Топливно-энергетический комплекс Республики Башкортостан

Факультет экономики и управления

Кафедра «Национальная экономика»

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

Топливно-энергетический комплекс Республики Башкортостан

Содержание

Введение………………………………………………………………..….…………3

1 Теоретические аспекты топливно-энергетического комплекса…….….……..6

1.1 Понятие и сущность топливно-энергетического комплекса…………..……...6

1.2 Структура и размещение топливно-энергетического комплекса в России...11

1.3 Роль топливно-энергетического комплекса в экономике……………...........36

2 Анализ топливно-энергетического комплекса Республики...........................47

2.1 Современное состояния ТЭК в Республике Башкортостан …………...........47

2.2 Сравнительный анализ топливно-энергетического комплекса республик Башкортостан и Татарстан........................................................................................65

2.3 Анализ деятельности ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ»……............................72
3 Совершенствование топливно-энергетического комплекса Республики Башкортостан.............................................................................................................87

3.1 Инновационный путь развития энергетики как условие устойчивого развития энергетической безопасности Республики Башкортостан.....................87

3.2 Усиление экологической безопасности в нефтяной промышленности........92

3.3 Топливно-энергетический баланс как инструмент совершенствования процесса поддержки принятия решений по управлению топливно-

энергетическим комплексом Республики Башкортостан......................................98

Заключение……………………………………………………………………........107

Список использованных источников…………………………………..…………111

Приложение А Размещение энергетики в Республике Башкортостан………..115

Приложение Б Производственная структура ОАО «Башкирэнерго»...............116

Приложение В Бухгалтерский баланс ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ»

за 2008-2010 год…………………………………………………………………...117

Приложение Г Отчет о прибылях и убытках ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ»

за 2008-2010 год……………………….............................................…...………...123

Приложение Д Отчет о движении денежных средств

ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ»……................................................................... 129

Введение

Ключевая роль в обеспечении стабильного социально- экономического развития Башкортостана принадлежит его топливно-энергетическому комплексу — важнейшей составной части национальной экономики России.

Актуальность темы исследования определяется тем, что топливно-энергетический комплекс (ТЭК), являясь базовым сектором экономики Республики Башкортостан, воздействует на структуру экономики, обеспечивает развитие и улучшение социальной сферы и создает предпосылки для экономического роста. От результатов функционирования ТЭК зависит обеспечение региона энергоресурсами. Однако за последние годы в топливно-энергетическом комплексе Республики стали проявляться неблагоприятные тенденции, связанные с сокращением добычи газа и нефти, не сокращается энергоемкость ВРП, наблюдается нерациональное расходование энергоресурсов. Положение усложняется недостатком инвестиций не только в целом в экономику республики, но и в топливно-энергетическую отрасль. Исходя из значимости ТЭК для развития экономики, важно обеспечить рост инвестиционной привлекательности комплекса, повышение эффективности его хозяйственной деятельности и экономию топливно-энергетических ресурсов.

В этой связи возрастает значение научного осмысления формирования и развития топливно-энергетического комплекса, его места и роли в социально-экономическом развитии не только страны в целом, но и отдельных регионов. Несмотря на то, что топливно-энергетический комплекс постоянно находится в центре внимания экономистов, вопросы его развития, основные закономерности функционирования на всем протяжении истории не нашли должного отражения в научных исследованиях. Особенно эта проблема касается развития ТЭК в регионах. Исследование регионального развития топливно-энергетического комплекса позволяет определить роль и значение последнего в подъеме производительных сил российских регионов и всей страны, а также формировать эффективную государственную политику дальнейшего развития ТЭК. Все это предопределяет актуальность темы исследования.

Степень разработанности проблемы. Среди современных российских ученых наибольший вклад в исследование проблем реформирования российской экономики, в том числе и топливно-энергетического комплекса внесли: Л.И. Абалкин, И.А. Родионова, Д.С. Львов, В.В. Ивантер, А.С. Некрасов и др.

Региональные исследования использования природных ресурсов, развития промышленности, в том числе топливно-энергетического комплекса отражены в работах М.Г. Лапаевой, О.Ф.Лапаевой, Г.Г. Гранберга, М.Г. Рахимова, Н.А. Макарова, Пляскина Н.И, Сафонова В.С и др.

В целом же в отечественной литературе научная разработка вопросов становления и развития топливно-энергетического комплекса в территориальном аспекте не получила достаточного освещения. Актуальность проблемы выявления закономерностей и особенностей становления топливно-энергетического комплекса в Республике Башкортостан, разработка направлений повышения его эффективности, ее теоретическая и практическая значимость, а также недостаточная степень ее разработанности определили выбор темы настоящего исследования и его цель.

Целью дипломной работы является выявление закономерностей развития топливно-энергетического комплекса в Республике Башкортостан, анализ особенностей его функционирования на современном этапе, разработка подходов к формированию условий для повышения эффективности функционирования ТЭК.

Для достижения поставленной цели в работе намечено решить следующие задачи:

- определить роль топливно-энергетического комплекса в развитии экономики;

- выявить сущность и структуру топливно-энергетического комплекса, исследовать его особенности и перспективы развития;

- обобщить опыт развития ТЭК в Республике Башкортостан, рассмотреть его специфику, объемы производства, уровень экономической эффективности;

- разработать основные направления повышения экономической эффективности хозяйственной деятельности предприятия ТЭК.

Предмет исследования — экономические отношения, складывающиеся в топливно-энергетическом комплексе Республики Башкортостан.

Объектом исследования является топливно-энергетический комплекс Республики Башкортостан.

Теоретической и методологической основой исследования послужили работы российских и республиканских экономистов, посвященные теоретическим и практическим проблемам ТЭК.

Информационную базу исследования составили материалы Государственного комитета РФ по статистике и Комитета государственной статистики Республики Башкортостан.

1 Теоретические аспекты топливно-энергетического комплекса

1.1 Понятие и сущность топливно-энергетического комплекса

Развиваясь, человечество начинает использовать все новые виды ресурсов (атомную и геотермальную энергию, солнечную, гидроэнергию приливов и отливов, ветряную и другие нетрадиционные источники).

Россия располагает значительными запасами энергетических ресурсов и мощным топливно-энергетическим комплексом, который является базой развития экономики, инструментом проведения внутренней и внешней политики. Роль страны на мировых энергетических рынках во многом определяет ее геополитическое влияние.

М.Г. Лапаева в своей монографии дает следующее определение топливно-энергетического комплекса. Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) - совокупность отраслей промышленности, осуществляющих добычу и переработку различных видов первичных топливных и энергетических ресурсов (угольных, нефтяных, газовых, гидравлических, ядерных, геотермальных, биологических и др.), a также преобразующих эти первичные энергоресурсы в тепловую и электрическую энергию или в моторное топливо.
Л.И.Абалкин определяет ТЭК как совокупность базовых отраслей, производящих топливно-энергетические ресурсы, и объектов инфраструктуры, обеспечивающих их распределение.[1]

Топливно-энергетический комплекс, по мнению В.Д. Андреева, это сложная система, включающая совокупность производств, процессов, материальных устройств по добыче топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), их преобразованию, транспортировке, распределению и потреблению как первичных ТЭР, так и преобразованных видов энергоносителей.

Топливно-энергетический комплекс тесно связан со всей промышленностью страны. На его развитие расходуется более 20 % денеж-ных средств. На ТЭК приходится 30 % основных фондов и 30 % стоимости промышленной продукции России. Он использует 10 % продукции машиностроительного комплекса, 12 % продукции металлургии, потребляет 2/3 труб в стране, дает больше половины экспорта РФ и значительное количество сырья для химической промышленности. Его доля в перевозках составляет 1/3 всех грузов по железным дорогам, половину перевозок морского транспорта и всю транспортировку по трубопроводам.[2]

Энергетический сектор обеспечивает жизнедеятельность всех отраслей национального хозяйства, способствует консолидации субъектов Российской Федерации, во многом определяет формирование основных финансово-экономических показателей страны. Природные топливно-энергетические ресурсы, производственный, научно-технический и кадровый потенциал энергетического сектора экономики являются национальным достоянием России. Эффективное его использование создает необходимые предпосылки для вывода экономики страны на путь устойчивого развития, обеспечивающего рост благосостояния и повышение уровня жизни населения. Объективные тенденции глобализации современных экономических отношений предполагают не только усиление международной экономической интеграции России в энергетической сфере, но и получение реальных выгод от качественного изменения роли страны в мировой торговле энергоресурсами.

В этом контексте формирующийся мировой рынок энергоресурсов уже не может быть разделен национальными границами. От правильного понимания и учета во внутренней и международной практике тенденций мировой глобализации во многом будет зависеть, будут ли действительно реализованы интересы народов мира, не будет ли нарушен стратегический баланс сил.

Важно отметить, что Россия является крупной энергетической державой, обладающей более 13 % мировых запасов нефти, 14 % природного урана, 45 % газа и почти 25 % запасов угля. Энергетический фактор играет определяющую роль в обеспечении надежного функционирования экономики и социальной сферы страны, укреплении ее позиций на международной арене.

Все процессы добычи и переработки топлива, производства, транспортировки и распределения электроэнергии охватывает один из важнейших межотраслевых комплексов - топливно-энергетический комплекс (ТЭК). Он состоит из двух главных частей: топливной промышленности и электроэнергетики, а также инфраструктуры. Своеобразной особенностью ТЭК России является то, что он целиком базируется на отечественных ресурсах, по запасам которых страна занимает одно из первых мест в мире.

Этот комплекс является стержнем жизнеобеспечения любой страны, но для России ТЭК имеет особое значение, так как наша страна - северная (2/3 ее территории относится к зоне Севера) и поэтому значительная часть производимой энергии тратится на отопление, преодоление суровых климатических условий. В связи с этим затрачиваемое количество энергии на душу населения в России в 2-3 раза больше, чем в странах Европы.[3]

Топливно-энергетический комплекс России всегда играл важную роль в экономике страны. За годы реформ в связи с резким падением объемов производства в других отраслях экономики его роль еще более возросла.

В течение прошедшего десятилетия ТЭК в основном обеспечивал потребности страны в топливе и энергии, сохранив тем самым энергетическую независимость России. В настоящее время преодолена тенденция спада и начался рост добычи газа, нефти и угля, производства электроэнергии, объема и глубины переработки нефти. Производственные структуры ТЭК в результате проведенных структурных преобразований, либерализации и приватизации в значительной мере адаптировались к рыночным методам хозяйствования. В результате проведенных работ по реструктуризации угольной промышленности повысилась ее экономическая эффективность, ликвидируются убыточные неперспективные предприятия. Начались реформы электроэнергетики и жилищно-коммунальной сферы. Сформированы основы регулирования хозяйственных отношений в энергетическом секторе экономики, включая вопросы недропользования, налогообложения и ценообразования.

В настоящее время ТЭК является одним из устойчиво работающих производственных комплексов российской экономики. Он определяющим образом влияет на состояние и перспективы развития национальной экономики, обеспечивая около 1/4 производства валового внутреннего продукта, 1/3 объема промышленного производства и доходов консолидированного бюджета России, примерно половину доходов федерального бюджета, экспорта и валютных поступлений.

Вместе с тем в отраслях ТЭК сохраняются механизмы и условия хозяйствования, не адекватные принципам рыночной экономики, действует ряд факторов, негативно влияющих на функционирование и развитие ТЭК.

Основными факторами, которые будут определять развитие ТЭК в первой четверти XXI века, являются:

- динамика спроса на топливно-энергетические ресурсы и углеводородное сырье внутри страны, обусловленная темпами роста национальной экономики и ее удельной энергоемкостью, а также ценами на энергоносители;

- масштабы реализации ресурсо- и энергосберегающих технологий как в энергетическом секторе, так и в других секторах экономики;

- состояние мировой экономической и энергетической конъюнктуры, степень интеграции в мировое энергетическое пространство;

- устойчивое развитие минерально-сырьевой базы;

- формирование благоприятного инвестиционного климата с учетом совершенствования налогового, ценового и таможенного регулирования;

- создание экономических стимулов для уменьшения воздействия энергетики на окружающую природную среду;

- масштабы использования научно-технических достижений в ТЭК и подготовка перехода к энергетике будущего. [4]

Поставленная задача достижения качественно нового состояния ТЭК диктует жесткие требования к выбору мер государственного регулирования и взаимной ответственности всех участников процесса.

Топливно-энергетический баланс является основным инструментом выявления диспропорций в процессе прогнозирования и установления равновесия между спросом и предложением на энергоресурсы от добычи до их потребления. В то же время использование топливно-энергетического баланса до сих пор не является системным, охватывающим все необходимые уровни (в частности региональный). Необходимо совершенствование информационной базы и методологии балансовых расчетов с целью повышения надежности и обоснованности получаемых результатов.

Разработанные балансы топливно-энергетических ресурсов предусматривают:

- рост производства и потребления электроэнергии, являющийся необходимым условием развития экономики и повышения комфортности жизни населения;

- существенное повышение эффективности потребления топлива и электроэнергии в экономике страны и в жилищно-коммунальном секторе за счет энергосбережения;

- совершенствование структуры производства электроэнергии, в том числе за счет опережающего роста выработки на атомных электростанциях и более полного использования потенциала гидроэнергетики, прежде всего в результате завершения строительства ранее начатых объектов;

- улучшение качества нефтепродуктов при одновременном повышении эффективности переработки нефти;

- расширение использования экономически эффективных возобновляемых источников энергии.

Оптимизация расходной части топливно-энергетического баланса предусматривает реализацию мер по экономически эффективному энергосбережению и совершенствование структуры спроса на энергоносители по следующим основным направлениям:

- продолжение электрификации экономики с ростом потребления электроэнергии в 1,05 - 1,1 раза быстрее общего спроса на энергию за счет повышения электровооруженности труда в промышленности, сельском хозяйстве и быту;

- увеличение потребления моторных топлив темпами, в 1,2 раза превосходящими темпы роста общего энергопотребления, при более широком использовании заменителей нефтепродуктов (сжиженного и сжатого газа, водорода);

- преодоление тенденции нарастающего доминирования природного газа на внутреннем энергетическом рынке с уменьшением его доли в общем энергопотреблении (включая расход на производство электроэнергии и тепла) с 50 % в настоящее время до 49 % в 2010 году и 46 % в 2020 году за счет увеличения выработки электроэнергии на атомных и гидроэлектростанциях (с 10,8 % до 12 %).

