проекты разработки продолжали активно развиваться (Карачаганак, Кумколь, Кондор). Эксплуатационный фонд нефтяных скважин составил 1 522 скважины, фонд скважин, дающих продукцию, - 1 345. По международным проектам, в которых участвует Группа, было введено в эксплуатацию 270 новых добывающих скважин. Их средний дебит составил 43,4 т/сут.

Газовая программа группы «ЛУКОЙЛ» предусматривает ускоренный рост добычи газа, как в России, так и за рубежом, и доведение доли газа до трети от суммарной добычи углеводородов. Основной целью

данной стратегии является коммерциализация запасов газа и снижение зависимости Компании от сильной ценовой волатильности на международном рынке нефти.

В 2009 году совокупная добыча газа группой «ЛУКОЙЛ» (с учетом доли в добыче, осуществляемой зависимыми организациями) составила 17 717 млн м3 (1 714 млн фут3/сут). При этом добыча товарного газа (после собственного потребления, закачки в пласт и транспортных потерь) составила 14 898 млн м3 (1 441 млн фут3/сут). Среднесуточная добыча товарного газа снизилась по сравнению с 2008 годом на 12,5%, в том числе в России -на 16,9% в результате ограничения приема газа со стороны компании «Газпром». Чистая прибыль группы «ЛУКОЙЛ» по газовым проектам в России составила 56 млн долл., несмотря на существенное снижение добычи.

Эксплуатационный фонд газовых скважин Компании по состоянию на конец 2009 года составил 394 скважины, фонд скважин, дающих продукцию, - 274.

Добыча природного газа составила 11 444 млн м3, в том числе 10 218 млн м3 товарного газа. Снижение добычи товарного природного газа составило 19,4%. В том числе добыча в России снизилась на 27,2%, за рубежом - на 2,1%. Доля зарубежных проектов в добыче увеличилась с 31% в 2008 году до 38% в 2009 году. Столь существенное падение добычи природного газа в России объясняется снижением добычи на Находкинском месторождении (почти на 30%) в результате сокращения спроса на газ и ограничения приема газа со стороны компании «Газпром».

Добыча попутного нефтяного газа составила 6 273 млн м3, в том числе 4 680 млн м3 товарного попутного газа. Рост добычи товарного попутного газа составил 7,6%, что связано с ростом добычи нефти и развитием систем утилизации попутного нефтяного газа на месторождениях Компании. Попутный газ используется на месторождениях Компании при закачке в пласт для поддержания пластового давления, для выработки электроэнергии на газовых электростанциях, а также для других производственных нужд. Товарный попутный газ поставляется на газоперерабатывающие заводы и местным потребителям.

Уровень утилизации попутного нефтяного газа составил 71,1% по сравнению с 70,4% в 2008 году и 69,0% в 2007 году. Рост показателя связан с развитием систем утилизации попутного нефтяного газа на месторождениях Компании: шло строительство компрессорных станций и газопроводов. По основным месторождениям Компании в Западной Сибири уровень утилизации попутного газа составляет около 95%.

Для увеличения уровня утилизации попутного нефтяного газа Компания в рамках развития малой энергетики ведет строительство газовых электростанций на месторождениях. Это позволяет сократить сжигание газа на факелах, снизить расходы на электроэнергию, а, следовательно, сократить расходы на добычу нефти. В Компании реализуется утвержденная в 2009 году Программа утилизации попутного нефтяного газа организаций группы «ЛУКОЙЛ» на 2009-2011 год, предусматривающая доведение уровня использования попутного нефтяного газа на месторождениях группы «ЛУКОЙЛ» к 2012 году до 95%.

Добыча товарного газа в России в 2009 году составила 10 663 млн м3, что на 16,9% меньше по сравнению с 2008 годом. При этом доля природного газа составила 59%, снизившись на 9 п.п. Эксплуатационный фонд газовых скважин Компании в России по состоянию на конец 2009 года составил 304 скважины, фонд скважин, дающих продукцию, - 211.

Основную часть добычи природного газа в России (более 90%) обеспечило Находкинское месторождение Большехетской впадины. В 2009 году на нем было добыто 6 млрд м3 газа, что почти на треть меньше, чем в 2008 году, в результате сокращения закупок газа со стороны ОАО «Газпром».

