Александр Гаврин, министр энергетики РФ: стратегия обновления энергопривода Российской экономики

Несмотря на проблемы переходного периода, Россия по-прежнему остается ведущим производителем энергоресурсов в мире. В ее недрах сосредоточено около 12 процентов мировых запасов нефти, более трети запасов газа и около 20 процентов запасов каменного угля. Работают крупнейшие в мире нефтегазопромыслы, электростанции, другие объекты топливно-энергетического комплекса. Однако в последние годы в стране происходят веерные отключения электроэнергии, перебои с топливо- и теплоснабжением, спонтанный рост цен на нефтепродукты...

Причин этому несколько. Помимо ухудшения минерально-сырьевой базы и старения производственных фондов, в их числе и многие макроэкономические проблемы, решение которых невозможно без научно обоснованной долгосрочной энергетической политики. Ее основные направления сформулированы в проекте энергетической стратегии России на период до 2020 года, разработанной министерством энергетики и недавно одобренной правительством РФ.

В предстоящие 20 лет объем внутреннего валового продукта в стране должен вырасти по сравнению с 1998 годом не менее чем в 3 раза, то есть он должен увеличиваться по 5-5,5 процента в год. Этот рост намечен в принятой Правительством Российской Федерации программе развития экономики страны. Для того, чтобы топливно-энергетический комплекс обеспечивал намеченное развитие, необходимо добиться роста производства энергоресурсов и существенно повысить эффективность их использования. Вместе с тем высокие темпы роста валового продукта возможны только в случае качественного повышения энергоэффективности экономики. А в настоящее время энергоемкость национального дохода России в 3,5 раза превышает этот показатель в промышленно развитых странах.

Поэтому энергетическая стратегия учитывает структурную перестройку экономики, выражающуюся в увеличении в ней доли сферы услуг и высокотехнологических энергоэффективных производств, а также предусматривает организационные и технологические меры по энергосбережению.

Структурная перестройка позволит к 2020 году в расчете на год экономить более одного миллиарда тонн условного топлива, а энергосбережение - порядка 400 млн. тонн, одна треть из которых придется на топливно-энергетический комплекс, еще одна треть - на другие отрасли промышленности, и свыше четверти - на коммунально-бытовой сектор.

При ежегодных темпах роста валового внутреннего продукта в 5,5 процента к 2020 году потребуется добывать не менее 430 млн. тонн угля, 360 млн. тонн нефти, 700 млрд. кубических метров газа и вырабатывать 1620 млрд. киловатт-часов электроэнергии. Достигнуть этого будет невозможно без увеличения инвестиций. В российском обществе кое-кто думает, что запасы энергоресурсов в наших недрах безграничны, а свободных средств, гуляющих в мировой экономике столько, что стоит только позвать и они потекут рекой, особенно в экспортно-ориентированные отрасли. К сожалению, эти люди глубоко заблуждаются.

Что касается инвестиционных средств, то потребность в них мирового ТЭКа составляет 950 млрд. долларов, а ресурсы международного финансового рынка, которые могут быть направлены в ТЭК, существенно меньше. При этом в большинстве стран в экономику вкладываются средства населения, размещенные на депозитах в национальных банках или вложенные в ценные бумаги национальных производителей. Мы же, вместо того чтобы обеспечить российскому населению безопасность и надежность его вложений в собственную экономику, в основном ориентируемся на зарубежные инвестиции, хотя совершенно очевидно, что только вера всего российского общества в стабильность экономики и законов России придаст импульс инвестиционным потокам.

Подчеркну, что без структурной перестройки национальной экономики и перехода промышленности на производство с высокой энергетической эффективностью цели энергетической стратегии оказываются невыполнимыми.

Говоря о прогнозе производства углеводородного сырья на период до 2020 года, хотелось бы обратить внимание на рост экспорта энергоносителей. Он согласован с российским внешним платежным балансом, так как не принимать во внимание обязательства страны перед кредиторами мы не имеем права.

