<< Пред.           стр. 4 (из 15)           След. >>

Список литературы по разделу

  Ценовая и налоговая политика провозглашена основной, именно она должна определять инвестиционные возможности энергетических компаний и динамику производства топливно-энергетических ресурсов.
  Крайне жесткая налоговая политика в сочетании с кризисом платежей (размеры неплатежей за топливно-энергетические ресурсы непрерывно росли и в 1996 г. составили десятки триллионов рублей) негативно отразилась на инвестиционных возможностях энергетических компаний и на их заказах смежным, в том числе конверсионным отраслям промышленности. Среднегодовые объемы капиталовложений в ТЭК (см. табл. 2.3) уменьшились в 1991 - 1996 гг. в 2,4 раза по сравнению с периодом 1986 - 1990 гг. В топливно-энергетическом комплексе возник опасный инвестиционный кризис. В нефтяной и угольной промышленности капиталовложений не хватает даже на поддержание достигнутого уровня добычи ТЭР, в электроэнергетике едва компенсируется выбытие действующих мощностей из-за окончания проектного (неоднократно продленного) срока службы оборудования. Только в газовой промышленности идет некоторый прирост производственных фондов.
  Сегодня состояние и технический уровень действующих мощностей ТЭК оцениваются как критические. В ТЭК исчерпан проектный ресурс: более 50% оборудования угольной промышленности, более 30% газоперекачивающих агрегатов, свыше 50% оборудования в нефтедобыче и более 35% в газовой промышленности. В нефтеперерабатывающей промышленности износ фондов превышает 80%, в ближайшие несколько лет отработает проектный ресурс половина мощностей электростанций страны. Более половины магистральных нефтепроводов эксплуатируется без капитального ремонта дольше 25 - 35 лет, требует реконструкции половина мощностей АЭС.
  Таблица 2.3
  Капиталовложения в ТЭК России
  Среднегодовые объемы за 1986 -1990 гг. 1994г. 1995г. 1996г. Капиталовложения в текущих ценах, трлн руб. - 27,4 79,62 114,01 То же в ценах 1991 г. млрд руб. 47,72 20,47 22,2 19,67 % 100 42,9 46,5 41,2 Доля капиталовложений по отраслям, %: нефтяная 53,9 38,2 32,1 29,2 газовая 16,9 24,4 29,3 31,2 угольная 8,3 9,1 8,7 8,1 электроэнергетика 15,7 22,8 21,3 22,8 Тяжелое положение сложилось в геологоразведке: в последние годы прирост разведанных запасов нефти и газа впервые в отечественной истории оказался ниже объемов их извлечения из недр.
  Продолжают снижаться объемы добычи нефти и газа, а сложившийся механизм (чрезмерное налогообложение, неплатежи) ставит под реальную угрозу перспективу обеспечения внутренних потребностей страны в моторных топливах и углеводородном сырье для нефтехимии. В случае непринятия срочных мер разрушение системы энергоснабжения станет необратимым не только из-за массового выбытия устаревшего оборудования, введенного 30 - 40 лет назад, но и ввиду специфики процесса топливодобычи, требующего постоянного финансирования проходки, бурения и других видов работ.
  Дальнейшее сокращение инвестиций в этих отраслях приведет к недопустимому сокращению производства топливно-энергетических ресурсов. А для восстановления их добычи потребуются не только многократно большие затраты, но и длительное время - от 5 до 10 - 12 лет.
  Продолжающийся спад производства электроэнергии обусловливается снижением спроса, прежде всего в производственной сфере, тогда как спрос на электроэнергию коммунально-бытового сектора растет. Тарифы на электроэнергию для населения в несколько раз ниже действительных затрат на ее производство и распределение, что не стимулирует ее экономное расходование в быту. Эти льготы для населения вынуждены компенсировать промышленность и транспорт, где тарифы на электроэнергию непомерно велики: в ряде районов уже выше, чем в США и некоторых европейских странах. Это негативно отражается на конкурентоспособности и выживании всего отечественного производства.
  Единственная отрасль ТЭК, где в 1996 г. отмечался подъем производства, - это газовая промышленность. Но и она оказалась не в состоянии остановить снижение общего объема производства ТЭР в стране.
  В последние годы ТЭК как ведущий сектор российской экономики так и не смог содействовать ее стабилизации. Тем не менее комплекс по-прежнему обеспечивает более 50% всех валютных поступлений от экспорта топлива и более половины налоговых платежей. Кроме того, ТЭК стал вынужденным кредитором тех отраслей экономики, которые не оплачивали значительную часть потребляемого топлива и энергии, а также облегчал положение населения благодаря льготным тарифам на газ, тепло и электроэнергию. Заказы ТЭК в 1995 и 1996 гг. обеспечивали 20% всего выпуска продукции других отраслей промышленности.
  Экспорт ТЭР из России после резкого спада в 1990 - 1993 гг. стабилизировался в 1994 г. и несколько увеличился в 1996 г. Основу экспорта бывшего СССР составили нефть и нефтепродукты, в энергетическом эквиваленте их экспорт почти сравнялся с экспортом газа.
  Предусмотренный "Энергетической стратегией России" курс на постепенное приведение цен на энергоресурсы в соответствии с мировыми ценами дал в условиях фискальной налоговой системы непредвиденные негативные результаты.
  Либерализация в 1993 г. цен на нефть, нефтепродукты и уголь, установление высоких акцизов сначала на нефть, а с 1995 г. и на природный газ способствовали росту текущих цен на топливо и электроэнергию, хотя их динамика в течение всего периода реформ отставала от увеличения средних цен промышленной продукции.
  Быстро выросли в долларовом выражении внутренние цены на энергоносители. Регулируемые цены на газ и электроэнергию не достигли цен мирового рынка, полностью либерализированные внутренние цены производства нефти и угля в 1996 г. вплотную приблизились к мировым ценам, а с учетом транспортных издержек даже превысили их в отдельных районах нашей страны. Оптовые же цены моторных топлив уже выше мировых цен не только из-за низкой глубины переработки нефти в России, но и вследствие того, что повышенное налогообложение касается добычи нефти, а не сбыта нефтепродуктов, как в странах рыночной экономики. В результате резко нарушилось соотношение цен на отдельные энергоносители. Самое высококачественное и экологически чистое топливо - природный газ - в европейских районах страны дешевле, чем наименее удобное для большинства потребителей топливо - уголь. Это служит одной из главных причин падения спроса на уголь и массового стремления потребителей заменить его и мазут природным газом.
  Резкое повышение уровней и перекосы цен на энергоносители уже в 1994 г. вызвали массовые неплатежи потребителей, которые приобрели особый размах в 1995 и 1996 гг. В среднем потребители не оплачивали до 25% использованных ими энергоресурсов, а неплатежи за электроэнергию и природный газ составили в 1996 г. более 50%.
  Сложившаяся тревожная ситуация в топливно-энергетическом комплексе России, дальнейшее углубление энергетического кризиса в условиях перехода страны к рыночной экономике, несмотря на наметившиеся в ряде направлений положительные сдвиги, может оказать серьезное негативное влияние на экономическую безопасность страны в целом, на жизнедеятельность всех сфер экономики и населения, социально-экономическую стабильность общества и независимость государства.
  Среди факторов, вызывающих особые опасения, следует назвать: критическое финансовое положение отраслей ТЭК, продолжающийся значительный спад их производства;
  острый дефицит инвестиций, приводящий к некомпенсируемому выбытию производственных мощностей комплекса в условиях высокой изношенности основных фондов;
  ухудшение состояния подготовленной к разработке сырьевой базы и резкое сокращение геологоразведочных работ;
  несовершенство ценовой, налоговой, финансовой политики государства, которая не обеспечивает реального самофинансирования отраслей и структурных ценовых соотношений, соответствующих мировым тенденциям;
  высокий уровень энергоемкости в России, что ложится тяжелым бременем на экономику страны и конкурентоспособность производства;
  сокращающийся экспортный потенциал ТЭК как в связи с падением производства энергоресурсов, так и из-за утраты транспортных коммуникаций по экспорту энергоресурсов, что приводит к потере традиционных рынков сбыта;
  недостаточный энергетический и энерготранспортный потенциал в ряде регионов страны и низкая обеспеченность большинства регионов собственными природными ТЭР, возникшая после распада СССР энергетическая зависимость ряда регионов страны от стран СНГ;
  трудности обеспечения сезонными запасами топлива как страны в целом, так и отдельных ее регионов, особенно северных, связанных с финансовыми ограничениями и недостаточной мощностью подземных газовых хранилищ (ПГХ);
  низкий технический уровень в отраслях ТЭК и необходимость больших затрат на обеспечение безопасности атомных электростанций (АЭС) новых поколений;
  экологический аспект негативного воздействия ТЭК на социально-экономические условия жизни общества;
  несовершенная система управления ТЭК и его предприятиями в рыночных условиях хозяйствования в чрезвычайных обстоятельствах.
 
  ТОПЛИВНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
 
  В состав топливной промышленности входят угольная, газовая, нефтяная отрасли, обеспечивающие добычу минерального топлива - главного источника энергии в электроэнергетике и технологического сырья в промышленности (углехимической, нефтехимической, газохимической отраслях). Доля топливной промышленности в промышленно-производственных основных фондах топливно-энергетического комплекса составляет около 60% (табл. 2.4).
  Таблица 2.4
  Основные показатели работы топливной промышленности России
  1980г. 1990г. 1995 г. Число предприятий 574 570 952 Объем продукции, млрд. руб. 22,6 40,8 161 376 Индексы объема продукции к предыдущему году 102 97 99,2 Численность промышленно-производственного персонала, тыс. чел.
 в том числе рабочих 809 668 801 656 846 692 Прибыль, млрд. руб. ... ... 28761 Уровень рентабельности, % ... ... 20,8 Снижение (-), повышение затрат на 1 руб. продукции, % к предыдущему году 1,7 6,41 -9,35 Потенциальные запасы топливно-энергетических ресурсов Российской Федерации составляют около 6000 млрд. т (почти 50% мировых запасов), промышленные, разведанные запасы - около 300 млрд. т. На долю угольных запасов приходится 88 - 90%, нефти и природного газа - 10- 12%.
  Запасы топливно-энергетических ресурсов размещены по территории России неравномерно: значительная их доля располагается в восточный районах - в Сибири и на Дальнем Востоке.
  Восточная и Западная Сибирь, а также Дальневосточный экономический район - избыточные по запасам различных видов топлива районы, занимающие первое и второе места. На третьем месте - Уральский, Поволжский, Северный районы. Остальные регионы европейской части страны - Центральный, Южные, Западные - отличаются дефицитом топливно-энергетических ресурсов.
  Структура запасов топливно-энергетических ресурсов в различных районах России неодинакова. В большинстве районов преобладает угольное топливо, в Западно-Сибирском, Поволжском, Уральском, Северном и Северо-Кавказском районах - нефть и газ. По качеству различные виды ТЭР также существенно различаются: тепловой коэффициент угля варьирует от 1 до 0,4 (за 1 принимается коксующийся уголь с теплотой сгорания 7000 ккал), нефти - 1,43 - 1,5, природного газа - 1,19- 1,40. Наибольшее освоение запасов характерно для более обжитой и лучше изученной части - западной зоны России. В Сибири и на Дальнем Востоке из-за слабой освоенности этих территорий объем добычи топлива существенно превышает его потребление. Огромные потоки угля, нефти и газа (в количестве около 1000 млн. т у. т.) отсюда ежегодно направляются в дефицитные районы европейской части России, СНГ и на экспорт в страны Восточной и Западной Европы. Топливно-энергетический баланс в настоящее время можно охарактеризовать как нефтегазовый: если в 1940-х гг. доля нефти и газа в СССР не превышала 20%, то в 80-х гг. и в 1995 г. составила более 80%, а доля угля снизилась до 14,5%.
 
  УГОЛЬНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
 
  На территории Российской Федерации сосредоточено более 84% запасов угольных ресурсов бывшего СССР - от бурых углей до антрацитов. Балансовые запасы достигают более 300 млрд. т углей, в том числе по категории А+В+С1, - 209 млрд. т, по категории А+В - 87 млрд. т. Утвержденные в 1989 г. Геологическим комитетом по запасам топлива и сырья угольные ресурсы составляют 180 млрд. т (А+В+С1,), из них более 60% - коксующиеся угли (табл. 2.5).
  Таблица 2.5
  Основные показатели работы угольной промышленности России
  1980г. 1990 г. 1995г. Число предприятий 336 334 364 Объем продукции, млрд. руб. 4,8 7,0 23952 Индексы физического объема продукции, % к предыдущему году 99 . 96 99 Численность промышленно-производственного персонала, тыс. чел. 481 484 451 в том числе рабочие 409 411 380 Прибыль, млрд. руб. 2092 Уровень рентабельности продукции, % 8,0 Снижение (-), повышение затрат на 1 рубль продукции, % к предыдущему году 3,8 8,97 -11,7 Главными угольными бассейнами России межрайонного значения являются Кузнецкий (Западно-Сибирский район), Печорский (Северный район) и Южно-Якутский (Дальний Восток) с преобладающими запасами коксующихся высококачественных углей, из них более 50% пригодны для открытой добычи. Главный буроугольный бассейн страны - Канско-Ачинский. По последним уточненным данным, доля Западно-Сибирского района (Кузнецкий бассейн) в суммарных угольных запасах страны составляет более 50%, Восточно-Сибирского - более 30%. При объемах добычи угля в России (в 1990 г. - 396 млн. т, в 1995 г. -262 млн. т) обеспеченность угольными запасами может составить в различных районах западной зоны от 40 до 90 лет, а в районах восточной зоны - 100 - 300 лет. Запасы угля в районах Восточной Сибири - в Тунгусском бассейне - равны 2345 млрд. т. Это общегеологические, не менее 5 млрд. т - промышленные запасы. Кузнецкий бассейн имеет соответственно 725 и 60 млрд. т, Канско-Ачинский - 600 и 73, Иркутский - 76 и 7, Ленский (Дальневосточный район) - 1647 и 5, Южно-Якутский 25 - 40 и 5, Печорский бассейн (Северный район) - 214 и 8, на территории Севере- Кавказского района в Донбассе (восточное крыло) не менее 60 и 10, Подмосковный - 20 и 5 млрд. т.
  Угольные ресурсы различаются качеством (теплотворной способностью), величиной залежей, глубиной залегания угольных пластов, их мощностью, характером географического распространения.
  Наиболее значительными запасами угольных ресурсов располагают Западно-Сибирский район - Кузнецкий бассейн каменного угля и Восточно-Сибирский - Канско-Ачинский бассейн бурого угля с преимуществом его открытой добычи. Для освоения последнего в сочетании с развитием электроэнергетики предусматривается специальная межотраслевая программа. Увеличение добычи угля Канско-Ачинского бассейна намечается для снабжения тепловых электростанций Сибири. Труднодоступные, слабо освоенные Тунгусский, Ленский и Таймырский бассейны занимают огромные территории, которые пока недостаточно разведаны.
  Главным источником коксующегося угля для европейской части служит Кузнецкий бассейн, продукция которого теперь в связи с суверенизацией Украины не будет поступать только до левобережья Волги и распространится на территорию правобережья Волги. Северный и Северо-Западный районы России снабжаются преимущественно коксующимся углем Печорского бассейна.
  За последнее десятилетие в угольной промышленности России наблюдалось сильное отставание в капитальном строительстве из-за хронического дефицита капиталовложений недостающих мощностей строительных организаций. Систематическое невыполнение (в прошлом плановых) заданий по вводу новых производственных мощностей, далеко недостаточные масштабы ранее планируемых реконструкций и технического перевооружения привели к катастрофическому "старению" шахтного и карьерного фондов отрасли. За годы экономических реформ оказались утрачены производственные мощности по добыче более 60 - 70 млн. т в год, так как отсутствие необходимых инвестиций не позволило компенсировать их естественное выбытие. Произошло стремительное повышение цен на добычу угля.
  В связи с сокращением числа участков с благоприятными условиями разработки угольных месторождений разведочные работы в последние годы переместились на площади с более трудными геологическими условиями. Сейчас особенно важно усилить поток и разведку остродефицитных коксующихся углей в Кузбассе, бурых углей в Канско-Ачинском и каменных углей в Иркутском и Минусинском бассейнах.
  Угольными бассейнами межрайонного значения (уголь вывозится в другие районы) является Кузнецкий, Канско-Ачинский (после предварительного облагораживания), Южно-Якутский бассейны, доля добычи в которых в 1995 г. составила около 30% от всей добычи угля в стране. В табл. 2.6 представлены территориальные сдвиги в угольной промышленности России за последние 25 лет.
  Угольные месторождения местного значения служат источниками снабжения тепловых электростанций в пределах отдельных районов: Подмосковный бассейн (Центральный район), Копейский (Уральский район), Минусинский, Иркутский, Норильский, Гусиноозерский, Черновские Копи, Букачана, Харанорский (Восточная Сибирь), Ургальский, Анадырьский, Беринговский, Кангаласский, Зырянский, Магаданский, Корфский (Дальний Восток).
  Таблица 2.6
  Сдвиги в размещении добычи угля по Российской Федерации (в % к общероссийской добыче)
  Район 1970г. 1980 г. 1990г. 1995 г. Добыча угля, всего в России, млн. т 345,4 391 395 262 То же, % 100 100 100 100 Европейская часть 42,3 32,2 24 22,5 Северный 6,5 7,6 8,0 8,6 Центральный 10,6 7,6 3,0 1,3 Северо-Кавказский 9,5 8,0. 7,0 7,4 Уральский 15,0 10,0 6,0 5,2 Восточные районы 57,7 67,8 76,0 77,5 Восточная Сибирь 32,5 36,7 36,0 38,1 Западная Сибирь 16,1 20,5 25,0 27,1 Дальний Восток 9,0 10,6 13,0 12,3 Доля открытой добычи угля в России составляла в 1990 г. 60%, в 1995 г. - 58% и велась преимущественно в Канско-Ачинском, Кузнецком, Южно-Якутском и частично в Подмосковном угольном бассейне. В 1995 г. 77,5% добычи угля приходилось на районы восточной зоны страны, а в районах европейской части добыча сократилась до 22,5% (с 42,0% в 1970 г. до 32,0% в 1990 г.).
  Концепция "Энергетической стратегии России" основывается на том, что к 2000 г. общий спад добычи угля будет остановлен на уровне 250 млн. т в год, что угольная промышленность по-прежнему будет играть важную роль в топливо- и энергообеспечении России, хотя реструктуризация отрасли - трудоемкая задача, требующая максимальной осторожности и всестороннего учета социальных факторов при постепенном контролируемом сокращении шахтной добычи угля и закрытии нерентабельных объектов. Удовлетворение перспективного рыночного спроса в угольной промышленности намечается при минимальном вмешательстве государства в деятельность предприятий. Основные надежды на рост добычи угля возлагаются на Кузбасс и Канско-Ачинский бассейн для снабжения районов Сибири, Урала и ряда районов западной зоны при все большей специализации остальных бассейнов и месторождений на обеспечении углем преимущественно местных потребителей.
  Для повышения конкурентоспособности угля и минимизации размеров государственной поддержки отрасли необходимо значительно повысить экономическую эффективность угольных предприятий (резко улучшить качество угля путем сортировки, переработки, обогащения). Развитие углеобогащения позволило бы снизить зольность отгружаемых потребителям углей. Кроме того, необходима организация геологоразведочных работ в Забайкалье, на Урале, Хабаровском крае и поисковых работ вблизи существующих транспортных коммуникаций: в Южно-Якутском, Кузнецком, Канско-Ачинском угольных бассейнах.
  При складывающихся мировых и внутренних ценах на уголь и усилении требований к его качеству на мировом рынке нет оснований прогнозировать существенное увеличение экспорта российского угля.
 
  НЕФТЕДОБЫВАЮЩАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
 
  Запасы нефти и газа в общих топливно-энергетических ресурсах страны составляют 10 - 12%. Среднегодовой прирост добычи нефти (с учетом газового конденсата) составлял до 1988 г. 15 млн. т. Это было возможно в связи с освоением новых нефтяных месторождений, сосредоточенных в Западно-Сибирском экономическом районе, занимающем первое место в стране по запасам нефти (Сургутское, Нижневартовское, Усть-Балыкское, Самотлорское месторождения). На втором месте находится Волго-Уральская нефтеносная зона (Ромашкинское, Мухановское, Пермское, Шкаповское и Туймазинское месторождения). Значительны запасы нефти в Северном районе (Усинское, Пашнинское, Ярегское месторождения), на территории Восточно-Сибирского района (Марковское), в Дальневосточном районе (на Сахалине), на Северном Кавказе (Грозненские, Ходыженское месторождения). Максимальный уровень добычи нефти в России был достигнут в 1987 - 1988 гг. -более 560 млн. т (при общесоюзной добыче в СССР 624 млн. т) за счет главной нефтяной базы страны - Среднего Приобья в Западной Сибири. Однако неподготовленность геологоразведочных работ, снижение среднегодового дебита нефтяных скважин привело к резкому спаду добычи - до 516 млн. т в 1990 г. и около 306 млн. т в 1995 г.
  На смену выбывающим, высокопродуктивным крупным месторождениям в разработку вовлекаются менее эффективные мелкие месторождения. За последние 15 лет средний дебит новых нефтяных скважин снизился в несколько раз, в том числе по Западной Сибири более чем в 10 раз (см. табл. 2.7).
  Средний размер запасов нефти новых месторождений в Западной Сибири снизился со 149 млн. т в начале 80-х гг. до 10 - 15 млн. т к 1996 г. Сокращение инвестиций в геологопоисковую работу привело к тому, что в 1995 г. прирост запасов не компенсировал добычу нефти.
  Отсутствие необходимых инвестиций, как и в ТЭК в целом, не позволило в 90-х гг. компенсировать естественное выбытие производственных мощностей в нефтяной промышленности, что привело к сокращению эксплуатационного бурения в 2 раза и уменьшению нефтедобычи более чем на 200 млн. т в год.
  Таблица 2.7
  Основные показатели работы нефтедобывающей промышленности России
  1980г. 1990г. 1995г. Число предприятий 54 69 214 Объем продукции, млн. руб. 5,8 13,1 73023 Индексы физического объема 104 94 96 продукции, % к предыдущему году Численность промышленно- 99 137 213 производственного персонала, тыс. чел. в том числе рабочие 70 100 166 Прибыль, млрд. руб. ... ... 14619 Уровень рентабельности продукции, % ... ... 21,2 Снижение (-), повышение затрат на 1 руб. 4,5 13,3 -15,1 продукции, % к предыдущему году Кроме того, причинами снижения нефтедобычи стали: отсутствие высокопроизводительного нефтедобывающего оборудования, неспособность предприятий финансировать объекты в бурении и нефтепромысловом строительстве, ограниченность собственных инвестиций, устаревшие технологии добычи и износ действующего оборудования (см. табл. 2.8).
  На снижение добычи нефти во всех нефтедобывающих объединениях повлияло и ограничение приема сырья нефтеперерабатывающими заводами, которые испытывают трудности со сбытом своей продукции из-за неплатежеспособности потребителей этой продукции.
  В настоящее время добыча нефти в Западной Сибири составляет около 70% нефтедобычи России, и она продолжает падать. В 1997 - 1998 гг. намечается остановить спад добычи нефти и газового конденсата (на уровне 270 - 300 млн. т в год). После 2000 г. предусмотрено освоение континентального шельфа, доля которого в пределах России по запасам (по последним оценкам) составляет более 50% от ресурсов шельфа Мирового океана. Извлекаемые запасы нефти сосредоточены В основном в Дальневосточном районе на морском шельфе вокруг Сахалина (до 15%), на шельфе Каспийского моря (до 15%). Для развития морской добычи нефти необходимо создавать новую отрасль судомашиностроения, основанную на использовании принципиально новых технологических достижений.
  Таблица 2.8
  Сдвиги в размещении добычи нефти по районам
  Российской Федерации
  (в % к общероссийскому показателю)
  Район 1940г. 1960г. 1980г. 1990г. 1995г. Всего в России, млн. т 7 119 547 516 306,8 То же, % 100 100 100 100 100 Европейская часть 99,9 99 48,8 29,9 31,3 Волго-Уральский 6 70 30,6 22,3 27,0 Северо- Кавказский 93,9 29 13,9 3,5 1,1 Северный - - 4,4 4,1 3,2 Калининградская область - - - 0,01 0,01 Восточные районы 0,1 1 51,2 70,1 68,7 Западная Сибирь - 0,94 51,1 69,9 68,5 Восточная Сибирь - - 0,01 0,1 0,1 Дальний Восток 0,1 0,06 0,06 0,1 0,1 В настоящее время добычей нефти занимаются главным образом российские нефтяные акционерные компании: Лукойл - 58,5 млн. т, ЮКОС - 36 млн. т, Сиданко - 23 млн. т, Тюменская нефтяная компания (НК) - 23 млн. т, Сургутнефтегаз - 33 млн. т, Сибирская НК -18,6 млн. т, Роснефть - 12,9 млн. т, Татнефть - 25 млн. т, Башнефть - 25 млн. т и др. Они диктуют на внутреннем рынке страны высокие цены на нефть (по сравнению с 1992 г. цены возрастали ежегодно в десятки раз, их рост был выше, чем в остальных отраслях промышленности). Это явилось главной причиной резкого увеличения цен на энергоносители, различные виды топлива (продукцию нефтепереработки), повлияло на стоимость промышленной продукции и рост тарифов на всех видах транспорта.
 
  НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
 
  Нефть - это важное исходное сырье для химии и нефтехимии. Она перерабатывается на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) и нефтехимических комбинатах (НХК), где выпускается большое количество различных видов нефтепродуктов в виде светлого моторного топлива - бензина и керосина, и углеводородного сырья для промышленности органического синтеза и полимерной химии (технико-экономические показатели нефтеперерабатывающей отрасли представлены в табл. 2.9). В 1995 г. первичная переработка нефти составила 180 млн. т. К основным факторам, влияющим на размещение нефтеперерабатывающей промышленности, относятся: сырьевой (районы добычи нефти) и потребительский (районы потребления нефтепродуктов).
  Таблица 2.9
  Основные показатели работы нефтеперерабатывающей промышленности России
  1980г. 1990 г. 1995 г. Число предприятий 36 34 71 Объем продукции, млрд. руб. 9,1 13,4 49016 Индексы физического объема продукции, 103 97 101 % к предыдущему году Численность промышленно-производственного 135 99 117 персонала, тыс. чел. в том числе рабочие 113 81 96 Прибыль, млрд. руб. 9608 Уровень рентабельности продукции, % 26,1 Снижение (-), повышение затрат на 1 руб. -0,2 0,7 -5,2 продукции, % к предыдущему году Под воздействием сырьевого фактора нефтеперерабатывающие заводы и нефтехимические комбинаты размещены в районах добычи нефти:
 
