Російський експорт паливно-енергетичних ресурсів

смотреть на реферати схожі на «Російський експорт паливно-енергетичних ресурсів «.

ТОМСКИЙ ДЕРЖАВНИЙ УНИВЕРСИТЕТ.

ЕКОНОМІЧНИЙ ФАКУЛЬТЕТ.

РОСИЙСКИЙ ЕКСПОРТ ПАЛИВНО-ЕНЕРГЕТИЧНИХ РЕСУРСОВ.

(курсова работа).

Науковий керівник кандидат экон. наук, доцент.

_______ С. А. Кологривов.

Виконав студент.

II курсу, група 903б очного відділення специальности.

«Світова экономика».

______З. І. Арабаджиев.

Томск.

Запровадження 3.

1. Проблеми російського експорту ПЕР 4.

1.1.Экспортный потенціал ПЕК Росії. 4.

1.2.Роль експорту ПЕР би в економічному розвитку Росії на етапі 11.

1.3. Державне регулювання експорту нафти і є 14.

1.4. Основні ринки збуту російських ПЕР. 21.

2. основні напрями розвитку експорту ПЕР із Росії 23.

2.1.Возможна чи альтернатива експорту ПЕР? 23.

2.2. Зовнішньоекономічне співробітництво і енергетична дипломатія 28.

2.3. Перспективні ринки збуту російських ПЕР 32.

Укладання 37.

Список використаної літератури. 39.

Розвиваючись, людство починає використовувати усі нові види ресурсів (атомну і геотермальную енергію, сонячну, гідроенергію припливів і відливів, вітряну та інші нетрадиційні источники).Однако головну роль забезпеченні енергією всіх галузей економіки сьогодні грають паливні ресурси. Це чітко відбиває «прибуткова частина «паливно-енергетичного баланса.

Паливно-енергетичний комплекс тісно пов’язане з всієї промисловістю країни. На його розвитку витрачається більш 20% коштів. На ПЕК припадати 30% основних фондів і 30% вартості промислової продукції Росії. Він використовує 10% продукції машинобудівного комплексу, 12% продукції металургії, споживає 2/3 труб країни, дає понад половину експорту РФ і кількість сировини для хімічної промисловості. Його в перевезеннях становлять 1/3 усіх вантажів по залізницях, половину перевезень морського транспорту, й всю транспортування по трубопроводам.

Паливно-енергетичний комплекс має велику районообразовательную функцію. за таким безпосередньо пов’язаний добробут усіх громадян Росії, такі проблеми, як безробіття і инфляция.

Найбільше значення у паливній промисловості країни належить трьом галузям: нафтової, газової та вугільної, у тому числі особливо вирізняється нефтяная.

Видобуток і споживання паливно-енергетичних ресурсів, які прийшли початку століття зміну дереву і вугіллю, зростає з кожним роком. Нині контролю над паливно-енергетичними ресурсами і коштами їх транспортування грає не останню роль визначенні геополітичної ситуації тій чи іншій країни. ПЕР є одній з основ російської економіки, найважливішим джерелом експортних надходжень країни. З огляду на конкурентних чинників Росія нині неспроможна істотно дозволяють збільшити частку готових виробів і машинотехнических, у своїй експорті. Експорт рідких вуглеводнів залишиться у недалекому майбутньому є основним джерелом зовнішньоторговельних валютних надходжень і отже, є основним джерелом фінансування імпорту. Імпорт необхідний як для наповнення споживчого сектору економіки країни, але й забезпечення розвитку промислової власності й сільськогосподарської бази з допомогою ввезення сучасних високотехнологічних і найефективніших інвестиційних товаров.

Отже, ПЕР — це багатство Росії. Паливно-енергетична промисловість РФ міцно пов’язана з усіма галузями народного господарства, має значення для російської економіки. Інтерес до ПЕР завжди випереджає пропозицію, у успішний розвиток нашої топливноенергетичної промисловості зацікавлені все розвинені держави мира.

У цьому роботі старанно розглянута структура російського експорту енергоносіїв, зокрема об'єктивно оцінено експортний потенціал паливно-енергетичних ресурсів Росії, і доцільність експорту енергоносіїв, і навіть розглянуті варіанти виходу із сировинної спеціалізації країни шляхом пошуку альтернатив нещадного марнотратства Російських надр, мети, важелі і механізми державного регулювання експорту нафти і є, ринки збуту російських енергетичних ресурсів немає і можливості їх розширення паралельно з зовнішньоекономічним співробітництвом та енергетичною дипломатии.

