Состояние
топливно – энергетического комплекса
Топливно-энергетический комплекс
() является важнейшей структурной составляющей
экономики России, одним из ключевых факторов обеспечения жизнедеятельности
производительных сил и населения страны. Он производит более четверти
промышленной продукции России, оказывает существенное влияние на формирование
бюджета страны, обеспечивает более половины ее экспортного потенциала. Основные
фонды ТЭК составляют примерно третью часть производственных фондов
промышленности.
Базируясь на богатом потенциале
энергетических ресурсов, Россия до 1988 года систематически наращивала их
добычу, доведя ее до 13% от их суммарного производства на Земле при доле в
населении планеты менее 3%. Однако по душевому потреблению первичных
энергоресурсов Россия почти в 1,5 раза отставала от США, имея почти вдвое
большее удельное энергопотребление на единицу произведенного валового
внутреннего продукта.
В начале 1990-х годов в связи с
распадом СССР и общеэкономическим кризисом в России негативные трансформации
произошли и в отраслях ТЭК. В 1999году по сравнению с достигнутыми
максимальными уровнями добыча нефти составила 61%, угля-72%, газа-96%,
производство электроэнергии-88%.
Наиболее серьезной проблемой ТЭК
является обостряющийся финансовый кризис и связанные с ним обвальные неплатежи
за топливо и энергию, размеры которых неуклонно растут. В результате в отраслях
комплекса возник опасный инвестиционный кризис: суммарные капитальные вложения
в ТЭК в 1993 году сократились по сравнению с инвестициями конца 1980-х годов
почти вдвое, причем бюджетные источники составили лишь 7% от этих сниженных
капиталовложений.
Отсутствие необходимых
инвестиций не позволило в 1990-х годах компенсировать естественное выбытие
производственных мощностей ТЭК. В нефтяной промышленности это привело к
сокращению эксплуатационного бурения почти в два раза и уменьшению мощностей
нефтедобычи более чем на 200 млн.т. в год.
Во всех отраслях ТЭК утрачен
минимально необходимый строительный задел. Финансовые ограничители не позволяют
даже поддержать действующие основные фонды, проводить необходимые объемы
ремонтных работ.
Состояние и технический уровень
действующих отраслей ТЭК становятся критическими. Исчерпали свой проектный
ресурс работы более половины оборудования угольной промышленности, 30%
газоперекачивающих агрегатов, свыше 50% износа имеет более чем половина
оборудования в нефтедобыче, более трети – в газовой промышленности.
В
нефтепереработке износ фондов превышает 80%. А в электроэнергетике в ближайшее
время отработает проектный ресурс половина мощностей электростанций страны.
Более половины магистральных нефтепроводов эксплуатируется от 20 до 30 лет и
более 30 лет.
В соответствии с современными нормами безопасности требуют
реконструкции до половины мощности АЭС (атомных электростанций). Такое
положение ставит под реальную угрозу перспективу нормального энергоснабжения
страны, тем более, что инвестиционные циклы в отраслях ТЭК очень длительны и
капиталоемки.
За время экономической реформы в
стране ТЭК прошел свою часть пути к рыночной экономике. Этот путь имеет
особенности, связанный с технологическим монополизмом таких производств, как
газовая, электроэнергетическая системы и централизованное теплоснабжение,
трубопроводный транспорт.
Тревожная ситуация, сложившаяся
в энергоснабжении страны, требует разработки такой энергетической стратегии,
которая позволила бы, прежде всего, предотвратить дальнейшее углубление
энергетического кризиса и обеспечить энергетическую безопасность России в
условиях перехода страны к рыночной экономике.
В то же время в сложившихся
условиях состояние топливно-энергетического комплекса может оказать серьезное
негативное влияние на экономическую безопасность России в целом, на
жизнедеятельность всех сфер экономики и населения, социально-экономическую
стабильность общества и независимость государства.