В этой связи любые заявления о том, что в России добывается достаточно первичных ресурсов для внутреннего потребления, что любые внутренние потребности будут обеспечены, стоит только ограничить экспорт энергоносителей, представляются, по меньшей мере, малообоснованными. Необходимо учитывать и тот факт, что инвестиционная активность в таких отраслях как газовая и нефтяная во многом зависит от цен на их продукцию за рубежом и игнорировать это фактор также нельзя.

В соответствии с прогнозом перспективный уровень добычи нефти в России будет определяться в основном зарубежными ценами, налоговыми условиями нефтедобычи и нефтепереработки, интенсивностью внедрения научно-технических разработок на месторождениях с истощаемыми и низкодебетными запасами, а также ввода новых месторождений, особенно в перспективном восточносибирском регионе. При их благоприятном сочетании прогнозируемая добыча нефти составит к 2010 году 335, а к 2020 году - 360 млн. тонн. Надеяться на большее не приходится, поскольку происходит нарастающее качественное ухудшение сырьевой базы.

Запасы на действующих месторождениях выработаны до 54 процентов, а доля трудно извлекаемых запасов повысилась до 55-60 процентов. Между тем ресурсный потенциал новых провинций в Восточной Сибири, Тимано-Печорском регионе, на Дальнем Востоке в несколько раз ниже, чем в старых освоенных районах. Поэтому в перспективе главным нефтедобывающим регионом остается Западная Сибирь, хотя и ее доля в добыче нефти к 2020 году сократится с 68 до 55 процентов.

Что касается новых месторождений, то их вовлечение в эксплуатацию невозможно без государственного стимулирования инвестиций. Каждый из нас хорошо помнит, какие гигантские бюджетные и привлеченные под гарантии государства кредитные средства были вложены в Западную Сибирь. Месторождения Восточной Сибири также масштабны и, понимая, что время централизованных государственных капвложений уже прошло, а освоение столь масштабных программ не по силам даже самым крупным российским компаниям, необходимо законодательно закрепить преференции инвесторам в новые нефтегазовые регионы, а также рассмотреть возможность объединения интересов компаний или групп компаний в консорциумах с участием государства.

Учитывая высокую капиталоемкость освоения новых месторождений, необходимо будет увеличивать нефтеотдачу пластов. В связи с ростом себестоимости нефтедобычи без установления уже в 2001 году специальных налоговых норм для низкодебетных и с трудно извлекаемыми запасами месторождений достичь запланированного увеличения добычи не удастся.

Не менее важным как для диверсификации экспорта, так и обеспечения потребности российских потребителей в моторном топливе, является рост объемов переработки нефти на НПЗ России. В стратегии предусматривается рост переработки к 2020 году до 225 млн. тонн, то есть на 29 процентов, при увеличении глубины переработки до 85 процентов.

Ввиду избыточности мощностей российских НПЗ по сравнению с нынешней их загрузкой необходимо решить задачу оптимизации их использования с учетом минимизации маршрутов транспортировки сырой нефти и нефтепродуктов, сокращения их потерь, а также мобилизации ресурсов для поддержания заданного уровня экспорта. Одновременно энергетической стратегией предусматривается изменение номенклатуры производимых нефтепродуктов для обеспечения растущих потребностей в сырье нефтехимической промышленности, стоимость продукции которой на порядок выше самого сырья.

Безусловно, в последние два года, в связи с исключительно высокими ценами на нефть на мировом рынке и нерегулируемым ценообразованием на внутреннем рынке нефтепродуктов, нефтяные компании смогли существенно увеличить инвестиции в развитие нефтедобычи, благодаря чему объем производства сырой нефти в 2000 году вырос более чем на 12 млн. тонн. Таким образом, благоприятная конъюнктура мировых цен на нефть позволит не только укрепить российский бюджет, но и инвестировать в нефтегазовый комплекс около 8 млрд. долларов.