Слід зазначити, що з огляду на актуальності то цієї проблеми широко висвітлюється як і періодичної преси і у достатку розглянута в інтернет ресурсах. Під час підготовки роботи було використані такі авторитетні Інтернет джерела як internet internet internet internet internet й технічні часописи «МЭиМО», «Ділові люди», «Влада» і др.

1. Проблеми російського експорту ТЭР.

1.1.Экспортный потенціал ПЕК России.

Стан паливно-енергетичного комплекса.

Природа щедро наділила нашій країні енергетичним сировиною. Вона має приблизно чвертю всіх енергоресурсів планети: 45% світових запасів газу, 13% нафти, 30% вугілля, 14% урану. Але це ще все. Для російської території характерна невисока ступінь разведанности ресурсів, тобто вивченості надр з урахуванням новітніх геологорозвідувальних технологій. Наприклад, ступінь разведанности ресурсів нафти становить 34%, газу — лише 25%. Показник разведанности нафтогазового сировини сильно змінюється по території — від 58% на Уралі до 3% у Східній Сибіру та 5% — на шельфах морей[1].

У Росії її паливно-енергетичного комплексу (ПЕК) приносить основну частку доходів експорту, що забезпечує виконання, й можливості інвестицій. Російська то нафтогазова галузь дає близько 70% доходів держави. По офіційним розрахунках, задля забезпечення енергетичної безпеки Росії річний рівень видобутку нафти має становити 300 млн. т.

Експорт Росії за 1996 р. становив 87,1 млрд. дол., частка ПЕК становила 44,7%. Імпорт становив 62,8 млрд. дол., частка ПЕК становила 2,4%. У 1999;му р. експорт у Росії становило 74,7 млрд. дол., експортувалося 46% видобутої нафти, 48% виробленого дизельного палива (протягом року частка експорту до обсягах виробництва становила 47 і 55% соответственно).

За 8 міс. 2000 року був експортовано 47% видобутої нафти і 36% газу, 50% виробленого дизельного палива й 68% мазуту. У січні-серпні 1999 р. — 47, 35, 55 і 56% соответственно.

Зростання частки експорту мазуту топкового знизив рівень забезпеченості електроенергетики у Росії. Стимул експорту — зростання світових ціни углеводороды.

Питома вага основних видів паливно-енергетичних ресурсів (нафти, нафтопродуктів, газу, кам’яного вугілля й електроенергії) загалом обсязі експорту до серпні 1999 р. становив 44,8% (у серпні 1998 р. — 37,8%). У январе—августе 2000 р. у структурі паливно-енергетичних ресурсів (ПЕР) частка експорту зросла до 53,6%. Нафтогазовий комплекс одна із основних об'єктів інтересу іноземних инвесторов.

У 1998 р. у Росії 55,3% енергетичних потреб задовольнялося з допомогою газу, 20,6% — з допомогою нафти, 17,3% — з допомогою вугілля, з допомогою ядерної енергії — 4,5%, гідроенергії — 2,3%. У загальносвітовому енергетичному балансі нафту займає 40%, вугілля — близько тридцяти%, газ — 23,8%. Світова тенденція полягає у зниженні частки вугілля з допомогою зростання основному частки газа.

Разом про те обсяг продукції ПЕК по основним компонентами (вироблення електроенергії, видобування нафти, газу, вугілля) упродовж свого реформ, як засвідчують факти в табл. 1.1, безупинно знижувався до 1999 г. как у Росії, і у інших країнах СНГ.

У 1998 р. теплові електростанції РАТ «ЄЕС Росії «витратили 241,8 млн. т умовного палива, зокрема газу 131,4 млрд. м3, вугілля — 124,5 млн. т, нефтетоплива 15,3 млн. т. На виробництво електроенергії у світ у середньому витрачається близько 50% вугілля, у Росії сьогодні — лише 12%. У паливному балансі Росії питома витрата газу становив 62%, вугілля — 29%, мазуту — 9%.

У 1998 р. ПЕК у основному забезпечив внутрішні й експортні потреби Росії у паливі та енергії. Відповідно до ринковим попитом на ПЕР було видобуто і вирощено близько 1351 млн. т умовного палива основних видів первинних ПЕР, що у 0,7% більше, ніж у 1997 р., і вироблено 826 млрд. кВтч електроенергії, що у 0,9% нижчий за рівень 1997 р. Добування газу зросла на 3,5% за незначного зниження обсягів видобутку нафти 0,8 і вугілля на 5,4%.

