Газета 'Промышленные ведомости'
Главная Подшивка Подписка Редакция Партнерство Форум
Содержание номера 

ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС РОССИИ: ОСОБЕННОСТИ РАЗВИТИЯ И СЫРЬЕВАЯ БАЗА

В стране и мире

Стоимость годовой продукции горнопромышленного комплекса мира оценивается в 0,8 трлн. долларов, при этом 0,56 трлн. (70%) составляет углеводородное сырье. В России стоимость всех добываемых полезных ископаемых оценивается в 95-105 млрд. долларов, из которых на нефть и газ приходится 85-90 млрд. При этом в стоимостном балансе углеводородное сырье и продукты его переработки составляют 40-45%.

Таблица 1

Показатель-индикатор Износ основных производственных фондов, %
Доля доминирующего топлива - природного газа в структуре потребления топлива, %: Отношение годового прироста промышленных извлекаемых запасов первичных ТЭР к их добыче Суммарная величина резерва располагаемой генераторной мощности, %
Пороговое значение предкризисное кризисное 50 60 1,3 10 60 65-70 1 6 Значение в 1998 г. Электроэнергетика - 48 Газ. промышленность - 40 Нефтедобыча - 55 Нефтепереработка - 65-80 Россия в целом - 32% Европейская часть: Сев.-Зап. р-н - 52 Волго-Вятский р-н - 63 Центральный р-н - 68 Сев.-Кавказский р-н - 67 Каменный уголь - 1,03 Природный газ - 0,4 Нефть - 0,6 22

Таблица 2

Энергоносители Среднегодовые темпы прироста, %, за периоды (годы) 1971 - 1991 - 2000 - 1991 1990 1999 2010 2010 (прогноз) Доля, %, в общем потреблении по годам 1971 1991 2000 2010 (прогноз) Потребление первичных энергоносителей в мире Уголь 2,1 1,6 2,5 2,1 30,9 29,0 28,7 29,1 Нефть 1,4 1,6 2,0 1,8 47,9 39,2 38,6 37,2 Газ 3,3 1,8 3,0 2,4 18,4 22,0 22,1 23,5 Ядерное топливо 15,8 1,5 1,1 1,3 0,6 7,0 6,9 6,1 Гидроэнергия 3,1 3,2 2,8 3,0 2,1 2,4 2,7 2,9 Прочие 10,6 11,3 5,7 8,3 0,1 0,4 0,9 1,2 Всего 2,4 1,7 2,4 2,1 100,0 100,0 100,0 100,0

Потребление для производства электроэнергии в мире

Уголь 4,0 2,9 3,1 3,0 40,8 39,1 40,7 40,4 Нефть 1,1 0,5 0,7 0,1 20,7 11,4 8,7 6,9 Газ 4,1 3,2 6,7 5,0 13,5 13,3 14,2 19,8 Ядерное топливо 15,9 1,6 1,1 1,3 2,1 17,5 16,2 13,2 Гидроэнергия 3,1 3,1 2,8 2,9 22,8 18,4 19,5 18,8 Прочие 11,0 12,0 5,6 8,6 0,1 0,3 0,7 0,9 Всего 4,2 2,5 3,2 2,8 100,0 100,0 100,0 100,0 Источник: World Energy Outlook

Таблица 3

Прогнозные ресурсы Разведанные запасы Объем Доля мировых ресурсов,%
Доля извлечения % Объем Доля мировых ресурсов,% Доля запасов страны, % Добыча %
Нефть и конденсат, млрд. т - 12-13 17 6.7 4.6 3.6 31.6 Природный газ, трлн. м3 236 42.3 5 46.9 32.0 20.4 49.8 Уголь, млрд. т 528 23 8 157.0 15.9 40.4 10.7 Уран, млн. т 976 14 134.3 8 35.6 2.5

В общемировом торговом балансе углеводородов доля российского экспорта колеблется около 8% по нефти и 36% по газу. Поддержание таких высоких показателей возможно и впредь в связи с низким уровнем внутреннего потребления.

Анализ показывает, что около 40% фондов промышленных предприятий и 13% балансовой стоимости основных фондов экономики России сосредоточено именно в сфере недропользования. Добывающими и геологоразведочными отраслями обеспечивается не менее 25% ВВП и около 50% объема экспорта страны. Эти данные убедительно показывают, что экономическое благополучие страны в значительной степени зависит от состояния и эффективности использования национальной минерально-сырьевой базы.

Специалисты полагают, что с началом более или менее значимого роста промышленного производства в России возникнет острый дефицит энергоносителей. Ведь в период кризиса 1991-1998 гг. произошел резкий спад добычи основных видов топлива: нефти - на 34%, газа - на 9,5%, угля - почти вдвое.

Развитые страны, имея всего 16% населения земного шара, потребляют более половины добываемого во всем мире сырья. В России же нынешнее удельное потребление нефти на одного человека соответствует уровню душевого потребления в США в 20-х годах, составлявшему тогда 0,9 т/год. Сейчас на американца приходится 3 т/год, в Канаде, Норвегии, Финляндии, Швеции на человека

1,9-2,6, в странах Евросоюза - 1,6, Японии - 2,2 т/год. В России в сфере производства и потребления энергоресурсов в последние годы нарастают кризисные явления, обусловленные усилением дестабилизирующих факторов, о чем говорят данные в табл. 1.