Но в стратегии развития нефтяной отрасли нельзя опираться на случайный фактор - высокие зарубежные цены на нефть. Поэтому чрезвычайно важно уже в 2001 году закрепить законодательно порядок установления экспортных пошлин на нефть в зависимости от ее цен на мировом рынке. Не менее важным для достижения запланированных объемов производства в связи с прогрессирующим ухудшением горно-геологических условий нефтедобычи должно стать введение в отрасли новой системы налогообложения, включающей платежи за пользование недрами, налога на прибыль и налога на дополнительный доход от добычи углеводородов, а также перенос основной налоговой нагрузки с производителей нефтепродуктов на сферу розничной торговли.

Значительно хуже обстоят дела в газовой промышленности, и причины этого вполне понятны. В течение всего времени падения добычи нефти и угля газовый комплекс обеспечивал бесперебойное снабжение населения и промышленности "голубым топливом". И при этом сохранил объемы поставок на внешний рынок, обеспечивая тем существенную поддержку бюджетам всех уровней. Но из-за интенсивной эксплуатации базовые месторождения Западной Сибири, обеспечившие в предыдущие 20 лет основную часть добычи, в значительной части выработаны: Медвежье - на 78, Уренгойское - на 67, Ямбургское - на 46 процентов. Причем выработаны верхние, самые низкие по себестоимости эксплуатации, горизонты. Правда, в Западной Сибири открыты новые уникальные месторождения газа, такие, как на Ямале и Заполярное, а также в Надыме. Не менее важные по значимости запасы газа открыты на шельфах Баренцевого и Охотского морей, а также в Восточной Сибири. Однако, все эти месторождения по объему необходимых стартовых вложений для их освоения в 2-3 раза превосходят месторождения с высокопродуктивными и неглубокими синаматскими горизонтами.

"Газпрому" в последние четыре года так и не удалось сформировать сколь либо значительных инвестиционных источников. На наш взгляд, на то было несколькопричин. До начала проведения экономической реформы цены на топливно-энергетические взаимозаменяемые ресурсы устанавливались централизованно, с учетом их качества и эффективности использования. К моменту либерализации, то есть к 1992 году, соотношения с углем цен газа и мазута составляли соответственно 1/3 и 1,7. В октябре 1992 года цены на нефть и нефтепродукты стали формироваться свободно, а затем были освобождены и цены на уголь. Цены же на газ, регулируемые государством, искусственно сдерживались в надежде на то, что газовая пауза будет способствовать развитию других отраслей экономики. И хотя в результате этого газ обесценился и в настоящее время он вдвое дешевле угля и в 4-5 раз дешевле мазута, за период замораживания цен на газ ожидаемого экономического подъема страны так и не произошло. Наоборот, число убыточных предприятий в целом по Россиивозросло с 42 до 48 процентов.

Более того, иллюзия неограниченности и дешевизны ресурсов консервирует техническую отсталость предприятий, а также стимулирует расточительное потребление энергоресурсов и сбыт продукции экспортно-ориентированных производств внутри страны по демпинговым ценам. Заниженные цены на газ неизбежно привели к завышенному спросу на него и сформировали в стране нерациональную структуру топливно-энергетического баланса. Только за последние 5 лет доля газа в балансе энергетики увеличилась с 34 до 50 процентов, хотя в развитых странах она не превышает 26 процентов. Именно дефицит финансовых ресурсов не позволил "Газпрому" ввести в промышленную эксплуатацию подготовленные месторождения в 2000 году, как это было запланировано. Именно поэтому в 2000 году добывается меньше газа, чем в 1999 году, а прогноз на 2001 год также неутешителен.

Энергетической стратегией предполагается увеличение добычи газа к 2010 году до 655 млрд. "кубов". Однако этого уровня можно будет достичь только при условии повышения цен на газ на внутреннем рынке к 2002 году в 2,5 раза, а к 2003 еще в 1,4 раза. Только увеличение цен на газ на внутреннем рынке привлечет инвесторов в разведанные, но не подготовленные для добычи месторождения.