Дані видобутку (виробництва) та споживання первинних ПЕР у Росії з 1990 р. представлені у табл. 1.2. Ці дані показують основні напрями зміни часткою ПЕР у енергетичному балансі Російської Федерації. Очікується зміни структури добування і споживання наступні роки принаймні упровадження нових технологій та освоєння нових месторождений.

Динаміка показує стійку тенденцію до їх зниження частки нафти і вугілля і натомість значного підвищення частки газу. У цьому частка електроенергії, одержуваної на ГЕС і Хмельницькій АЕС, після зростання першій половині 90-х років, початку знижуватися, але у час зростає. Фактично відбувається заміщення нафти природного газу, що загальною тенденцією для у поступовій динаміці енергетичного балансу в мире.

По офіційним розрахунках, задля забезпечення енергетичній безпеці Росії річний рівень видобутку нафти має становити 300 млн. т. Видобуток нафти на Росії впала зі 570 млн. тонн на 1987 р. до 304,8 млн. тонн на 1999 р., але у 2000 року й почала зростати через високі світових ціни нефть.

Видобуток нафти і газоконденсату у Росії 2002 року до 357- 365 млн т (7,2−7,3 млн барелей на добу) проти 348 млн т (7,0 млн б/д) в поточного року, вважають фахівці Міжнародного центру нафтогазового бізнесу (МЦНБ). На думку, експорт російської межі колишнього СРСР збільшиться зі 136 млн т (2,7 млн б/д) 2001 року до 143−147 млн т (2.9 млн б/д) 2002 року. Ці прогнозні показники майже вдвічі дешевша відповідних оцінок Міжнародного енергетичного агентства (IEA) і ОПЕК. 2].

2000 року у Росії видобуто 323,3 млн. тонн нафти, що у 5,9% вище рівня 1999 року, коли обсяг видобутку становив 305 млн. тонн. По розрахунках галузевих експертів, 2001 року нафтовики мусять зберегти рівень видобутку минулого року її чи незначно його перевищити (на 0,5—1%, до 325—327 млн. тонн). У цьому «Положенням про енергетичної стратегії на період до 2020 року», розробленим Міненерго й у уряду, передбачено, що у 2010 року обсяг видобутку нафти на Росії становитиме 335 млн. тонн, а 2020;му — 360 млн. тонн[3].

Стан запасів вуглеводневої сировини у Росії, матеріальнотехнічної бази організацій ПЕК, його роботи 1999 р. забезпечило видобуток нафти з газовим конденсатом 1999 р. 304,8 млн. т (100,5% рівня 1998 р.). Експортні постачання нафти склали 134,5 млн. т (98,1%).

У 2000р. темпи зміни обсягів продукції ПЕК за январь—август (в середньорічних цінах 1995 р.) склали по електроенергетиці загалом 102,0%, паливної промисловості 104,7% (у відсотках відповідному періоду минулого року по звітним даним). Темпи зміни у галузях ПЕК склали: у нафтовидобувній — 105,0%, нафтопереробної — 103,9%, газової та вугільної — по 105,0%.

Середньодобове виробництво первинних ПЕР (видобуток природного палива, вироблення електроенергії на ГЕС і Хмельницькій АЕС) враховуючи умовний еквівалент в 1999 р. збільшилося проти відповідним періодом 1998 р. на 1,5%.

Частка на загальному обсязі виробництва первинних ПЕР зросла з 11,5% 1998 р. до 12,1% 1999 р. за скорочення за газ за 49,5 до 49,0%, нафти — з 32,3 до 31,9%.

У електроенергетиці зростання виробництва електроенергії у основному забезпечується рахунок збільшення її вироблення на АЕС і ГЕС, частка яких у загальної виробленні електроенергії зросла з 32,9% 1998 р. до 35,2% 1999;го г.

У январе—июне 2000 р. вироблення електроенергії на АЕС становила 110% до відповідному періоду минулого року, тобто. істотно зросла, але в ГЕС — 96%, тобто. снизилась.

2000 року у Росії вироблено 871,1 млрд. кВт.год. електроенергії, що у 3,9% перевищує показники 1999 року (846,2 млрд. кВт-ч).

Загалом обсязі виробництва електроенергії близько 70% припадає на РАТ «ЄЕС Росії». 2000 року станції енергохолдингу, за попередніми оцінкам, виробили 607,8 млрд. кВт. год — на 3,6% більше, ніж у 1999 року. Зростання виробництва було досягнуто рахунок збільшення завантаження потужностей та запровадження експлуатацію нових електростанцій. Близько 1 5% виробленої у країні электроэнергий виробляють АЕС. за рахунок і скоротити терміни ремонту генеруючих потужностей та зменшення кількості несанкціонованих зупинок реакторів атомники збільшили виробництво на 7,4% проти попереднім роком — до 130 млрд. кВт-ч.

