РЕГИОНАЛЬНЫЕ НЕШНЕЭКОНОМИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ РОССИИ

Север европейской части России

Северный регион включает республики Карелия и Коми, Архангельскую, Вологодскую и Мурманскую обл. Территория региона составляет 1466 тыс. км2. Население — 5889 тыс. чел., в том числе городское — 4461 тыс. чел.* Занимает выгодное географическое положение, располагает морскими (в том числе незамерзающими) портами на Северном Ледовитом океане.

Народнохозяйственный комплекс региона представляет со­бой экономическую систему с четкой ориентацией на добычу и первичную переработку природных ресурсов. Выделяются от­расли топливно-энергетического комплекса (атомная энергети­ка в Мурманской обл., добыча угля, нефти и природного газа в Республике Коми), черная и цветная металлургия, целлюлоз - но-бумажная, деревообрабатывающая, горная промышленность. Значительное развитие получили предприятия ВПК. В целом в структуре валовой продукции региона доля промышленности составляет около 77%, сельского хозяйства — 7%, строитель­ства — 9% и прочие отрасли — 7%.

Природно-климатическое своеобразие региона предопределя­ет особенности развития здесь промышленного производства и его специализацию. Основные из этих особенностей следующие:

• разнообразные минерально-сырьевые ресурсы, их относи­тельная близость к центрам потребления являются главным стимулом промышленного освоения Европейского Севера; на­личие выходов в Северный Ледовитый океан определяет значи­мость морских перевозок;

• огромные площади, занятые тундрой, лесами и болотами, предопределяют очаговое освоение региона и повышают затраты на развитие инфраструктуры;

• низкие среднегодовые температуры и большая длитель­ность отопительного сезона вызывают повышенные энергетиче­ские затраты на обеспечение жизнедеятельности населения.

Характерной особенностью региона является также неравно­мерное размещение месторождений топливно-энергетических ре­сурсов, их концентрация на его Крайнем Севере и Востоке.

Разведанные запасы угля сосредоточены в Печорском бассей­не, расположенном на территории Республики Коми и Ненецко­го автономного округа. Значительная часть бассейна находится севернее Полярного круга. Печорский бассейн — крупная сы­рьевая база для развития тепло - и электроэнергетики и коксохи­мической промышленности. В границах бассейна известно более 30 месторождений угля, но балансом учитывается лишь И, из которых освоено пять: Воркутское, Воргашорское, Хальмеръюс - ское, Юньягинское и Интинское. Балансовые запасы углей на 01.01.94 г. составляли по категориям А+В+С, — 8,17 млрд т и категории С2 — 0,4 млрд т. Основные запасы (около 67%) сосредоточены на Интинском (26,3%), Воргашорском (22,8%) и Усинском (17,8%) месторождениях. Из общих балансовых запа­сов категорий А+В + С, примерно 45% составляют коксующиеся угли.

Огромное значение не только для региона, но и для России в целом имеют нефтегазовые ресурсы Тимано-Печорской провин­ции и шельфа Баренцева и Печорского морей |5|. В пределах Архангельской обл. и Ненецкого автономного округа разведа­но 75 месторождений нефти (в том числе 10 крупных) с сум­марными извлекаемыми запасами свыше 1 млрд т. По оценкам, предстоит открыть еще столько же. В пределах Республики Ко­ми сосредоточено 94 месторождения нефти и природного газа (из них пять крупных) с суммарными извлекаемыми запасами около 700 млн т нефти и 500 млрд м' газа.

На шельфе Баренцева и Печорского морей открыто 8 неф­тяных, газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений с суммарными балансовыми запасами свыше 100 млн т нефти и конденсата и около 3 трлн м' газа. Пер­спективные ресурсы нефти и газа составляют здесь, соответ­ственно, около 275 млн т и 1,7 трлн м' Крупнейшее месторо­ждение — Штокмановское, извлекаемые запасы которого соста­вляют 2,9 трлн м' газа и 21,8 млн т конденсата. По физико - химическим свойствам и геологическим особенностям залегания запасы в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в це­лом благоприятны для освоения. В разведанных запасах преоб­ладают мало - и низкосернистые (71%), маловязкие (85%) нефти. Природный газ региона содержит ряд сопутствующих полезных компонентов — гелий, бутан, пропан и др.