Чтобы обеспечить надежную сырьевую базу для добычи газа, необходимо приращивать его запасы на 3 триллиона кубометров каждые 5 лет. И такой прирост не может быть обеспечен только за счет средств "Газпрома" или бюджета. Без новых газодобывающих компаний и их свободного доступа к магистральным трубопроводам инвестиционная активность будет по-прежнему низкой, а нефтяные компании будут продолжать сжигать попутный газ. Следует помнить о том, что запасы природного газа в России не безграничны и его рациональное использование также предусмотрено энергетической стратегией.

Дальнейшее развитие получат газоперерабатывающая и газохимическая промышленность, в том числе в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Из природного газа должны и будут добываться все находящиеся в нем ценные компоненты. На базе комплексной разработки уникальных ресурсов газового конденсата и гелия предстоит создать ряд совершенно новых, высокотехнологичных производств.

Энергостратегией предусмотрена также дополнительная газификация ряда регионов России, в том числе промышленных центров южной части Западной Сибири, Восточной Сибири и, что крайне важно, Дальнего Востока. Безусловно, развитие газо- и нефтедобычи невозможно без дальнейшего расширения сети газотранспортных магистралей и нефтепроводов, главным образом в Сибири и на Дальнем Востоке, а также в районах Балтийского и Каспийского морей.

Угольная промышленность располагает достаточной базой для полного удовлетворения углём потребности экономики России. Однако ее развитие осложнено рядом факторов, в частности, ограничениями использования угля по экологическим условиям, ограничениями объемов его перевозок железнодорожным транспортом и зависимостью ценовых показателей угля от транспортных тарифов. Согласно стратегии, ежегодно востребованные объемы угля составят к 2020 году 430 млн. тонн. Принципиально важно, что, в отличие от быстро дорожающих газа и нефти, цены на уголь должны увеличиться к 2010 году лишь на 10-15 процентов вследствие вовлечения в добычу более эффективных запасов, улучшения хозяйственной организации отрасли и, главное, внедрения новейших научно-технических разработок добычи, переработки и транспортировки угля.

Снижение себестоимости угля предусматривается в период 2010-2020 годов, что служит важным аргументом для увеличения его роли в топливном балансе страны. Удовлетворение потребностей экономики страны в угольном топливе будет связано с развитием добычи в Кузнецком и Канско-Ачинском бассейнах. Межрегиональное значение будут иметь месторождения в Восточной Сибири, Печерского, Донецкого и Южно-Якутского бассейнов.

Эффективность угледобычи будет повышаться за счет увеличения доли открытых карьеров с доведением открытого способа добычи до 80 процентов общего производства. Для достижения запланированных темпов развития угольной отрасли необходимо завершить программу ее реструктуризации, создать условия для привлечения инвестиций, реструктурировать задолженность шахт перед кредиторами, большую часть которых составляют бюджеты различных уровней.

Главными потребителями первичных энергоносителей по-прежнему будут оставаться теплоэнергоснабжающие предприятия. На ближайшие 20 лет основными производителями электроэнергии останутся тепловые станции, удельный вес которых в структуре установленной генерирующей мощности составит к 2020 году 68 процентов. Необходимость радикального изменения условий их топливообеспечения в европейских районах страны и ужесточение экологических требований обусловливают необ- ходимость существенного пере- распределения мощностей, согласно типам электростанций и видам используемого топлива. Однако острейший дефицит инвестиций и инерционный характер развития отрасли препятствуют быстрой требуемой реструктуризации мощностей тепловых станций и соответствующему изменению структуры их топливного баланса. Поэтому в ближайшие годы, по крайней мере до 2005 года, придется заниматься,преимущественно продлением сроков службы оборудования электростанций, заменой базовых узлов паровых турбин и котлоагрегатов. В последующие же годы главным должны стать техническое перевооружение и реконструкция существующих, а также сооружение новых тепловых электростанций. Приоритет будет отдан экологически чистым угольным электростанциям, конкурентоспособным на большей части территории России. Ежегодно на тепловых станциях технически модернизировать необходимо 4,6 млн. киловатт.