Нинішнього року атомники розраховують утримати обсяги виробництва на досягнутому рівні, а РАТ «ЄЕС Росії» планує збільшити вироблення на виборах 4% [4].

За прогнозом Центру економічної кон’юнктури при Уряді РФ, як і 2000 р. загалом, і у 2001 р. вироблення електроенергії на АЕС також зросте на 10%, на ГЕС 2000 р. зросте на 2%, а 2001 р. — на 11%. Вироблення електроенергії на теплових електростанціях 2000 р. зросла на 2%, а 2001 р. — знизиться на 1% і становитиме 99% рівня 2000 г.

Стан нафтогазового комплекса.

Нафтогазовий комплекс (НГК) — комплекс галузей з видобутку, транспортуванні і переробки нафти і розподілу продуктів їх переробки є основою енергопостачання, забезпечує більш 2/3 загального споживання первинних ПЕР і 4/5 їх виробництва, головне джерелом податкових (близько сорока% доходів Федерального бюджету і близько 20% консолідованого бюджету) і валютних (близько сорока%) надходжень держави. Перед НГК доводиться 12% промислового виробництва Росії і близько 3% зайнятих в ньому работников.

Розрахунки вчених показують, що:. кожен карбованець додаткового виробництва НГК збільшує ВВП країни на 1,5—1,6 крб.,. кожен карбованець додаткових капіталовкладень в НГК забезпечує 1—2 крб. або як (залежно від типу нафтогазових проектів: освоєння родовищ, будівництво трубопроводів тощо.) приросту ВВП,. непрямий ефект від участі розвитку НГК (через забезпечення платоспроможного попиту продукцію пов’язаних галузей з наступною податковими, соціальними ефектами) істотно (за низкою нафтогазових проектів дворазово і більше) перевищує прямий ефект розвитку НГК (як видобутої нафти і із неї),. реалізація проектів НГК забезпечує приріст, окрім створення нових робочих місць, непрямої зайнятості (поява нових потреб у промисловому і споживчому секторі набагато перевищує приріст прямий зайнятості за типовими проектами НГК),. основний ефект від участі розвитку НГК держава отримує над «видобувних », а «машинобудівних «регіонах. Розрахунки на конкретні проекти освоєння родовищ за умов УПП показали, що сукупний ефект від їхньої реалізації розподіляється між федеральним бюджетом, бюджетом.

" видобувного «регіону та бюджетами «машинобудівних «регіонів у пропорції від 20:30:50 до 30:30:40 у разі проектів суші і от.

40:20:40 до 50:20:30 у разі проектів на шельфе.

Історія питання. Міністр нафтової промисловості СРСР У. Шашин ще середині 1970;х років зазначив, чим більше видобуток, тим ширші потрібно розгортати розвідку нових регіонах, готувати їх до освоєння в напередодні природного спаду видобутку на розроблюваних родовищах, враховуючи високу інерційність галузі. Період після відкриття нових родовищ до введення в розробку становить 10—15 років. Спад видобутку то більше вписувалося, що стоїть видобуток із месторождений-гигантов (Самотлор, Федоровське та інших.). Від застережень міністра тоді відмахнулися. Невдовзі з’явився прогноз ЦРУ США: радянська нафтова галузь перебуває в піку своїх і у середині 80-х розпочнеться необоротне зниження її добычи.

У 1980;х років здобич у країні вперше скоротилася, ціною зусиль і витрат вдалося стислі терміни запобігти довгостроковий спад. Проте з кінця 80-х зниження видобутку набуло необоротний характері і було погіршена структурними перетвореннями російської економіки 90-ті годы.

Пікові значення видобутку рідких вуглеводнів в 569,5—568,4 млн. т досягнуто в 1987—1988 рр. Потім вони різко знизилися до 306,5—317 млн. тонн на 1994—1995 рр. За 7 років видобування нафти у Росії знизилася на 263 млн. т (на 46,2%), зокрема з допомогою Західного Сибіру на 195 млн. т (падіння видобутку 47%). За ж період цього не сталося докорінних змін у внутрішньому споживанні нафти і конденсату (205,4—215,1 млн. тонн на 1986—1989 рр., 216—220 млн. тонн на 1990—1993 рр., попри серйозний спад виробництва). У 1994—1995 рр. споживання не перевищила 181,5—190,5 млн. т. Результатом зниження видобутку нафти з’явився спад її в далеке зарубіжжі, соціальній та країни і Балтии.