При этом следует иметь в виду, что с 1991 по 1999 г. капитальные вложения (в сопоставимых ценах) в ТЭК сократились более чем втрое, с 1994 г. прирост запасов нефти и газа не компенсирует их добычу, за годы реформ энергоемкость ВВП России возросла в 1,5 раза. Кроме того, весьма высок износ основных фондов: в угольной промышленности - 56%, газовой - 35%, нефтедобыче - 51%, нефтепереработке - около 80%, электроэнергетике - 48%. Износ существующей сети продуктопроводов составляет 63%. В энергетике около 40% электростанций находится в работе более 25 лет.

В целом производство первичных энергоресурсов в России составило в 1998 г. только 73,7% от уровня 1990 г., а потребление - 70%, и это при уменьшении валового внутреннего продукта страны до 60%. Меньшие темпы снижения спроса на топливо и энергию по сравнению с динамикой спада производства обусловлены некоторым ростом энергопотребления в коммунально-бытовой сфере и сельском хозяйстве, а также увеличением удельного энергопотребления в промышленности из-за недогрузки производственных мощностей. Все это подняло и без того высокую энергоемкость внутреннего валового продукта в 1998 г. по сравнению с 1990 г. на 16%.

Специалисты предупреждают, что при сохранении существующих тенденций положение будет ухудшаться: производство первичных ресурсов в 2005 г. в сравнении с 2000 г. составит 80%, на 30% снизится внутреннее потребление топлива и энергии, на 18% - добыча нефти, на 11% - производство электроэнергии. Между тем, мировые тенденции потребления и производства первичных энергоносителей несколько иные (см. табл. 2).

ТЭК - ближайшая и дальняя перспективы

В соответствии с прогнозом развития топливно-энергетического комплекса на 2000 г. и на период до 2002 г., разработанным Минтоп-энерго России, выделяются максимальный и минимальный сценарии. Они реализуют по сути одну и ту же стратегию развития ТЭК, но различаются сроками, масштабами и, в некоторых случаях, очередностью освоения отдельных топливно-энергетических баз в увязке с динамикой макроэкономических показателей России. Производство первичных энергоресурсов в 2002 г. должна составить 1441-1387 млн. т. у. т., что выше уровня 1998 г. на 5-1,1%, при этом производство электроэнергии прогнозируется на уровне 911-900 млрд. кВт.ч (10-11%), добыча газа - 612-590 млрд. куб. м (+3,5 или -0,2%), угля - 252-237 млн. т (+8,5 или 2,2%). Добыча нефти, включая газовый конденсат, прогнозируется на уровне 313-300 млн. т (3,3 или 1%). Производство основных видов котельно-печного топлива (уголь, природный газ и топочный мазут) в 2002 г. прогнозируется в объеме 885,2-853,3 млн. т. у. т., что составляет к 1998 году соответственно 105,3 и 101,5%.

Инвестиции по ТЭК на период 2000-2002 гг. за счет всех источников финансирования прогнозируются в объеме 684,5 млрд. руб. Господдержка угольной промышленности будет выделяться в основном на конкурсной и возвратной основе. В 2002 г. она намечена в размере 20% объемов 1998 г.

Прогнозы потребности в топливе и энергии, тем более на дальнюю перспективу, тесным образом связаны со сценариями развития экономики страны. Благоприятный сценарий предполагает в 2005-2010 гг. темпы экономического роста 4,6-4,8% в год и в последующем (до 2020 г.) - 5,2-5,5%, что приведет к росту ВВП более чем в 2,5 раза по сравнению с 1995 г.

Общая потребность России в первичных энергоресурсах будет расти медленно и лишь к 2010 г. достигнет уровня 1995 г., а затем, к 2020 г., повысится только на 5%. Одновременно будет быстро снижаться удельная энергоемкость ВВП. Но при этом следует иметь в виду, что в перспективе ожидаются противоречивые тенденции в распределении энергопотребления по территории страны. Ожидается продолжение увеличения доли восточных районов в общем энергопотреблении вплоть до 2010 г. и затем постепенное снижение к 2020 г. на 29,6%. Доля же европейской части страны увеличится к 2020 г. до 52,6%.

Предполагается, что при добыче газа в 600 млрд. кубометров в 2010 г. будет вовлечено в разработку почти 52 трлн. кубометров запасов при цене газа 54-60 долл./тыс. м3 (от 18 до 30 долл./тыс. м3 на месте добычи). Уже при этом будут задействованы месторождения п-ва Ямал, а увеличение добычи в 2020 г. до 750 млрд. м3 и тем более до 850 млрд. м3 потребует вовлечения 57 и 60-61 трлн. м3 ресурсов (в последнем случае включая запасы шельфа п-ва Ямал и на п-ве Гыдан) с ростом цен газа соответственно до 60-70 долл./тыс. м3 и 67-92 долл./тыс. м3.

Добычу газа в объеме 750 млрд. м3 не смогут обеспечить существующие разведанные запасы (46,9 трлн. м3), поскольку даже к 2020 г. из них невыгодно будет вовлекать в разработку примерно 9 трлн. м3. Поэтому, чтобы обеспечить намеченные уровни добычи, потребуется каждые пять лет наращивать по 3 трлн. м3 запасов, обеспечивающих отпускную цену газа не выше 70 долл./тыс. м3.

Исследования показывают, что при низких мировых ценах экономически оправданные уровни добычи нефти в России опустятся до 290 млн. т в 2010 г. и 270 млн. т в 2020 г., а высокие мировые цены поднимут эффективную добычу соответственно вплоть до 335 и 350 млн. т. Однако разведанные запасы нефти не обеспечат даже указанных объемов ее добычи, а достижение годовой добычи в 330-350 млн. т потребует ежегодного прироста в 0,5 млрд. т разведанных запасов, обеспечивающих отпускную цену нефти не выше 90-100 долл./т.