Основными факторами, формирующими на данном этапе и на ближайшую
перспективу угрозу энергетической безопасности России и составляющими предмет
особого внимания при формировании энергетической стратегии, являются:
·
критическое финансовое
положение отраслей ТЭК, продолжающийся глубокий и опасный спад их производства;
·
острый дефицит инвестиций
в ТЭК, приводящий к некомпенсированному выбытию его производственных мощностей
в условиях угрожающе высокой изношенности основных фондов комплекса;
·
ухудшение состояния
подготовленной к разработке сырьевой базы, особенно в нефтяной промышленности,
и резкое сокращение геологоразведочных работ;
·
несовершенство ценовой,
налоговой и финансовой политики государства в ТЭК, которая не обеспечивает
реального самофинансирования отраслей комплекса и структурных ценовых
соотношений, соответствующим мировым тенденциям;
·
высокий уровень
энергоемкости в России, который ложится тяжелым прессом на экономику страны и
конкурентоспособность производства;
·
сокращающийся экспортный
потенциал ТЭК как в связи с паданием производства энергоресурсов, так и из-за
утраты транспортных коммуникаций по экспорту энергоресурсов, что может повлечь
потерю традиционных рынков сбыта;
·
недостаточный
энергетический и энерготранспортный потенциал в ряде регионов страны и низкая
обеспеченность большинства регионов собственными природными
топливно-энергетическими ресурсами. 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, связанные с финансовыми ограничениями и недостаточной
мощностью подземных газовых хранилищ;
·
низкий технический уровень
в отраслях ТЭК и необходимость больших затрат на обеспечение безопасности АЭС
первых поколений;
·
негативное экологическое
воздействие ТЭК на социально-экономические условия жизни общества;
Решение этих основных проблем и
является приоритетом Энергетической стратегии.
Платежеспособный внутренний спрос быстро падает, а жестокие
транспортные ограничения не позволяют наращивать экспорт топлива и энергии. В
результате производство энергоресурсов в России, при всей их высокой
эффективности и безусловной конкурентоспособности по мировым нормам, подошло к
грани обвального спада, а отнюдь не рыночного равновесия спроса и предложения.
Наиболее опасна в этом отношении
острая нехватка капитальных вложений в топливно-энергетические отрасли и
энергосбережение. Гиперинфляция обесценила амортизационные отчисления как
источник финансирования капитальных вложений. Высокие проценты на кредиты и их
краткосрочность перекрыли и этот источник.
Ваучерная приватизация лишила даже самые
привлекательные и надежные предприятия ТЭК притока акционерного капитала.
Непомерный налоговый пресс, связанный с ним кризис неплатежей в России и других
странах СНГ, уменьшение выручки от экспорта из-за снижения мировых цен на
топливо и достижение пределов пропускных способностей экспортных терминалов и
трубопроводов – все это грозит исчерпать еще теплившийся главный источник
капитальных вложений – инвестиционную компоненту цены (тарифа) на топливо и
энергию.
В случае непринятия срочных мер
разрушение системы энергосбережения страны станет необратимым не только из-за
массового выбытия старого оборудования, введенного 30-40 лет назад в период
бурного развития ТЭК, но и ввиду специфики процесса топливодобычи, требующего
постоянных вложений в проходку, бурение и т.д. прекращение инвестиций в этих
отраслях сбросит их производство по крутой экспоненте, а для восстановления
добычи потребуется не только многократно большие затраты, но и длительное время
– от 4-5 лет в нефтяной и газовой, до 8-12 лет в угольной промышленности.
В этом состоят основные причины того, что отрасли ТЭК, переступив грань
финансового кризиса, грозят нарушить устойчивость энергоснабжения народного
хозяйства, тем самым могут подорвать основы экономической безопасности и стать
новым фактором социальной дестабилизации страны.
4. Электроэнергетика
4.1. Состояние электроэнергетики России
В настоящее время российская электроэнергетика переживает состояние
острого кризиса.
Существуют крупные препятствия и
нерешенные проблемы, не позволяющие форсировать процесс российских реформ. Это,
прежде всего – затянувшийся системный кризис экономики страны, вызвавший
серьезные перебои в системе денежного обращения и финансировании отрасли.
В условиях практически полного
прекращения бюджетного финансирования, в результате исключения инвестиционной
составляющей из себестоимости энергии электроэнергетика потеряла значительную
часть источников инвестиций. Итог неутешителен – затормозилось развитие
отрасли.
В настоящее время проблеме возобновления мощностей в экономическом
развитии РАО «ЕЭС России» придается первостепенное значение. И в случае
непринятия кардинальных мер возникнет дефицит мощностей на энергетическом рынке
России. Промышленность будет усиленно развиваться, требуя дополнительной
электроэнергии, а ее не будет.