У 90-х роках роль НГК економіки Росії помітно зросла. Це пояснюється лише тим, що внаслідок високої конкурентоспроможності його продукції глибина падіння обсяги виробництва в НГК була за, ніж у сусідніх галузях, і економіки в целом.

Економічними цілями розвитку НГК з позиції держави є забезпечення:. внутрішнього платоспроможного попиту країни нафтою, газом і продуктами їхньої переробки,. зовнішнього платоспроможного попиту нафтою, газом і продуктами їхньої переробки (постачання валюти),. стабільних надходжень податків до бюджету,. платоспроможного попиту продукцію пов’язаних галузей: обробних, сфери послуг і т.п. 5].

Запаси углеводородов.

Запаси нафти. Одне з найважливіших проблем розвитку нафтової промисловості Росії — різке погіршення стану сировинної бази комплексу як кількісно (скорочення обсягу), і у якісному (зростання частки важкодобуваних запасів) отношениях.

Близько 76% розвіданих запасів нафти Росії припадає на 12 унікальних і 156 великих родовищ, які є основними об'єктами розробки. У Західно-Сибірської — основний видобувної провінції — розвіданих запасів нафти зосереджено 72,2%, в Урало-Поволжье — 15,2%, в Тимано-Печерской нафтогазоносної провінції — 7,2%, на неосвоєних територіях Республіки Саха, в Красноярському краї, Іркутської області й на шельфах Печерського і Охотського морів близько 3,5%.

У Росії її початку 1996 р. було відкрито 2325 родовищ, зокрема 1549 нафтових, 394 нафтогазових і нефтеконденсатных, 382 газових і газоконденсатних. Разведанность початкових сумарних ресурсів нафти на Росії вбирається у 34%, газового конденсату — 15,6%. Видобуток нафти здійснюється на 1031 родовищі (72,1% розвіданих запасів нафти), підготовлена для промисловому освоєння 136 родовищ (11,1%), перебувають у розвідці 579 родовищ (15,8%), в консервації — 197 родовищ (1% розвіданих запасів нефти).

Починаючи з 1994 р. прирости запасів нафти не компенсують поточну видобуток. Зменшуються розміри відкритих родовищ у освоєних регіонах, а й у нових перспективних площах. Основні прирости запасів отримані з допомогою дорозвідки раніше відкритих покладів, і навіть перекладу запасів з попередньо оцінених в розвідані. Прискорено ростуть обсяги списання запасів як неподтвердившихся.

До нашого часу недостатньо використовується велика сировинна база газового конденсату, запаси якої складають 1,88 млрд. т. Основні запаси конденсату (62%) розвідані у Західному Сибіру та сконцентровано у шести найбільших родовищах півночі Тюменської області (Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Бованенковское й у ачимовских пластах Восточно-Уренгойского і Ново-Уренгойского месторождений).

Ступінь виробленості запасів велика у «старих «районах видобутку нафти (Урало-Поволжье, Північний Кавказ, суша о-ва Сахалін), значно вироблені найбільші родовища у Західному Сибіру: Самотлорское (65%), Федоровське (58%), Мамонтовское (72%), республіки Комі: Усинское (58%), в Урало-Поволжье: Ромашкинское (85%), Арландское (77%).

Погіршилася резервна база нафтової промисловості. Передусім використовуються найбільші родовища з випереджальної відпрацюванням высокодебитных покладів. У фонді підготовлених Росією розроблюваних родовищ середні запаси кожного їх становить приблизно 58%, а серед разведываемых — 44%. Великі родовища підготовлені й разведываются лише у неосвоєних регіонах Східного Сибіру, Республіки Саха і шельфах морей.

Аж по 1992 р. відбори нафти восполнялись приростом запасів більш як вдвічі. «Критичний «значення 200% вважають у зв’язку з, що значної частини приросту запасів, складових сировинну базу видобутку майбутньому, лежить у нових неосвоєних районах. За період 1986—1990 рр. приріст запасів нафти і конденсату становив 6,9 млрд. т. Було відкрито 515 родовищ нафти і є, зокрема 46 великих і 113 середніх по запасам. Середні запаси нових відкритих родовищ склали на нафту 10,8 млн. т, за газ — 69,6 млрд. м3.