На других месторождениях Большехетской впадины продолжаются подготовительные работы по вводу месторождений в разработку. В соответствии с утвержденной инвестиционной программой в 2009 году начаты работы по обустройству Пякяхинского месторождения, введена в эксплуатацию одна скважина и начата добыча природного газа для собственных нужд. Проводилась отсыпка промысловых дорог, строительство кустов скважин, производственных площадок, осуществлялось эксплуатационное бурение скважин на газоконденсатные залежи месторождения. Ввод в разработку Пякяхинского месторождения запланирован на 2013 год. Товарный газ будет транспортироваться по межпромысловому газопроводу до ГКС в районе Находкинского месторождения и далее по существующему магистральному газопроводу до ГКС-1,2 «Ямбургская». Начало добычи газа на Южно-Мессояхском и Хальмерпаютинском газоконденсатных месторождениях запланировано на 2019 и 2020 годы соответственно.

В соответствии с договоренностью с ОАО «НК «Роснефть» ЛУКОЙЛ с осени 2013 года обеспечит прием газа Ванкорской группы месторождений в объеме до 5,6 млрд м3/год в газотранспортную систему Большехетской впадины и транспорт до ГКС «Ямбургская» ГТС ОАО «Газпром». В свою очередь ОАО «НК «Роснефть» с 2013 года обеспечит прием стабильной нефтеконденсатной смеси с Пякяхинского месторождения в объеме до 3 млн т/год в нефтепровод Ванкор - Пурпе и транспорт до системы магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть». В связи с этим к 2013 году ЛУКОЙЛ построит 160-километровый продуктопровод от Пякяхинского месторождения до центрального пункта сбора «Ванкор», 60-километровый газопровод от Пякяхинского до Хальмерпаютинского месторождения и 1-ю очередь ГКС в районе Находкинского месторождения.

С выходом на проектную добычу всех месторождений Большехетской впадины суммарная добыча природного газа Компанией в регионе составит 20 млрд м3.

Добыча товарного газа по международным проектам составила в 2009 году 4 235 млн м3, что на 1,0% больше по сравнению с 2008 годом. При этом доля природного газа составила 92%, снизившись на 2 п.п. Эксплуатационный фонд газовых скважин Компании по зарубежным проектам по состоянию на конец 2009 года составил 90 скважин, фонд скважин, дающих продукцию, - 63.

Основной объем добычи товарного газа за рубежом (53%) был обеспечен введенным в эксплуатацию в конце 2007 года промыслом Хаузак-Шады, разрабатываемым в рамках проекта Кандым - Хаузак -Шады в Узбекистане. Добыча товарного газа на нем составила 2,23 млрд м3. На участке продолжается эксплуатационное бурение. Так, в 2009 году пробурено 19 тыс. м горных пород, введено в эксплуатацию 5 новых скважин со средним приростом дебита газа 361 м3/сут. В Узбекистане начато также опережающее бурение газовых скважин на месторождении Адамташ проекта Гиссар, добыча природного газа по которому запланирована на 2012 год.

Доля Группы в добыче товарного газа на месторождении Карачаганак в Казахстане составила 1,13 млрд м3. По сравнению с 2008 годом добыча выросла на 6,0% благодаря вводу в эксплуатацию новых высокодебитных скважин.

По проекту Шах-дениз в Азербайджане, который был введен в эксплуатацию в декабре 2006 года, добыча товарного газа составила 518 млн м3 (по доле участия), снизившись на 6,1% по сравнению с 2008 годом в связи с ограничением потребительского спроса. В 2009 году закончена бурением и введена в эксплуатацию новая скважина с дебитом 1 450 т/сут конденсата и 6,2 млн м3/сут природного газа, которая будет способствовать дальнейшему росту добычи по проекту. На 2010 год запланировано бурение еще 2 скважин.

В контексте функционирования Энергетической стратегии-2020 в развитие нефтедобычи необходимо вложить от 700 млрд. до 1 трлн. долларов. В этом случае нам удастся привлечь ресурсы для производства дополнительных 100-120 млн. т нефти в год в течение последующих 30-50 лет, что в свою очередь обеспечит все возрастающий и стабильный источник доходов для государства и общества.

Моделью для решения этой общегосударственной задачи может и должно стать сотрудничество российской компании «ЛУКОЙЛ» и американской «КонокоФиллипс» по разработке новых запасов углеводородов в Тимано-Печоре. Истощение запасов жидких углеводородов в Западной Сибири и в Волго-Уральском регионе привело к снижению добычи нефти в этих районах, которые долгое время служили основными источниками нефти и газоконденсата. Степень истощенности тимано-печорских запасов нефти, напротив, не превышает 5-8%, тогда как в целом по стране показатель составляет 55-65%.