Развитие генерирующих мощностей существующих и вновь вводимых электростанций должно осуществляться за счет использования новых технологий, а также внедрения систем управления, обеспечивающих повышение надежности энергоснабжения и эффективности производства энергии.

Переход от паротурбинных к парогазовым ТЭЦ обеспечит постепенное повышение кпд таких станций до 54 и даже 58 процентов, что позволит существенно снизить потребность в топливе.

При создании новых генерирующих мощностей важную роль будут играть малые высокоэффективные парогазовые и газотурбинные установки, ориентированные на тепловые нагрузки малой концентрации, в том числе создаваемые путем преобразования районных котельных в мини-ТЭЦ. Это обеспечит одновременный рост независимых производителей электроэнергии и тепла и повышение конкуренции в этой сфере.

Вариант максимального роста производства электроэнергии на АЭС, предусмотренный энер- гетической стратегией, с дове-дением их установленной мощ-ности до 32ГВт в 2010 г., и до 52, 6 ГВт - в 2020 г., а также за счет продления срока службы действующих реакторов до 40-50 лет, соответствует как требованиям благоприятного развития экономики, так и прогнозируемой экономически оптимальной структуре производства электроэнергии с учетом географии ее потребления. При этом экономически приоритетными для размещения АЭС являются Европейский и Дальневосточный регионы страны, а также районы Севера с дальнепривозным топливом.

Гидроэнергетика будет развиваться в основном в Сибири и на Дальнем Востоке. В европейских же районах продолжится сооружение некрупных пиковых ГЭС, преимущественно в районах Северного Кавказа. До 2010 года предусматривается завершить сооружение бурятской ГЭС на Дальнем Востоке и ввести ряд других строящихся электростанций, крупнейшими из которых являются Богучанская в Сибири, Среднеканская на Дальнем Востоке, Ирганайская на Северном Кавказе.

Для дальнейшего развития единой энергосистемы России энергетической стратегией предусматривается соответствующее сетевое строительство. Суммарный ввод электрических линий напряжением 330 киловольт и выше до 2020 года составит порядка 25-35 тысяч километров.

Целевыми задачами электроэнергетики остаются обеспечение качества электроэнергии и снижение удельных расходов на ее выработку, а также оптимизация управления работой энергосистем по критерию минимизации затрат.

К сожалению, за годы существования РАО "ЕЭС России", ни руководство холдинга, ни государство, как главный его акционер, не смогли обеспечить вложений в отрасль, достаточных хотя бы для простого воспроизводства основных фондов. В результате старение энергетических мощностей достигло критического уровня в 50 процентов, что ставит под угрозу энергетическую безопасность государства. Разработка подходов к реформированию электроэнергетики еще не завершена. Их обсуждение состоится в конце этого года на специальном заседании правительства. Поэтому следует срочно определиться с принципами, имеющими бесспорную эффективность в конкретных российских условиях и соответствующими энергетической стратегии развития страны на период до 2020 года.

Начну с макроэкономических факторов. Абсолютно очевидно, что при нынешней недопустимо высокой энергоемкости внутреннего валового продукта, рост потребления электроэнергии в ближайшие годы будет опережать рост промышленного производства. В результате, при отсутствии в том числе из-за неплатежей источников финансирования для реконструкции существующих и сооружения новых энергообъектов, страна рискует столкнуться с дефицитом электроэнергии уже к 2004-2005 годам. Однако в связи с ростом цен на экспортируемые энергоносители и увеличением валютных поступлений возникли реальные предпосылки сокращения неплатежей и неденежных расчетов за счет неифляционного увеличения денежной массы, поступающей в реальный сектор, в том числе благодаря обязательной продаже части валютной выручки.

Вторую группу влияющих факторов я обозначу как "структура топливного баланса и дефицит природного газа", поскольку именно они, в действительности, определяют возможность получения потребителями электроэнергии эффекта от снижения своих эксплуатационных издержек.