1.2 Структура и размещение топливно-энергетического комплекса в России.

Топливно-энергетический комплекс представляет собой сложную систему − совокупность производств, процессов, материальных устройств по добыче топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), их преобразованию, транспортировке, распределению и потреблению как первичных ТЭР, так и преобразованных видов энергоносителей.

В состав ТЭК входят взаимодействующие и взаимообусловленные подсистемы: отрасли топливной промышленности (угольная, нефтяная, газовая), добывающая подсистема и электроэнергетика, преобразующая ТЭР в энергоносители. Эти подсистемы тесно связаны с энергетическим машиностроением, электротехнической, атомной отраслями промышленности и со всеми отраслями − потребителями топлива и энергии.

Рисунок 1.1 - Структура топливно-энергетического комплекса РФ

В начале XXI в. Россия занимала 1-е место в мире по добыче природного газа, 2-е − бурого угля, 3-е − нефти и 6-е − каменного угля. При общем снижении производства энергоресурсов особенно уменьшилась добыча нефти (на 37%) и угля (на 35%). В электроэнергетике выросла доля атомных электростанций при снижении доли тепловых электростанций.[5]

Такие изменения не могли не сказаться на формировании структуры топливно-энергетического баланса (ТЭБ). Топливно-энергетический баланс является важным инструментом анализа функционирования энергетического сектора экономики страны. Он отражает соотношение добычи различных видов топлива и выработанной энергии и использование их в народном хозяйстве.

Условное топливо (у.т.) - единица учёта органического топлива, применяемая для сопоставления эффективности различных видов топлива и суммарного учёта их. В качестве единицы у.т. принимается 1 кг топлива с теплотой сгорания 7000 ккал/кг (29,3 Мдж/кг). Соотношение между у.т. и натуральным топливом выражается формулой:

, (1)

где B_y — масса эквивалентного количества условного топлива, кг;

В_k — масса натурального топлива, кг;

Q_k^P — низшая теплота сгорания данного натурального топлива, ккал/кг;

С помощью условного топлива можно составить топливный баланс или суммарный баланс отрасли, региона, страны и мира в целом.

Сводный топливно-энергетический баланс (ТЭБ) России за 2006-2010гг. характеризовался увеличением объемов добычи и производства энергоресурсов на 460 млн. т. у.т (24,7 %), по сравнению с периодом 2001-2005гг., или в среднем на 4,5 % в год. За 2007 гг. добыча и производство ТЭР увеличились еще на 28,5 млн. т. у.т. В 2010 г. рост добычи топлива продолжился (на 4,1 % за год), однако производство электроэнергии на ГЭС и АЭС снизилось на 10,1 млн. т. у.т. (на 6,7 %).

Из трех основных составляющих ресурсной части ТЭБ (добыча органического топлива, производство первичной электроэнергии и внешние поступления) наибольшая доля приходится на добычу органического топлива. В 2004 г. эта доля составляла 81,2 %, в 2006 г. − 89,2 %, в 2008 г. − 92,6 %, в 2010 г.− 91,8 % .

Внешние поступления топливно-энергетических ресурсов составили: в 2006 г. − 13,8 % балансового объема топливно-энергетических ресурсов, в 2008 г. − 2,5 %, в 2010г. − 1,9 %.

Для того, чтобы проследить динамику объема добычи и производства продукции топливно-энергетического комплекса в России, обратимся к таблице 1.2. Прослеживается рост объемов добычи нефти, газа, угля, производства автомобильных бензинов и дизельного топлива.

Таблица 1.2 - Динамика объема добычи (производства) продукции ТЭК РФ

Показатели	2003г.	2004г.	2005г.	2006г.	2007г.	2008г.	2009г.	2010г.
Добыча нефти и газового конденсата, млн.т.	421,8	459,7	470,0	481,5	491,1	479,6	497,3	504,9
Добыча газа, млрд. куб. м	597,9	614,3	641,6	657,2	655,4	663,5	642,1	649,8
Добыча угля, млн.т.	276,2	284,4	288,8	307,9	309,5	314,9	316,7	320,9
Выработ-ка элек-троэнергии, млрд. кВт–ч	913,5	943,8	964,5	871,2	983,2	987,4	1004,3	1025,0
Произв-во бензинов автомоби-льных, млн.т.	26	26,3	27,4	29,2	29,4	31,0	35,8	35,9
Произв-во диз. топлива, млн.т.	46,6	44,9	46,5	49,2	50,2	52,7	53,3	57,6

В ресурсном отношении, структура топливно-энергетического баланса также претерпела значительные изменения за последние 50-60 лет, что, безусловно, связано с представленными выше изменениями в объемах добычи первичных ТЭР. Так, в 1960-х гг. доля нефти и газа не превышала 20%, а в 1990-х и начале 2000-х гг. составляла уже более 80 % при практическом снижении доли угля до 14,5 %. Хотя именно уголь был до конца 1970-х гг. главным энергоносителем. Доля природного газа в ресурсной части ТЭБ росла все 90-е годы. В 2000 г она составляла 43 %, в настоящее время достигает уже 53 %.

Это означает, что газ занял доминирующую позицию и более чем на половину обеспечивает потребности российских тепловых электростанций и предприятий химической промышленности.

История развития нефтедобывающей промышленности в России характеризуется периодами роста и падения основных показателей. Максимальный уровень добычи нефти в России был достигнут в 1993 гг. (более 560 млн. т.) за счет начала разработки главной нефтяной базы страны − Среднего Приобья в Западной Сибири. Впоследствии, с распадом СССР, произошло резкое снижение добычи, т.к. Россия потеряла доступ ко многим месторождениям. К началу XXI в. добыча стабилизировалась на уровне чуть более 300 млн. т. в год, а в 2010 г. в силу благоприятной ценовой конъюнктуры выросла до 504,9 млн. т. В соответствии с прогнозируемым социально-экономическим развитием страны добыча нефти для удовлетворения внутренних потребностей и экспортных поставок к 2030 г. должна составить 550 млн. т в год.

Первые нефтепромыслы появились в России еще в конце XIX в. на Кавказе и в Предкавказье, которые сохраняли свои лидирующие позиции

в нефтедобыче до середины XX века. В военные и послевоенные годы в разработку последовательно вовлекались новые месторождения: в Башкортостане − Туймазинское, Шкаповское, в Татарстане − Бавлинское и Ромашкинское. Позже в эксплуатацию вступили месторождения в Самарской области − Мухановское, в Пермской области − Яринское и др. Затем главным нефтедобывающим районом страны стала территория между Волгой и Уралом, на которой за десятилетие добыча нефти увеличивалась почти в 4 раза. В настоящее время Волго-Уральская нефтегазоносная провинция дает примерно 24 % нефти в стране и является наиболее изученной и освоенной.[6]

С 1964 г. началась промышленная эксплуатация западно-сибирских месторождений нефти, что позволило увеличить объемы ее добычи за 1970-е годы более чем вдвое и занять 1-е место в мире. Сейчас этот регион дает 69,6 % российской нефти, которая отличается к тому же высоким качеством.

Действующей и довольно перспективной является Тимано-Печорская нефтегазовая провинция (2,5 % российской добычи), где эксплуатируется крупнейшее месторождение − Усинское. Добыча здесь осуществляется дорогим шахтным способом, причем качественные параметры нефти характеризуются большим наличием тяжелых фракций.

Таким образом, основные районы добычи нефти − Западно-Сибирский, Волго-Уральский и Тимано-Печорский. Кроме того, начата разработка месторождений на шельфе острова Сахалин, в шельфовых зонах Баренцева, Карского и Охотского, Каспийского морей. По прогнозам, примерно 70% территории шельфа перспективны для поиска нефти и газа.

В региональном разрезе нефтедобычи очевидно, что сохраняется явное лидерство Тюменской области, дающей 65,9 % нефти в стране ). На ее территории основным районом добычи нефти является Ханты-Мансийский автономный округ; 2-е и 3-е места соответственно занимают Поволжье, где выделяются Республика Татарстан, и Урал с несколькими нефтедобывающими субъектами − Республикой Башкортостан, Пермской и Оренбургской областью.

Замедление развития нефтедобычи в 1990-е гг. связано с кризисом всей российской экономики, а также с объективными причинами, в частности с качественным ухудшением сырьевой базы этой отрасли. Основные нефтегазоносные провинции вышли на поздние стадии разработки с падающей добычей. Доля трудноизвлекаемых запасов достигла 55-60% и продолжает расти; по прогнозам, к 2020 г. она может достичь 80%. Время открытия гигантских месторождений, за счет которых обеспечивались приросты запасов, а издержки развития и добычи снижались, прошло. Начальный ресурсный потенциал «новых» нефтегазоносных провинций (Западная Сибирь) в разы меньше, чем «старых» (Кавказ, Урал, Поволжье).

Характерной чертой размещения современной нефтедобывающей промышленности является продвижение ее на север, в том числе на полуостров Ямал, где находится одно из крупнейших нефтегазовых месторождений − Русское. Однако нефть в этом месторождении имеет низкое качество и ее нельзя транспортировать по трубопроводам. Начата добыча нефти в Арктике, на шельфе у острова Колгуев (Песчано-Озерское месторождение).

Перспективным районом добычи нефти является также Дальний Восток, где особенно выделяется остров Сахалин. В разработке месторождений активное участие принимают иностранные инвесторы.

Рисунок 1.5 - Экспорт и импорт нефти в России

Добычей нефти в настоящее время занимаются главным образом российские нефтяные компании: «Лукойл», «Татнефть», ТНК, «Газпром нефть», «Сургутнефтегаз», ЮКОС. Они же являются экспортными лидерами. Общий объем поставок нефти «Лукойл», ЮКОС, «Сургутнефтегаз» и ТНК составил в 2010 г. 53,6 % всего российского экспорта. Эти компании диктуют на внутреннем рынке высокие цены на нефть и определяют взаимоотношения России с другими нефтедобывающими странами, в основном с ОПЕК.[7]

Нефть является важным исходным сырьем для химии и нефтехимии. Она перерабатывается на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) и нефтехимических комбинатах (НХК), где выпускается большое количество различных видов нефтепродуктов в виде топлива и углеводородного сырья для промышленности органического синтеза и полимерной химии.

В первичную переработку поступает ежегодно более 50 % добы-ваемой нефти; Основными видами производимой продукции являются бензин (19 % всей продукции), дизельное топливо (более 28 %) и топ-ливный мазут (около 28 %). Из нефти производят автомобильный бен-зин, составляющий 83 % производства. Эффективность переработки нефтяного сырья по мере развития отрасли возрастает, в 2010г. она составила 79 %.

Тенденции нефтеперерабатывающей промышленности характе-ризуются увеличением количества предприятий за последние 15 лет в 24,2 раза, ростом индекса физического объема продукции, ростом рентабельности. Однако при этом происходит повышение затрат на единицу производимой продукции, что объясняется выработанностью старых предприятий и повышением расходов на разработку новых.

Размещение НПЗ зависит от размеров потребления нефтепродуктов в разных районах, техники переработки и транспортировки нефти. Исторически под воздействием сырьевого фактора НПЗ и НХК размещены в районах добычи нефти:

- поволжском: Самара, Волгоград, Саратов, Сызрань;

- уральском: Ишимбай, Салават, Уфа, Орск, Пермь;

- северо-кавказском: Нефтегорск, Туапсе, Краснодар;

- северном: Ухта;

- западно-сибирском: Омск.

В процессе развития отрасли нефтеперерабатывающая промышленность приблизилась к основным районам потребления нефтепродуктов. Поэтому заводы размещены на пути транспортировки нефти, в центрах, получающих нефтепродукты по магистральным нефтепроводам:

- центральном: Москва, Рязань, Ярославль (крупнейший район – потребитель сырья);

- северо-западном: Кириши (нефть поступает по трубопроводу из Поволжья);

- волго-вятском: Нижний Новгород, Кстово (вдоль трассы нефтепровода из Западной Сибири);

- восточно-сибирском: Ачинск, Ангарск (вдоль трубопровода Омск – Ачинск − Ангарск);

- дальневосточном: Комсомольск-на-Амуре, Хабаровск (нефть поступает из Сахалинской области).

Особая роль в развитии и размещении нефтяной промышленности принадлежит трубопроводному транспорту. Он признан наиболее дешевым и эффективным средством доставки нефти. Главным направлением магистральных нефтепроводов является направление из Западной Сибири в Центральную Россию, а также в Европу через страны СНГ (Украину и Беларусь).

Основная часть нефтепроводов идет из Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. В 1964 году была открыта первая нить нефтепровода «Дружба», который связал Волго-Уральский район с западной частью СССР и соцстранами Европы (Польшей, ГДР, Чехословакией и Венгрией).

Нефтепровод имеет маршрут Альметьевск – Самара – Брянск – Мозырь. В Мозыре «Дружба» разветвляется на 2 участка: северный (по территории Белоруссии, Литвы, Польши и Германии) и южный (по территории Украины, Словакии, Чехии и Венгрии). Также из Волго-Уральского района на запад ведет нефтепровод Альметьевск – Нижний Новгород – Рязань – Москва – Ярославль – Кириши, на юг Альметьевск – Саратов – Новороссийск, на восток Туймазы – Омск – Новосибирск – Красноярск – Ангарск. С 1960-х гг. нефть идет из Западной Сибири через Волго-Уральский район: Усть-Балык – Курган – Альметьевск.

Также с 1960-х гг. появляются новые ветки в системе нефтепроводов из Западной Сибири: Нижневартовск – Самара – Кременчуг – Одесса, Сургут – Пермь – Ярославль – Новополоцк (вливается в «Дружбу»), Усть-Балык – Омск – Павлодар – Чимкент.

Помимо основных направлений действуют локальные нефтепроводы Ухта – Ярославль, Волгоград – Новороссийск, Грозный – Туапсе, Оха – Комсомольск-на-Амуре и др.