Совокупные запасы Тимано-Печорской провинции на суше оцениваются приблизительно в 6 миллиардов тонн нефтяного эквивалента. Шельфовые месторождения могут оказаться еще более привлекательными для инвесторов. Основной российской компанией, работающей в Тимано-Печоре, является «ЛУКОЙЛ». Компания рассматривает провинцию как стратегический плацдарм для дальнейшего роста, в ближайшие десять лет «ЛУКОЙЛ» планирует инвестировать в регион около 3 млрд. долларов, что позволит в среднесрочной перспективе практически утроить здесь добычу - до более чем 30 млн. тонн в год.

«ЛУКОЙЛ» активно вводит в действие новые месторождения в России (ежегодно 10-12 месторождений). Вот яркий пример. Пока мы не начали работать в российском секторе Каспия, среди специалистов существовало мнение о невысоких перспективах его нефтегазоносности. Но наша геологоразведка не только подтвердила высокие перспективы российского сектора Каспия, но и открыла сразу пять крупных месторождений. В результате прогнозные ресурсы российского сектора Каспия увеличились в разы - до 4, 5 млрд. тонн. По нашему мнению, в перспективе до 2018 года в российском секторе Каспия можно довести добычу до 50 млн. тонн условного топлива. Это позволит в данном регионе в ближайшей перспективе создать новый крупный центр добычи нефти и газа Российской Федерации.

Российской нефтяной отрасли нужно наращивать экспортный потенциал, а значит, строить новые экспортные трубопроводы, дающие выход российской нефти в открытое море и позволяющие отправлять нефть на глобальные рынки. Реализация новых эффективных экспортных трубопроводных проектов (Западная Сибирь - Мурманск, порт Омишаль в Хорватии, Ангарск - Дальний Восток) и расширение присутствия на мировых рынках будут способствовать дальнейшему росту финансовой мощи России и российских компаний, что в свою очередь приведет к росту геополитического влияния России.

В рамках реализации Энергетической стратегии-2020 компанией «ЛУКОЙЛ» уже реализован крупный инфраструктурный проект по созданию экспортного терминала в Высоцке (Ленинградская область). Но магистральные нефтепроводы и продуктопроводы в России принадлежат государственным предприятиям «Транснефть» и «Транснефтепродукт». А они действуют по поручениям Правительства РФ.

Россия должна расширить географию своего присутствия на глобальном рынке. Мы сегодня, к сожалению, замкнуты на региональных рынках, присутствуем в основном в Восточной и Западной Европе. Для расширения географии поставок необходима инфраструктура. Я повторяюсь, говоря о Мурманском терминале, но только он позволит российской нефти присутствовать и влиять на глобальный рынок. Потому что даже труба от Ангарска до Тихоокеанского побережья даст нам возможность выйти пусть и на важный, но внутренний региональный рынок Китая. Строительство же терминала в Мурманске, через который пойдет нефть на экспорт, может создать дополнительный приток валюты в пределах 50 млрд. долларов.

В России существует четкое понимание того, что ориентация на Европу как на единственного потребителя себя исчерпала. Уже несколько лет российские компании осуществляют пробные поставки сырья, как в западном, так и в восточном направлениях. В 2004 году экспорт российской нефти в США составил 145 тыс. баррелей в сутки, в Китай - 216 тыс. баррелей в сутки. Окончательный выбор будет сделан только тогда, когда станет ясно, какое из этих направлений будет более развито с точки зрения трубопроводной и портовой инфраструктуры.

Заключение

Выводы по итогам исследования:

В настоящее время возникает потребность консолидации усилий стран мирового сообщества на решении общей задачи - обеспечения энергетической безопасности и энергетической стабильности. Эту задачу целесообразно решать по трем основным направлениям. Первое направление связано с разработкой концепций обеспечения международной энергетической безопасности. Второе направление предполагает поиск механизмов реализации концептуальных положений в международной практике. Третье направление предусматривает разработку политических инициатив в энергетической сфере. В совокупности все эти направления представляют собой подход обеспечения энергетической безопасности России, который может лечь в основу модернизации стратегии внешнеполитической деятельности государства в энергетической сфере на ближайшую перспективу. Энергетические интересы России обусловливают необходимость формирования системы обеспечения энергетической безопасности и единой энергетической инфраструктуры в сопредельных регионах Европы и Азии, развития международных энерготранспортных систем и обеспечения недискриминационного транзита энергоносителей. Россия должна постоянно наращивать взаимодействие по вопросам международной энергетической безопасности в таких многосторонних форматах, как СНГ, ЕврАзэс, ШОС, ОДКБ, ЕС, ОПЕК, НАТО, а также в неформальных международных институтах: «Группа восьми», «Группа двадцати», БРИК (Бразилия, Россия, Индия и Китай).