  Поволжском - Самара, Волгоград, Саратов, Сызрань
  Уральском - Ишимбай, Салават, Уфа, Орск, Пермь, Краснокамск
  Северо-Кавказском - Грозный, Нефтегорск
  Северном - Ухта
  Западно-Сибирском - Омск, Томск, Тобольск
  Потребительский фактор обусловливает размещение НПЗ на пути транспортировки сырой нефти, в районах и центрах, получающих нефтепродукты по магистральным нефтетрубопроводам, протяженность которых в границах бывшего СССР составляет в настоящее время уже около 100 тыс. км.
  НПЗ действуют в следующих районах:
  Центральном - Москва, Рязань, Ярославль
  Северо-Западном - Кириши
  Восточно-Сибирском - Ачинск, Ангарск (по пути следования нефти по трубопроводу Омск - Ачинск - Ангарск)
  Дальневосточном - Комсомольск-на-Амуре, Хабаровск
  В районах западной зоны России перерабатывается более 75% нефти, в восточной зоне - около 25%.
  Основные направления магистральных нефтетрубопроводов: из Западной Сибири к районам европейской части России, в страны СНГ и Западной Европы - западное, юго-западное, северо-западное, в Казахстан - южное и в Восточную Сибирь - восточное.
  Главные направления развития нефтеперерабатывающей промышленности за последние десятилетия - это укрепление и комбинирование мощностей по первичной переработке нефти, внедрение оборудования крупнотоннажных комплексов по намечаемому углублению процессов переработки нефти до 75% к 2000 г. и до 82 - 84% к 2010 г., что позволит сократить объем производства мазута и значительно увеличить производство светлого моторного топлива, нефтехимической продукции для органического синтеза и полимерной химии.
  ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
  Быстро развивающейся отраслью топливно-энергетического комплекса является газовая промышленность (см. табл. 2.10). Продукция этой отрасли обеспечивает потребность всей промышленности (около 45% общего народнохозяйственного потребления), тепловой электроэнергетики (35%), коммунального бытового хозяйства (более 10%). Газ - самое экологически чистое топливо и ценное сырье для производства химической продукции.
  Таблица 2.10
  Основные показатели работы газовой промышленности России
  1980г. 1990г. 1995г. Число предприятий 26 27 46 Добыча естественного газа, млрд. куб. м 254 641 595 в том числе: природного газа 231 601 570 нефтяного (попутного) газа 23,2 40,2 25,5 Объем добываемой продукции в денежном выражении, млрд. руб. 2,4 6,9 14734 Индексы физического объема продукции, % к предыдущему году 110 103 99,6 Численность промышленно-производственного 24 27 38 персонала, тыс. чел. в том числе рабочие 18 20 28 Прибыль, млрд. руб. 2372 Уровень рентабельности продукции, % 27,2 Снижение (-), повышение затрат на 1 руб. продукции, % к предыдущему году 0,1 2,1 4,7 Запасы газовых ресурсов вместе с нефтяными в России составляют 10 - 12% суммарных запасов ТЭР страны и оцениваются в 49 трлн. куб. м.
  Основные запасы природного газа (около 80%) размещены в Западно-Сибирском экономическом районе. Это месторождения Уренгойское, Ямбургское, в Новом Уренгое, Ямальское, Тазовское, Заполярное и др. На втором месте - Уральский экономический район (Оренбургское месторождение) - около 10%. На третьем - Северный район (Вуктыл, Войвож, Василковское) - более 5 - 6%. Эксплуатируются и старые месторождения природного газа на Северном Кавказе (Ставропольское, Березанское, Ленинградское, Калужское), в Поволжском районе (Арчединское, Степновское, Саратовское, Астраханское).
  В Восточно-Сибирском районе запасы газа сосредоточены в Красноярском крае - Таймырское, Мессояхское месторождения и в Иркутской области - Братское месторождение, а на Дальнем Востоке в Якутии - Усть-Вилюйское и на Сахалине - Оха и Тунгорское месторождения. Добыча газа в 1995 г. составляла 595 млрд. куб. м (при ранее достигнутых максимальных объемах добычи в России 643 млрд. куб. м, а в СССР - 815 млрд. куб. м в 1990 г.).
  Главное достижение отрасли за последние 20 лет - создание крупнейшего Западно-Сибирского нефтегазового комплекса, обеспечивающего более 80% всей добычи природного газа.
  Благодаря надежной сырьевой базе, созданной в газовой промышленности, отрасль ТЭК может развиваться за счет уже открытых месторождений. Основные районы добычи природного газа - уникальные газовые месторождения в Уренгое и Ямбурге в Западной Сибири.
  Развитие газовой промышленности сдерживается из-за трудностей транспортировки газа (ограниченные возможности поставки труб большого диаметра, газоперекачивающих агрегатов большой мощности и специальной арматуры). Чрезвычайно важная проблема - подземное хранение газа (ПХГ) для регулирования сезонной и суточной неравномерности потребления и повышения надежности системы газоснабжения, а также переработка газа в целях получения наиболее легких жидких фракций для моторного топлива (бензин) и сырья для газохимической промышленности.
  На природный газ возлагаются большие надежды, как на наиболее дешевое высокоэкологичное топливо в период подготовки к переходу на более широкое использование альтернативных нетрадиционных видов электроэнергии (ветра, солнца, приливной, внутреннего тепла земли).
  В настоящее время основная добыча газа осуществляется в Западной Сибири (см. табл. 2.11), и в перспективе здесь же намечается концентрация добычи природного газа за счет Надым-Тазовского, Уренгойского, Ямбургского и Ямал-Гыданского месторождений. Создание производственной инфраструктуры (транспортных подходов в виде железных и шоссейных дорог), надежная работа морского и воздушного флота окажут существенную помощь в реализации этой программы.
  Основные потребители природного газа размещены в европейской части России, поэтому главные газотранспортные потоки направляются из Западной Сибири в западном, юго-западном, северозападном направлениях для газоснабжения юго-западных районов страны, СНГ, стран Западной и Восточной Европы. В соответствии с заключенными долгосрочными контрактами сооружаются мощные магистральные газотрубопроводные системы от Ямбургского, Уренгойского, Ямальских месторождений Западной Сибири, создаются подземные хранилища газа вблизи промышленных центров в водоносных пластах, на истощенных газовых и нефтяных месторождениях Поволжья и Северного Кавказа, хранилища сжиженного природного газа на базе газобензиновых заводов Западной Сибири, Урала и Поволжья. На сооружаемых объектах внедряются новые научно-технические решения.
  Таблица 2.11
  Размещение газовой промышленности России (в % к итогу)
  Район 1980г. 1990г. 1995 г. Россия, всего, млрд. куб. м 254 641 595 То же, % 100 100 100 Европейская часть 17 9,6 8,0 Северный 3,9 1,2 0,5 Уральский 10,6 6,8 6,0 Северо-Кавказский 1,6 0,8 0,5 Поволжский 1,1 0,8 1,0 Восточные районы 83 90,4 92,0 Западная Сибирь 82,5 89,6 90,8 Восточная Сибирь 0,25 0,3 0,7 Дальний Восток 0,25 0,5 0,5 Действует единая транспортная газоснабжающая система России и СНГ (длина магистральных газопроводов на территории России -145 тыс. км, а в границах бывшего СССР более 220 тыс. км), в состав которой входит ряд региональных транспортных систем магистральных газопроводов: Центральная, Поволжская, Уральская, система газопроводов Сибирь - Центр. Газотранспортная система расширяется в результате освоения месторождений Западной Сибири, откуда газовые потоки через западную систему магистралей поступают в страны Западной и Восточной Европы.
  Работают газопроводы "Братство", "Союз", "Прогресс", по которым природный газ поступает из России за рубеж, прокладывается газопровод через Беларусь и Польшу в соответствии с ранее предусмотренными проектами строительства магистральных газопроводов от Ямальских месторождений в зарубежную Европу.
  Важную роль играет попутный газ (связанный с добычей нефти), представляющий ценное сырье для органического синтеза и полимерной химии. Перерабатывается попутный газ на газобензиновых заводах в районах нефтедобычи: на Урале, Северном Кавказе, в Западной Сибири.
  В перспективе 2000 - 2010 гг. исключительно важным направлением признано развитие отраслей высокоэффективных качественных видов жидкого и газообразного топлива для нефтехимии. К настоящему времени разведанность запасов в европейских регионах России и Западной Сибири достигает 65 - 70% по нефти и 40 - 45% по газу, в то же время Восточная Сибирь и Дальний Восток освоены только на 6 - 8%, а шельфы морей - лишь на 1%. Именно на эти труднодоступные регионы (включая север Тюменской и Архангельской областей) приходится около 46% перспективных и более 50% прогнозных ресурсов нефти и около 80% природного газа. В связи с этим очень важно не допустить развала геологических организаций и увеличить масштабы геологоразведочных работ на нефть и газ для создания прочной сырьевой базы в 'будущем. Необходимо довести геологоразведочные работы до объемов, обеспечивающих в ближайшие несколько лет подготовку 400 - 500 млн. т запасов нефти и до 1 трлн. куб. м газа с дальнейшим увеличением прироста запасов нефти до 600 млн. т в год. По расчетам, оправданный перспективный уровень добычи нефти в России - 310 - 350 млн. т при различных уровнях цен на мировом рынке.
  Основным поставщиком нефти в рассматриваемой перспективе до 2000 и 2010 гг. остается Западно-Сибирский район, несмотря на снижение здесь уровней добычи. Отсюда традиционно нефть будет вывозиться в двух направлениях: на восток и запад. Поставка нефти в восточном направлении (в Восточную Сибирь и на Дальний Восток) в перспективе начнет снижаться за счет ожидаемого роста добычи нефти в этих районах. Это позволит уже с 2000 г. организовать транспорт нефти на НПЗ Дальнего Востока.
  В западном направлении выделяются нефтедобывающие Уральский, Поволжский, Северо-Кавказский районы, потребности которых в нефти и нефтепродуктах увеличиваются. Хотя доля этих районов на российском рынке и в вывозе за рубеж продолжает уменьшаться, они по-прежнему будут играть активную роль. Наиболее перспективным районом по добыче нефти будет Север европейской части России.
  В "Энергетической стратегии" после 2000 г. в качестве главного приоритета по добыче топлива рассматривается природный газ, способный обеспечить более 50% всего производства первичных топливно-энергетических ресурсов. Газовая промышленность будет развиваться прежде всего за счет крупных месторождений Тюменской и Томской, а также Оренбургской и Астраханской областей. Кроме того, большие надежды возлагаются на создание новых крупных центров по добыче природного газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. В дальнейшем возможны формирование и экспорт потоков газа из этих районов.
  При таких подходах к развитию добычи природного газа требуется выполнить конкретную реконструкцию всей системы газоснабжения с Целью осуществления поставок газа на внутрироссийские нужды и на экспорт для дальнейшего улучшения энергетической и экономической эффективности, подготовить систему ПГХ для повышения надежности газоснабжения народного хозяйства, кратно увеличив при этом извлечение полезных компонентов из добываемого газа. Предусматривается ускорить газификацию сельской местности всех районов. Особую важность проблема газификации сел и городов приобретает в районах Восточной Сибири и Дальнего Востока. Намечено увеличить использование газа как моторного топлива, реконструировать существующие и строить новые электростанции в городах и селах страны. Помимо Западной Сибири важную роль в газоснабжении потребителей будут играть Уральский и Поволжский районы России.
 
  ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА
 
  В 1995 г. в России было произведено 860 млрд. кВт/ч электроэнергии. Основная доля (более 70%) производится на тепловых электростанциях (КЭС, ТЭС), использующих преимущественно газовое топливо как наиболее экологически чистое, что особенно важно для районов европейской части страны с высокой промышленной нагрузкой. Доля производства электроэнергии на ГЭС около 20%, на АЭС - более 10%. Удельный вес промышленно-производственных фондов энергетики составляет 42%. Технико-экономические показатели электроэнергетической отрасли представлены в табл. 2.12.
  Кроме традиционных электростанций (ТЭС, ГЭС, АЭС) электроэнергию производят новые электрические станции, использующие альтернативные экологически чистые, возобновляемые источники энергии: ветер, солнце, приливы, внутреннее тепло земли. Правда, их доля - менее 1% в общем производстве электроэнергии страны.
  Электроэнергетика - это районообразующий стержень, способствующий территориальной организации производительных сил.
  Таблица 2.12
  Основные показатели работы электроэнергетической отрасли России
  1980 г. 1990г. 1995 г. Число предприятий 1006 849 1185 Объем продукции, млрд. руб. 11,7 21,4 121 404 Индексы физического объема продукции, % к предыдущему году 106 102 97 Прибыль, млрд. руб. 21503 Уровень рентабельности продукции, % 17,5 Снижение (-), повышение затрат на 1 руб. продукции, % к предыдущему году 1,9 19,6 -1,1 Важнейшие факторы размещения теплоэнергетики - сырьевой и потребительский. Суммарная мощность электростанций России в 1995 г. составила 215 млн. МВт. Единичная мощность крупных тепловых электростанций (удельный вес которых более 50% от общей мощности) -1000, 2000 МВт и более. Их размещение тяготеет к топливным базам восточных районов и к потребителю.
  Наиболее крупные тепловые электростанции, размещение которых обусловлено потребительским фактором: Конаковская ГРЭС (Государственная районная электрическая станция) - 2,4 млн. кВт, Рязанская - 2,8 млн. кВт, Костромская - 3,6 млн. кВт - в Центральном районе; Заинская - 2,4 млн. кВт - в Поволжье; Троицкая - 2,4 млн. кВт, Рефтинская - 3,8 млн. кВт - на Урале. В непосредственной близости от топливных баз (сырьевой фактор) преимущественно в восточных районах, обеспеченных топливно-энергетическими ресурсами, размещены крупные электростанции: Сургутские ГРЭС (1-й и 2-й очереди - более 3 млн. кВт каждая) в Западной Сибири на попутном нефтяном газе; Назаровская, Березовская, Ирша-Бородинская (до 6,4 млн. кВт каждая) на канско-ачинском буром угле; Харанорская, Гусиноозерская на забайкальских углях в Восточно-Сибирском районе; Нерюнгринская ГРЭС на южно-якутском угле в Дальневосточном экономическом районе.
  В отличие от КЭС теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) размещаются в непосредственной близости (не дальше 20 - 25 км) от потребителя. Мощность самых крупных ТЭЦ 1 млн. кВт. На тепловых электростанциях вырабатывается более 70% электрической энергии.
  Основным фактором размещения гидроэлектростанций (ГЭС) является сырьевой, т. е. запасы гидроэнергоресурсов (ГЭР), сосредоточенные в основном в Восточной Сибири (35%) и на Дальнем Востоке (более 30%). Поэтому целесообразными районами размещения ГЭС являются прежде всего восточные районы России - Восточная Сибирь и Дальний Восток, запасы ГЭР в которых составляют более 2/3 запасов страны. Гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС) используются для покрытия пиковых нагрузок. Крупнейшие ГЭС в России сооружены на Ангаре и Енисее одинаковой мощности до 6,4 млн. кВт (Иркутская, Братская, Усть-Илимская, Красноярская, Саяно-Шушенская, Енисейская и др.), на Волге и Каме - каскады ГЭС - до 2,5 млн. кВт, наиболее полно использующие энергию рек и регулирующие их сток. Доля производства электроэнергии на ГЭС страны в 1995 г. составила около 20%.
  Главный фактор размещения атомных электростанций (АЭС) - потребительский. Оптимальны наиболее удаленные от топливных баз места концентрации потребителей с дефицитом топливных ресурсов (1 кг урана -основного топлива, используемого на АЭС, эквивалентен 2500 т высококачественного угля). Крупные АЭС (Ленинградская, Тверская, Смоленская, Белоярская, Курская, Нововоронежская) размещены в европейской части страны, т. е. в районах с напряженным топливно-энергетическим балансом. На АЭС вырабатывалось в 1995 г. 10% электроэнергии страны.
  Все электростанции России работают в составе Единой электроэнергетической системы, сформированной в бывшем СССР (ЕЭЭС). Ныне действует РАО ЕЭС России, охватывающее более 90% всех электростанций страны (7 крупных объединений районных энергосистем европейских районов и Сибири). И только ОЭС Дальнего Востока функционирует автономно. Для усиления РАО ЕЭС России создается сеть высоковольтных линий электропередач ЛЭП 1150 и 1500 кВт постоянного и переменного тока из Казахстана в Россию (Экибастуз - Урал, Экибастуз - Центр) для перетоков электроэнергии в районы европейской части страны, испытывающие дефицит в электроэнергии. Производство электроэнергии на территории России размещено неравномерно: более 2/3 - в европейской части и около 1/3 - в восточных районах (см. табл. 2.13 и 2.14).
  Таблица 2.13
  Сдвиги в производстве электроэнергии по районам России (в % к общероссийскому производству)
  Район 1970г. 1980г. 1990г. 1995г. Россия, всего, млрд. кВт/ч 470,2 804,9 1082,2 860,0 Тоже, % 100 100 100 100 Районы Западной зоны 71,9 70,7 68,9 67,0 Северный 4,05 4,3 4,51 4,78 Северо-Западный 3,3 5,4 4,81 4,38 Центральный 17,33 16,4 18,8 17,99 Волго-Вятский 3,17 2,07 2,6 2,83 Центрально-Черноземный 1,8 3,85 4,01 4,06 Поволжский 13,6 11,6 11,51 11,24 Севере- Кавказский 6,34 6,1 5,43 5,24 Уральский 22,03 20,88 17,18 16,38 Калининградская область 0,02 0,09 0,06 0,05 Районы Восточной зоны 28,11 29,3 31,1 33,0 Западно-Сибирский 9,4 10,13 12,8 12,95 Восточно-Сибирский 15,7 15,41 13,9 16,62 Дальневосточный 2,99 3,75 4,39 4,48
  Нетрадиционными производителями электроэнергии являются геотермальные электростанции в Камчатской области (Паужетская ГРЭС), приливные в Мурманской области (Кислогубская), ветровые и солнечные, но их доля в производстве электрической энергии менее 1 %.
  Энергетической стратегией России на ближайшие 10 - 15 лет предусмотрено дальнейшее развитие электрификации за счет экономически и экологически обоснованного использования ТЭС, АЭС, ГЭС и нетрадиционных возобновляемых видов энергии, повышение безопасности и надежности действующих энергоблоков АЭС первого и второго поколений, освоение энергоблоков АЭС третьего поколения повышенной безопасности, включая реакторные установки малой мощности.
 