Значительная доля транспортной составляющей в цене угля и ее зависимость от качества угля вынуждают оценивать экономические характеристики его ресурсов не только в среднем по стране, но и для отдельных бассейнов. По результатам моделирования энергетических рынков, пределы востребованных объемов добычи угля по стране составят от 300 до 360 млн. т в 2010 г. и от 340 до 400 млн. т в 2020 г., что обеспечено разведанными запасами.

По некоторым оценкам, в отличие от быстро дорожающих газа и нефти, цены угля к 2020 г. будут на 10-15% ниже, чем в 2010 г. из-за вовлечения в добычу более эффективных запасов, улучшения хозяйственной деятельности отрасли и, главное, научно-технического прогресса в добыче, переработке и транспортировке угля.

Минерально-сырьевая база ТЭКа

Аналитические данные показывают, что обеспеченность добычи разведанными запасами топлива к 1999 г. составляла по нефти - 22 года, по газу - 81 год, по углю - сотни лет. При этом следует особо отметить наличие диспропорции между долями различных видов топлива в суммарных разведанных запасах и используемом в производстве электроэнергии (см. табл. 2): на нефть и газ приходится менее четверти мировых запасов всего топлива, но они используются для производства 80 % электроэнергии, а уголь и природный уран при 76% дают лишь 13% электроэнергии.

В табл. 3 приведены данные ресурсов и запасов органического топлива в России на 1.01.1999. Принято считать, что ресурсы определенного вида топлива в стране хорошо освоены, если доля извлеченного топлива в прогнозных ресурсах составляет около 25%. К этому рубежу у нас приближается добыча нефти, а по газу и углю ресурсные ограничения обусловлены не столько размерами запасов, сколько стоимостью их освоения.

Нефть. В настоящее время сырьевая база нефтяной промышленности России является одной из крупнейших в мире. По количеству разведанных и предварительно оцененных запасов нефти и конденсата наша страна уступает только Саудовской Аравии. Основное количество разведанных запасов сконцентрировано в Западной Сибири (соответственно 72 и 63%) и Урало-Поволжье (16 и 26%). Значительные запасы нефти выявлены также в республике Коми и Архангельской области, сравнительно небольшие - на Северном Кавказе, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Структура разведанных запасов в целом является благоприятной для освоения. Около 70% относится к крупным и уникальным месторождениям. В разработку вовлечено 76% разведанных запасов. Вместе с тем, средняя выработанность эксплуатируемых месторождений составляет 43%, и на значительной их части добыча неуклонно падает. Наиболее выработаны месторождения Чечни, Краснодарского края, Дагестана, Башкортостана, Самарской и Волгоградской областей.

Основной причиной снижения добычи нефти и уменьшения ее экспорта из России является охвативший страну экономический кризис. Он породил уменьшение внутренней потребности в нефти и нефтепродуктах. Недостаточное финансирование отрасли сдерживает внедрение новых технологий добычи, предопределяет слабое развитие инфраструктуры и значительное ухудшение использования эксплуатационного фонда, а недостаточное финансирование геологоразведочных работ и ухудшение их технического снабжения не обеспечивает воспроизводства разведанных запасов.

Сокращение масштабов геологоразведочных работ привело не только к свертыванию или замедлению геологического изучения новых территорий, но и к сокращению количества локальных поисковых объектов и, соответственно, количества и масштабов открываемых месторождений. Так, если в 1988-1990 гг. в России было открыто 315 нефтяных и газовых месторождений, то в течение 1994-1996 гг. только - 115, причем в большинстве случаев это месторождения-спутники, имеющие небольшие или средние запасы. Средние запасы месторождений уменьшились с 53,5 млн. т в 1961-1965 гг. до 9,3 млн. т в 1986-1990 гг., а в последние 10 лет сократились еще больше. Прирост разведанных запасов с 1991 по 1995 г. уменьшился в 6 раз. Но если в 1991 г. он превышал добычу в 2 раза, в 1992 г.- в 1,4, в 1993 г.- в 1,3 раза, то в 1994 г. прирост был меньше добычи в 1,4, а в 1995 г.- почти в 2 раза.

Основными районами разведки и добычи нефти остаются Западная Сибирь, Урало-Поволжье, европейский Север (соответственно, 68%, 27% и 4% текущей добычи нефти). На их долю в 2020 г. придется 61%, 16% и 8% прогнозной добычи соответственно.

Наиболее перспективными для поисков и разведки новых месторождений являются нефтегазовые провинции Тимано-Печорского региона, Восточной Сибири и Дальнего Востока. Добыча по Тимано-Печорской провинции к 2015 г. может возрасти до 30...35 млн. тонн и достичь 10% всей добычи нефти в стране.

В пределах Восточной Сибири и Дальнего Востока формируются три крупных центра нефтедобычи: шельф о-ва Сахалин, Нижнее Приангарье в Эвенкийском АО Красноярского края с центром нефтедобычи на Юрубчено-Тохомском месторождении и Республика Саха с центром добычи на месторождениях Талаканское и Верхнереченское. Уровень добычи нефти по Восточной Сибири и Дальнему Востоку, включая шельф о-ва Сахалин, может превысить к 2015 г. 50 млн. тонн и достичь 13% добычи нефти в стране.