4.2. Существующее положение в электроэнергетике и необходимость
реструктуризации
Кажущееся благополучие балансов
покрытия нагрузок ЕЭС России, обусловленное падением электро- и
теплопотребления соответственно на 22 и 30%, и возникновение действительных и
мнимых резервов притупило остроту проблемы нехватки новых мощностей. Между тем
такое положение может иметь только временный эффект.
Исчерпание ресурса
мощностей лишь тепловых электростанций из-за их старения в 2000г. составил 25
млн. кВт, в 2005г. – будет 57 млн. кВт и к 2021г. – достигнет почти 74 млн.
кВт, или почти половины всей установленной мощности ТЭС в настоящее время.
Тепловая энергетика России
располагает уникальной, потенциально эффективной структурой топлива, в которой
63% составляет природный газ, 28% – уголь и 9% – мазут. В ней заложены огромные
возможности энергосбережения и охраны окружающей среды.
В тоже время эффективность
топливоиспользования на ТЭС, работающих на газе, недостаточна. Она значительно
уступает топливной экономичности современных парогазовых установок (ПГУ).
Однако из-за трудностей с финансированием до настоящего времени не введен
первый парогазовый блок ПГУ-450 на Северо-Западной ТЭЦ Ленэнерго.
Реальное повышение технического
уровня отечественной теплоэнегергетики при эффективном использовании
капиталовложений на эти цели, может быть достигнуто главным образом путем
реконструкции с переводом действующих ТЭС на природный газ и строительства
новых газовых ТЭС, как правило, с применением ПГУ.
Тяжелое финансово-экономиеское положение РАО «ЕЭС России» и его
дочерних обществ обусловлено как общими проблемами российской экономики, так и
рядом специфических факторов:
·
проводится тяжелая тарифная политика, не
обеспечивающая в каждом втором АО-энерго компенсацию затрат на производство и
транспорт электрической и тепловой энергии;
·
инвестиционная составляющая в тарифах недостаточна даже
для простого воспроизводства основных производственных фондов;
·
увеличивается задолжность потребителей,
финансируемых из федерального и регионального бюджетов, что провоцирует кризис
неплатежей, и проблемы с налоговыми органами по осуществлению налоговых
зачетов;
·
отсутствуют четкие механизмы стимулирования
снижения производственных затрат в структурных подразделениях и дочерних
обществах РАО «ЕЭС России».
Сохраняется отношение к РАО «ЕЭС России» как к министерству, а к
АО-энерго – как к «службам», что не способствует развитию корпоративных
отношений в электроэнергетике и коммерциализации энергетических компаний. Это
приводит к снижению эффективности и конкурентоспособности энергетических
компаний, отказу платежеспособных потребителей от услуг региональных
энергетических компаний, сужению рынка сбыта (особенно тепловой энергии). В
1998 году вводы собственных тепловых мощностей у потребителей повышали вводы
тепловых мощностей в РАО «ЕЭС России».
Кроме того, на региональном уровне отсутствует государственная вертикаль
регулирования тарифов, позволяющая реализовывать какую-либо единообразную
политику. В итоге тарифная политика оказалась слабо управляемой со стороны
федерального центра и в большей степени зависимой от позиции региональных
властей.
В последние годы в электроэнергетике России
неуклонно обостряется проблема физического и морального старения оборудования
электростанций и электрических сетей. Нарастают мощности энергооборудования ТЭС
и ГЭС, отработавшие свой парковый ресурс.
Низкие темпы реновации во многом
обусловлены дефицитом финансовых ресурсов, как из-за неплатежей потребителей
энергии, так и вследствие недостаточности источников финансирования этих работ
(амортизационных отчислений).
Старение
оборудования – одна из главных причин ухудшения технико-экономических и
экологических показателей электростанций. В результате организации РАО «ЕЭС
России» ежегодно недополучает более 4 млрд. руб. прибыли. Требуется принятие
незамедлительных мер по обеспечению надлежащего технического состояния
генерирующего оборудования электростанций РАО «ЕЭС России».
Перечисленные выше проблемы усугубляются старением оборудования в
электроэнергетике. Его износ на 01.01.99, по РАО «ЕЭС России» составил уже 52%.
Сохранение тенденции снижения располагаемой мощности электрических станций даже
в краткосрочной перспективе может привести к невозможности удовлетворения
растущего спроса на электроэнергию.