 Таблица 2.14
  Основные технико-экономические показатели электроэнергетической отрасли в различных районах России
  в 1995 г.
  Район Среднесписочная численность пром. персонала, тыс. чел. Среднегодовые ППОФ*,
 Млн. руб. Износ ППОФ*, % Северный 28 3996 65,6 Северо-Западный 24 3717 50,0 Центральный 72,9 12189 52,9 Волго-Вятский 25,4 2646 39,6 Центрально-Черноземный 30,4 4100 35,1 Поволжский 59,6 8784 40,5 Северо-Кавказский 32,4 4259 39,3 Уральский 77,7 9121 44,5 Западно-Сибирский 71,6 8883 32,9 Восточно-Сибирский 47,1 8117 33,3 Дальневосточный 52,3 7495 30,5 Калининградская область 2 156** 39,1 (Свободная экономическая зона) * ППОФ - промышленно-производственные основные фонды.
 * ** В ценах 1994 г.
  Структурная политика в области энергетики в соответствии с "Экономической стратегией России" предусматривает: широкое использование как традиционных, так и новых энергетических ресурсов;
  интенсификацию освоения местных энергоресурсов для ГЭС; кратное увеличение использования в первую очередь возобновляемых ресурсов солнечной, приливной, ветровой энергии, биогаза;
  увеличение доли природного газа в суммарном производстве ТЭР, расширение его использования в экологически неблагоприятных районах и для газификации села;
  приоритет глубокой переработки и комплексного использования углеводородного сырья;
  повышение качества углепродуктов, стабилизацию, затем наращивание угледобычи (в основном открытым способом);
  преодоление спада и умеренный рост добычи нефти в Западной Сибири;
  формирование, новых центров добычи нефти и газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.
  Региональная энергетическая политика сочетает естественное стремление регионов к самоуправлению и самообеспечению конечными энергоносителями (электрической и тепловой энергией, моторным и бытовым топливом) с сохранением единства ТЭК России как важнейшего фактора хозяйственной и политической интеграции страны. Для этого необходимо развивать единые федеральные энергетические системы (электроэнергетическую, газо- и нефтеснабжающую), совершенствовать действующие и создавать новые межрегиональные и межотраслевые топливно-энергетические связи и базы.
  Техническая политика в области энергетики ориентируется на:
  коренное повышение экономической и энергетической эффективности всех стадий добычи, преобразования, распределения и использования топливно-энергетических ресурсов;
  отказ от чрезмерной централизации энергоснабжения и эффективную деконцентрацию источников энергии с приближением их к потребителям;
  экологическую и аварийную безопасность источников энергии и надежность энергоснабжения потребителей;
  разработку качественно новых технологий и технических средств для устойчивого развития энергетики: строительство экологически чистых угольных и безопасных атомных электростанций, создание эффективных технологий использования новых источников энергии, разведки, добычи и переработки углеводородного сырья. Главным средством достижения целей и реализации приоритетов энергетической стратегии будет формирование энергетического рынка, контролируемого государством с помощью:
  ценовой и налоговой политики, ликвидирующей перекосы цен на энергоносители и другие товары при постепенном переходе к
  ценам на топливо, соответствующим структуре цен мирового рынка и ценам самофинансирования предприятий;
  формирования конкурентной среды, в энергетике путем создания полноценных хозяйственных субъектов рынка и рыночной инфраструктуры;
  совершенствования законодательства и разработки достаточно полной системы нормативных актов, регулирующих взаимоотношения субъектов энергетического рынка между собой, с органами государственного управления и общественностью. В рамках контролируемого рынка государство должно:
  создать систему стимулов и условий для энергосбережения и эффективности производства и использования энергии;
  дерегулировать экспорт энергоресурсов и импорт энергетического оборудования и материалов при сохранении эффективного государственного контроля за соблюдением интересов страны;
  проводить активную инвестиционную политику, создавая условия для самофинансирования топливно-энергетических предприятий и иностранных инвесторов при минимизации бюджетных капитальных вложений (табл. 2.15).
 
 Таблица 2.15
  Основные технико-экономические показатели топливной промышленности в различных районах России
  в 1995 г.
  Район Число предприятий Среднесписочная численность пром. персонала, тыс. чел. Среднегодовые ППОФ, млн. руб. Износ ППОФ, % Северный 67 56,0 4813 75,8 Северо-Западный 16 16,3 692 44,2 Центральный 77 55,9 2551 50,5 Волго-Вятский 23 14,5 682 52,5 Центрально-Черноземный 13 0,8 11 39,1 Поволжский 28 54,9 9766 50,6 Северо-Кавказский 75 107,9 4893 50,0 Уральский 66 109,4 14895,1 54,0 Западно-Сибирский 159 277,1 41827 33,5 Восточно-Сибирский 35 44,8 3180 40,4 Дальневосточный 67 54,3 3075 40,6 Калининградская область _(свободная экономическая зона) 2 0,6 248 47,2
 
 Глава 3. ЧЕРНАЯ И ЦВЕТНАЯ МЕТАЛЛУРГИЯ
 
  В металлургический комплекс входят черная и цветная металлургия. Металл, несмотря на снижение металлоемкости продукции во всем развитом мире, остается основным конструкционным материалом. Металлургия России, обеспечивая производство и научно-техническое развитие практически всех отраслей промышленности, базируется на отечественных сырьевых ресурсах и ориентируется как на зарубежного, так и на российского потребителя. Из недр России извлекается 10% каменного угля, 14% товарной железной руды, 10-15% цветных и редких металлов от всего объема этих полезных ископаемых, добываемых мировым сообществом.
  В разведанных месторождениях России сосредоточено 66% железных руд стран СНГ, 53% меди, 36% свинца, 49% цинка, 95% никеля, 78% бокситов, почти 90% олова, около 40% вольфрама и молибдена, около 30% сурьмы и ртути, почти все запасы алмазов, платиноидов, тантала и ниобия, значительные запасы золота и серебра. В малых объемах добываются хромитовые руды, барит, руды циркония.
  За последние годы потребление металлопродукции на внутреннем рынке сократилось в 2 - 3 раза и в 2 - 2,5 раза снизился металлообмен между странами СНГ.
 