Все большее значение приобретает проблема реанимации истощенных нефтяных месторождений со значительными остаточными запасами, в том числе в преждевременно обводненных залежах. Она актуальна прежде всего в старых районах нефтедобычи, в частности в Урало-Поволжье, на Северном Кавказе и др. Многие месторождения находятся в стадии падающей добычи, но перспективы этих регионов еще далеко не исчерпаны. Следует обратить внимание также на освоение месторождений с трудноизвлекаемыми запасами и на использование нетрадиционных источников углеводородов - высоковязких нефтей и битумов. Наконец, один из существенных резервов сырьевой базы жидких углеводородов - это газовый конденсат, по использованию запасов которого Россия существенно отстает от других государств.

В недрах России содержатся огромные еще не открытые и не разведанные ресурсы углеводородного сырья. Разведанность потенциальных ресурсов нефти составляет около 34%, конденсата - 16%, что позволяет прогнозировать новые крупные открытия. Специалисты подсчитали, что, при восстановлении объемов геологоразведочных работ до уровня 1988-1990 гг., можно рассчитывать на получение ежегодных приростов запасов нефти и конденсата до 1 млрд. т, природного газа - до 1,5 трлн. м3. Предполагается, что 70-75% этих объемов придется на Западную Сибирь, 10-12 - европейскую часть России и 15-18% - Восточную Сибирь, Дальний Восток и на шельфы морей.

Особо следует указать на необходимость усиления работ по выявлению и освоению месторождений на морских шельфах. В границах арктического и охотского шельфов выделяется ряд перспективных нефтегазоносных провинций, в пределах которых уже открыт ряд уникальных и крупных месторождений (Штокманское, Ленинградское, Русановское, Приразломное и др.). Перспективной является также акватория северной и северо-восточной частей Каспийского моря, куда простираются нефтегазоносные структуры Прикаспийской впадины.

Газ. В настоящее время Россия располагает наибольшими в мире прогнозными ресурсами и разведанными запасами газа и является крупнейшим его добытчиком. В 1999 г. добыча газа в России составила около 590 млрд. м3, из них 86% добыто в Западной Сибири. Потенциальные ресурсы оцениваются в 216 трлн. м3, в том числе ресурсы категорий С3+ D в 167,6 трлн. м3. Разведанные запасы свободного газа составляют 47,5 трлн. м3 (34% от мировых), из них 45,1 трлн. м3 (92,2%) связаны с месторождениями, расположенными на суше, и 3,8 трлн. м3 (7,8%) - на шельфах морей.

Сырьевая база газовой промышленности России характеризуется исключительно высокой концентрацией разведанных запасов в основных газоносных районах в сравнительно небольшом количестве крупнейших и уникальных месторождений. Почти 78% разведанных запасов сосредоточено в Западной Сибири и около 74% из них - в 23 уникальных месторождениях, каждое из которых содержит свыше 500 млрд. м3 газа. Среди них Уренгойское с запасами (остаточными) 7,2 трлн. м3, Ямбургское - 4,1 трлн. м3, Бованенковское - 4,4 трлн. м3 и пять других месторождений с запасами более 1 трлн. м3 в каждом.

В разрабатываемых месторождениях сосредоточено 44,1%, в подготовленных к освоению - 33%, в разведываемых - свыше 22% разведанных запасов.

Прогноз развития сырьевой базы газовой промышленности строится на оценке нефтегазоносности Западной и Восточной Сибири, Дальнего Востока, Прикаспия и шельфа. Перспективные и прогнозные ресурсы газа (167,6 трлн. м3) в основном сосредоточены в малоизученных районах Восточной и Западной Сибири и глубокопогруженных отложениях Прикаспия. В 80-е и последующие годы получены выдающиеся результаты по геологическому изучению шельфов морей, особенно в акваториях Баренцева и Карского морей. Освоение этих ресурсов потребует значительных капитальных затрат.

Следует учитывать, что степень выработанности разведанных запасов в целом по России составляет 15,5%, но в европейской части страны она достигает 70%, а в ряде перспективных районов, в частности в Восточной Сибири, всего лишь 1%. При этом три базовых месторождения Западной Сибири во многом выработаны: Медвежье - на 78%, Уренгойское (сеноман) - на 67%, Ямбургское (сеноман) - на 46%. При рассмотрении сырьевой базы на перспективу следует учитывать, что на месторождениях, вступивших в период падающей добычи, в 2000 г. будет получено около 70% газа в целом по России, а к 2020 г. добыча не превысит 83 млрд. м3,

т. е. 11% от добычи страны. В Западной Сибири расширение сырьевой базы РАО <Газпром> в основном будет связано с поисками новых газовых объектов вблизи эксплуатируемых крупных месторождений, доразведкой глубоких горизонтов неокома и юры, разведкой перспективных структур. В целом по Западной Сибири в перспективе до 2030 г. будет существенно меняться структура запасов и добычи газа по компонентному составу. Так, доля этансодержащих газов в суммарной добыче составит до 2010 г. 11,5%, а в 2011-2015 гг.- 16%. В объеме разведанных запасов доля ютансодержащих газов составляет 28%, к началу 2031 г. она увеличится до 47%. При этом в структуре прироста запасов за 1998-2030 гг. метановые газы составят 43%, этансодержащие газы - 57%.

Несмотря на проявление кризисных процессов, Россия по-прежнему обладает крупнейшим в мире потенциалом для развития газовой промышленности. Степень разведанности прогнозных ресурсов в целом по стране составляет 24,5%, в Западной Сибири - 46%, в Уральском регионе - 58%, но в ряде перспективных районов значительно меньше: на Дальнем Востоке - 10%, в Восточной Сибири - 3%, на шельфах морей - 5%. В то же время оставшиеся прогнозные ресурсы размещены в труднодоступных районах и более сложных геологических условиях и, следовательно, менее эффективны для разведки и промышленного освоения.