Совмещение естественно монопольных и не являющихся таковыми видов
деятельности в рамках одной компании не способствует достижению прозрачности
финансово-хозяйственной деятельности и не позволяет вывести из-под
государственного тарифного регулирования потенциально конкурентные виды
деятельности.
Все это приводит к снижению надежности, безопасности и эффективности
энергоснабжения. Нарастает угроза ограничений по удовлетворению будущего спроса
на электрическую и тепловую энергию уже в ближайшие годы.
5. Топливная промышленность.
Наибольшее значение в топливной
промышленности страны принадлежит трем отраслям: нефтяной ,газовой и угольной,
из которых особо выделяется нефтяная.
Нефтяные базы были опорой
советского руководства. Дешевая нефть обеспечивала оттяжку структурной
перестройки энергоемкой промышленности СССР. Эта нефть привязывала страны
восточного блока. Валютные доходы от ее экспорта позволяли обеспечивать
потребительский рынок импортными товарами.
С тех пор изменилось многое.
Радикально перестраивается внутренняя структура государства. Разворачивается
процесс реорганизации российского административного пространства. Появляются
новые региональные образования. Но нефть по-прежнему – важнейший источник валюты
для страны.
5.1. Нефтяная промышленность.
Нефтяная промышленность – отрасль тяжелой
индустрии, включающая разведку нефтяных и нефтегазовых месторождений, бурение
скважин, добычу нефти и попутного газа, трубопроводный транспорт нефти По
разведанным запасам нефти в 1992 году Россия занимала второе место в мире вслед
за Саудовской Аравией, на территории которой сосредоточена треть мировых
запасов.
Из них запасы России – 20,2 млрд. т. Запасы
бывшего СССР на 1991 год составляли 23,5 млрд. тонн. Если учесть низкую степень
подтверждаемости прогнозных запасов и еще большую долю месторождений с высокими
издержками освоения (из всех запасов нефти только 55% имеют высокую
продуктивность), то общую обеспеченность России нефтяными ресурсами нельзя
назвать безоблачной.
Даже в Западной Сибири, где предполагается
основной прирост запасов, около 40% этого прироста будет приходиться на долю
низкопродуктивных месторождения с дебитом новых скважин менее 10 т в сутки, что
в настоящее время является пределом рентабильности для данного региона Глубокий
экономический кризис, охвативший Россию, не обошел и отрасли
топливно-энергетического комплекса, особенно нефтяную промышленность.
Это
выразилось прежде всего в ускоряющемся сокращении объемов добычи нефти начиная
с 1989 года. При этом только на месторождениях Тюменской области – основного
нефтедобывающего региона – добыча нефти снизилась с 394 млн. тонн в 1988 году
до 307 млн.
тонн в 1991 году. Нынешнее состояние нефтяной промышленности России
характеризуется сокращением объемов прироста промышленных запасов нефти,
снижением качества и темпов их ввода; сокращение объемов разведочного и
эксплуатационного бурения и увеличением количества бездействующих скважин;
повсеместном переходе на механизированный способ добычи при резком сокращении
фонтанизирующих скважин; отсутствием сколь-либо значительного резерва крупных
месторождений; необходимостью вовлечения в промышленную эксплуатацию
месторождений; расположенных в необустроенных и труднодоступных районах;
прогрессирующим техническим и технологическим отставнием отрасли; недостаточным
вниманием к вопросам социального развития и экологии.
5.1.1. Нефтяные базы России.
Нефтедобывающие предприятия России.
На территории Российской Федерации находятся
три крупных нефтяные базы: Западно-Сибирская, Волго-Уральская и
Тимано-Печерская.
А) Западно-Сибирская база.
Основная из них –
Западно-Сибирская. Это крупнейший нефтегазоносный бассейн мира, расположенный в
пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской,
Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей,
Красноярского и Алтайского краев, площадью около 3,5 млн. км.
Нефтегазоносность
бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста. Большая часть
нефтяных залежей находиться на глубине 2000-3000 метров. Нефть
Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна характеризуется низким содержанием
серы (до 1,1%), и парафина (менее 0,5%), содержание бензиновых фракций высокое
(40-60%), повышенное количество летучих веществ.
Сейчас на территории Западной
Сибири добывается 70% российской нефти. Так, в 1993 году добыча нефти без
газового конденсата составила 231.397.192 тонны, из которых фонтанным способом
– 26.512.060 тонн, а насосным 193.130.104 тонны. Из данных следует, что добыча
насосным способом превышает фонтанную на порядок.