Работу трубопроводного транспорта осуществляет компания «Транснефть», контролирующая перекачку нефти не только по России, но и за ее пределы. Эта компания, по сути, − государственная монополия и крупнейшая в мире компания по транспортировке нефти. Она представляет собой государственный холдинг, объединяющий 20 дочерних предприятий, занимающихся перекачкой нефти, диагностикой, строительством, ремонтно-восстановительными, научно-исследовательскими, проектно-конструк-торскими и другими работами. Протяженность системы магистральных нефтепроводов компании, составляет 47,3 тыс. км. В ее состав входят 393 нефтеперекачивающие станции с резервуарным парком общей емкостью 12,8 млн. м³. По магистральным нефтепроводам «Транснефти» транспорти-руется практически вся добываемая в России нефть.[8]

Газовая промышленность − быстроразвивающаяся и самая молодая отрасль топливной промышленности России. Отрасль занимается добычей, транспортировкой, хранением и распределением природного газа. Она является единственной отраслью, не испытавшей тяжелого экономического кризиса и спада производства. Производимая продукция отрасли − самое экологически чистое, высококалорийное топливо и ценное сырье для химической промышленности.

По мировым разведанным запасам газа на долю России приходится около 40 %. Далее следуют Иран, Катар, США, ОАЭ, Саудовская Аравия, Нигерия. По добыче газа Россия также находится на первом месте в мире. Ее доля по добыче составляет примерно 30 %.

Добыча естественного газа в России в 2010 г. составила 649 млрд. м³, в том числе природного газа − 563, и попутного − 76 млрд. м³.

Газовая промышленность влияет на развитие российской экономики, ее экспортный потенциал и будущие возможности. Растет доля природного газа в топливно-энергетическом комплексе России; так, если в 1995 г. она составляла 19 %, в 2000 г. – 43 %, то в настоящее время достигает уже 60 %. Этот рост обусловлен относительно низкой ценой газа по сравнению с мазутом и углём. В России до 50 % электростанций работают на газе, только 20 % − на угле, а остальные − атомные и гидроэлектростанции. Современное состояние отрасли характеризуется ростом числа действующих предприятий за последние 15 лет в 6,8 раза, численности промышленно-производственного персонала и рабочих — в 4,3 раза.

Газовая промышленность России имеет ведущие показатели в мировой экономике. Объемы добычи газа составляют: в России - 649 млрд. м³(для сравнения: в США − 569 млрд. м³, Канаде − 200 млрд. м³, Великобритании − 117 млрд. м³). По разведанным запасам газа Россия занимает 1-е место в мире (более 32 % мировых запасов) и обеспечивает до 35% его мировой добычи.

Рисунок 1.8 - Добыча природного газа в России

Из общего объема разведанных запасов газа России (46,9 трлн. м³) на глубинах до 1,5 км сосредоточено 23 трлн. м³ (49,1 %), в интервале глубин 1,5-3,0 км − 16,3 трлн. м³ (34,7 %) и на глубинах более 3 км — 7,6 трлн. м³ (16,2%). В структуре запасов газа по компонентному составу метановые газы составляют 61,0 %, этансодержащие (3 % и более) – 30,3 %, сероводородосо-держащие – 8,7 %.

Начальные ресурсы газа в среднем разведаны на 24,7 %. По районам данный показатель колеблется от нулевых значений до 70-81 %. Основные прогнозные ресурсы приходятся на Западную и Восточную Сибирь, Дальний Восток, шельф Карского, Баренцева и Охотского морей.

В российской газовой промышленности начала XXI в. наступил период высокой степени вовлеченности в разработку относительно разведанных территорий. Так, максимально вовлечены в разработку запасы газа на территории Урало-Поволжья (94,6 %) и Северного Кавказа (90 %). В основном газодобывающем регионе страны − Западной Сибири − почти половина всех запасов уже вовлечена в разработку. Значителен этот показатель и на Дальнем Востоке (43 %).

Добыча свободного и попутного газа ведется в 25 субъектах Российской Федерации. Крупнейшим в стране по запасам и добыче газа является Ямало-Ненецкий автономный округ в Западно-Сибирском экономическом районе. Однако к настоящему времени крупнейшие эксплуатируемые месторождения (Уренгойское, Медвежье и др.) уже достигли пика добычи. За прошлое десятилетие объемы добычи газа в регионе сохранились примерно на одном уровне (552 млрд. м³-576,3 млрд. м³). Тем не менее, средняя выработанность разведанных запасов газа составляет всего 19,3 %. Перспективы газодобычи в Западно-Сибирском экономическом районе связывают с разведкой и освоением перспективных ресурсов газа на суше и шельфе Карского моря.

В Ямало-Ненецком автономном округе сосредоточено 45698,9 млрд. м³ запасов газа в пределах Надым-Пур-Тазовской, Ямало-Ненецкой и Гыданской нефтегазоносных областей и на шельфе Карского моря (Ленинградское и Русаковское месторождения). Здесь выявлено 198 месторождений, из которых 63 нефтяных, 62 нефтега-зоконденсатных, 36 газоконденсатных.

На глубине до 1,5 км сосредоточено 22,4 трлн. м³ разведанных запасов газа (64,8 %), в интервале глубин 1,5-3,0 км − 8,6 трлн. м³(24,8%), на глубинах более 3 км − 3,6 трлн. м³ (10,4 %).

Кроме того, в Западной Сибири газоносные территории имеются также в Новосибирской, Омской и Томской областях, в Восточной Сибири − Таймырском и Эвенкийском районах Красноярского края, Иркутской области и Красноярском крае. Из общего объема разведанных запасов в Иркутской области сосредоточено 879,5 млрд. м³, Томской области − 300,2 млрд. м³, Таймырском районе Красноярского края − 284,4 млрд. м³, Эвенкийском районе Красноярского края − 252,5 млрд. м³, Новосибирской области − 0,6 млн. м³, Омской области – 0,6 млн. м³.[9] Основные ресурсы и запасы газа Российской федерации размещены в Северном, Северо-Кавказском, Поволжском, Уральском, Западно-Сибирском, Восточно-Сибирском и Дальневосточном экономических районах.

Крупные запасы газа сосредоточены на территории Уральского экономического района, а именно на Оренбургском нефтегазокон-денсатном месторождении − 903,2 млрд. м³. На территории Урало-Поволжья и Прикаспия (Волгоградская и Астраханская области, Республика Калмыкия) перспективы открытий в основном связываются с разведкой подсолевых отложений на Астраханском своде в пределах суши и акватории Каспия.

Как видно из таблицы 1.9 перспективные территории и месторождения расположены в Северном экономическом районе в Республике Коми и Ненецком автономном округе в пределах Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (НГП), которая на акватории Баренцева моря (Мурманская область) сливается с Баренцево-Карской НГП. Разведанность ресурсов региона составляет на суше 43,8 %, выработанность запасов − 8,3 %.

На шельфе Баренцева и Печорского морей выявлено 8 месторождений с запасами газа в 4048,6 млрд. м³. Наиболее крупным является Штокмановское месторождение, на котором запасы газа по категории С₁ составляют 2536,4 млрд. м³, по категории С₂ – 668,9 млрд.м³. Данное месторождение подготовлено для промышленного освоения.

Дальний Восток охватывает перспективные территории Республики Саха (Якутия), Сахалинской (суша и шельф) и Камчатской областей, Чукотского автономного округа и Хабаровского края. Здесь выявлено 107 месторождений, из которых 16 газонефтяных место-рождений, 13 нефтегазовых месторождений , 19 нефтегазоконден-сатных месторождений , 18 газоконденсатных месторождений и 28 газо-вых месторождений.[7]

Таблица 1.9 - Удельный вес регионов в общероссийской добыче газа в 2010 году

(в процентах)

Районы	Доля района	Доля субъектов в добыче экономических районов
Российская Федерация, всего	100
В том числе по районам:
Северный	0,7	Республика Коми – 0,7
Северо–Кавказский	0,64	Республика Адыгея – 0,03, Республика Дагестан – 0,1, Краснодарский край – 0,4, Ставропольский край – 0,06, Ростовская область – 0,05
Поволжский	2,07	Республика Калмыкия – 0,01 Татарстан – 0,1, Самарская область – 0,05, Волгоградская область – 0,1, Астраханская область – 1,7, Саратовская область – 0,07
Уральский	4,68	Республика Башкортостан – 0,07, Оренбургская область – 4,5, Пермская область – 0,1, Республика Удмуртия – 0,0
Западно–Сибирский	91,2	Тюменская область (Ханты–Мансийский АО – 3,4 и Ямало–Ненецкий АО – 87,9) Томская область – 0,4, Омская область – 0,001
Восточно–Сибирский	0,14	Красноярский край – 0,07, Иркутская область – 0,001
Дальневосточный	0,6	Сахалинская область – 0,3, Республика Саха (Якутия) – 0,3, Камчатская область – 0,001

Региональная структура добычи природного газа, сложившаяся в последние годы, свидетельствует о сохраняющемся лидерстве Западной Сибири, доля которой составляет 91,2 %, далее следуют Уральский (4,68 %) и Поволжский (2,1 %) экономические районы.

Основными потребителями газа являются электроэнергетика (41%), промышленность (28,5 %), население и коммунально-бытовой сектор (16 %). Одним из показателей степени развития отрасли служит уровень газификации страны и ее населенных пунктов. В целом газификация населения России составляет 48 %. В городах этот показатель относительно высок (60 %), в сельской местности – 25 %.

В Советском Союзе была создана Единая система газоснабжения. Ее характерной чертой являлась радиальная направленность веток газопроводов от месторождений Западной Сибири, Украины, Северного Кавказа, Поволжья, Средней Азии, Коми в центральные районы и на Урал.

В России после распада СССР осталась лишь часть Единой системы: Центральная система (Ставрополь – Москва, Краснодар – Серпухов – Санкт-Петербург, Ростов-на-Дону – Донецк, Ростов-на-Дону – Луганск); Западная система (Коми – Белоруссия и страны Балтии); Поволжская система (Саратов – Москва, Саратов – Ярославль – Череповец, Оренбург – Самара, Миннибаево – Казань – Нижний Новгород); Кавказская система (Ставрополь – Грозный, Майкоп – Невинномысск, Владикавказ – Тбилиси); Уральская система (Челябинск – Екатеринбург); система Средняя Азия – Центр; система Западная Сибирь – Центр (множество веток, в том числе экспортных с Уренгоя и Ямала; «Сияние Севера»). Кроме того, действует несколько локальных веток: Мессояха – Норильск, Усть-Вилюйское – Якутск и др.

Создаются подземные хранилища газа вблизи промышленных центров, устраиваемые 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.[8]

Основным предприятием, занимающимся добычей и транспортировкой газа в России, является ОАО «Газпром». Оно обеспечивает работу единой системы газоснабжения. «Газпром» − самая крупная в мире газодобывающая компания, производящая 8% ВВП России, обеспечивающая поставку 20 % всего потребляемого в мире газа. Ей принадлежат самые большие запасы газа, самая длинная в мире сеть газопроводов, она осуществляет самые крупные инвестиции в развитие новых месторождений, имеет самое большое число работников. По объему экспорта «Газпром» возглавляет 100 крупнейших российских предприятий-экспортеров, и в 2009 г. этот показатель составил 16,133 млрд. дол. Российский газ получают в 21 стране мира. Благодаря надежной сырьевой базе, созданной в газовой промышленности, многие годы она может развиваться за счет уже открытых месторождений. Однако существуют в этой отрасли и некоторые трудности. К этим сдерживающим факторам развития газовой промышленности относятся:

- трудности транспортировки газа;

- все большее продвижение отрасли на север, где природные условия имеют экстремальный характер;

- недостаточное количество подземных газохранилищ для регули-рования сезонной и суточной неравномерности потребления и повышения надежности системы газоснабжения, а также переработки газа в целях получения наиболее легких жидких фракций для моторного топлива (бензин) и сырья для химической промышленности.

На природный газ возлагаются большие надежды как на наиболее дешевое экологичное топливо. Он легко транспортируется, имеет высокий КПД, является многофункциональным топливом, в том числе и для транспорта. Газ мог бы стать ключевым носителем энергии в процессе перехода к альтернативным источникам по мере постепенного отказа от использования нефти.

Уголь − наиболее распространенный вид топлива во всем мире, обеспечивающий развитие энергетики в течение долгого времени.

Наша страна располагает огромными угольными ресурсами, разведанные запасы составляют 11 % мировых, а промышленные ресурсы (3,9 трлн. т.) − самые крупные в мире, составляющие 30 % мировых. Балансовые запасы достигают более 300 млрд. т. углей.

Таблица 1.11 - Сдвиг в размещении добычи угля по РФ в 2003-2010 г.г.

(в процентах к общероссийской добыче)

Районы	2003г.	2005г.	2008г.	2009г.	2010г.
Добыча угля всего в России, %	100	100	100	100	100
Европейская часть	42,3	32,2	24	22,5	14
Северный	6,5	7,6	8	8,6	7,3
Центральный	10,6	7,6	3	1,3	0,3
Северо–Кавказский	9,5	8	7	7,4	3,8
Уральский	15	0	6	5,2	2,6
Восточные районы	57,7	67,8	76	77,5	86
Западно–Сибирский	16,1	2,5	25	27,1	44,8
Восточно–Сибирский	32,5	36,7	36	38,1	30,2
Дальневосточный	9	10,6	13	12,3	11

Основная добыча угля (86 %) приходится на восточные районы страны, где выделяются Западная Сибирь − 44,8 % и Восточная Сибирь − 30,2 % общероссийской добычи. Причем доля Западной Сибири растет, а Восточной − снижается. В европейской части страны основным угледобывающим районом является Северный, доля которого составляет 7,3%. Общей тенденцией для размещения угледобывающей промышленности является падение доли европейской части страны при росте доли восточных районов.

Главными угольными бассейнами межрайонного значения являются Кузнецкий, Печорский, восточное крыло Донбасса (Северо-Кавказский район) и Южно-Якутский (Дальний Восток) с преобладающими запасами коксующихся высококачественных углей.

Этот бассейн обладает потенциальными возможностями открытой добычи, только по минимальному варианту долгосрочного прогноза, в объеме 250 млн. т бурого угля в год. Здесь действуют крупнейшие в стране разрезы − Ирша-Бородинский, Назаровский и Березовский, которые служат базой мощных тепловых электростанций.