Россия, располагая менее чем 2,5% населения земного шара, имеет почти 30% мировых запасов энергоресурсов. При дальновидном государственном регулировании развития энергетики Россия, опираясь на производственно-технологический и интеллектуально-кадровый потенциал, может стать одной из опор многополюсной глобализации мировой экономики;

особую роль играет газовая промышленность России, являющаяся одним из наиболее эффективно работающих секторов ТЭК России. Россия - крупнейший производитель и экспортер газа в мире. Она располагает крупнейшими запасами газа (47,8 млрд. м3, т.е. почти 27% всех мировых запасов) и при этом, является важнейшим элементом мировой системы энергообеспечения. Основным сегментом рынка сбыта является Западная Европа, на долю которой приходится более 70%.;

В настоящее время система недропользования в России ориентирована на предоставление прав пользования недрами, а не на их эффективное освоение. С одной стороны, условия пользования недрами должны учитывать особенности их освоения и специфику ситуации в нефтегазовом секторе и экономике страны в целом, а с другой -- способствовать формированию горизонтальных связей с остальной экономикой.

Необходим комплекс мер стимулирующего характера по привлечению частных инвестиций в сферу воспроизводства ресурсной базы и освоения недр. По мере ухудшения экономической ситуации и условий освоения недр в большинстве стран институциональный режим недропользования становится более либеральным. В России же доступ к недрам усложняется и все больше бюрократизируется. Упомянем лишь введение в практику понятия «стратегическое месторождение» (в итоге около 70% ресурсной базы добычи нефти оказалось отнесено к данной категории), а также лицензирование доступа к недрам на основе программ. Такие меры создают серьезные барьеры для малых и средних независимых и инновационных компаний и усугубляют действие отмеченных выше негативных факторов.

При определении доли российского участия в реализации того или иного проекта правительственные чиновники ориентируются на происхождение не конкретных технических решений (представленных технологиями и оборудованием), а компании-поставщика. В результате она, как правило, имеет отечественные корни (точнее, регистрацию), а оборудование (особенно его научно-техническая составляющая, определяющая качественные характеристики технологического процесса) поставляется из-за рубежа.

С точки зрения создания системы горизонтальных связей очень важно сформировать эффективный специализированный сервисный сектор. Объем услуг и работ, выполняемых сервисными компаниями, превышает 15 млрд долл. в год. В то же время инновационные компании (имеющие уникальный опыт и технологии) не могут попасть на рынки соответствующих видов работ из-за исторического закрепления последних за сервисными подразделениями крупных вертикально интегрированных компаний (около 60% рынка сервисных работ в нефтяной отрасли страны).

Чтобы укрепить связи ТЭК с остальной экономикой и повысить эффективность освоения и использования природных ресурсов, необходимы целенаправленные усилия по формированию соответствующей системы государственного регулирования. Сделать этот сектор более эффективным за счет действия только рыночных механизмов невозможно, если не устранить имеющиеся многочисленные барьеры и препятствия. Время простых решений -- например, приватизация или (затем) возврат активов в руки компаний с государственным участием, -- прошло. Не следует забывать и о роли ТЭК в модернизации отечественной экономики, и о сложной игре на мировых рынках при активном участии политиков других стран. Российская энергетика должна быть готова и к жесткой конкуренции при замедлении спроса на энергоносители, и к росту спроса в случае мирового экономического подъема без адекватного повышения энергоэффективности. Если основываться на ориентирах Энергетической стратегии России до 2020 г., то удельный расход условного топлива на производство электроэнергии в 2020 г. должен составить порядка 280 г у.т./кВт. ч, соответственно удельный расход условного топлива на производство тепла может составить, примерно, 160 кг у.т./Гкал. При этом в 2005 г. из 397 млрд. м3 природного газа, использованного внутри страны было потреблено на производство электроэнергии и тепла 243 млрд. м3 или 61 %, остальные 39 % были использованы населением и в других видах промышленности. Примерно то же долевое отношение сохранялось последние годы. При сохранении этого соотношения к 2020 г. помимо нужд централизованного производства электроэнергии и тепла, внутреннюю потребность страны в газе можно будет оценить примерно в 160 млрд. м3.