Из имеющихся местных энергоресурсов наиболее перспектив­но использование значительных запасов торфа, энергии малых рек, а также отходов древесины.

Особенности топливо - и энергоснабжения. В регионе сложилась достаточно стабильная специфика в потреблении от­дельных видов энергоносителей, при которой в электропотре­блении преобладает Мурманская обл. (около 30% общего по­требления по региону), в теплопотреблении — Архангельская обл. (более 26%), в потреблении топлива — Вологодская обл. (около 33%). Высоки долевые показатели и Республики Коми — свыше 22...26% в топливо - и теплопотреблении. Такая струк­туризация энерго - и топливопотребления объясняется тем, что каждая территория, входящая в регион, имеет свои отрасли спе­циализации промышленности и народного хозяйства, развитие которых во многом определяют объемы и режимы потребления энергоносителей.

При этом основная часть электроэнергии в промышленно­сти потребляется предприятиями металлургического и лесопро­мышленного комплексов. Из других отраслей народного хозяй­ства следует выделить коммунальный сектор, на удовлетворение потребностей которого расходуется ежегодно более 13% общего объема электроэнергии, потребляемой регионом, а также транс­порт и особенно сельское хозяйство, доля которых в общем элек­тропотреблении неуклонно растет.

Структура теплопотребления региона характеризуется пре­обладанием в ней промышленного и коммунального тепло - потребления[20], составляющего 85...88% суммарного теплопотре - бления региона. В промышленном теплопотреблении основная часть (около 50%) приходится на целлюлозно-бумажную и дере­вообрабатывающую промышленность.

В 1990 г. суммарное потребление энергоресурсов составило в регионе 68 млн т условного топлива, из которых по 28% прихо­дилось на газ и уголь. К 1996 г. энергопотребление сократилось почти на 14%.

Значительная часть территории региона обеспечивается электроэнергией от децентрализованных тепловых и дизельных электростанций мощностью от 1 до 2500 кВт, принадлежащих промышленным, строительным, транспортным, коммунальным и другим предприятиям (особенно в Республике Коми, Архан­гельской и Вологодской обл.).

На общем фоне выделяется Мурманская обл., где производ­ство электроэнергии обеспечивается в основном на базе ГЭС и Кольской АЭС (4 блока ВВЭР-440). Объем производства элек­троэнергии здесь значительно превосходит ее потребление. На­ряду с Кольской энергосистемой положительное сальдо в про­изводстве и потреблении электроэнергии имеет и энергосистема Коми. Суммарное производство электроэнергии в регионе соста­вило в 1995 г. 41,1 млрд кВтч (84% от уровня 1990 г.).

Наиболее остро проблема наращивания электрогенерирую - щих мощностей стоит для Вологодской обл., Республики Каре­лии и частично Архангельской обл. Эта проблема усугубляется необходимостью демонтажа отработавшего свой срок оборудо­вания и реконструкции отдельных электростанций, а также за­мещения Кольской АЭ С, 2 блока которой не отвечают современ­ным требованиям радиационной безопасности и за исчерпанием проектного срока эксплуатации выводятся в 2003 и 2004 гг.

Весьма актуальна в регионе и проблема сетевого строитель­ства. Преобладающая концентрация электрических нагрузок в результате очагового характера развития производительных сил сосредоточена в промышленных узлах, значительно отдаленных друг от друга и связанных между собой одноцепными J1Э П 220- 110 кВ, отдельные из которых загружены до предела статиче­ской устойчивости. Низкая плотность нагрузки на остальной части территории, ее удаленность от основных энергетических узлов требует дальнейшего развития распределительных сетей. Кроме того, слаба еще связь между отдельными энергосистема­ми региона и с другими энергосистемами России.

К основным особенностям, влияющим на формирование си­стем теплоснабжения региона следует отнести:

Длительный отопительный период (244...329 сут.) при про­должительном стоянии низких температур наружного воздуха;

Преобладание в структуре потребления тепла расхода на ком - мунально-бытовые нужды, а в структуре промышленного тепло - потребления — расхода тепла в целлюлозно-бумажной промыш­ленности.