Таблица 1.12 - Удельный вес регионов в общероссийской добыче угля в 2010 году

( в процентах)

Районы	Доля района	Доля субъектов в добыче районов
Российская Федерация	100
Центральный		Тульская область – 0,3
Северный	3,9	Республика Коми – 7,1 и Мурманская область – 0,2
Северо–Кавказский	1	Ростовская область – 3,8
Уральский	11,7	Республика Башкортостан – 0,02, Оренбургская область – 0,04, Свердловская область – 0,89, Челябинская область – 1,7
Западно-Сибирский	68	Кемеровская область – 44,5, Новосибирская область – 0,2
		Кемеровская область – 44,5, Новосибирская область – 0,2
Восточно–Сибирский	0,24	Республика Бурятия – 1,5, Республика Хакасия – 2,1, Красноярский край – 15,6, Иркутская область – 5,8 Читинская область – 5,1
Дальневосточный	1,017	Республика Саха (Якутия) – 3,9, Приморский край – 4,0, Хабаровский край – 0,8, Сахалинская область – 1.

В региональной структуре добычи угля прослеживается лидерство небольшого числа субъектов страны. К ним относятся Кемеровская область, Красноярский край, Республика Коми, Ростовская область и Республика Саха (Якутия). На их территории расположены крупнейшие угольные бассейны России.

Кузнецкий каменноугольный бассейн (Кузбасс) расположен в Кемеровской области Западной Сибири. Он является основным в России по запасам и качеству углей, разнообразию их марочного состава, горно-геологическим условиям, объемам и технико-экономическим показателям добычи. Его балансовые запасы оцениваются в 57,2 млрд. т, что составляет 28,5 % общемировых запасов и 58,8 % запасов каменных углей России. При этом запасы коксующихся углей составляют 30,1 млрд. т, или 73 % всех запасов страны. Кроме того, кузнецкие угли отличаются высоким качеством: зольность составляет от 8 % до 22 %, содержание серы − 0,3-0,6 %, удельная теплота сгорания − 6000-8500 ккал/кг. Средняя глубина разработки угольных пластов шахтным методом достигает 315м. Около 40 % добываемого угля потребляется в самой Кемеровской области и 60 % вывозится в районы Западной Сибири, Урала, центра европейской части страны и на экспорт. Кузбасс является основным поставщиком коксующихся углей на Западно-Сибирский и Новокузнецкий металлургические комбинаты.

Печорский угольный бассейн расположен на крайнем северо-востоке европейской части России на территории Республики Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской области. Значительная часть бассейна находится севернее полярного круга, что является удорожающим фактором в себестоимости этих углей. Прогнозные ресурсы углей Печорского бассейна оцениваются в 341 млрд. т., из которых 234 млрд. т. удовлетворяют необходимым параметрам, из них разведанных запасов − 8,7 млрд. т. Большая часть запасов углей сосредоточена на Интинском, Воргашорском, Усинском и Воркутинском месторождениях. На коксующийся уголь приходится 40 % разведанных запасов. Добыча угля в бассейне ведется только подземным способом.[10]

Региональные рынки сбыта коксующихся углей Печорского бассейна расположены в основном в Северном (АО «Северосталь»), Северо-Западном (Ленинградский промышленный узел), Центральном (АО «Московский КГЗ»), Центрально-Черноземном (АО «Новолипецкий МК») и Уральском (АО «Нижнетагильский МК») экономических районах. Энергетическим углем бассейна полностью обеспечивается Северный экономический район, на 45 % − Северо-Западный район и Калининградская область, на 20 % − Волго-Вятский и Центрально-Черноземный районы.

Южно-Якутский угольный бассейн расположен на Дальнем Востоке и характеризуется значительными запасами особо ценных коксующихся углей, пригодных для открытой разработки. На его долю приходится 47 % запасов угля района. Часть угля идет на экспорт, например в Японию.

Восточный Донбасс размещается на западе Ростовской области (Северный Кавказ) и является одним из старейших угольных бассейнов России. Месторождение характеризуется большой глубиной разработки угольных пластов и их относительно малой мощностью. Разведанные балансовые запасы угля составляют 6,6 млрд. т., из которых 5,7 млрд. т. (87%) − антрациты. Благоприятные по условиям обработки промышленные запасы угля, по оценке, составляют около 480 млн. т., что позволит обеспечить стабильную работу бассейна на протяжении 50 и более лет. Бассейн поставляет в основном энергетические угли и топливо для коммунально-бытовых нужд. Особенностью Восточного Донбасса является высокая зависимость экономики региона от работы угольной промышленности. Традиционными рынками сбыта донецких углей являются Северный Кавказ, Нижнее Поволжье, Центрально-Черноземный и Центральный экономические районы.

Крупнейшими потребителями угля являются электростанции: их доля в общем его расходе увеличилась с 50 % в начале 2000-х гг. до 54 % в 2010г. Экономически оправданный спрос электроэнергетики на уголь будет зависеть от экономических показателей конкурирующих с ним газа и ядерной энергии.

В современном топливно-энергетическом балансе доля угля снижена до 10-11 %. Долгие годы развитие угольной промышленности сдерживало наличие огромных запасов нефти и газа в недрах страны, а также рост инвестиций в их разведку и разработку. Но к настоящему времени максимум их добычи уже достигнут и пройден. Поэтому объективно неизбежна новая стратегия развития ТЭК России − переход от нефтегазового баланса к газоугольному. Необходима гармонизация топливно-энергетического баланса путем постепенного повышения в нем доли угля с 320 млн. т. в 2010 г. до 450-550 млн. т. уже к 2020-2030 гг.

Угольная промышленность продолжает оставаться одной из важнейших отраслей народного хозяйства. Уголь является одним из основных источников производства электрической и тепловой энергии, незаменимым энергетическим сырьем для металлургической, химической и других-отраслей промышленности. Уголь продолжает выполнять особую роль в обеспечении энергетической безопасности страны в целом, и многих ее регионов, особенно на юге Дальнего Востока. Колоссальная ресурсная база угольной промышленности России (3-е место в мире по разведанным запасам угля) позволяет строить на ее основе долговременную концепцию развития экономичной угольной энергетики и расширять экспортные возможности страны.

Производство электроэнергии в России в 2010 г. составило 1025,0 млрд. кВт-ч. За период экономических реформ этот важнейший показатель развития экономики значительно вырос. В начале 2000-х гг. он составлял более около 950 млрд. кВт-ч. Основная доля (66,3 %) электроэнергии производится на тепловых электростанциях, использующих преимущественно газовое топливо как наиболее экологически чистое. Это особенно важно для европейской части страны, где промышленная нагрузка особенно высока. Доля производства электроэнергии на ГЭС составляет 17%, на АЭС − 14,9 %. За последнее десятилетие в структуре производства электроэнергии произошли существенные изменения, выразившиеся в снижении доли ТЭС, ГЭС и росте доли АЭС.

Кроме традиционных, в России действуют новые электростанции, использующие альтернативные, экологические чистые, возобновляемые источники энергии. К ним относятся приливная (Кислогубская ПЭС в Мурманской области) и геотермальная (Паужетская ГТЭС в Камчатской области) электростанции. Однако их доля − менее 1 % в общем производ-стве электроэнергии страны.

Из общего объема произведенной и полученной из-за пределов РФ электроэнергии почти 97 % потребляется внутри страны. За ее пределы уходит около 3 % электроэнергии. Основными потребителями электроэнергии в России являются промышленность (51,4 %), сельское хозяйство (7,7 %) и транспорт (6,9 %). На все другие отрасли страны приходится примерно 32 % потребления электроэнергии.

В качестве основных тенденций в электроэнергетике за последние годы выделяются рост (в 1,4 раза по сравнению с 2005 г.) числа предприятий, значительное увеличение объема продукции (в 1,2 раза по сравнению с 2005 г.), а также снижение затрат на ее выработку. Однако производительность труда снижается, в частности, из-за роста численности занятых в отрасли.

Теплоэнергетика в нашей стране является крупнейшим производителем электроэнергии. Основные факторы ее размещения − сырьевой и потребительский.

Крупнейшие тепловые электростанции размещены на востоке страны, например в Восточной Сибири, где в качестве топлива используются самые дешевые угли Канско-Ачинского бассейна, − Березовская, Ирша-Бородинская и Назаровская ГРЭС; в Западной Сибири − Сургутская ГРЭС, работающая на попутном нефтяном газе; на Дальнем Востоке − Нерюнгринская ГРЭС на южно-якутском угле. Потребительский фактор наиболее ярко выражается в размещении ТЭС вблизи крупных городов и промышленных центров. К их числу относятся Конаковская ГРЭС, Рязанская, Костромская − в Центральном районе; Заинская − в Поволжье; Троицкая и Рефтинская − на Урале.

Многие ТЭС вырабатывают, кроме электроэнергии, пар и горячую воду − это теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Они размещаются в непосредственной близости от потребителя (20-25 км).

Важнейшим фактором размещения гидроэнергетических электростанций является наличие гидроэнергоресурсов. ГЭС производят самую дешевую электроэнергию, однако их размещение зависит от особенностей территории. Основной гидроэнергетический потенциал страны размещается в Восточной Сибири (35 %) и на Дальнем Востоке (более 30 %). Поэтому крупнейшие ГЭС мощностью до 6,4 млн. кВт построены на Ангаре и Енисее − Иркутская, Братская, Усть-Илимская, Красноярская, Саяно-Шушенская, Енисейская и др. В европейской части страны сооружены ГЭС на Волге и Каме −до 2,5 млн. кВт: Волгоградская, Саратовская, Волжские, Нижнекамская и др.

Атомная энергетика. Главный фактор размещения АЭС − потребительский. Основной промышленный производства и население в России сосредоточены на территориях с недостатком топливных ресурсов, но нуждающихся в большом количестве электроэнергии. К таким регионам относится практически вся европейская часть страны.

Необходимость развития атомной энергетики связана также с высокой эффективностью используемого сырья − урана, 1 кг которого эквивалентен 2,5 тыс. т. высококачественного угля. Первая атомная электростанция была построена в 1954 г. в городе Обнинске Калужской области. В настоящее время действуют Кольская (Северный район), Ленинградская (Северо-Западный район), Смоленская (Центральный район), Нововоронежская и Курская (Центрально-Черноземный район), Балаковская (Поволжье), Белоярская (Урал), а также Билибинская АЭС в Чукотском автономном округе (Дальний Восток).

Электроэнергетика, как ни одна другая отрасль, влияет на формирование территориальной организации хозяйства страны. Она способствует размещению энергоемких отраслей промышленности в отдаленных районах, имеющих большие перспективы в развитии экономики страны в целом и ее субъектов.

Таблица 1.14 показывает, что львиная доля производства электроэнергии в России в 2010 принадлежит европейской части, а именно Центральному и Уральскому району. А среди восточных районов лидером является Дальневосточный. Надо отметить, что процентное отношение в восточных районах увеличилось в 2006-2010 годах на 5,7 %.

Таблица 1.14 - Размещение производства электроэнергии в России

(в процентах к России)

Районы	2004г.	2006г.	2008г.	2009г.	2010г.
Россия	100	100	100	100	100
Европейская часть	71,9	70,7	68,9	67	66,1
Северный	4,05	4,3	4,51	4,78	4,76
Северо–Западный	3,3	5,4	4,81	4,38	4,83
Центральный	17,33	16,4	18,8	17,99	17,68
Волго–Вятский	3,17	2,07	2,6	2,83	2,32
Центрально–Черноземный	1,8	3,85	4,01	4,06	4,67
Поволжский	13,6	11,6	11,51	11,24	13
Северо–Кавказский	6,34	6,1	5,43	5,24	4,61
Уральский	22,03	20,88	17,18	16,38	12,26
Калининградская область	0,02	0,09	0,06	0,05	0,2
Восточные районы	28,11	29,3	31,1	33	33,9
Западно–Сибирский	9,4	10,13	12,8	12,95	13,53
Восточно–Сибирский	15,7	15,41	13,9	16,62	4,42
Дальневосточный	2,99	3,75	4,39	4,48	15,93

Электроэнергетические предприятия в нашей стране размещены крайне неравномерно: более 2/3 производства электроэнергии приходится на европейскую часть страны и около 1/3 − на восточные районы.

Все электростанции России работают в составе Единой электроэнергетической системы. Ныне действует РАО «ЕЭС России», охватывающее более 90 % всех электростанций (7 крупных объединений районных энергосистем европейских районов и Сибири). И только ЕЭС Дальнего Востока функционирует автономно. РАО «ЕЭС России» за долгие годы своего существования доказало свою эффективность как интегрирующая сила, действующая в направлении повышения уровня энергетической и экономической безопасности.

1.3 Роль топливно-энергетического комплекса в экономике

В стратегии развития экономики России в третьем тысячелетии важная роль отводится энергетической безопасности страны, которую невозможно обеспечить без стабильного положения в отраслях топливно-энергетического комплекса. Для любого государства запасы недр, полезные ископаемые, топливно-энергетические ресурсы – стратегическая категория.

Научно-технический прогресс, улучшение качества продукции, улучшение условий труда, интенсификация всего общественного производство определяются развитием энергетики страны, основой которой является топливная база. Поэтому закономерно, что во всех развитых странах инвестиции в топливно-энергетический комплекс составляют примерно 40 % суммарных капитальных вложений в промышленность.

От того, насколько динамично развивается и устойчиво функционирует топливно-энергетический комплекс, насколько быстро осваиваются новые и эффективно эксплуатируются действующие нефтегазовые месторождения, зависит в конечном итоге экономический рост страны и благополучие населения.[14]
На современном этапе экономика России характеризуется высокой энергоемкостью. Удельная энергоемкость ВВП страны (по паритету покупательной способности) в 2,5 раза выше среднемирового показателя, в 2,8 раза выше среднего показателя по странам ОЭСР и в 3,5 раза выше энергоемкости ВВП Японии. Причинами такого положения, кроме суровых климатических условий и территориального фактора, являются сформировавшаяся в течение длительного периода времени структура промышленного производства и нарастающая технологическая отсталость энергоемких отраслей промышленности и жилищно-коммунального хозяйства, а также недооценка стоимости энергоресурсов, не стимулирующая энергосбережение.
Высокими темпами растет потребность в разных видах энергии и топлива, хотя в основном используются такие виды энергетических ресурсов, как нефть, природный газ, ядерное топливо и уголь.