Наступного п’ятилітті 1991—1995 рр. приріст запасів нафти і конденсату не перевищив 2,3 млрд. т (зниження тричі). Відкрито трохи більше 215 родовищ, їх великих — 7, середніх за запасами — 28. Середні запаси нових родовищ склали на нафту 3,8 млн. т, за газ 11,5 млрд. м3. Відбувається який завжди виправдане списання запасів нафти раніше оціненим родовищам, що становить до 450—470 млн. тонн на год.

Запаси нафти були й залишаються основним активом нафтової компанії чи. Цей актив можна використовувати як і натуральному вигляді — добути та реалізувати, і у формі цінних паперів (наприклад, ф’ючерс чи опціон), які можна продати на фондовий ринок. За цим показником більшість зарубіжних нафтових компаній поступається російських компаній. Навіть коли враховувати аудированные запаси російських компаній лише з міжнародних стандартів (life index), то забезпеченість діставати запасами буде вищою, ніж в великих міжнародних компаний.

Існують розбіжності у понятті «запас «у закордонній практиці, і у Росії. Відомо невідповідність запасів Proved за класифікацією SPE запасам, А + У + С1 з російської класифікації. Це викликано почасти історією розвитку нафтового бізнесу у Росії і близько там. Більшість зарубіжних нафтових компаній має меншою ресурсної базою, ніж російські. Це з тим, щодо 90% цих запасів були розвідані чи залучені у розробку в існування СРСР, коли питанням економічності вилучення приділялося менше уваги. Бізнес російських компаній він був зосереджений на стадії разведка—добыча. Подальші кроки технологічного процесу (вертикальна інтеграція, розвиток переробки, маркетинг нафтопродуктів і продуктів нафтохімії) досить явно виражені у компанії ЛУКойл, яку за цим показником можна з найбільшими зарубіжними компаниями.

Міжнародна класифікація доведених запасів (Proved Reserves) складається із трьох категорій, їх дві — доведені експлуатовані запаси (Proved Developed Producing) і доведені розроблені неэксплуатируемые запаси (Proved Developed Nonproducing) — не вимагають капвкладень. Третя — доведені неразработанные запаси (Proved Undeveloped) — не гарантує прибутку інвесторам без нових капвкладень. Ці показники використовують у міжнародних методиках з метою оцінки нафтових компаний.

Частка нерозроблених запасів в російських компаній (табл. 1.3) значно вища, ніж в закордонних аналогів, що до чином віддзеркалюється в їх вартості. Через війну в оцінці акціонерного капіталу російських компаній вартість барелі нафти на запасах становить 0,2—0,5 дол., тоді як в зарубіжних — вдесятеро вище. Фахівці вважають, що закордонні компанії переоцінені (типові загалом для розвинутих країн і як основну потенційною загрозою фондового і фінансової кризи), а російські — значно недооцінені (це становить основну проблему залучення інвестицій через продаж пакетів акцій нерезидентам).

В західних нафтових компаній (Total, BP Amoko, Texaco, Chevron, Mobil) частка запасів Proved Undeveloped становить середньому близько 25%.

Запаси газу. Нині 80% газу видобувається Газпром на родовищах із здобиччю. Дефіцит цього палива до кінця 1999 р. становив 20 млрд. м3, а до 2001 р. сягне 45—50 млрд. м3, тобто. становить близько 10% річний видобутку. Така ситуація призвела до зниження подачі газу електростанціям. У це загрожує енергетичним кризою й вимагатиме перегляду енергетичної стратегії России.

Сучасна видобуток газу Росії виходить з трьох родовищахгігантах, у тому числі Ведмеже вже увійшло стадію падаючої видобутку, Уренгой близько до цього стану, а Ямбург поки що працює у пік своїх можливостей. Інвестиції в газову інвестиціях 80% скеровуються в відшкодування вибуття потужностей, їх і реконструкцію, щоб забезпечити досягнутий рівень добування і транспорта.

Для компенсації видобутку на основних родовищах і забезпечення приросту видобутку під нові контракти найближчими роками необхідна реалізація альтернативних варіантів:. вихід налаштувалася на нові регіони із запровадженням в експлуатацію найбільших месторождений.

Ямальської групи і Штокманівського — ефект економії від масштабу буде знижений через високих вартості освоєння і транспортних витрат,. інтенсивнішу використання ресурсів у Надым-Пур-Тазовском й прилеглих районах, де частково є інфраструктура, але підвищуються витрати, властиві пізньої стадії розвитку нафтогазоносної провинции.