Структура производства тепловой энергии следующая: ТЭЦ — 45%, котельные — 48,7%, АЭС — 0,1%, прочие установки — 6,2%. В целом эффективность функционирования систем тепло­снабжения региона низка. Причина этого прежде всего в исполь­зовании физически устаревшего оборудования. Отсутствует ка­чественная теплоизоляция сетей, что приводит к неоправданным энергетическим потерям.

В регионе действует лишь один Ухтинский НПЗ, мощ­ности которого крайне недостаточны для обеспечения Севе­ра нефтепродуктами, поэтому ежегодно сюда завозится около 7,5...8,5 млн т мазута и моторных топлив. За последние годы объем переработки нефти на Ухтинском НПЗ сократился почти на 40% (до 3 млн т в 1996 г.).

Регион в целом относится к числу районов с недостаточ­но развитыми транспортными путями, что вызывает необхо­димость создания накопительных и перевалочных баз, снижа­ет надежность и маневренность топливоснабжения. Повышение надежности системы топливоснабжения обусловливает необхо­димость развития системы газоснабжения региона и, в первую очередь — Республики Карелия, Архангельской и Мурманской обл.

Прогноз энергопотребления. Анализ перспективных тен­денций энергопотребления показывает, что в связи со структур­ной перестройкой в экономике (падение объемов производства в отраслях тяжелой промышленности и на предприятиях ВПК) в период до 2000 г. следует ожидать дальнейшего снижения энер­гопотребления в промышленности, строительстве и на транспор­те, при возможном (в зависимости от хода реформ в коммуналь- но-бытовой сфере и от развития тарифной политики) повышении энергопотребления в коммунально-бытовом секторе и в сельском хозяйстве.

После 2000 г. в связи с прокладкой газопровода до Мурман­ской области изменится структура потребления топлива, сопро­вождающаяся ростом доли газа в балансе региона. В то же время

Разработка Штокмановского месторождения газа на шельфе Ба­ренцева моря позволяет рассчитывать к 2010 г. на существенное сокращение подачи газа в Северный регион из Западной Сиби­ри и использование собственных ресурсов газа для выработки электроэнергии и тепла.

По оценкам, к 2010 г. внутреннее электропотребление в ре­гионе может составить порядка 50...55 млрд кВт ч (рис. 5.1), по­требление тепловой энергии — до 133 млн Гкал. Расход котель - но-печного топлива на внутренние нужды составит 50...56 млн т условного топлива, а потребление моторных топлив — порядка 5,5 млн т (90...95% от уровня 1990 г.).

Развитие производственного потенциала ТЭК Севера

(см. рис. 5.1). Основная часть потребности региона в энергоре­сурсах, как и в настоящее время, будет обеспечиваться за счет местной добычи. Более того, в перспективе Север станет одним из основных экспортеров нефти и газа.

Развитие нефтедобычи в регионе началось еще в 1929 г. с ввода в эксплуатацию Ярегского месторождения тяжелой нефти, которое разрабатывалось шахтным способом. Громадное значе­ние для всей страны имело открытие во время второй мировой войны Войвожского нефтегазового месторождения, на основе ко­торого был построен первый на территории Тимано-Печорской провинции нефтепровод. Открытие вначале Западно-Тэбукско - го, Джъерского, Пашкинского, а затем Усинского, Возейского, Харьягинского и других высокодебитных месторождений легкой нефти позволило стабильно наращивать ее добычу до середины прошлого десятилетия. В 1985 г. она составила 18,2 млн т. Одна­ко к 1990 г. добыча нефти снизилась до 15,3 млн т, а к 1996 г. — до 10 млн т. В основном это явилось следствием выработанное™ запасов на Усинском и Возейском месторождениях и нехваткой инвестиций на ввод в эксплуатацию новых структур.

В настоящее время в регионе (как в Коми, так и в Ненецком автономном округе) действует более десятка различных россий­ских недропользователей и недропользователей с иностранным капиталом, которыми намечается существенный рост добычи нефти уже в ближайшие 7... 12 лет.