В 2001 году, как я уже говорил, начнет сказываться падение добычи на основных месторождениях газа, ведущее к снижению его отпуска на внутренний рынок при необходимости поддержания существующего объема экспорта. Анализ различных вариантов замещения "выбывающего" газа показывает, что все они будут связаны с неизбежным повышением тарифов на электроэнергию в европейской части единой системы, так как снижение выработки электроэнергии за счет природного газа в этой энергозоне на начальном этапе не удастся скомпенсировать только за счет увеличения существующей загрузки АЭС. Поэтому потребуется увеличить объемы приобретения для газомазутных электростанций более дорогого чем газ мазута.

В 2003-2004 годах, при переводе на угольное топливо газоульных электростанций, в центральных регионах на росте тарифов скажутся расходы на железнодорожную перевозку угля из восточных регионов. Поскольку перевод электростанций на конкурентные отношения не решает вышеуказанных топливных проблем, а для оценки эффективности новых инвестиций требуются устойчивые цены на топливо, формированию конкурентного рынка электроэнергии должен предшествовать весьма дли-тельный этап стабилизации структуры топливного баланса и ликвидации существующих ценовых диспропорций, а также существенного увеличения генерирующих мощностей.

К третьей группе влияющих факторов следует отнести высокую капиталоемкость отрасли и длительный срок сооружения энергообъектов.

Эти особенности электроэнергетики, к сожалению, не позволяют дожидаться окончания начального этапа ее реструктуризации, после которого, согласно оценкам некоторых экономистов, гарантированно появятся первые крупные стратегические инвесторы. Поэтому от государства, его федеральных и региональных органов уже сегодня требуется срочная целевая поддержка инвестиций для сооружения новых, независимых от РАО "ЕЭС России" энергетических мощностей, в результате чего удастся заполнить инвестиционную паузу на переходном этапе реструктуризации отрасли.

n

ОТ РЕДАКЦИИ

В одобренной правительством РФ энергетической стратегии изложены принципы технологического и технического перевооружения топливно-энергетического комплекса, а также сформулированы требования к необходимому для этого технологическому оборудованию. Поэтому энергетическую стратегию, очевидно, надо дополнить коррелированными с ней стратегиями развития всех обслуживающих ТЭК отраслей, в частности, металлургии, машиностроения и приборостроения, которые обеспечат его обновление. Иначе говоря, необходимо выработать комплексную политику вывода ТЭКа в связке с обслуживающими отраслями из кризиса, причем ТЭК окажется тем самым локомотивом, стоящим пока на запасном пути. Но для этого нужны инвестиции, и немалые. Сегодня же в среднем до 40% выручки от экспорта газа и нефти изымается в доход бюджета, а дефицит денежного оборота в реальном секторе экономики из-за ничем не оправданного сжатия денежной массы составляет, по оценкам, примерно 70%.

Для уменьшения потребных денежных средств в обороте и высвобождения валюты на выплату госдолга представляется целесообразным при реализации будущей комплексной стратегии вывода ТЭКа и обслуживающих его отраслей из кризиса перевести их на клиринговые между собой и бюджетом расчеты. Речь идет, по существу, об организации условно локального рынка, где будет осуществляться запланированный товарообмен по твердым договорным ценам. Очевидно, товарообмен по клирингу должен поддерживаться в необходимых случаях беспроцентными связанными кредитами Центробанка в форме целевых кредитных линий. Для стимулирования участия в таком товарообмене экспортеров топливно-энергетических ресурсов необходимо использовать различные экономические меры государственного воздействия и поддержки, в том числе обусловливать этим участием выдачу экспортных квот и лицензий. Тогда для отечественных предприятий, производящих материально-технические ресурсы для ТЭКа, локальный рынок на клиринге гарантирует приоритетное, при прочих равных условиях, приобретение их продукции, что позволит не тратить валюту на импорт.

Модель подобного рынка внедрена международной Группой компаний "ИТЕРА" (подробнее см. в этом номере "ПВ").

Редакция приглашает специалистов высказаться по затронутой проблеме на страницах газеты.