(під час освоєння найбільшого родовища Заполярное в 1999—2001 рр. Витрати 1000 м³ становитимуть близько 900 крб., проти 50—100 крб. в порівняних цінах на Уренгойському і Ямбурзькому родовищах у 80-ті годы).

Перспективні райони по вуглеводневим ресурсів. Континентальний шельф арктичних морів Росії загальною площею 3,9 млн. км2 (за оцінкою фахівців початку 1999 р.) містить 100 млрд. т вуглеводнів (в нафтовому еквіваленті). Найбільш вивченими є надра шельфів Баренцова, Печерського і Карського морів, запаси яких, за попередніми прогнозам, становлять 54 млрд. т вуглеводнів. Тут відкрито 11 родовищ нафти і є, п’ять із яких за запасам ставляться до гігантським: Штокмановское і Льодове — газоконденсатные, Ленінградське, Русановское — газові, Приразломное — нафтове. Отже, на російському шельфі Арктики відкриті Баренцевоморская нафтогазоносна провінція і Карська нафтогазоносна область, що є продовженням Західно-Сибірської нафтогазоносної провинции.

Відповідно до оцінками та обліком видобутку газу і приросту запасів нафти і газу частка нерозвіданих ресурсів (категорії С3 і D) нафти на Росії становить 57,5%, а газу понад 70 відсотків% загального потенціалу до надрах. Нерозвідані ресурси нафти перевищують накопичену видобуток, поточні (А-В-С1) і попередньо виявлені запаси промислових категорій на відомих родовищах (С2) за 130 років існування нафтової промышленности.

Нерозвідані ресурси газу в 2,3 разу перевищують добуті, поточні, розвідані і попередньо виявлені його. Розподіл нерозвіданих запасів вуглеводнів (нафти, газу та конденсату) у регіонах Росії наведено в табл. 1.4.

Серед інших енергоносіїв найкрупнішими є запаси кам’яного вугілля. Нерозвідані запаси вугілля унікальні (порядку 5 трлн. т). Усе це, по думці експертів, свідчить про високої надійності довгострокового розвитку Росії при врахуванні задоволення потреб і експорту. Головною проблемою полягає у залучення інвестицій, впровадженні сучасних технологій та молодіжні організації робіт всіх етапах геологорозвідування, добування і переробки нафти й газа.

Освоєння існуючих родовищ допускає значне розширення шляхом застосування нових технологій вилучення, зокрема важкої нафти. Загалом у Росії розвідано 9 млрд. т важкодобуваних запасів нафти. Її розподіл у регіонах нерівномірно. У Тимано-Печерской нафтогазоносної провінції (7,2% розвіданих запасів) вона становить 50%. Здебільшого «важка «нафту сконцентрована на обладнаних територіях Ярегского і Усинского (початок розробки в 1977 р.) месторождений.

Довгострокова перспективи розвитку видобутку нафти і є — освоєння прибережних шельфів. У чотирьох російських прибережних водах розвідано придатних для видобутку 150 млрд. тонн нафти і є. Освоєння цих районів дозволило б, по думці аналітиків, паралельно вирішити завдання конверсії далекосхідних і північних суднобудівних заводів. Більшість запасів нафти і є російського шельфу — порядку 80% початкових сумарних ресурсів — доводиться на замерзаючі акваторії Баренцова, Печерського і Карського морів, які характеризуються важким льодовим режимом, суворими природно-кліматичними умовами і слаборозвиненою берегової инфраструктурой.

Найбільш підготовленою практичному освоєння є шельф Печерського моря. У структурі капітальних видатків облаштування піонерського родовища вартість морських ледостойких стаціонарних платформ становитиме близько 45%, вартість буріння свердловин — 15—20%. У цьому собівартість видобутку нафти першочергових об'єктах освоєння Печерського моря буде знижуватися з 20 до 14 дол./т. Ціна нафти промислі становитиме 80—90 долл./т.

Економічні показники освоєння Приразломного родовища мають невисокий рівень ефективності. Внутрішня норма рентабельності (IRR) проекту становить близько 16,2%, що припустимо до ухвалення проекту до впровадженню. Для інвестора після розділу продукції (даний режим необхідний під час освоєння арктичного шельфу) та сплати податків (роялті і податку прибуток) цей показник становить близько 13,2%. Загальні видатки освоєння даного родовища становитимуть близько чотирьох млрд. дол. Вартість видобутої нафти становить близько 7 млрд. дол., дохідну частину проекту — 2,5 млрд. дол., прямі платежі до бюджету Росії перевищать 1 млрд долл.