К 2010 г. на территории Севера сформируются два нефте­добывающих района: Южный — на базе месторождений Рес­публики Коми, и Северный — на базе залежей Архангельской обл., Ненецкого автономного округа и шельфа Печорского моря. Республика Коми до 2000-2005 г. будет оставаться основным нефтедобывающим районом Севера (до 12 млн т/год), однако в последующие годы в связи с выработанностью месторождений добыча здесь начнет сокращаться. Напротив, на севере региона добыча нефти в течение всего рассматриваемого периода будет расти и сможет достичь к 2010 г. при благоприятных условиях 10...12 млн т/год.

Север Европейской части России

Производство энергоресурсов

Рис. Я1

Основная проблема развития северного нефтедобывающего района связана с тем, куда будет направляться полученная здесь нефть. Есть два возможных маршрута: на юг — в систему маги­стральных трубопроводов АК "Транснефть", и на север, где пла­нируется построить нефтеналивной терминал. В свою очередь, в рамках северного маршрута рассматриваются 4 варианта: либо строить терминал в море в 60 км севернее пос. Варандей, либо на р. Индиге, либо к востоку от о. Колгуев, либо на севере того же острова.

В южном маршруте заинтересованы отечественные нефтя­ные структуры, ведушие разработку месторождений Респу­блики Коми. Основной их довод — этот маршрут потребу­ет меньших инвестиций и более выгоден для России (вся до­бываемая нефть будет под контролем российских структур). Южный маршрут (проект "Балтийская трубопроводная систе­ма" — БТС), разрабатываемый группой российских и зару­бежных нефтяных компаний ("Транснефть", "КомиТЭК", "Ро­снефть", "Славнефть", "Коноко", "Несте", "Бритиш Гэс", "Эль Нефтегаз" и "Тоталь"), свяжет месторождения Тимано-Печор­ской провинции с терминалами на Балтийском море[21] |11|. БТС, стоимость которой по оценке составляет 2,4...3,4 млрд дол., про­ектируется для транспортировки до 40 млн т нефти с месторо­ждений не только Тимано-Печорской провинции, но и соседних регионов (Западной Сибири, Урала, Поволжья). На первом эта­пе проекта планируется строительство нефтепроводов Харья - га-Усинск, нефтетерминала в Приморске и нефтепровода Ки - риши — Финский залив (Приморск или Приморск-Порвоо). В южном маршруте заинтересованы и властные структуры тех регионов, по территории которых пройдут нитки БТС (общей протяженностью свыше 2400 км), так как это сулит дополни­тельные поступления в региональные бюджеты.

Сторонниками северного маршрута выступают различные зарубежные компании, готовые вкладывать деньги в разработ­ку нефти, в частности, созданный специально для этих целей в апреле 1994 г. консорциум "Тиман Печора компани" — ТПК (в него вошли "Тексако", "Эксон", "Амоко" и "Норск Гидро"). Объективной предпосылкой проекта, названного "Северные во­рота" (СВ), является обилие предложений по освоению много­численных месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и оторванность данного региона от магистральных направлений транспортировки нефти. Кроме того, западных ин­весторов не устраивают "постоянные скачки тарифов транснеф­ти, ухудшение ее инфраструктуры и высокая стоимость исполь­зования западных экспортных маршрутов..." |12|. Этот марщрут наиболее выгоден с позиций тех компаний, которые хотят всю добываемую нефть направить на экспорт, минимизируя затра­ты на ее транзит по территории России. Идея экспорта нефти через терминал в Баренцевом море не нова — 25 лет назад в Ми­нистерстве нефтегазовой промышленности СССР начала работу экспертная группа, которой было поручено изучить возможность транспортировки нефти в районе Варандея. Комиссия получила отрицательный результат — не были найдены технологии, по­зволяющие работать в ледовых условиях |13|.

Привлечение иностранных компаний к разработке нефтяных месторождений в Ненецком автономном округе предопределило реанимацию идеи северного экспортного пути.

В рамках проекта "Северные ворота" рассматривается 4 ва­рианта транспортировки нефти с месторождений Ненецкого АО и шельфа Баренцева моря. Их общим элементом является строи­тельство нефтепровода, объединяющего месторождения побере­жья и Приразломное (длина нефтепровода — 450 км).