Размещение предприятий тяжелой индустрии, где расходы на горючее составляют значительную часть себестоимости готовой продукции, находится под огромным влиянием энергетического фактора. Переработка топлива - основа формирования промышленных комплексов, особенно нефте- и углехимических. Большую роль играет топливо как районопроизводственный фактор. Влияние его тем больший ,чем мощнее запасы и высокие технико-экономические показатели ресурсов топлива. Дешевое топливо содействует развитию топливосодержащих производств, формирует специализацию хозяйства района. Вместе с тем следует отметить, что топливо используется также в энергетике и является сырьём для получения разнообразных ценных продуктов. Например, из нефти получают не только топливные материалы, но и различные масла и смазывающие материалы, пластмассы, моющие вещества, синтетические волокна, удобрения. Из природного газа производят синтетические спирты и белковые препараты, выделяют серу. Уголь является ценным источником для получения пластмасс, бензина и других продуктов производства.

Для России значение топливно-энергетического комплекса в настящее время особенно велико.

Во-первых, учитывая масштабы и климат России, обеспечение топливом и электроэнергией экономики и населения – жизненно важный фактор существования целых регионов и, по сути, жизнеобеспечения страны.

Во-вторых, огромные запасы природных топливных ресурсов обеспечивают России большую часть поступления средств от экспорта. Сегодня топливно-энергетический комплекс – это без преувеличения стержень экономики страны. Наряду с научно-техническим потенциалом природные и, в первую очередь, топливно-энергетические ресурсы – главное национальное достояние России.

В-третьих, сегодня российский топливно-энергетический комплекс – это огромное хозяйство, состоящее из тысяч предприятий: нефтяной, газовой, угольной промышленности, обеспечивающих наполнение бюджетов всех уровней. Вместе с тем ТЭК имеет в России высокую социальную значимость, оказывая определяющее значение на стабилизацию социально-экономической ситуации в стране. Они не только обеспечивают занятость большинства населения, но и львиную долю поступлений в местные бюджеты.

Минеральное топливо - основной источник энергии в современном хозяйстве и важнейшее промышленное сырье. Переработка минерального топлива - база формирования промышленных комплексов, в том числе нефтехимических, газохимических, углехимических. Районообразующая роль топливных ресурсов сказывается тем сильнее, чем крупнее их масштабы и выше технико-экономические показатели использования. Массовое и дешевое топливо притягивает к себе топливоемкие производства, определяя в известной мере направление специализации того или иного района.

Угольная промышленность – важное звено ТЭК. ¾ угля используется в промышленности, на тепловых электростанциях как топливо, а так же как технологическое сырье и топливо в металлургии и химической промышленности (коксующиеся угли). Районообразующая роль топлива сказывается тем сильнее, чем крупнее масштабы и выше технико-экономические показатели ресурсов. Массовое и дешевое топливо притягивает к себе топливоемкие производства, определяя в известной мере направление специализации района. По данным АО «Росуголь» доля России в разведанных мировых запасах угля составляет 12 %, а прогнозные запасы оцениваются в 30%. В мировой добыче угля на нее приходится 14 %.[11]

В топливно-энергетическом балансе (ТЭБ) России доля угля в 50-е годы достигала 65 %, в 60-е годы - 40 -50 %. В 70 - 80-е годы угольное топливо было вытеснено нефтегазовым, и в настоящее время доля угля в ТЭБ России составляет лишь 12 – 13 % , а в топливном балансе теплоэлектростан-ций – примерно 25 %. В настоящее время в ТЭБ России на газ приходится 49 %. нефть – 32 %, уголь - около 13 %). В перспективе доля угля в ТЭБ будет повышаться, и спрос на уголь в России в связи с изменением структуры запасов основных энергоносителей будет возрастать.

В восточных регионах России, включая Урал, доля угля возрастает в производстве электроэнергии. В настоящее время на Дальнем Востоке удельный вес угля в балансе котельно-печного топлива превышает 80 %. а электрическая и тепловая энергия в регионах Дальнего Востока вырабатывается в основном на ТЭС на угле.

Роль того или иного угольного бассейна в территориальном разделении труда зависит от количества и качества ресурсов, степени их подготовленности для промышленной эксплуатации, размеров добычи, особенностей транспортно-географического положения и др. По совокупности этих условий выделяются основные межрайонные угольные базы — Донецкий, Кузнецкий, Карагандинский и Печорский бассейны. В то же время перспективными основными угольными базами становятся Канско-Ачинский и Экибастузский бассейны. Почти 50 % балансовых запасов шахт России являются некондиционными по качеству угля, мощности, условиям залегания, газо - и выбросоопасности пластов (Подмосковный, Кизеловский и Восточно-Донецкий бассейны, Сахалин, ряд районов Кузбасса).

Несмотря на современное кризисное состояние нефтяной промышленности Россия остается одним из крупнейших в мире производителей, потребителей и экспортеров нефти и продолжает сохранять важные позиции на мировом рынке, занимая третье место в мире по добыче нефти.[12]

В настоящее время такой вид топлива, как нефть, имеет уникальное и огромное значение. Нефтяная промышленность — это крупный народнохозяйственный комплекс, который живет и развивается по своим закономерностям. Нефть — наше национальное богатство, источник могущества страны, фундамент ее экономики.

Значение нефти в народном хозяйстве велико: это сырье для нефтехимии в производстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей; источник для выработки моторных топлив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельного печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт); сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.Россия — единственная среди крупных промышленно развитых странмира, которая не только полностью обеспечена нефтью, но и в значительноймере экспортирует топливо. Велика ее доля в мировом балансе топливно-энергетических ресурсов, например по разведанным запасам нефти — около 10 %.Для России, как и для большинства стран-экспортеров, нефть — один из важнейших источников валютных поступлений. Удельный вес экспорта нефти и нефтепродуктов в общей валютной выручке страны составляет приблизительно 27 %. Роль нефтяного комплекса России как источника бюджетных поступлений постоянно растет. На экспорт поставляются 2/5 добываемой в стране нефти и 1/3 от производимых нефтепродуктов. На долю крупных нефтяных компаний приходится около 80 % добычи нефти в стране, а доля экспорта в 2009 г. возросла до 34,1 %. В 2009 г. по сравнению с 2008 г. доля экспорта совместных предприятий сократилась с 57,2 до 48,7 %.Если в 2007 г. Комплекс обеспечивал около 6 % бюджетных поступлений, то в 2009 г. Бюджетная доля комплекса возросла до 13 %, в 2007г. — до 16 %, в 2008 — 2009гг. — до 22 %. Нефтяная промышленность в 2008г. обеспечила 25 % валютных поступлений страны.Таким образом бюджетный вклад нефтяного комплекса за четыре года вырос в 3,5 раза, в то время как добыча нефти не только не увеличилась, но и сократилась более чем на 5 % . Это значит, что последние пять лет характеризуются постоянным существенным, даже многократным ростом налоговой нагрузки на нефтяной комплекс. Здесь важно сделать главный вывод— за пять лет из нефтяного комплекса выжито все , что можно, и больше, чем нужно.[16]Россия относится к немногим странам мира, имеющим возможность в течение длительного времени развивать крупномасштабную нефтяную промышленность, полностью ориентируясь на собственные природные ресурсы.Хотя из ее недр уже извлечено свыше 14 млрд. т. нефти, Россия и сегодня находится в числе крупнейших производителей и экспортеров нефти. Нефтяной потенциал России реализован менее чем наполовину и сохраняются значительные резервы для обеспечения долгосрочных потребностей промышленности.Газ – лучший вид топлива. Его отличают полнота сгорания без дыма и копоти; отсутствие золы после сгорания; легкость розжига и регулирования процесса горения; высокий коэффициент полезного действия топливоиспользующих установок; экономичность и простота транспортировки к потребителю; возможность хранения в сжатом и сжиженном состоянии; отсутствие вредных веществ.Немалую роль играет и низкая стоимость добычи газа по сравнению со стоимостью добычи других видов топлива — угля, торфа, нефти.Если принять стоимость угля (в пересчете на 1 т условного топлива) за 100 %, то стоимость газа составит только 10 %. Благодаря высоким потребительским свойствам, низким издержкам добычи и транспортировки, широкой гамме применения во многих сферах человеческой деятельности, природный газ занимает особое место в топливно-энергетической и сырьевой базе. В этой связи наращивание его запасов и потребления идет высокими темпами. Природный газ – один из наиболее высокоэкономичных источников топливно- энергетических ресурсов. Он обладает высокой естественной производительностью труда, что способствует широкому использованию его во многих отраслях народного хозяйства. Благоприятные естественные предпосылки природного газа и высокий уровень научно-технического прогресса в его транспортировке во многом обеспечивает ускоренное развитие газодобывающей промышленности. Газовая промышленность — наиболее молодая отрасль топливного комплекса. Газ применяется в народном хозяйстве в качестве топлива в промышленности и в быту, а также и как сырье для химической промышленности. В народном хозяйстве используется природный газ, добываемый из газовых месторождений, газ, добываемый попутно с нефтью, и искусственный газ, извлекаемый при газификации сланцев из угля. Кроме того, используется газ, получаемый при производственных процессах в некоторых отраслях металлургической и нефтеперерабатывающей промышленности. Газ в больших количествах используется в качестве топлива в металлургической, стекольной, цементной, керамической, легкой и пищевой промышленности, полностью или частично заменяя такие виды топлива, как уголь, кокс, мазут, или является сырьем в химической промышленности. Крупнейшим потребителем газа в промышленности является черная металлургия. В доменных печах частичное применение природного газа дает экономию дефицитного кокса до 15 % (1 куб. м природного газа заменяет 0,9-1,3 кг кокса), повышает производительность печи, улучшает качество чугуна, снижает его стоимость. В вагранках применение газа снижает расход кокса вдвое. Способ прямого восстановления железа из руд также основан на использовании газового топлива. В металлургии и машиностроении природный газ используется также для отопления прокатных, кузнечных, термических и плавильных печей и сушил. В металлообработке использование газа повысило коэффициент полезного действияпечей почти в 2 раза, а время нагрева деталей сократилось на 40 %. Применение газа в металлургии, кроме того, удлиняет сроки службы футеровки. Снижается количество серы в чугуне. Применение природного газа в стекольной промышленности взамен генераторного газа повышает производительность стекловаренных печей на 10-13% при одновременном снижении удельного расхода топлива на 20-30%. Себестоимость цемента снижается на 20-25 %. В кирпичном производстве цикл сокращается на 20 %, а производительность труда возрастает на 40 %. В пищевой промышленности газ применяется для сушки пищевых продуктов, овощей, фруктов, выпечки хлебобулочных и кондитерских изделий. Газовая промышленность не является чисто монопродуктовой отраслью. Наряду с поставками по магистральным трубопроводам природного газа (метан с небольшими добавками высших углеводородов) производятся нефть, конденсат, сера, сжиженные газы, машиностроительная и сельскохозяйственная продукция и т.п. Однако основу отрасли, обеспечивающую ее конкурентные преимущества, составляет Единая система газоснабжения (ЕСГ), которая объединяет добычу и транспорт природного газа в единую технологическую, техническую и экономическую систему в рамках России, связанную с газоснабжающими системами центрально-азиатских и закавказских республик СНГ и имеющую свое продолжение в системах поставки российского газа в три европейские страны СНГ и двадцать других государств Европы.

Топливно-энергетический комплекс является экономическим интегратором регионов России. Такие системообразующие предприятия, как ОАО «Газпром», РАО «ЕЭС России», АО «Транснефть», ряд крупных нефтяных и угольных компаний, осуществляют свою деятельность практически во всех республиках, краях, областях России, обеспечивая прочные экономические, производственные и технологические связи между ними.

Топливно-энергетический комплекс способствует более тесной интеграции России в мировое экономическое пространство. Сегодня предприятия комплекса участвуют в крупнейших международных проектах, осуществление которых позволит обеспечить заказами предприятия многих отраслей промышленности страны и создать большое количество рабочих мест.

На современном этапе экономического развития самая важная - топливно-энергетическая проблема. Успешное ее разрешение определяет возможности, темпы и направление экономического и социального развития. Значение топлива для экономики любой страны велико: без него невозможен производственный процесс, работа промышленности, сельского хозяйства и транспорта. Основными первичными источниками энергии на современном этапе являются нефть, уголь, природный газ, гидроэнергия, а также быстро растет значение атомной энергии. Доля остальных источников (дрова, торф, энергия солнца, ветра, геотермальная энергия) в общем энергопотреблении незначительна.

Таким образом, стабильная работа топливно-энергетического комплекса и выполнение всех поставленных перед ним государством задач являются необходимым условием не только сохранения энергетической независимости России, но и обеспечения безопасности страны.

Нефтяная, газовая, угольная промышленность, электроэнергетика – базовые отрасли экономики. Без надежной и бесперебойной работы этих отраслей невозможен экономический рост страны. Поэтому нельзя не сказать о том, что сложная экономическая и финансовая ситуация в России самым серьезным образом отразилась на развитии отечественного ТЭК.[10]

Выводы по первому разделу

Россия располагает мощным топливно-энергетическим комплексом, который является базой развития экономики, инструментом проведения внутренней и внешней политики.

Топливно-энергетический комплекс - совокупность отраслей промышленности, осуществляющих добычу и переработку различных видов первичных топливных и энергетических ресурсов, a также преобразующих эти первичные энергоресурсы в тепловую и электрическую энергию или в моторное топливо.

Россия является крупной энергетической державой, обладающей более 13 % мировых запасов нефти, 14 % природного урана, 45 % газа и почти 25 % запасов угля. Энергетический фактор играет определяющую роль в обеспечении надежного функционирования экономики и социальной сферы страны, укреплении ее позиций на международной арене.

Основные тенденции развития нефтедобывающей промышленности заключаются в росте числа предприятий за 2004-2010 гг. в 5,8 раза, численности промышленно-производственного персонала − в 1,4 раза, рабочих − в 2 раза. Основные районы добычи нефти − Западно-Сибирский, Волго-Уральский и Тимано-Печорский. По прогнозам, примерно 70% территории шельфа перспективны для поиска нефти и газа.

По мировым разведанным запасам газа на долю России приходится около 40 %. По добыче газа Россия также находится на первом месте в мире. Ее доля по добыче составляет примерно 30 %.Добыча естественного газа в России в 2010 г. составила 649 млрд. м³, в том числе природного газа − 563, и попутного − 76 млрд. м³.

Газовая промышленность России имеет ведущие показатели в мировой экономике. Газовая промышленность влияет на развитие российской экономики, ее экспортный потенциал и будущие возможности. Растет доля природного газа в топливно-энергетическом комплексе России; так, если в 1995 г. она составляла 19 %, в 2000 г. – 43 %, то в настоящее время достигает уже 60 %. Этот рост обусловлен относительно низкой ценой газа по сравнению с мазутом и углём.