Экономические показатели освоения ресурсов газа представляются оптимистичными. В целом по России половина его запасов может рентабельно осваиваться при существующих экономических условиях, из них 58% - на суше и 40% - на морских акваториях. Рентабельные ресурсы газа нераспределенного фонда недр оцениваются в 69 трлн. м3. Основная их часть связывается с Западной (29%) и Восточной (23%) Сибирью. Все рентабельные ресурсы газа акваторий относятся к нераспределенному фонду недр.

Освоение основной массы ресурсов других регионов и акваторий требует существенного повышения цен на нефть и газ. При этом темпы роста цен в большинстве регионов (за исключением Западной Сибири) несоизмеримы с повышением доли рентабельных ресурсов, поскольку со временем вовлекаются в освоение, как правило, ресурсы худшего качества. Например, при повышении цены нефти со 115 до 150 долл./т, т. е. на 40%, доля рентабельных ресурсов в Тимано-Печорской провинции, в Урало-Поволжье и Восточной Сибири повышается только на 8-9%. При росте цен до 200 долл./т прирост доли рентабельных ресурсов сохраняется примерно на таком же уровне. В ряде районов значительный процент нерентабельных ресурсов остается даже при повышении цены до 300 долл./т.

Реализация нефтегазового потенциала страны требует огромных капитальных вложений не только на поиски и оценку месторождений в новых отдаленных, труднодоступных районах, но и на их промышленное обустройство и создание специализированной инфраструктуры. Решение этой проблемы невозможно без усиления государственной поддержки нефтегазового комплекса и улучшения государственного регулирования недропользования, которое в последние годы существенно ослабло.

Уголь. Российская Федерация обладает значительными разведанными (201,1 млрд. т) и прогнозными (4450,7 млрд. т) ресурсами углей разнообразного состава и качества, составляющими соответственно 12 и 30% от общего их количества в мире. Из разведанных запасов 29 млрд. т (14%) находятся на действующих и строящихся угледобывающих предприятиях, 76,6 млрд. т (38%) - на резервных, подготовленных для нового строительства и реконструкции с целью продления срока их службы, остальные приходятся на разведываемые, перспективные для разведки и прочие месторождения и участки. Разведанные запасы коксующихся углей составляют 40,4 млрд. т (20% от общего количества разведанных), в том числе особо ценных марок - 19,2 млрд. т (10%). Запасы и ресурсы угля выявлены и в районах, где нет значительных месторождений нефти и газа - на юге Сибири, в Забайкалье, Приамурье, Приморье, на Северо-Востоке. Разведанные запасы углей для разработки наиболее эффективным открытым способом составляют 118,9 млрд. т (59%).

Имеются крупные ресурсы углей для нетрадиционного использования - производства искусственного жидкого горючего, извлечения из углей и угленосных отложений газа метана, производства электродных и футеровочных материалов, углеводородных адсорбентов, гуминовых препаратов и других ценных продуктов.

Таким образом, имеющиеся разведанные запасы углей являются надежным потенциалом развития угольной промышленности, удовлетворения (наряду с использованием других энергоносителей) энергетических нужд страны, в том числе электроэнергетики, а также потребностей металлургии и других отраслей промышленности.

Как утверждают угольщики, пик закрытия особо убыточных шахт пройден, причем без крупных потрясений. Финансирование работ по ликвидации шахт и выполнению мероприятий по социальной защите высвобождаемых работников осуществляется в соответствии с утвержденными ТЭО и сметами затрат на выполняемые виды работ.

Практически закончено акционирование предприятий угольной промышленности. Сформирована рыночная инфраструктура, созданы инвестиционные, консалтинговые, страховые компании, разработана соответствующая нормативная база.

Удельный вес добычи угля наиболее эффективным открытым способом вырос до 62%. Улучшается качество добываемых и отгружаемых углей за счет совершенствования структуры и технологии отработки пластов. Идет концентрация производства, растут нагрузки на очистные забои.

В настоящее время производственные мощности угледобывающих предприятий составляют 330,7 млн. т, в том числе в Кузбассе - 118,4 млн. т. Освоение этих мощностей не превышает по России 70%, по Кузбассу в частности - 75%. При этом добыча угля в России, как утверждают специалисты, сокращалась не столько из-за закрытия особо убыточных и опасных шахт, сколько по причине низкого платежеспособного спроса на внутреннем рынке.

В 1999 году, впервые за истекшие 10 лет, в России достигнут прирост добычи угля - более чем на 17 млн. т. Добыто 249 млн. т, из них почти 60% в Кузбассе и на предприятиях КАТЭКа. В этих регионах действуют самые мощные разрезы, оснащенные высокопроизводительной отечественной и зарубежной горно-транспортной техникой, работающие по современным технологическим схемам. Обогащением охвачено 100% коксующихся углей и около 40% - энергетических.

Следует признать, что основные проблемы угольной отрасли порождены определенной недооценкой ее роли в народно-хозяйственном комплексе страны. К тому же, с началом новых экономических реформ ни разу не разрабатывался топливно-энергетический баланс страны на перспективу.

Мы привыкли обращаться к международному опыту, а он свидетельствует о следующем. Доля использования угля в мировом производстве электроэнергии составляет более 44%, у нас немногим больше 20%, а в Польше - 96, КНР - 71, Великобритании - 63, США - 56, Германии - 58%. По прогнозу Международного энергетического агентства, в 2005 г. мировое потребление энергоресурсов в сравнении с 1990 г. возрастет в 1,4 раза (с 12,5 до 17,3 млрд. т. у. т.), а угля - в 1,5 раза (с 3,3 до 5 млрд. т. у. т.).