1. "Варандейский" вариант. Предусматривает строи­тельство 60... 100-километрового морского трубопровода и нефге - терминала в районе Варандея. Нефть будет транспортироваться челночными танкерами ледокольного класса с последующей пе­регрузкой в Мурманске. Проект оценивается в 2,7 млрд дол.

2. Вариант "Колгуева". Предусматривает строительство 330-километрового морского нефтепровода с 4 насосными стан­циями и нефтетерминала на острове Колгуев. Для дальнейшей транспортировки на перегрузочный терминал на Кольском по­луострове будут использоваться челночные танкеры усиленного ледового класса с ледокольной поддержкой. Проект оценивается в 2,9 млрд дол.

3. Вариант "Открытой воды". Предусматривает стро­ительство морских трубопроводов длиной 330 км до острова Колгуев и 200 км от Колгуева в открытом море с 5 насосны­ми станциями. На острове необходимо протянуть нефтепровод длиной 80 км, оборудовать нефтетерминал и плавучие хранили­ща.

В этом случае предполагается использование обычных танке­ров без дополнительной перегрузки (в Мурманске или на Коль­ском п-ве). Проект оценивается в 2,6 млрд дол.

4. Вариант "Индиги". Предусматривает строительство 650-километрового наземного трубопровода с 6 насосными стан­циями и хранилища в районе Индиги. Для дальнейшей транс­портировки будут использоваться челночные танкеры усилен­ного ледового класса доставки для перегрузки на терминал на Кольском полуострове. Проект оценивается в 3,3 млрд дол. |13|.

Согласно предварительным оценкам, затраты на реализацию проекта составят 4...5 млрд дол. (на сегодняшний день инвести­ровано только 5 млн дол.). Эксплуатационные затраты в тече­нии 20 лет составят 6...7 млрд дол., при ожидаемом потоке нефти от 15 до 50 млн т/год.

Парадокс для Северного региона состоит в том, что в лю­бом случае в связи с нехваткой перерабатывающих мощностей большая часть добываемой нефти будет вывозиться из регио­на, а свои потребности в нефтепродуктах Север по-прежнему будет покрывать за счет их ввоза, в основном из Центрально­го и Северо-Западного районов. Выходом из положения может стать строительство в регионе новых нефтеперерабатывающих мощностей. В частности, предлагается строительство в районе г. Усинска нового НПЗ мощностью 6 млн т, специализирующе­гося на глубокой переработке местных высоковязких нефтей 116|.

Добыча природного газа в связи с выработанностью основных месторождений — Вуктыльского (к 1995 г. на 76%) и Интинско - го — начала быстро сокращаться с 1985 г., когда она достигла своего максимального значения (16,8 млрд м'). К 1990 г. добыча упала уже до 8,2 млрд м', а в 1996 г. составила 3,2 млрд м К 2000 г., по оценкам, она сократится до 2...2,2 млрд м'. Однако к этому периоду намечается развитие газодобычи в Архангельской обл. (с 1998 г. — на Лаявожском нефтегазоконденсатном место­рождении, а затем — на Ванейвисском, Василковском и других месторождениях Ненецкого автономного округа). К 2010 г. сум­марная добыча газа может составить здесь 6...7,4 млрд м'/год. К этому же периоду намечается начало эксплуатации и Шток - мановского месторождения (до 10 млрд м'/год). А общая добыча газа в регионе к 2010 г. может составить порядка 19,5 млрд м' (рост по сравнению с 1990 г. на 230%). Возрастет также по­дача в регион природного газа из других частей России. В соответствии с программой газификации России предусматри­вается строительство газопроводов к городам Архангельску и

Северодвинску производительностью около 5 млрд м' в год и к Мурманску производительностью более 3 млрд м' в год. Общий объем подачи газа в Архангельскую и Мурманскую области и Республику Карелию к 2010 г. возрастет в 1,5 раза.