Россия располагает огромными угольными ресурсами, разведанные запасы составляют 11 % мировых, а промышленные ресурсы (3,9 трлн. т.) − самые крупные в мире, составляющие 30 % мировых. Главными угольными бассейнами межрайонного значения являются Кузнецкий, Печорский, восточное крыло Донбасса (Северо-Кавказский район) и Южно-Якутский (Дальний Восток) с преобладающими запасами коксующихся высококачественных углей.

Производство электроэнергии в России в 2010 г. составило 1025,0 млрд. кВт-ч. За период экономических реформ этот важнейший показатель развития экономики значительно вырос. Доля производства электроэнергии на ГЭС составляет 17%, на АЭС − 14,9 %. За последнее десятилетие в структуре производства электроэнергии произошли существенные изменения, выразившиеся в снижении доли ТЭС, ГЭС и росте доли АЭС.

Кроме традиционных, в России действуют новые электростанции, использующие альтернативные, экологические чистые, возобновляемые источники энергии. К ним относятся приливная и геотермальная электростанции. Однако их доля − менее 1 % в общем производстве электроэнергии страны.

2 Анализ топливно-энергетического комплекса Республики Башкортостан

2.1 Современное состояние топливно-энергетического комплекса Республики Башкортостан

Ключевая роль в обеспечении стабильного социально- экономического развития Республики Башкортостан принадлежит его топливно-энергетическому комплексу — важнейшей составной части национальной экономики России.

О мощности комплекса свидетельствует уже то, что его доля в общереспубликанском объеме отгруженной продукции составляет до 50 %; полученной прибыли – около 70 %; поступлений в консолидированный бюджет республики – порядка 40 %; инвестиций в основной капитал – свыше 30 %; валютных поступлений – более 80 %. ТЭК Республики Башкортостан является также весомой составной частью национальной экономики России. Промышленное производство в целом по комплексу сосредоточено главным образом в крупных и средних промышленных организациях.[12]

Производственно-технологический потенциал республиканского ТЭК это один из самых мощных в России и охватывает энергетику, нефтедобывающие, нефтеперерабатывающие, нефтехимические производства, магистральный трубопроводный транспорт газа, нефти и нефтепродуктов.

В республике большое внимание уделяется модернизации комплекса, разработке стратегии его дальнейшего развития. Она ориентирована, в первую очередь, на активизацию инновационной деятельности, освоение новых производств и новых видов продукции, загрузку имеющихся мощностей, реформирование предприятий и их структурных подразделений. В регионе разработана и успешно реализуется Стратегия социально-экономического развития Республики Башкортостан до 2020 года, в которой наряду с диверсификацией структуры экономики и созданием перспективных зон развития предусматривается сохранение лидирующей роли ТЭК в экономике республики при постепенном ее снижении за счет более активного развития других видов экономической деятельности.

Развитие определяется его инвестиционной политикой, которая направлена на дальнейшее увеличение конкурентоспособности выпускаемой продукции и предприятий в целом. При этом ставка делается на инновационный путь развития.

Отрасли ТЭК в течение последних пяти лет имели существенные различия в темпах развития, обусловленные спецификой каждой отрасли. Более благоприятная ситуация складывалась в организациях электроэнергетики и нефтяной отраслях, последние из которых являются на сегодняшний день потенциально главным источником поступлений в бюджеты республики. Снижение спроса на традиционных рынках сбыта на продукцию этой отрасли привело к сокращению производства здесь за 2007 год почти на треть, а в целом по ТЭК - на 3 %.

Таблица 2.1 – Индекс промышленного производства в 2006-2010 гг.

(в % к предыдущему году)

Отрасли промышленности	2006г.	2007г.	2008г.	2009г.	2010г.
Вся промышленность	99	103	107	107	98
Электроэнергетика	100	101	103	106	109
Топливная	96	101	108	118	124
Нефтедобывающая	103	105	108	113	115
Нефтеперерабатывающая	78	93	118	125	131
Газовая	97	99	105	99,8	96
Угольная	89	104	98	103	99

Из таблицы 2.1 видно, что индекс промышленного производства в 2010 году стал равен показателю 2006 года. За этот период увеличились показатели электроэнергетики, топливной, нефтедобывающей, нефтепере-рабатывающей и угольной промышленности. А вот показатели газовой отрасли, по сравнению с 2006 годом, увеличились в 2008 году, а в 2010 стали равными уровню 2006 года.

Из основных видов продукции уменьшилась относительно 2008г. добыча естественного газа и угля на 3 %, производство топочного мазута на 18 %, техуглерода на 24 %, угольного концентрата на 2 %.

Энергосистема Башкортостана – одна из самых мощных и надежных в Российской Федерации. Ежегодно в республике системообразующим предприятием отрасли – ОАО «Башкирэнерго» – вырабатывается порядка 25 млрд. кВтч электрической энергии и около 30 млн. Гкал тепловой энергии.

На сегодняшний день ОАО «Башкирэнерго» – один из крупнейших региональных вертикально интегрированных электроэнергетических холдингов России с установленной электрической мощностью 4,2 ГВт и тепловой –13,5 тыс. Гкал/ч, осуществляющий полный цикл от производства энергии, передачи и распределения энергии по сетям до энергосбытовой деятельности.

Генерацию электро- и теплоэнергии осуществляет ООО «Башкирская генерирующая компания», передачу и производство тепловой энергии - ООО «Башкирские распределительные тепловые сети», передачу - ООО «Башкирская сетевая компания» и распределение электроэнергии - ООО «Башкирские распределительные электрические сети», сбыт электроэнергии - ООО «Энергосбытовая компания Башкортостана» и тепла - ООО «Баштеплосбыт».Доля ОАО «Башкирэнерго» в Республике Башкортостан более 90 % по электрической энергии и около 50 % по тепловой энергии. В зоне свободного перетока №7, к которой относится Республика Башкортостан – 15 % и значимую долю на рынке в ОЭС Урала (10,8 % ).[15]

Таблица 2.2 – Производственные показатели электроэнергетики в Республике Башкортостан

Производственные показатели			2008г.	2009г.
Установленная электрическая мощность, МВт			4624,2	4556,2
Установленная мощность ТЭС, МВт			4408,8	4340,8
Установленная мощность ГЭС, МВт			213,2	213,2
Установленная мощность ВЭС, МВт			2,2	2,2
Выработка электрической энергии, млн. кВтч			23351	23834
Полезный отпуск электроэнергии собственным потребителям, млн. кВтч.	21027			20604
Установленная тепловая мощность, Гкал/час	690,9			204,1
Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал		27267		23889
Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии, г/кВтч		326,97		326,3
Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/Гкал		145,2		145,8

Башкортостан входит в десятку крупнейших нефтедобывающих регионов России, хотя и перестал играть определяющую роль в балансе нефтедобычи страны. На сегодняшний день разведано 191 месторождение нефти и газа, из них в разработке находится 161 месторождение. Основной задачей выступает удержание на достигнутом уровне темпов годовой добычи нефти за счет применения современных технологий. В республике три четверти нефтяных запасов разрабатывается с использованием различных методов повышения нефтеотдачи пластов. При этом применяется около 50 различных технологий воздействия на пласт. Во многом благодаря этому добыча нефти башкирскими нефтяниками характеризуется сравнительно высоким и стабильным уровнем — 11-12 миллионов тонн ежегодно. Благодаря использованию накопленного опыта, результатов научных исследований обеспечивается ежегодный прирост запасов нефти на уровне двух миллионов тонн в год.

Среди основных добывающих регионов России по объему извлечен-ной нефти республика переместилась с 3 места в 1993 г. до 7 в 2008г.

Республика занимает ведущие позиции по глубине переработки нефти. При среднероссийском показателе 72 % в Башкортостане он составляет 82,3%. К 2012 году этот показатель планируется довести до 94,8 %.

Рисунок 2.3 – Структура начальных суммарных ресурсов в Республике Башкортостан

Башкортостан — лидер в стране по объему переработки нефтяного сырья и производству светлых нефтепродуктов. За весь период эксплуатации месторождений всего из недр добыто более 1,5 млрд. тонн нефти. В результате более интенсивной выработки высокопродуктивных месторождений доля извлекаемых запасов нефти уникальных и крупных месторождений снизилась с 72,6 % до 31,5 %, а доля запасов мелких месторождений выросла с 13,1 % до 52,5 % в период с 2007 по 2009 гг. [40]

В республике перерабатывается 11,4 % российской нефти, произво-дится 15,6 % автомобильного бензина и 13,6 % дизельного топлива.

Последние десять лет республика находилась на четвертом месте по добыче естественного газа. Однако ее доля в общероссийском объеме исчислялась лишь 2 %, а основная часть газа, около 90 %, приходилась на Тюменскую область. На территории республики в эксплуатации находится около 5 тысяч километров магистральных газопроводов, 148 газорас-пределительных станций и 12 компрессорных станций, обслуживаемые ведущим предприятием газовой отрасли России — акционерным обществом «Газпром трансгаз Уфа». Действует более 39 тысяч километров распределительных газовых сетей, обслуживаемые ОАО «Газ-Сервис», а также мощный Канчуринско-Мусинский комплекс подземного хранения газа. Сегодня уровень газификации республики превышает среднероссийский уровень на 12 % и составляет 79 %. Только по итогам прошлого года в Башкортостане введено в действие свыше 855 километров газовых сетей, что более чем в два раза превышает уровень 2008 года.

Наибольший удельный вес в общем объеме экспорта республиканской промышленности сохранялся за продукцией топливно-энергетического комплекса. Объем поставок сырой нефти и нефтепродуктов по итогам 2010 года составил 3,6 млрд. долларов США, или 70,8 % от общего объема экспорта. Удельный вес товарной группы «Минеральные продукты, топливо» снизился по сравнению с 2008 годом на 6,9 %. В то же время незначительное повышение удельного веса групп товаров «Металлы и изделия из них» на 1,1%, «Машины, оборудование, транспорт» на 5,8 % не смогло нивелировать негативный эффект от снижения экспорта сырой нефти и нефтепродуктов.

Рисунок 2.4- Структура экспорта Республики Башкортостан в 2010 году

Доля импорта товаров в общем объеме внешнеторгового оборота уменьшилась с 9,6 % в 2009 году до 9,5 % в 2010 году.

Крупнейшими участниками внешнеэкономической деятельности являляются ОАО «АНК Башнефть», ОАО «Газпром нефтехим Салават», ОАО «Ново-Уфимский НПЗ», ОАО «УМПО», ОАО «Уфаоргсинтез», ОАО «Белорецкий металлургический комбинат», ОАО «Уфанефтехим»,
ООО «Селена-Нефтехим», ОАО «Уфимский НПЗ», ОАО «Каустик», ОАО «Синтез-Каучук».

Достигнутые показатели стали возможными благодаря тесному сотрудничеству Республики Башкортостан и «Газпрома» в рамках федеральной программы газификации регионов.

Надежным гарантом жизнеобеспечения и энергетической безопасности республики выступает основное газотранспортное предприятие — открытое акционерное общество «Газпром трансгаз Уфа». По его газопроводам перекачивается пятая часть от общего объема добываемого «Газпромом» газа. Из всех современных газоперекачивающих агрегатов с авиационными приводами, введенных в эксплуатацию «Газпромом» за последние три года, треть приходится на «Газпром трансгаз Уфа».

В течение 2009 года предприятиями топливно-энергетического комплекса перечислено в бюджеты всех уровней 4290 млн. руб. (здесь и далее по тексту данные приведены в деноминированных рублях), что составляет 33 % всех налоговых поступлений по Республике. [41]

Предприятия топливно-энергетического комплекса обеспечили треть всех налоговых поступлений Республики Башкортостан в федеральный бюджет в сумме 1091 млн. рублей.

Задолженность отраслей топливно-энергетического комплекса в этот период составила 3475,8 млн. руб. (34,5 % всей задолженности по Республике), их них в федеральный бюджет - 644,6 млн. руб. (23,8 % всей задолженности Республики Башкортостан в федеральный бюджет).

В первом полугодии 2009 года предприятия топливно-энергетического комплекса, обеспечив уровень поступления налоговых платежей в объеме 30% в целом по республике (1248,3 млн. руб.), снизили поступления в федеральный бюджет до уровня 12 % или до 124,9 млн. рублей.

В первом полугодии 2009 года основной объем задолженности приходится на предприятия топливно-энергетического комплекса - 4282 млн. руб., или 35,2 %, в том числе в федеральный бюджет – 983,8 млн. руб., или 28,8 %.

Накопленный технологический, научный и кадровый потенциал, устойчивое финансовое положение республики, активная инвестиционная политика в топливно-энергетическом комплексе являются залогом сохранения его ключевой роли в экономике Республики Башкортостан.

Таблица 2.5 – Экспорт продукции топливной промышленности в Республике Башкортостан в 2006-2010 гг.

(в тысячах тонн)

Наименование	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010г.
Нефть, включая газовый конденсат (млн.т)	12,2	11,9	11,4	11,6	12,1
Дизельное топливо	143,3	167,5	175,9	195	220
Топочный мазут	169	129	450	270	323
Техуглеpод	8	5	7	12	13
Сжиженный газ	64	61	67	60	76
Каменный уголь	197	267	264	320	457

В общем объеме российского экспорта сырой нефти доля республики Башкортостан, немного снизившись по сравнению с 2006 годом, составила 2,5 %, нефтепродуктов увеличилась на 0,6 % и угля увеличилась на 2,2 %.

Ведущим нефтегазодобывающим предприятием республики Башкортостан является ОАО «АНК«Башнефть», на долю которого приходится более 98 % общего республиканского объема добычи нефти и практически весь объем добываемого газа. Основными видами деятельности акционерного общества «АНК«Башнефть», являются поиск, разведка, бурение и эксплуатация месторождений нефти и газа.