Это заставляет задуматься над
важной проблемой топливной промышленности – старением месторождений. Вывод
подтверждается и данными по стране в целом. В 1993 году в Российской Федерации
из старых скважин добывалось 318.272.101 тонна нефти (без газового конденсата),
в том числе из скважин, перешедших с прошлого года – 303.872.124 тонны, в то
время как из новых скважин нефтедобыча составила лишь 12.511.827 тонн .
В Западной Сибири находятся
несколько десятков крупных месторождений. Среди них такие известные, как
Самотлор, Мегион, Усть-Балык, Шаим, Стрежевой . Большая часть из них
расположена в Тюменской области – своеобразном ядре района. В республиканском
разделении труда она выделяется как главная база России по снабжению ее
народнохозяйственного комплекса нефтью и природным газом.
Область обеспечивает
70,8 процента российской добычи нефти, а общие запасы нефти и газа составляют
(вместе – около 70% объемов добычи области) площади геологических запасов СНГ.
В Тюмени добывается 219.818.161 тонна нефти без годового конденсата (фонтанным
способом – 24.281.270 тонн, насосным – 1.837.818.63 тонны), что составляет
более 90% всей добычи Западной Сибири.
Теперь коснемся структур,
занимающихся нефтедобычей в Тюмени. На сегодняшний день почти 80 процентов
добычи в области обеспечивается пятью управлениями (в порядке убывания веса –
Юганскнефтегаз, Сургутнефтегаз, Нижневартовскнефтегаз, Ноябрьскнефтегаз,
Когалымнефтегаз).
Однако в недалеком времени абсолютные объемы добычи
сократятся в Нижневартовске на 60%, в Юганске на 44%. Тогда (по объемам добычи)
первая пятерка будет включать (в порядке убывания) Сургут, Когалым, Юганск,
Ноябрьск и Лангепас. Показатель ввода новых скважин на освоенных полях
необходимо рассматривать в сочетании с показателем ввода в разработку новых
месторождений.
Новым фактором упорядочивания
является доля иностранного капитала, привлекаемого в первую очередь для
разработки новых месторождений.
В зоне действия НоябрьскНГ таких месторождений
находится около 70, ПурНГ и ЮганскНГ около 20.
Таким образом, сегодня в
добывающей промышленности основного нефтяного района России мы наблюдаем
сложную систему взаимодействия практически независимых управлений,
несогласованно определяющих свою политику. Среди них нет признанного лидера,
хотя можно предполагать сохранение ведущих позиций за Сургут, НоябрьскНГ и
Юганск, не существует и настоящей конкурентной борьбы.
Такая разобщенность
создает немало проблем, но интеграция откладывается на неопределенную
перспективу из-за большой динамичности отрасли: снижение статуса ПурНГ,
КогальимНГ и ТюменьНГ вкупе с одновременным уменьшением влияния
Нижневартовскнефтегаза способно уже сейчас дисбалансировать сложившуюся
структуру отношений.
Без сомнения, эти выводы, сделанные на основе
взаимоотношений в ведущем районе, можно распространить и на всю систему
нефтедобычи в целом, что даст определенное объяснение сложной ситуации в данной
отрасли. Для нефтяной промышленности Тюмени характерно снижение объемов добычи.
Переработка попутного нефтяного
газа Тюмени осуществляется на Сургутских, Нижневартовских, Белозерном,
Локосовском и Южно-Балыкском газоперерабатывающих заводах. На них, однако,
используется лишь около 60% добываемого с нефтью ценнейшего нефтехимического
сырья, остальное количество сжигается в факелах, что объясняется отставнием
ввода мощностей газоперерабатывающих заводов, недостаточными темпами
строительства газокомпрессорных станций и газосборных сетей на нефтепромыслах.
Следовательно, выделяется еще одна проблема – разбалансированность
внутреотраслевой структуры нефтяной промышленности.
Б) Волго-Уральская база .
Вторая по значению нефтяная база
– Волго-Уральская. Она расположена в восточной части Европейской территории
Российской Федерации, в пределах республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, а
также Пермской, Оренбургской, Куйбышевской, Саратовской, Волгоградской
Кировской и Ульяновской областей.
Подавляющую часть нефти и
попутного газа (более 4/5) области дают Татария, Башкирия Куйбышевская область.