Для разработки Штокмановского месторождения учреждено АО "Росшельф", 51% акций которого принадлежит РАО "Газ­пром". В "Росшельф" вошли предприятия российского воен­но-промышленного и топливно-энергетического комплексов, ме­таллургии, машиностроения, научно-исследовательские и про­ектные институты. Согласно ТЭО обустройства месторожде­ния, основной вариант предусматривает ежегодную добычу 50 млрд м' газа и до 0,7 млн т конденсата. С моря газ бу­дет подаваться на берег (район п. Териберка) подводными газопроводами, длина которых составит 550 км. Генеральное направление сухопутных газопроводов намечается по маршру­ту: Териберка—Мурманск—Беломорск—Петрозаводск—Волхов с отводом на г. Выборг (для экспорта в Финляндию и другие страны Западной Европы).

По прогнозам, основные ресурсы углеводородов в Северном Ледовитом океане уходят в области акваторий, постоянно за­крытых ледовым покровом. Этим предопределяются уникальные научные и технологические разработки, осуществляемые пред­приятиями "Росшельфа" по самому широкому спектру проблем. Так, например, ЦКБ "Лазурит" и ЦНИИ им. акад. А. Н.Крылова ведут проработки полностью подводно-подледной технологии освоения морских месторождений. Предлагаемый комплекс тех­нических средств для разведки и добычи углеводородов включа­ет в себя подводное буровое судно, стационарный блок управле­ния и атомной энергетики, блок обработки продукта, подвод­ное хранилище сырья (нефти или газового конденсата), всплы­вающий терминал для перегрузки жидких компонентов из под­водного хранилища в танкеры, систему подводных коммуника­ций и роботов для контроля и технического обслуживания си­стем. Данный комплекс основывается на технических решениях, в большинстве своем апробированных в практике морской до­бычи углеводородов и российского подводного кораблестроения. Оценки показывают, что дополнительное дооснащение такими подводными техническими средствами, например, Штокманов­ского газодобывающего комплекса, созданного по традиционной схеме с использованием МЛ СП, может дать существенный эко­номический эффект |15|.

Важная роль в реализации программы резкого увеличения добычи нефти и газа в регионе отводится привлечению ино­странного капитала, особенно при разведке и освоении месторо­ждений, расположенных на шельфе северных морей. В регионе уже сейчас работают или готовятся к работе десятки совмест­ных предприятий, на долю которых приходится почти полови­на добываемой здесь нефти, в том числе такие, как "Полярное сияние" (добыча в 1996 г. — 1,4 млн т нефти), "КомиАрктик - Ойл" (1,1 млн т), "НобельОйл" (1,1 млн т), "Северная нефть" (0,5 млн т) и др.

В этой связи для Севера особенно актуально введение в дей­ствие пакета нормативно-правовых документов, обеспечиваю­щих реализацию Закона Российской Федерации "О соглашениях о разделе продукции".

В настоящее время в регионе подготовлено к реализации 2 крупных проекта в рамках Соглашения о разделе продукции (СРП): "Тиман-Печора Компани" и"Южное Халчую". По пер­вому из них работы предполагается вести на перспективной пло­щади в 7300 км2, включая месторождения им. Романа Требса и еще 10 залежей на территории Ненецкого АО. Инвестиции по этому проекту оцениваются в 22,5 млрд дол. В этом же регио­не находится и месторождение Южное Халчую, давшее назва­ние второму проекту. В середине 1996 г. французской фирме "Тоталь" выдана лицензия на освоение ряда объектов Харья - гинского месторождения.

Здесь следует отметить, что проблема широкомасштабного привлечения зарубежных инвестиций является актуальной не только для Северного района. Крупные инвестиции нужны по­всеместно, и, в частности, в ТЭК, где сейчас для этого созрели все необходимые предпосылки.

Но, начиная новый этап инвестиционной политики в ТЭК, необходимо определиться, какой форме инвестиций и каким объ­ектам следует отдавать предпочтение. Наиболее благоприятной для современных условий формой являются прямые инвестиции на основе соглашений о разделе продукции. Осуществление та­ких проектов не требует с российской стороны каких-либо за­трат и очень просто и прозрачно с точки зрения налогообложе­ния |4|. Кроме того, реализация таких проектов образует новые рабочие места на основных и сопряженных производствах, вно­сит значительный вклад в развитие тех регионов, где создаются предприятия.