Работы ведутся не только на территории республики Башкортостан, но и на лицензионных участках Удмуртии, Республики Татарстана, Оренбургской области и Западной Сибири. За семьдесят пять лет ОАО «АНК «Башнефть» пробурено около 86 млн.м горных пород, построено более 48 тысяч cкважин, извлечено свыше 1,6 млрд. тонн нефти. [45]

Рисунок 2.6 - Структура сбыта нефтепродуктов на внутреннем рынке

Благодаря внедрению высокоэффективных современных технологий повышения нефтеотдачи пластов в республике добывается каждая пятая тонна нефти. При этом более 45 % дополнительной добычи нефти обеспечивается гидродинамическими и 40 % – физико-химическими мето-дами. Успешно внедряются газовые методы (закачивание газа и водогазовое воздействие). На сегодняшний день ОАО «АНК «Башнефть» имеет самый высокий среди нефтедобывающих компаний Урало-Поволжья темп отбора остаточных запасов нефти.[46]

Республика Башкортостан, уступая другим субъектам Российской Федерации по уровню добычи нефти, обладает крупнейшим в России, да и в Европе нефтеперерабатывающим комплексом, включающим в себя уфимскую группу нефтеперерабатывающих заводов (ОАО «Уфимский НПЗ», ОАО «Уфанефтехим», ОАО «Ново-Уфимский НПЗ») и ОАО "Газпром нефтехим Салават".

В последние годы основной объем инвестиций (до 70 %) направляется на модернизацию, реконструкцию и новое строительство вторичных процессов по углублению переработки нефтяного сырья (каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование и др.) и повышению качества выпускаемых нефтепродуктов (каталитический риформинг, гидроочистка дизельного топлива, изомеризация, алкилирование и др.). Это позволило довести долю углубляющих процессов на предприятиях Уфимской группы заводов до 35% при среднероссийском показателе около 20 %.[47]

Одним из главных достижений реализуемой технической политики является то, что республиканские предприятия являются лидерами среди российских НПЗ по глубине переработки углеводородного сырья. При среднероссийском значении данного показателя около 72 % на башкирских НПЗ он достигает 80 % и более. Завершение строительства в ОАО "Газпром нефтехим Салават" установки висбрекинга обеспечит увеличение глубины переработки нефтяного сырья на 10 %, установки замедленного коксования в ОАО «Уфанефтехим» позволит довести глубину переработки нефтяного сырья до 85 %, при этом дополнительный выпуск светлых нефтепродуктов составит около 1,5 млн. тонн. К 2010 году глубина переработки нефтяного сырья по республиканским заводам должна достигнуть 90 %, при этом в ОАО «Уфанефтехим» данный показатель ожидается на уровне 96–97 %.

Обеспечение такого высокого уровня переработки возможно только на базе внедрения высокотехнологичных схем переработки углеводородного сырья и инноваций в переработке тяжелых нефтяных остатков.

Бензины, вырабатываемые в республике, одни из лучших на российском рынке, в их числе такие признанные марки, как: «Регуляр-92», «РегулярЕвро-92/4», «Премиум-95», «ПремиумЕвро-95/4», «Супер-98» и др.

Сегодня доля высокооктановых бензинов в общем объеме их производства достигает 85 %. Это один из лучших показателей в российской нефтепереработке.[48]

Инвестиции в основной капитал в производстве нефтепродуктов в прошлом году превысили 9,7 млрд. рублей, а это почти четверть республиканского объема промышленных инвестиций. В 2011–2013 годах планируется освоить 44,5 млрд. рублей, из которых 23 млрд. рублей – в ОАО "Газпром нефтехим Салават"и 21,5 млрд. рублей – на Уфимской группе заводов. Финансирование реализуемых инвестиционных проектов, как правило, осуществляется за счет собственных средств предприятий.

Во многом благодаря этому в Башкортостане успешно развивается нефтехимический комплекс, который является крупнейшими в России производителем целого ряда продукции, занимая первое место по выпуску бутиловых и изобутиловых спиртов (более 50 %); второе место – по выпуску синтетических смол и пластических масс (15 %); третье место – по производ-ству каустической соды (около 20 %); шестое место – по полиэтилену (11 %) и синтетическим каучукам (12 %).

Более 70 наименований продукции поставляется на экспорт. Доля продукции химии и нефтехимии в общем объеме экспорта республики составляет около 14 %. [49]

Неотъемлемым условием успешного развития отраслей топливно-энергетического комплекса является проведение геологоразведочных работ, заметно активизировавшихся последние три года. В 2007г. финансирование указанных работ за счет всех источников увеличилось по сравнению с предыдущим годом в фактических ценах более чем втрое, а объемы проходки глубокого разведочного бурения на нефть и газ, куда использовалась основная доля затраченных средств, - в пять раз. Это положительно отразилось на динамике нефтедобычи. В 2009г. финансирование геологоразведочных работ относительно предыдущего года сократилось на 19 %, при этом из республиканского бюджета - в четыре раза, за счет средств отечественных и зарубежных инвесторов - на 35 %. Вследствие топливно-сырьевой направленности экономики республики ее состояние во многом определяет изменение и уровень цен на продукцию топливно-энергетического комплекса. Повышение издержек производства адекватно отражается на себестоимости продукции и услуг практически во всех сферах экономики. Индекс цен производителей в 2010г. (декабрь к декабрю 2009г.) на продукцию электроэнергетики составил 132 %, топливной промышленности – 119 %, в том числе на нефть, при реализации на внутреннем рынке, - 123 %, продукты ее переработки – 114 %. Вместе с тем среднегодовая цена нефти сложилась ниже, чем год назад. В республике в конце 2002г. цены производителей на автомобильный бензин и топочный мазут уступали средним по стране на 21 %-25 %, а на уголь и газ - превысили в 1,4 - 2,4 раза. За десять месяцев 2009 г. индекс цен на продукцию электроэнергетики исчислялся 125 %, топливной промышленности – 110 %, а уровень цен последней имел тенденцию сближения со среднероссийскими. Розничные цены на бензин в 2008-2010 гг. складывались на 1 %-3 % выше, чем в среднем по стране. Среди административных центров субъектов Российской Федерации Уфа по стоимости этого товара переместился с 30 места в декабре 2009г. на 36 место - в октябре т.г., уступая в основном регионам Крайнего Севера и Дальнего Востока.

В 2010 г. не удалось сохранить позитивной тенденции к оздоровлению финансового положения топливно-энергетического комплекса, обозначившейся в 2009 г., когда все его отрасли были рентабельны, а сальдированная сумма прибыли крупных и средних организаций достигла почти 7 млрд.рублей. В 2010 г. в целом по комплексу убытки исчислялись 151 млн.рублей. На формирование финансового результата оказала влияние возросшая, в результате спада производства, себестоимость проданной продукции в угольной промышленности и сокращение номинального размера прибыли в нефтедобывающей.

На начало 2010 г. в топливно-энергетических отраслях трудилось около 90 тыс.человек, из них почти треть - женщины. Возрастной состав работающих мало отличался от показателей в среднем по промышленности: четверть общей численности относилась к возрастной группе до 30 лет, столько же - от 30 до 40 лет, 15 % - 50 лет и старше. Работники комплекса характеризовались более высоким, чем в среднем по промышленности, уровнем образования, причем по всем категориям работающих: руководители, специалисты, рабочие. Среди его отраслей выделялась нефтеперерабатывающая промышленность, где высшее профессиональное образование имели шесть из каждых десяти руководителей и специалистов, каждый третий рабочий - высшее или среднее профессиональное образование. Эту отрасль отличает также наименьшая доля руководителей в общем числе работающих и наибольшая - специалистов. Кроме того, здесь самый высокий удельный вес женщин в численности работающих - 44%. Наиболее «мужественен» и менее квалифицирован кадровый состав угольной промышленности. Спецификой данного производства является высокая доля рабочего труда. Обучением рабочих, не имеющих профессионального образования, активно занимались организации нефтедобывающей промышленности, где курсовую подготовку прошли более половины указанных рабочих.

Профессиональный уровень работников во многом зависит от готовности организаций вкладывать деньги в подготовку кадров. За 2010г. в среднем по топливно-энергетическому комплексу было затрачено на профессиональное обучение и повышение квалификации работников более 400 рублей в расчете на одного человека, что вдвое меньше показателя в среднем по промышленности. Среди отраслей ТЭК больше средств было затрачено на обучение руководителей и специалистов нефтеперерабатывающей отрасли, рабочих - нефтедобывающей. Меньше средств вложено в обучение работников угольной промышленности.

Топливно-энергетический комплекс Республики Башкортостан характеризовался большим наличием производств с вредными условиями труда. На конец 2009г. в условиях, не отвечающих санитарно-гигиеническим нормам, работали две трети общей численности работников угольной промышленности, половина - газовой, третья часть - электроэнергетики (в среднем по промышленности – 38 %). В 2010г. от производственных травм с утратой трудоспособности пострадали 1,2 тысячи человек, из них тринадцать - со смертельным исходом. Число пострадавших в расчете на тысячу работающих увеличилось с 19 в 2009г. до 22 в 2010 г.за счет угольной промышленности. Указанная отрасль по-прежнему оставалась наиболее опасной и повышение здесь травматизма в определенной степени связано с сокращением финансирования мероприятий по охране труда. В 2010г. на эти цели израсходовано более 6 тыс.рублей в расчете на одного работающего, что на 29 % меньше, чем в 2009 году. В других отраслях комплекса, за исключением нефтедобывающей промышленности, этот показатель увеличился.[48]

Среднемесячная начисленная заработная плата работников топливно-энергетических отраслей в 2009г. превышала ее средний уровень по промышленности на 6 % - 88 % и дифференцировалась от 10,5 тыс.рублей в угольной промышленности до 25,2 тыс.рублей - в нефтяной. Величину прожиточного минимума одного трудоспособного средняя заработная плата в угольной отрасли превышала в 3,5 раза, в газовой и нефтедобывающей - в 6 раз.

Практически все отрасли топливно-энергетического комплекса последние три года являлись наиболее приоритетными среди других отраслей промышленности по привлечению инвестиций в основной капитал. В 2009г. инвестиционная активность замедлилась, что связано с ухудшением финансового состояния организаций. Освоено 9 млрд.рублей инвестиций в основной капитал (86 % всех инвестиций в промышленность), две трети которых были использованы в развитии нефтедобычи, 14 % - в угольной отрасли. От иностранных инвесторов в 2009г. получено 55,6 млн.долларов, что на четверть меньше, чем в предыдущем году. Основными странами-инвесторами были Кипр, Австрия, Люксембург.

Последние три года активизировалось строительство и реконструкция производственных мощностей организаций топливно-энергетического комплекса и трубопроводного транспорта. В 2009 г. за счет всех источников финансирования введены в действие 48 нефтяных скважин, что на 30 % больше, чем в предыдущем году и в 6 раз - чем в 2005 г. Проложено магистральных нефтепроводов протяженностью 201 км (соответственно в 5 раз и в 6 раз больше), магистральных газопроводов и отводов от них - 6,5 км (в 2 раза и в 10 раз больше). Проведено 322 км линий электропередач, на 19% меньше, чем 2009г ., но на 2 % больше, чем три года назад.

Итоги свидетельствуют об улучшении работы топливно-энергетического комплекса в целом. Этому способствовало улучшение ситуации в нефтяной промышленности, где удалось смягчить последствия кризиса сбыта 2010 г. и увеличить выпуск продукции относительно января-октября 2009 г. на 11 %.

Таблица 2.7 - Производство и добыча основных видов продукции в Республике Башкортостан

Виды продукции	Январь-октябрь 2009 г.		В % к январю-октябрю 2010 г.
Электроэнергия, млрд.кВт.ч		6,7	99,7
Теплоэнергия, млн.Гкал		16,3	98,6
Нефть, включая газовый конденсат, млн.т	11,5		104,5
Бензин автомобильный, тыс.т	313		104,2
Дизельное топливо, тыс.т	195		198,0
Мазут топочный, тыс.т	270		87,7
Естественный газ, млрд.куб.м	60		99,8
Уголь, тыс.т	320		106,6

Примерно на уровне предыдущего года сохранился прирост производства в нефтедобывающей промышленности. Наряду с этим обозначилось повышение выработки продукции электроэнергетики на 12 % в 2010 году по сравнению с 2009 годом. Усилилось увеличение производства в газовой отрасли на 4 % в тот же период.

Позитивные изменения произошли и в финансовых показателях: сальдированный финансовый результат деятельности ТЭК (без субъектов малого предпринимательства) за девять месяцев 2010 сложился положительный и составил 875 млн.рублей, причем прибыльными были все его отрасли, за исключением угольной, где допущенные убытки исчислялись 1,1 млрд.руб. Вместе с тем убыточными были три из каждых четырех организаций электроэнергетики, каждая третья - нефтедобывающей и все предприятия угольной промышленности.

Далее коснемся основных проблем, сдерживающих развитие топливно-энергетического комплекса в республике Башкортостан.

Высокая (около 40 %) степень износа основных фондов. Ввод в действие новых производственных мощностей во всех отраслях ТЭК сократился за девяностые годы от 2 до 6 раз, практика продления ресурса оборудования закладывает будущее отставание в эффективности производства. Наблюдается высокая аварийность оборудования, обусловленная низкой производственной дисциплиной персонала, недостатками управления, а также старением основных фондов. В связи с этим возрастает возможность возникновения аварийных ситуаций в энергетическом секторе.

Сохраняющийся в отраслях комплекса (кроме нефтяной) дефицит инвестиционных ресурсов и их нерациональное использование. При высоком инвестиционном потенциале отраслей ТЭК приток в них внешних инвестиций составляет менее 13 % общего объема финансирования капитальных вложений. При этом 95 % указанных инвестиций приходится на нефтяную отрасль. В газовой промышленности и в электроэнергетике не создано условий для необходимого инвестиционного задела, в результате чего эти отрасли могут стать тормозом начавшегося экономического роста.

Деформация соотношения цен на взаимозаменяемые энергоресурсы привела к отсутствию конкуренции между ними и структуре спроса, характеризующейся чрезмерной ориентацией на газ и снижением доли угля.

Несоответствие производственного потенциала ТЭК Башкортостана мировому научно-техническому уровню. Доля добычи нефти за счет современных методов воздействия на пласт и доля продукции нефтепереработки, получаемой по технологиям, повышающим качество продукции, низка. Энергетическое оборудование, используемое в газовой и электроэнергетической отраслях, неэкономично. В республике практически отсутствуют современные парогазовые установки, установки по очистке отходящих газов, крайне мало используются возобновляемые источники энергии, оборудование угольной промышленности устарело, недостаточно используется потенциал атомной энергетики.