Проектом <Энергетической стратегии России> предусматриваются следующие уровни добычи угля в стране: 2000 г.- 250-290 млн. т, 2010 г.- 300-340 млн. т. При этом следует иметь в виду, что намечаемый на 2010 г. объем добычи составит лишь 70-80% к уровню добычи 1988 г. и 76-86% - к 1990 г. Указанная тенденция столь вялого роста добычи не соответствует тенденции намечаемого ее увеличения в основных угледобывающих странах. Считается, что удовлетворение потребности экономики страны в угольном топливе будет связано с развитием его добычи в бассейнах федерального значения - Кузнецком и Канско-Ачинском. Межрегиональное значение будут иметь месторождения Восточной Сибири, Печорского, Донецкого и Южно-Якутского бассейнов.

Основным направлением совершенствования технологической структуры угольного производства является увеличение доли открытого способа добычи с доведением его до 80-85% к 2020 г. При этом учитывается ввод и выбытие производственных мощностей только на крупных предприятиях с единичной мощностью свыше 1,5 млн. т, которые будут обеспечивать около 80% общей добычи угля.

В период 2000-2020 гг., после выбытия более 40 млн. т производственных мощностей из-за отработки запасов угля и ликвидации убыточных предприятий, потребуется ввести более 160 млн. т новых мощностей, из них в Кузнецком бассейне - 70 млн. т, Канско-Ачинском бассейне - 60 млн. т. Программой ввода мощностей предусмотрено строительство 10 шахт и 16 разрезов.

Вывоз угля из добывающих регионов к 2010 г. возрастет до 36%, а к 2020 г. может достичь 50%. Его потребление возрастет до 100 млн. т в 2010 г. и может достичь 200 млн. т в 2020 г. Среди регионов заметный рост потребления угля будет наблюдаться на Урале, где доля его от общего объема может увеличиться до 19% в 2010 г. и 24% в 2020 г. В Кузбассе доля угля, как предполагается, в общем объеме потребления будет снижаться до 21% к 2010 г. и дойдет до 13% в 2020 г. Предполагается, что зона межрегионального рынка высококачественных кузнецких углей будет расширяться. В этой связи роль государственного регулирования тарифов на железнодорожные перевозки угля приобретет особо важное значение.

Анализ минерально-сырьевой базы, выполненный по поручению Правительства РФ, показал, что из имевшихся в России по состоянию на 01.01.96 г. балансовых запасов угля в объеме 201,1 млрд. т благоприятными для разработки являются:

  • на действующих и строящихся предприятиях - 19,8 млрд. т (68% запасов этой категории);
  • на объектах, подготовленных для строительства новых угледобывающих предприятий (резерв <а>) - 59,6 млрд. т (86% запасов этой категории);
  • разведанные запасы, предназначенные для реконструкции и продления деятельности действующих предприятий (резерв <б>) - 4 млрд. т (63,8%);
  • на разведываемых, перспективных для разведки и прочих участках - 57%.

Уран. Россия унаследовала 80% промышленного и 90% научно-технического потенциала атомной энергетики бывшего СССР. На еетерритории действуют 9 АЭС общей мощностью 21,3 млн. кВт. Еще 14 АЭС общей мощностью 18,5 млн. кВт и 3000 Гкал/час находятся в стадии проектирования, строительства или временно законсервированы.

Одним из основных вопросов развития атомной энергетики России является обеспечение безопасности ядерных реакторов - замена устаревших реакторами нового поколения и создание еще более совершенных реакторов, в связи с чем разработанной Концепцией развития атомной энергетики намечается три этапа:

  • до 2000 г.- период модернизации действующих энергоблоков с повышением их безопасности, постепенный вывод из эксплуатации графитовых реакторов, разработка и начало строительства энергоблоков нового поколения;
  • 2000-2010 гг.- ввод новых энергомощностей на базе реакторов нового поколения; после 2010 г.- развитие крупномасштабной атомной энергетики на базе реакторов повышенной безопасности с доведением суммарной мощности АЭС до 30-40 млн. кВт.

Известно, что в Советском Союзе была подготовлена самая крупная в мире сырьевая база атомной энергетики. Однако после его распада большая часть разведанных запасов оказалась за пределами России. По данным МАГАТЭ, разведанные запасы урана категорий АБС1С2 стоимостью до 80 долл./кг в странах СНГ составляли 984,8 тыс. т, из них в России - 181,5 тыс. т (18,4%), в Казахстане - 635,12 тыс. т (64,5%), в Узбекистане - 105,6 тыс. т (10,7%) и на Украине - 62,6 тыс. т (6,4%). По оценке МАГАТЭ, Россия имела на складах 200-250 тыс. т урана, 150-200 тыс. т из них могли быть интенсивно использованы как для удовлетворения внутренних потребностей, так и для экспортных поставок.

Согласно прогнозу, потребность в уране, определяемая с учетом намечаемого роста мощностей российской атомной энергетики, к 2010 г. возрастет до 10 тыс. т/год, а к 2030 г. достигнет 20 тыс. т/год. Практически весь уран производится Приаргунским химическим комбинатом за счет разработки месторождений Стрельцовского рудного района.

В настоящее время потребности АЭС России в уране, не считая поставок его на экспорт, снизились до 3,5-4 тыс. т/год, однако и они не обеспечиваются производством на Приаргунском комбинате, а дефицит потребления поставок на экспорт покрывается за счет расходования складских запасов.