Что касается наиболее предпочтительных объектов, по ко­торым следует заключать подобные соглашения, то ими долж­ны быть такие ресурсы топлива, освоение которых российскими предприятиями не предполагается в ближайшие 10...20 лет из - за отсутствия средств или технологий для их разработки. Доля таких запасов топлива уже достаточно велика, а в будущем воз­растет еще. Предполагается, что среди ресурсов, открытие ко­торых пока только прогнозируется, доля "сверхдорогих" запасов будет уверенно превышать половину. Значительное превышение количества "дорогих" запасов над "дешевыми" представляет со­бой природную закономерность и поэтому гарантирует надеж­ную сырьевую базу для соглашений о разделе продукции.

Какие выгоды при этом получает Россия и какие возможны потери?

К выгодам России можно отнести следующее:

1) Более раннее освоение тех запасов, которые Россия пока осваивать не в состояние. Это позволит иметь действующие до­бывающие мощности с Российской долей добываемого сырья на тот момент времени, когда начнет падать добыча вследствие выбытия мощностей, работающих на традиционной ресурсной базе. Причем на создание новых мощностей не будут расходо­ваться российские капитальные вложения, которые могут быть помещены в другие подразделения ТЭК (например, в переработ­ку) или в другие секторы экономики.

Согласно исследованию, проведенному в конце 1996 г. Комиссией по изучению производительных сил и природных ресурсов РАН, только по 6 нефтегазовым проектам, подготовленным к разработке на услови - яхСРП ("Западный Салым", "Приобское", "Сахалин - I", "Сахалин-2" "Тиман-Печора Компани" и "Южное Халчую") за все время их реализации объем иностранных инвестиций составит 102 млрд дол. |14|.

2) Появление новых рабочих мест и поступление в бюджет налогов и других платежей, так как обычно работы по развед­ке и освоению месторождений обусловливаются первоочередным использованием (при прочих равных условиях) российских рабо­чих и специалистов, материалов и оборудования.

Согласно тому же исследованию, за 1994-2053 гг. эти проекты обеспечат работой 16,9 млн челове- ко/лет (282 тыс. ежегодно), а увеличение поступлений средств в бюджет всех уровней составит 257 млрд дол. при приросте ВВП на 450 млрд дол. |14|.

3) Значительно более раннее получение доходов от эксплу­атации месторождения позволяет существенно раньше начать использовать этот дисконтированный "поток наличности" (cash flow) внутри отечественной экономики и тем самым компенсиро­вать ту долю, которая уходит к иностранному инвестору, т. е. делает эффект от эксплуатации месторождения иностранным инвестором через несколько лет (в зависимости от коэффици­ента эффективности капитальных вложений или нормы дискон­та) равным эффекту от эксплуатации с использованием со зна­чительным опозданием только отечественных инвестиций при оставлении всей доходной части сырья в распоряжении отече­ственных предприятий и организаций.

В результате реализации упомянутых проектов 72% (100 млрд дол.) доходов должно остаться в Рос­сии.

Потери России при привлечении иностранного инвестирова­ния для работы на месторождениях, которые Россия пока осва­ивать не может, могут быть вызваны, прежде всего, субъектив­ными факторами в процессе работы над договорами или согла­шениями. Они могут происходить из-за неправильной оценки по­тенциала месторождения, предшествовавших затрат, допущения неоправданных и трудно контролируемых расходов иностран­ным инвестором, согласием на неоправданно высокую его до­лю, переоценки степени его риска и прочих причин. По мере на­копления опыта, развития законодательной базы, формирования контролирующих договорной процесс институтов, вероятность таких потерь будет снижаться.

Таким образом, участие иностранных инвестиций в освоении трудноизвлекаемых ресурсов на основе Соглашения о разделе продукции представляется вполне оправданным и перспектив­ным.

С освоением ресурсов шельфа тесно связан и проект стро­ительства морского порта в Печенегской губе как северной ба­зы для разработки месторождений нефти и газа, переработки и транспортировки сырья. Проектом предусмотрено строитель­ство нефтяного терминала производительностью 150...200 млн т нефти в год и предприятий для подачи газа на территории быв­шего военного порта Лиинахамари. В более отдаленной перспек­тиве возможно строительство здесь и нефтехимического ком­плекса.