Із кожним наступним проектом у цьому регіоні доходи держави збільшуватися. Непрямий ефект від участі проекту — до70% підрядів для проведення НДР та інші робіт з підготовки родовища, і навіть будівництво судів, обслуговування промислу і транспортування продукції будуть надані підприємствам Росії. Це може забезпечити до 2,5 млрд. дол. інвестицій у економіку Росії. Іноземні компанії отримають замовлення обладнання та надання послуг на 1,2 млрд долл.

Середньострокова перспективи розвитку нафтогазової галузі пов’язані з розробкою родовищ Східного Сибіру і Ямалу. Тільки розвідані запаси Тимано-Печерского басейну становлять 1,5 млрд. т. Інфраструктура, необхідна у видобуток і транспортування нафтогазового сировини, розвинена у даному районі слабко і потребує великих інвестицій. Існуючий податковий законодавство робить такі вкладення нерентабельними. Щоб привабити інвесторів у 2000 р. планувалося встановити державні преференції для родовищ в Тимано-Печерском районі, які заторкують відрахування на відновлення мінерально-сировинної бази (ВМСБ).

Зараз нафтовидобувні компанії відраховують на ВМСБ у бюджети всіх рівнів близько 20 млрд. крб. на рік офіційно декларованому ними рівню видобутку нафти. З обсягів реально продаваної нафти від ВМСБ має надходити близько 80 млрд. крб., т. е. щодо самостійних геологорозвідувальних робіт компаніям залишають 41% їх відрахувань на ВМСБ (близько 4,6 млрд. крб.). Власті регіонів зацікавлених у тому, щоб прибуток від продажу нафти залишалася у регіоні як інвестицій, тому заохочують вкладень до інших регионы.

Таблица 1.1. Видобуток і виробництво основних видів продукції ПЕК у России[6] |Proved Undeveloped |33% |42% | |Proved Developed Producing |34% |42% | |Proved Developed Nonproducing |33% |16% |.

Таблица 1.4. Розподіл нерозвіданих запасів вуглеводнів по регионам[9] |Регіони |Нафта |Газ |Конденсат | |Cеверные райони |3,9 |0,8 |0,8 | |Волго-Уральский |7,9 |4,5 |12,6 | |Північно-Кавказький |0,9 |0,6 |0,4 | |Західно-Сибірський |45,3 |27,1 |35,3 | |Восточно-Сибирский |16,6 |18,3 |19,1 | |Далекосхідний |4,5 |6,2 |4,2 | |Шельфи морів |20,9 |42,5 |27,6 | |їх: Баренцова |5,0 |16,0 |4,6 | |Карського |5,5 |21,1 |15,0 | |Охотського |2,9 |3,2 |1,5 |.

1.2.Роль експорту ПЕР би в економічному розвитку Росії на сучасному этапе.

Росія — найбільший постачальник енергетичного сировини світовий ринок. У час експортується 45,1% видобутої нафти, 34,3% газу, 9,5% вугілля, 9,8% автомобільного бензину, 52,2% дизельного палива, 31,1% топкового мастил і близько 0,7% виробленої електроенергії. ПЕК — це «валютний цех» країни, він забезпечує майже половину всього російського експорту. Починаючи з 1970;х років валютний виторг за експорт топливноенергетичних ресурсів стала своєрідною паличкою-стукалочкою, що дозволяє пом’якшувати наслідки збоїв у вітчизняній економіці, латати соціальні «дыры». 10].

Виходячи з розуміння що експорт ПЕРце «валютний цех» країни, вважаю доцільним вирішила унаочнити вплив цих валютних надходжень формування бюджету і залежність бюджетосостовляющих елементів від нафтових цін. Динаміка російської економіки 2000;2001 років справді дуже від цін не на нафту (табл. 1.5.). Високі світові ціни, і навіть значний приріст фізичного обсягу експорту до 2000 і 2001 роках сприяли збільшення валютних надходжень від продажу нафти $ 60 млрд. 30% цієї суми було використано збільшення імпорту. Решту коштів пішли у накопичення: близько $ 24 млрд. осіло в резервах ЦБ, $ 10 млрд. залишилося серед корпоративному секторі та ще $ 8 млрд. потрапив у державні резерви. Саме це 70%, понад $ 40 млрд., по-різному впитавшиеся на що країни знайомилися з вже майже ринкової інфраструктурою, зробили її другой.

Таблица 1.5. Гнучкість бюджета[11] |Ціна Urals |>23,5 |>18 |>14 |.