  ЧЕРНАЯ МЕТАЛЛУРГИЯ
 
  Черная металлургия в первую очередь служит базой для развития машиностроения и металлообработки. Продукция черной металлургии находит применение практически во всех сферах современной экономики. Эта отрасль тяжелой промышленности охватывает такие стадии технологического процесса, как добыча, обогащение и агломерация руд черных металлов, производство огнеупоров, добыча нерудного сырья для черной металлургии, коксование угля, производство чугуна, стали, проката, ферросплавов, вторичный передел черных металлов, добыча вспомогательных материалов, изготовление металлических изделий производственного назначения и др. Но основу черной металлургии составляет производство чугуна, стали и проката.
  По добыче железной руды, выплавке чугуна, производству кокса Российская Федерация занимает одно из ведущих мест в мире. Крупнейшими потребителями продукции черной металлургии являются машиностроение и металлообработка, строительная индустрия, железнодорожный транспорт. Самым тесным образом черная металлургия связана с химической и легкой промышленностью.
  В 1995 г. в России было произведено железной руды 78,3 млн. т (рост по отношению к 1994 г. составил 107%), чугуна - 38,6 (106%), стали -51,4(105%), готового проката - 39,1 (110%), стальных труб - 3,7 млн. т (103%). Подъем производства в черной металлургии произошел в основном за счет значительного увеличения экспорта продукции, а также более широкого использования толлинговых операций. Вместе с тем рост производства не улучшил финансового состояния отрасли. Доля убыточных предприятий выросла на 4 процентных пункта и составила 14% от общего числа всех предприятий. К основным причинам ухудшения финансового состояния отрасли следует отнести:
  1) снижение цен на металл на внешнем рынке;
  2) опережающий рост цен на продукцию и услуги естественных монополий;
  3) неполное использование производственных мощностей, вследствие чего выросли удельные нормы расхода сырья и топливно-энергетических ресурсов;
  4) уменьшение сбора металлолома, что привело к увеличению потребления первичного сырья. Так, рост расхода чугуна в сталелитейном производстве привел к потерям за 1995 г. около 2 млрд. руб.
  Характерные черты отрасли - массовость и высокий уровень концентрации. Отечественная черная металлургия отличается повышенным расходом материальных, топливно-энергетических, трудовых и других ресурсов по сравнению с металлургией развитых стран.
  На территориальную организацию черной металлургии влияет ряд факторов.
  1. Концентрация производства. По уровню концентрации, т. е. сосредоточения все большей части средств производства, рабочих мест и выпуска продукции на крупных предприятиях, Россия является ведущей страной мира. Большую часть чугуна, стали, проката, особенно в европейской части страны, дают предприятия-гиганты: Магнитогорский металлургический комбинат, Новолипецкий и Череповецкий металлургические заводы. В черной металлургии сформировались самые крупные по размеру предприятия по сравнению с любой другой отраслью промышленности. Например, в состав Магнитогорского металлургического комбината входит более 100 предприятий, цехов и производств, связанных технологически и технико-экономически. В нем объединены железные и марганцевые рудники, рудоподготовительные и агломерационные фабрики, карьеры известняков, огнеупорных глин, кварцитов и песков, химический комплекс, доменное, сталеплавильное, прокатное, калибровочное, метизное, различные подсобные и вспомогательные производства. В восточных районах доля крупных предприятий меньше.
  2. Производственное комбинирование. Объединение на одном предприятии нескольких взаимосвязанных производств различных отраслей может быть рассмотрено с точки зрения как экономической целесообразности, так и единства технологического процесса. Например, при металлургическом переделе утилизируются отходящие газы, из которых получают многочисленные химические продукты, что позволяет удешевить изготовление основного продукта - технологического топлива. В связи с тем, что черная металлургия отличается широкой утилизацией производственных отходов, современные крупные предприятия отрасли представляют собой металлурго-энерго-химические комплексы.
  3. Материалоемкость производства. Надолго сырья и топлива приходится 85 - 90% всех затрат по выплавке чугуна. На 1 т чугуна требуется 1,2 - 1,5 т угля, 1,5 т железной руды, свыше 0,5 т флюсовых известняков, 200 кг марганцевой руды и до 30 куб. м оборотной воды.
  Расход стали на производство 1 т готового проката в России составляет 1,242 т (в Японии- 1,044т, в США- 1,189 т), что обусловлено в первую очередь применением технологии непрерывной разливки стали - 24,6% ее общей выплавки (в Японии - 94,4%, в США - 75,4%).
  4. Высокая энергоемкость. Полная энергоемкость 1 т металла почти на 30% выше, чем в Японии. Это означает, что затраты на энергию в себестоимости отечественного проката составляют 510 - 708 тыс. руб., а доля полных энергозатрат - 30 - 40% себестоимости, что не имеет прецедента в мировой практике. Например, в черной металлургии ФРГ этот показатель равен всего 22%.
  5. Высокие затраты трудовых ресурсов на отечественных металлургических предприятиях. Так, на 1 т готового проката у нас приходится 8,5 - 15 чел.-час, что в 1,5 - 2 раза больше, чем в странах с развитой черной металлургией: Южной Корее, Бразилии, Китае (Тайвань). Низкая производительность труда на предприятиях черной металлургии ведет к тому, что конкурентоспособность отечественной металлопродукции может быть обеспечена только при сохранении самого низкого из существующих уровня заработной платы (19 - 30% от уровня наиболее развитых стран). Часовая заработная плата на российских металлургических предприятиях на порядок ниже (табл. 3.1).
  Таблица 3.1
  Структура затрат на производство продукции
  металлургического комплекса (в действовавших ценах; % к итогу всех затрат на производство)
  Отрасли промышленности Сырье и материалы Топливо Энергия Амортизация Заработная плата Прочие затраты Вся промышленность (1990 г.)
 Тяжелая промышленность Металлургический комплекс
 Черная металлургия Цветная металлургия 67,6
 
 
 59,1
 
 65,0
 
 58,6
 64,9 4,0
 
 
 5,2
 
 6,9
 
 8,5
 3,0 2,7
 
 
  3,6
 
 5,4
 
 5,2
 5,6 8,7
 
 
 11,2
 
 10,9
 
 17,0 14,4 14,0
 
 
 17,0
 
 10,3
 
 9,5
 10,1 3,0
 
 
 3,9
 
 1,5
 
 1,2
 2,0 Вся промышленность (1995 г.)
 Тяжелая промышленность Металлургический комплекс
 Черная металлургия Цветная металлургия 65,2
 
 
 56,5
 60,8
 
 58,3
 64,4
  3,6
 
 
 4,7
 
 6,3
 8,7
 2,8 2,6
 
 
 3,4
 
 5,2
 5,0
 5,6 11,4
 
 
 14,6
 
 16,2
 17,3
 14,6 14,2
 
 
 16,9
 
  10,1
 9,8
 10,5 3,0