Добыча угля в Северном регионе может сохраниться на уровне 23...24,5 млн т, в том числе воркутинского — порядка 16 млн т, интинского — 8 млн т. Основная проблема, кото­рую предстоит решить уже в ближайшие годы — это санация и закрытие нерентабельных предприятий и переселение высвобо­ждающихся шахтеров в другие районы.

Анализ современного состояния развития энергетики пока­зывает, что в регионе требуется дальнейшее развитие в первую очередь конденсационных мощностей, их загрузка на действую- щих КЭС и сооружение новых станций, а также соответствую­щее е электросетевое строительство.

Развитие атомной энергетики обусловлено, как уже отмеча­лось, необходимостью вывода из эксплуатации в 2003-2004 гг. двух первых блоков Кольской АЭС, производящих более 25% электроэнергии в регионе, а в 2011-2014 гг. остальных двух бло­ков. В эти же годы предусматривается ввести пеервый энергоблок на Кольской АЭС-2, разрабатываемый на основе нового реакто­ра с повышенной безопасностью НП-500 (ВВЭР-645), электри­ческой мощностью 630 МВт. Два других блоока этой станции предполагается ввести к 2010 г. Для обеспечения выдачи мощ­ности Кольской АЭС-2 необходимо строительство второй ЛЭП 330 кВ. Кроме того, необходимо сохранить ориентацию на стро­ительство средних и малых источников электроэнергии, исполь­зующих в основном местные энергоресурсы.

На всей территории региона предусматривается развитие комбинированного производства энергии за счет установки предвключенных газовых турбин на котельньных, увеличения в структуре энергоисточников доли малых децентрализованных энергоустановок в сельских районах с использованием имеюще­гося потенциала возобновляемых и нетрадициионных ресурсов, реконструкция и демонтаж физически и морально устаревшего оборудования. Суммарно в регионе к 2010 г. производство элек­троэнергии может составить порядка 55...60 млрд кВт-ч, что на 15 - 25% выше, чем в 1990 г.

Вместе с тем следует отметить, что не всем субъектам Феде­рации в рассматриваемой перспективе удастся достичь самосба­лансированности в потреблении и производстве электроэнергии (Карелия, Вологодская обл.). В свою очередь, Мурманская обл. и Республика Коми сохранят свою роль "экспортеров" электри­ческой энергии.

Развитие и совершенствование систем теплоснабжения регио­на намечается на основе диверсификационного подхода, учиты­вающего научно-технический прогресс и новыне экономические условия хозяйствования и предусматривающего не только стро­ительство крупных ТЭЦ, таких как Мурманская ТЭЦ-2, Ин - тинская ГРЭС и Архангельская ТЭЦ-2, а и возможности стро­ительства малых и средних ТЭЦ (в том числе и на местном: топливе), организацию комбинированного производства энергии за счет установки предвключенных газовых турбин на котель­ных.

В Мурманской обл. для теплоснабжения создаваемого на су­достроительном заводе "Нерпа" комплекса по утилизации атом­ных подводных лодок, а также городов и поселков Снежнегорск, Полярный, Горячие ключи, Гаджиево, Олений, Сайда-Губа, Ви - дяево и др. (с обшим населением свыше 100 тыс. чел.) изуча­ется возможность строительства в скальном массиве подземной атомной теплоэлектроцентрали повышенной защищенности ог внешних и внутренних воздействий ПАТЭС-300.

Таким образом, основными направлениями энергетиче­ской политики Северного региона на ближайшую и более отдаленную перспективу являются:

• развитие нефтегазовой промышленности на побережье Се­верного Ледовитого океана и шельфе арктических морей с фор­мированием здесь новой крупной экспортной базы;

• совершенствование и развитие системы электрообеспечения на основе различных типов генерирующих мощностей и нового сетевого строительства;

• сохранение значительных объемов добычи и вывоза энерге­тических и коксующихся углей;

• газификация Карелии, Архангельской и Мурманской обл., а также отдельных районов Республики Коми.