Ориентиры долгосрочного развития энергетики страны определены в ЭС-2020. В «Стратегии» доля стран АСЕАН в экспорте нефти из России, составляющая 3%, в 2020 г. возрастет до 30%, газа с 5% до 25%. В энергетической стратегии России до 2020 г. главным вектором развития является восток.

Главной задачей «Энергетической стратегии до 2020 года» является определение путей достижения качественно нового состояния ТЭК, роста конкурентоспособности его продукции и услуг на мировом рынке на основе использования потенциала и установления приоритетов развития комплекса, формирования мер и механизмов государственной энергетической политики с учётом прогнозируемых результатов её реализации.

Приоритетами Энергетической стратегии являются:

полное и надёжное обеспечение населения и экономики страны энергоресурсами по доступным и вместе с тем стимулирующим энергосбережение ценам, снижение рисков и недопущение развития кризисных ситуаций в энергообеспечении страны;

Снижение удельных затрат на производство и использование энергоресурсов за счёт рационализации их потребления, применения энергосберегающих технологий и оборудования, сокращения потерь при добыче переработке, транспортировке и реализации продукции ТЭК;

Повышение финансовой устойчивости и эффективности использования потенциала энергетического сектора, рост производительности труда для обеспечения социально-экономического развития страны;

Минимизация техногенного воздействия энергетики на окружающую среду на основе применения экономических стимулов, совершенствования структуры производства, внедрения новых технологий добычи, переработки, транспортировки, реализации и потребления продукции.

5.В Энергетической стратегии много внимания уделяется экологической политике в отношении ТЭКа с учетом международных стандартов в этой сфере, в первую очередь заложенных в Киотском протоколе. Одним из принципов Энергетической стратегии является экологическая безопасность. При этом подразумевается, что развитие энергетики не должно сопровождаться увеличением ее негативного воздействия на окружающую среду. Предусмотрен комплекс мер в этой области, которые позволят снизить уровень выбросов в окружающую среду вредных веществ и парниковых газов, последовательно ограничивая нагрузку ТЭКа на окружающую среду и приближая параметры его деятельности к соответствующим европейским экологическим нормам.

Список литературы

1. Указ Президента РФ от 04.06.2008 г. № 889 «О некоторых мерах по повышению энергетической и экологической эффективности российской экономики»

2. Концепция долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2020 г. Утверждена Распоряжением Правительства Российской Федерации от 28.08.2003 г. № 1234-р

3. Богданчиков С. Технологии - наш путь к лидерству // Нефтяное хозяйство. 2009. - №11.

4. Вайгель В.А. Последствия финансового кризиса: очевидные угрозы, скрытые возможности // Нефть, газ и бизнес. - 2009. - №3.

5. Воропай Н.И., Лагерев А.В., Сендеров С.М. и др. Перспективы энергетики России в условиях глобальных вызовов. //Перспективы энергетики, 2006, Т. 10, С. 157-164.

6. Воропай Н.И., Пяткова Н.И., Рабчук В.И., Сендеров С.М. и др. Газа всем не хватит: после 2010 г. лидерство России в мировой торговле голубым топливом может оказаться под вопросом. - //Мировая энергетика, 2006, № 3, С. 38 - 41.

7. Воропай Н.И., Пяткова Н.И., Рабчук В.И., Сендеров С.М. и др. Рост экономики и энергетическая безопасность. //Академия энергетики, 2006, № 6 [14], C. 22-30.

8. Воропай Н.И., Пяткова Н.И., Рабчук В.И., Сендеров С.М. и др. Стратегические угрозы энергетической безопасности России / Энергетика России: проблемы и перспективы: труды Научн. Сессии РАН / Под. ред. В.Е. Фортова, Ю.Г. Леонова. - М.: Наука, 2006, С. 73-82.

9. Воропай Н.И., Пяткова Н.И., Рабчук В.И., Сендеров С.М. и др. Стратегические угрозы энергетической безопасности России / ЭКО (экономика и организация промышленного производства). //Всероссийский экономический журнал, 2006, № 12, С. 42-58.

10. Воропай Н.И., Пяткова Н.И., Рабчук В.И., Сендеров С.М. и др. Энергетическая безопасность России: стратегические угрозы. //Энергетическая политика, 2006, Выпуск 1, С. 45 - 53.