Значительная часть нефти, добываемая на промыслах Волго-Уральской
нефтегазоносной области, поступает по нефтепроводам на местные
нефтеперерабатывающие заводы, расположенные главным образом в Башкирии и
Куйбышевской области, а также в других областях (Пермской, Саратовской,
Волгоградской, Оренбургской).
Нефть Восточной Сибири отличается
большим разнообразием свойств и состава вследствие многопластовой структуры
месторождений. Но в целом она хуже нефти Западной Сибири, т.к. характеризуется
большим содержанием парафина и серы, которая приводит к повышенной амортизации
оборудования.
Если коснуться особенностей в качестве, то следует выделить
республику Коми, где ведется добыча тяжелой нефти шахтным способом, а также
нефть Дагестана, Чечни и Ингушетии с крупным содержанием смол, но
незначительным серы. В ставропольской нефти много легких фракций, чем она
ценна, хорошая нефть и на Дальнем Востоке.
Итак, почти каждое месторождение,
а тем более каждый из нефтегазоносных районов отличаются своими особенностями в
составе нефти, поэтому вести переработку, используя какую-либо “стандартную”
технологию нецелесообразно. Нужно учитывать уникальную структуру для достижения
максимальной эффективности переработки, по этой причине приходиться сооружать
заводы под конкретные нефтегазоносные области.
Существует тесная взаимосвязь
между нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленностью. Однако развал
Советского Союза обусловил появление новой проблемы – разрыв внешних
хозяйственных связей нефтяной промышленности. Россия оказалась в крайне
невыгодном положении, т.к. вынуждена экспортировать сырую нефть ввиду
дисбаланса нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности (максимальный объем
переработки – 240 млн. тонн в год), в то время как цены на сырую нефть гораздо
ниже, чем на нефтепродукты.
В) Тимано-Печерская база.
Третья нефтяная база – Тимано – Печерская. Она
расположена в пределах Коми, Ненецкого автономного округа Архангельской области
и частично на прилегающих территориях, граничит с северной частью
Волго-Уральского нефтегазоносного района. Вместе с остальными Тимано-Печерская
нефтяная область дает лишь 6% нефти в Российской Федерации (Западная Сибирь и
Уралоповолжье – 94%).
Добыча нефти ведется на месторождениях Усинское,
Верхнегруьеторское, Памгня, Ярега, Нижняя Омра, Водейское и другие. Тимано –
Печорский район, как Волгоградская и Саратовская области, считается достаточно
перспективным. Добыча нефти в Западной Сибири сокращается, а в Ненецком
автономном округе уже разведаны запасы углеводородного сырья, соизмеримые с
западносибирскими.
По оценке американских специалистов, недра арктической
тундры хранят 2,5 миллиарда тонн нефти. Сегодня различные компании уже
инвестировали в его нефтяную промышленность 80 млрд. долларов с целью извлечь
730 млн. тонн нефти, что составляет два годовых объема добычи Российской
Федерации.
Ведутся совместные разработки месторождений. Например, СП “Полярное
сияние” с участием американской компании “Конако”, которое разрабатывает
Ардалинское месторождение с запасами нефти более 16 миллионов тонн. В проект
инвестировано 375 миллионов долларов, из которых 80 миллионов получили 160
российских компаний – поставщиков и подрядчиков.
Теперь, обобщив сказанное в данной главе,
выделим главную особенность, проблему размещения нефтедобывающей промышленности
России. Частично она уже была рассмотрена – это сверхвысокая концентрация нефтедобычи
в ведущей нефтяной базе. Она имеет как раз преимущество для организации самой
структуры промышленности, так создает целый комплекс проблем, среди которых,
например, сложная экологическая обстановка в регионе.
Особенно выделяется из
них проблема дальней и сверхдальней транспортировки нефти и попутного газа,
обусловленная объективной необходимостью в перевозке сырья от главного
поставщика, восточных районов Российской Федерации, к главному потребителю –
западной ее части.
5.2. Газовая промышленность.
В 1996 г. газовой промышленности России
исполнилось 50 лет. Конечно, среди других крупных отраслей ТЭК – угольной,
нефтяной, электроэнергетики, имеющих более чем столетнюю историю, она
представляется довольно юным организмом. Но даже сейчас, в условиях кризиса,
отрасль демонстрирует гибкость и умение находить зоны стабильности и ниши
роста.
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).