Как считают специалисты, положение с обеспечением потребности в уране обострится уже к 2005 г., когда основная часть складских запасов будет реализована, а существенное увеличение его производства вряд ли станет возможным, так как лучшая часть запасов к этому времени уже будет освоена. Таким образом, Россия может превратиться в крупного импортера урана, причем в условиях растущих на него цен. В первую очередь подорожает уран месторождений в Зауральском, Западно-Сибирском и Витимском районах, пригодных для эффективной разработки методом подземного выщелачивания. На крупных месторождениях Алданского района можно развить значительную добычу, однако высокая себестоимость освоения место-

рождений не позволяет рассчитывать на получение продукции ранее 2010-2015 гг. В перспективе в качестве объектов добычи могут рассматриваться также комплексные месторождения Онежского рудного района, содержащие, кроме урана, ряд других ценных компонентов (ванадий, платиноиды, золото и др.).

Итак...

1. Около 40% фондов промышленных предприятий и 13% плановой стоимости основных фондов экономики России сосредоточено в сфере недропользования. Добывающими и геологоразведочными предприятиями обеспечивается не менее 25% ВВП и 50% экспорта страны.

2. За период с 1991 по 1999 гг. капитальные вложения в ТЭК сократились в три раза, с 1994 г. прирост запасов нефти и газа не компенсирует их добычу, за годы реформ энергоемкость России возросла в 1,5 раза, наблюдается высокий износ основных фондов во всех отраслях ТЭК.

3. Структура топливно-энергетического баланса России резко отличается от мировых тенденций, что не может не сказаться на будущей перспективе. При этом следует учитывать, что общая потребность России в первичных энергоресурсах будет расти медленно и только к 2010 г. достигнет уровня 1995 г., а затем к 2020 г. повысится на 5%. При этом прогнозируется снижение удельной энергоемкости ВВП в период 2005-2020 гг.

4. Особую роль в перспективном развитии ТЭК играет прогноз минерально-сырьевой базы, развитие геологоразведочных работ и прогноз на важнейшие виды энергетического сырья.

5. Не следует забывать о переходе основных месторождений газа в режим падающей добычи и принимать необходимые меры по поиску новых месторождений. Большие разведанные запасы природного газа (35% от мировых), сконцентрированные в основном в крупных и уникальных месторождениях, позволяют совершенно обоснованно предусматривать преимущественное развитие газовой промышленности с доведением добычи газа к 2010 г. до 740-860 млрд. м3. Тем самым Россия не только укрепит свои позиции крупнейшего в мире производителя и экспортера газа, но и может значительно расширить его использование для производства многих ценных продуктов.

6. Положение в нефтедобывающей промышленности является более сложным. Более 70% запасов нефтяных компаний находится на грани рентабельности. Если десять лет назад доля вовлеченных в разработку запасов с дебитом скважин 25 т/сутки составляла 55%, то сейчас такую долю составляют запасы с дебитами скважин до 10 т/сутки. При этом следует иметь в виду, что запасы нефти высокопродуктивных месторождений, дающих около 60% добычи, выработаны более чем на 50%. Доля запасов с выработанностью свыше 80% превышает 25%, а доля с обводненностью более 70% составляет свыше трети разрабатываемых запасов. Продолжает ухудшаться структура трудноизвлекаемых запасов, которые достигли 55-60% и продолжают расти.

Созданная сырьевая база позволяет преодолеть произошедший спад, а в последующем увеличить добычу. Однако для этого необходимо осуществить меры по поддержанию добычи на разрабатываемых месторождениях, прежде всего Среднего Приобья и Урало-Поволжья и вводу новых месторождений, а также по реанимации истощенных месторождений, особенно в старых районах, где сосредоточены большие мощности нефтедобывающей промышленности и имеется развитая инфраструктура.

7. Уголь, как в целом по миру, так и в нашей стране, является наиболее масштабным энергоносителем: его ресурсы и запасы широко распространены, а количество многократно превышает ресурсы и запасы других энергоносителей. Если разведанных запасов нефти в мире достаточно на 40-50 лет, то разведанных запасов угля хватит не менее чем на 200-250 лет. Еще более грандиозны его прогнозные ресурсы. По прогнозам авторитетных международных организаций, предполагается увеличение мирового потребления угля к 2005 г. до 5 млрд. т. у. т., или в 1,5 раза, а к 2020 г.- до 4,6-6,9 млрд. т. у. т. Это мировые тенденции, и их следует учитывать.

В России освоение угольных сырьевых ресурсов осуществляется темпами, не соответствующими их потенциалу. Развитие добычи и рост потребления угля должны происходить в рациональном сочетании с другими энергоносителями, с учетом ресурсов каждого из них, распределения их по территории страны, стоимостных затрат на добычу и транспортировку к потребителю и т. д. Очевидно, что вклад угольной промышленности в повышение энерговооруженности страны должен быть более масштабным, чем в настоящее время.

8. На предстоящие десятилетия прогнозируется дальнейшее развитие атомной энергетики, охватывающей все более широкий круг стран. Уже в первом десятилетии XXI века спрос на уран значительно повысится, а цены на него возрастут. С учетом сложившейся и перспективной конъюнктуры в атомной энергетике и на рынке уранового сырья должны быть проведены работы по выявлению и освоению конкурентоспособных месторождений либо с богатыми контрастными рудами либо пригодных для разработки высокорентабельными методами, в частности подземным выщелачиванием.