11. Воропай Н.И., Пяткова Н.И., Сендеров С.М. Ахиллесова пята российского ТЭК. //Нефть России, 2006, № 10, С. 7-12.

12. Глухова М.Н., Школлер P.A., Отраслевой срез: энергетика// Российские проявления глобального кризиса глазами бизнеса: статистика, мнения, ожидания. Доклад. - М.: ООО «Полезная полиграфия», 2009. - С.15

13. Григорьев Л.М. и др. Обзор состояния делового климата в Российской Федерации / РСПП, Общественная палата РФ. М, 2007.

14. Кокошин А.А. Международная энергетическая безопасность. - М.: Европа, 2006. - С. 5.

15. Коноплев Р.В. Топливно-энергетический комплекс: вопросы инвестирования // Материалы Российской конференции аспирантов и студентов «Молодые исследователи - регионам». Вологда: Издательство ВГТУ, 2006

16. О сценариях социально-экономического развития Российской Федерации на долгосрочную перспективу: Записка / МЭР. М,, 2008, июль.

17. Пейсахович В.Я., Шувалова Д.Г. Аспекты осуществления энергосбережения на межотраслевом уровне// Энергосбережение - теория и практика: Труды Третьей Всероссийской школы-семинара молодых учёных и специалистов. - М.: Издательский дом МЭИ, 2006 - 350 с.

18. Пяткова Н.И., Рабчук В.И., Сендеров С.М., Еделев А.В. и др. Методические основы выбора направлений корректировки решений по развитию энергетики государства с позиций энергетической безопасности. //Известия РАН. Энергетика, 2006, № 3, С. 21-27.

19. Рабчук В.И., Сендеров С.М. Способы уменьшения последствий от чрезвычайных ситуаций в энергетике при наличии стратегических угроз энергетической безопасности России. //Известия РАН. Энергетика, 2006, № 4, С. 58-63.

20. Россия в цифрах. 2009: Крат. стат. сб. / Росстат - М., 2009. - 510 с.

21. Селецкис Я.Ю. Долгосрочные тенденции нефтегазового комплекса России: его экономические и геополитические перспективы//Современная экономическая теория и реформирование экономики России. Материалы научно-практической конференции, посвященной памяти В.Ф. Станиса (Москва, 25.11.2005), том 2. - М.: Изд-во «Экономика», 2006. - С.257

22. Селецкис Я.Ю. Формирование и развитие нефтегазового комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока//Страны с переходной экономикой в условиях глобализации. Материалы V международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (29-31 марта 2006 г.), том 1. - М.: Изд-во Экон-информ, 2006. - С.369

23. Шатунов А.А. Глобальная энергетическая безопасность: общие интересы и национальное видение / Глобализация: новые и старые риски и вызовы. Материалы декабрьских чтений. 2007 г. Региональная общественная организация Фонд поддержки науки и политики. М.: Интердиалект+, 2008. С.46

24. Школлер P.A. Дилеммы кризисной экономики// Доклад по результатам постоянно действующего финансово-экономического совещания Счетной палаты Российской Федерации «Антикризисные меры государственной поддержки реального сектора экономики» - 19 февраля 2009 г., - М., 2009 - Выпуск 2.-С.92

25. Школлер P.A. Перспективы России на рынке сжиженного природного газа// Научно-практический межотраслевой журнал «Интеграл». - 2008 -№6(44). - с.29

26. Школлер P.A. Различные подходы к анализу энергетической безопасности и ее универсальных характеристик// Вестник Академии экономической безопасности МВД России. - 2009 - №9. - с. 139

27. Школлер P.A. Энергетическая безопасность, энергоэффективность и развитие отраслей ТЭК// Доклад РСПП о взаимодействии бизнеса и власти в 2008 году - М.: ООО «APT Людвиг», 2008. - с.18

28. Шувалова Д.Г. Построение модели взаимодействия отраслей ТЭК.//Проблемы экономики, организации и управления предприятиями, отраслями, комплексами в разных сферах народного хозяйства: Материалы V Междунар. Науч.-практ. Конф., г. Новочеркасск, 31 марта 2006г.:В 3 ч./Юж.-Рос. Гос. Техн. Ун-т.(НПИ). - Новочеркасск: ООО НПО Темп, 2006 -Ч.2 - с.17-18.

29. Сайт ЛУКойл http://www.sznp.lukoil.com/main/default.asp

30. Сайт института энергетической стратегии http://www.energystrategy.ru/

Размещено на Allbest.ru