9. Сегодняшние проблемы нефтегазового комплекса носят в основном финансово-экономический характер. Это финансовая дестабилизация в отрасли из-за обвального роста неплатежей, дефицит инвестиций в условиях высокой изношенности основных фондов и, главное, ухудшение воспроизводства сырьевой базы. Кроме того, естественно, влияют несбалансированное ценообразование продукции и налоговая политика, не нацеленная на достижение максимального инвестиционного эффекта.

10. При любом раскладе, объективно рассматривая ход событий, можно констатировать, что большого скачка в добыче нефти и газа в обозримой перспективе не ожидается. Следует, видимо, согласиться, что <газовая пауза>, отведенная на стабилизацию и плавное развитие угледобывающей отрасли с желаемым экономическим эффектом для народного хозяйства, окончилась. При прогнозируемом, с наступлением подъема народного хозяйства, росте потребления электроэнергии, объективно должна нарастать <угольная волна>.

Согласно прогнозу Минэкономики, ВВП будет постепенно нарастать до 2010 г. с темпами по 5-6% в год. В перспективе, по крайней мере до 2020 г., нет оснований предполагать, что набранные темпы прироста ВВП будут существенно снижены.

Для удовлетворения прогнозируемого спроса угольщики должны обеспечить прирост добычи угля в 2020 г. до 275 млн. т. Сложившаяся в настоящее время ситуация в нефтегазовом комплексе может заставить сделать еще больший крен в сторону использования угля, и прежде всего - в электроэнергетике.

11. Как известно, процесс геологического изучения прямо зависит от отчислений добывающих предприятий на воспроизводство минерально-сырьевой базы. Задолженность предприятий по этим отчислениям на 01.04.99 г. оценивалась в размере 3,5 млрд. руб., т. е. равнялась годовому лимиту. В этом и кроется одна из причин того, что геолого-поисковые работы в ряде важнейших регионов свернуты.

По данным Минприроды, для того, чтобы переломить тенденцию падения добычи, требуется освоить 3,5 млрд. м3 запасов газа и 4,5 млрд. т запасов нефти. При этом следует учесть, что удельные затраты на промышленное освоение 1 млн. т разведанных запасов нефти оценивается в 2-5 млн. долларов в районах традиционной добычи, а в новых районах в 10-15 млн. долларов. Поэтому для обеспечения роста добычи только нефти в ближайшем пятилетии потребуется от 9 до 22 млрд. долларов при условии, что это будет происходить в старых нефтедобывающих районах.

Таким образом, сокращение минерально-сырьевой базы страны является прямым следствием снижения финансирования геологоразведочных работ, а значительный прирост запасов по различным видам полезных ископаемых был обеспечен в советское время опережающими геологическими исследованиями.

Из практики последних лет следует, что законодательное распределение отчислений на воспроизводство сырьевой базы, а это 10% от валовой выручки компаний, из которых 70% остается в распоряжении субъекта Федерации, на территории которой производится добыча, предопределяет их неэффективное использование, так как, в частности, приводит к вложению этих средств в уже известные месторождения, которые могут дать отдачу в ближайшее время.

12. Существуют также проблемы объективного характера, которые в период сложной экономической ситуации всегда проявляются особенно остро. В частности, это фактор неблагоприятного размещения запасов, который мог бы быть частично ослаблен повышением геологической изученности страны и созданием картографической базы для дальнейших поисково-разведочных работ. Но к настоящему времени только 20% территории страны обеспечено государственными геологическими картами масштаба 1:200 000, соответствующими современным требованиям, 55% территории нуждается в геологическом доизучении, а 25% - в выполнении всего современного комплекса работ по геологическому картированию. Таким образом, для создания геологической основы развития сырьевой базы (это касается всех видов сырья) в период 2005-2015 гг. около 30% всей территории страны должно быть доизучено. А это не такая простая задача.

В заключение хотелось бы подчеркнуть, что проблема ТЭК и его минерально-сырьевой базы - одна из важнейших для экономики страны, от решения которой зависит как перспектива развития России, так и ее национальная безопасность. При этом стратегические исследования на перспективу, несмотря на многие факторы неопределенности, имеют огромное значение. Взгляд вперед всегда стоил дорого, а в наше время особенно!

В связи с этим совершенно не понятна позиция правительства страны, решившего с 1 января 2001 г. продать из 24 тысяч не менее 20 тысяч предприятий ТЭК. По экспертной оценке специалистов Института мировой экономики и международных отношений Российской академии наук, за семь лет, прошедших после приватизации основных энерго-топливных предприятий страны, государство, вследствие утраты контроля над этой отраслью, недополучило около 40 млрд. долларов. Между тем во всем мире понимают и учитывают стратегическую значимость ТЭК. Влиятельная английская газета <Файнэншл таймс> писала: <За период с 30-х до середины 90-х годов расходы современного государства на субсидии и трансферты в экономике выросли с 5% от ВВП до 23%, составляя в настоящее время до половины всех государственных расходов>. То есть, поддержка государства рассматривается как значимый фактор социально-экономического развития. И значительная часть этой поддержки приходится <там> на топливно-энергетический комплекс.

А у нас государство самоустранилось от управления ТЭКом, что ведет к развитию негативных процессов во всей экономике. Поэтому, пока не поздно, надо призвать к порядку тех, кто забывает о национальных интересах и безопасности страны.

Евгений Козловский, зав. кафедрой Московской государственной геолого- разведочной академии, д. т. н., профессор,

Геннадий КАССИХИН, зам. начальника Управления Минэнерго России, к. э. н

Главная Подшивка Подписка Редакция Партнерство Форум
  © Промышленные ведомости  
Полезные ссылки  Rambler's Top100