Отставание развития и объективный рост затрат на освоение перспективной сырьевой базы добычи углеводородов, и особенно в газовой отрасли. Отсутствие рыночной инфраструктуры и цивилизованного энергетического рынка. Не обеспечивается необходимая прозрачность хозяйственной деятельности субъектов естественных монополий, что негативно сказывается на качестве государственного регулирования их деятельности и на развитии конкуренции.

Сохраняющаяся высокая нагрузка на окружающую среду. Несмотря на произошедшее за последнее десятилетие снижение добычи и производства топливно-энергетических ресурсов, отрицательное влияние ТЭК на окружающую среду остается высоким.

Один из серьезных и для государства, и для предприятий отрасли вопросов – совершенствование механизма экспортных пошлин. Обязанность государства – обеспечить его прозрачность и ясность. Отсюда следует немаловажный вывод: нужны гарантии, что пошлины не будут произвольно меняться, что по этим вопросам не будет приниматься единоличных административных решений, а изменение ставок пошлин должно быть жестко увязано с динамикой мировых цен на энергоносители. [45]

Этот новый подход даст возможность республиканским компаниям добиться эффективного инвестиционного планирования и привлечет инвесторов.

Нуждается в уточнении и налоговая политика. Она должна быть прежде всего нацелена на достижение не только бюджетного, но и инвестиционного эффекта. Основа всей деятельности будет направлена на то, чтобы снижать налоговое бремя не только в целом в экономике региона, но и в областях ТЭКа в том числе.

Большая проблема в нефтеперерабатывающей промышленности – глубина переработки. Ее средняя величина на заводах Башкортостана составляет 67 %. В Соединенных Штатах, например – 90 %. И в мире, в среднем, примерно такой же показатель. Ясно, что эффективность нефтепереработки у нас должна быть увеличена. Но это увеличение должно быть тесно связано с созданием условий для сокращения потребления мазута в электроэнергетике. Иными словами, увеличение глубины переработки не должно порождать новый кризис в обеспечении экономики и населения теплом и электроэнергией.

Ясно, что все перечисленные проблемы не могут решаться в отрыве друг от друга. Частичные или половинчатые меры лишь усугубляют ситуацию, порождают новый кризис. Все решения нужно принимать строго в рамках общеэнергетической стратегии, основная цель которой – энергетическая безопасность регионов, повышение эффективности экономики и конкурентоспособности страны в целом.

2.2 Сравнительный анализ топливно-энергетического комплекса республик Башкортостан и Татарстан.

Республики Башкортостан и Татарстан - одни из наиболее сильных и стабильных регионов России с высокоразвитой социально ориентированной рыночной экономикой, которая отличается многоотраслевой структурой с высоким уровнем комплексного развития, наличием мощного промыш-ленного потенциала, развитым сельским хозяйством и строительным комплексом, богатыми природными ресурсами, динамично развивающимися финансово-кредитной и научно-технической сферами.

Проведем сравнительный анализ топливно-энергетического комплекса республик Башкортостан и Татарстан.

Позитивные процессы, наблюдающиеся в развитии топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан создают хорошую основу для реализации стратегии его развития.

Нефтяная отрасль региона является наиболее прибыльной в промышленности. Нефтедобывающая отрасль Татарстана представляет собой также отрасль высокой социальной эффективности и ответственности. Ею успешно решается комплекс социальных, экологических, инфраструктурных и других задач.

Начальные суммарные извлекаемые ресурсы нефти в Татарстане составляют соответственно 4,35 млрд.тонн, доказанные и извлекаемые запасы нефти составляют 870 млн.тонн. Начальные суммарные ресурсы нефти по республике Башкортостан составляют 2,24 млрд. тонн, что на 51,5% меньше Татарстана. В республике были приняты меры по преодолению происшедшего в восьмидесятые годы спада объемов геологоразведочных работ и прироста разведанных запасов нефти. Сегодня обеспеченность запасами нефти составляет около 33 лет в Татарстане, и 21 год в Башкортостане.[41]

Крупнейшая нефтедобывающая компания в Татарстане - ОАО "Татнефть" - является одной из немногих российских нефтяных компаний, системно и комплексно подошедших к ведению бизнеса в границах региональной экономики.

В 2010 г. в Татарстане было добыто 29,135 млн.тонн нефти, а в Башкортостане 12,1 млн. тонн ( на 41 % меньше).

Налоговые доходы бюджета Татарстана формируются на 40 % за счет поступлений от нефтяников, в республике Башкортостан этот показатель равен 25 %.

ОАО "Татнефть" начато развитие деятельности по нефтегазодобыче в дальнем и ближнем зарубежье. В Ираке, Иране, КНР, Сирии осуществляются проведение разведочных работ, сервисных буровых работ, применение систем сейсмической локации бокового обзора разведки нефтяных месторождений, участие в тендерах на разработку нефтяных месторождений, продажа технологий для очистки нестабильного газового бензина, газолина и пропана от сернистых соединений, а также технологий по увеличению нефтеотдачи пластов.

В то же время при разработке стратегии развития отрасли предстоит решить следующие проблемы.

Нефтяная промышленность республики Татарстан вступила в позднюю стадию своего развития. Резко ухудшилась структура запасов. Высокие темпы развития нефтяной промышленности обусловили быстрое истощение запасов высокопродуктивных залежей, которые на сегодняшний день выработаны на 93,3 % ( в Башкортостане 80 %). Вследствие этого доля трудноизвлекаемых запасов нефти возросла с 32,8 до 75 % , в то время как в Башкортостане эта доля равна 41 %.В настоящее время около 30 % всей нефти добывается за счет внедрения методов увеличения нефтеотдачи пластов, в Башкортостане около 75 %.

Кроме того, в нефтегазовом комплексе Татарстана существуют и будут нарастать проблемы, связанные с добычей карбоновой (высокосернистой) нефти высокой вязкости, которая к 2015 г. достигнет 60 % всего объема добычи нефти. Сегодня уже более 40 % добычи составляет карбоновая нефть. По мере вовлечения в разработку ресурсов характеристики нефти будут все более ухудшаться.

Опоискованность недр в обеих республиках составляет 72 % и является одной из наиболее высоких в России. По количеству остаточных запасов нефти большая часть месторождений (96 %) относится к мелким (с запасами от 1 до 10 млн.тонн), средние (от 10 до 30 млн.тонн) составляют 3%. Кроме того, имеет место недостаток финансовых ресурсов для модернизации производства и освоения новых месторождений.

В силу указанных причин даже стабилизация добычи нефти в обеих республиках на достигнутом уровне представляется сложнейшей задачей.
В настоящее время данные проблемы усугубляются воздействием таких факторов внешней среды, как нестабильность на мировом и внутреннем рынках нефти; ужесточение налогового законодательства в России (введение единого налога на добычу полезных ископаемых, не учитывающего горно-геологические условия добычи, с одновременной отменой налога на воспроизводство минерально-сырьевой базы); повышение стоимости услуг естественных монополий и др. Кроме того, сбыт высокосернистой нефти Татарстана и Башкортостана в ближайшей перспективе будет затруднен в связи с намечающимся введением в России системы банка качества нефти увеличением добычи легких нефтей в Казахстане и Азербайджане, а также возможным ростом поставок на мировой рынок нефти из Ирака.

Также общей проблемой республик Башкортостан и Татарстан является фактор снижения устойчивости топливной промышленности является усиление степени монополизации рынка. В российском НГХК наблюдаются процессы передела собственности, чрезмерного укрупнения и роста влияния нефтяных компаний. Созданы через процедуры слияния и поглощения крупнейшие новые объединения - "Бритиш Петролеум-ТНК" и "Юкос-Сибнефть". Это приводит к повышению степени монополизации на рынке, что губительно для конкуренции. Кроме того, это открывает возможности роста влияния данных компаний на принятие стратегических экономических и политических решений в государстве. В частности, это может ускорить принятие решения о введении в России банка качества нефти, а также других решений, ухудшающих условия деятельности компаний, разрабатывающих месторождения на поздней стадии развития.

В то же время сформированные позитивные стороны татарстанской нефтедобывающей промышленности должны стать базой для реализации эффективных стратегий, основанных на использовании благоприятных условий внешней среды, среди которых наиболее важны следующие: сохранение мирового значения нефти как стратегического энергетического ресурса наряду с расширением использования других энергетических ресурсов; прогнозирование устойчивости спроса на нефть в мире с учетом потребностей развивающихся стран; приоритетность развития нефтяной и особенно нефтеперерабатывающей и химической отраслей в экономической политике России; относительная стабилизация социально-экономического и политического положения России; наличие возможностей выхода в новые нефтеносные регионы России и зарубежья; благоприятная конъюнктура на внутренних и внешних рынках нефтехимической продукции, создающая хорошие перспективы углубления переработки сырья до выпуска конечной продукции с высокой добавленной стоимостью и др. [47]

Республика располагает значительным количеством разнообразных топливно-энергетических ресурсов. Вовлечение их в производство даёт возможность постепенно решать проблемы сокращения завоза в страну энергоносителей из др. государств и повышать эффективность топливно-энергетического комплекса, состоящего из двух крупных отраслей: топливного производства (добыча угля, нефти, газа) и электроэнергетики. Топливно - энергетический комплекс представляет собой межотраслевую систему производства топлива и энергии, она включает в себя добычу, переработку, транспортировку, распределение и использование энергетических ресурсов. На долю комплекса Татарстана приходится 19,9 % валовой продукции промышленности 2010 году, а в Башкортостане этот показатель равен 20,4 %.

Таблица 2.8 - Удельный вес топливно-энергетического комплекса в общем объёме промышленного производства за 2010 год

(в процентах)

Отрасли ТЭК	Башкортостан	Татарстан
Промышленность — всего	100	100
Электроэнергетика	12,8	16,0
Топливная отрасль	7,6	3,9

Как видно из таблицы 2.8, удельный вес электроэнергетики Башкортостана на 3,2 % ниже, а доля топливной отрасли выше на 3,7, чем в республике Татарстан.

В топливно-энергетическом потенциале республики Татарстан велико экономическое значение угольных месторождений. На территории республики Татарстан в настоящее время (2010) их насчитывается около 100, в Башкортостане их количество равно 10. Геологические запасы угля составляют 31,4 млрд. т, балансовые запасы — 2,4 млрд. т, в Башкортостане балансовые запасы равны 0,5 млрд. тонн, что на 208 % меньше. Большая часть добываемого угля расходуется в энергетике, 32 % — в коммунальном хозяйстве, 13 % — для выпуска строительных материалов.

В 2000-е годы сократилась в 1,8 раз, что было вызвано изношенностью оборудования (90—98 %) и применением старой технологии выработки. В 2004 производственные мощности предприятий угольной промышленности были использованы на 32,4 %. Принята «Государственная программа развития угольной промышленности до 2015 года», предусматривающая ввод мощностей с доведением добычи угля до 1,0 млн. т в год. Предусмотрено увеличение добычи угля до 1 512 тыс. т.

Несмотря на наличие в республике множества угольных месторождений, большая часть потребляемого угля в настоящее время привозится из Казахстана (Караганда).[49]

Таблица 2.9 - Производство угля, газа и нефти в 2010 году в республиках Башкортостан и Татарстан

(в процентах к 2009 году)

Наименование	Башкортостан	Татарстан
Уголь	5,2	12,0
Нефть	10,7	16,6
Газ	59,7	77,4

Анализируя таблицу, можно сделать вывод о том, что республика Татарстан опережает Башкортостан по показателям производства угля, нефти и газа в 2010 году по сравнению с 2009 годом. Добыча угля в Татарстане превышает башкирские показатели на 6,8 %, добыча нефти на 5,9 %, добыча газа на 17,7 %.

Величина налоговых отчислений в консолидированный бюджет республики Татарстан предприятиями топливно-энергетического комплекса составила в 2010 г. 9,9 млрд. руб., или 24,6 % всех бюджетных доходов республики. Предприятия Республики Башкортостан обеспечили 32 % всех поступлений в федеральный бюджет в сумме 10,91 млн. рублей.

Общая численность занятых в топливно-энергетическом комплексе республики Татарстан достигает 110 тыс. человек, в республике Башкортостан в 2010г. в топливно-энергетических отраслях трудилось около 90 тыс.человек или 25 % от общей численности занятых в промышленности. Средняя начисленная заработная плата в нефтедобыче и нефтепереработке вплотную приблизилась к 16 тыс. рублей, в в Башкортостане 18 тыс. рублей, что, в свою очередь, оказывает прямое стимулирующее воздействие на развитие потребительского рынка, рынка услуг в районах проживания нефтяников и опосредованное - на общереспубликанский потребительский рынок. В результате, растет спрос на товары и услуги, возникают благоприятные условия для реализации предпринимательской активности, дальнейшего развития малого и среднего бизнеса в республике.

Энергетическая отрасль - одна из самых важных и динамично развивающихся отраслей Республик Башкортостан и Татарстан. От ее работы напрямую зависит благосостояние населения, конкурентоспособность и рентабельность предприятий, общий уровень социально-экономического развития региона.

Основным производителем тепловой и электрической энергии в Республике Татарстан является ОАО "Татэнерго". Установленная электрическая мощность на 01.01.2010 составила 7,01 ГВт. У ОАО «Башкирэнерго» электрическая мощность составляет 4,2 ГВт.
Энергосистемой республики Татарстан за 2010 год выработано 24,96 млрд.кВтч. электроэнергии. В Башкортостане выработано 31,5 млн.Гкал теплоэнергии, что на 12,6 % больше. ОАО «Башкирэнерго» вырабатывается порядка 25 млрд. кВтч электрической энергии и около 30,2 млн. Гкал тепловой энергии.

Таким образом, можно сделать вывод, что республика Татарстан опережает Башкортостан по показателям нефтедобычи, угледобычи, газодобычи, Татарстан обеспечен более значительными запасами нефти и угля. А Башкортостан лидирует по нефтепереработке и занимает первое место в России. Энергетическая отрасль функционирует в обеих областях примерно на одном уровне и в необходимом объеме обеспечивает потребности республики в электрической и тепловой энергии, является энергетической базой крупных объектов нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, нефтехимической и машиностроительной отраслей промышленности.

По оценке федеральных органов в общем рейтинге экономического развития Татарстан занимает второе место (после Москвы), а республика Башкортостан-третье. Как известно, промышленный профиль республик определяют топливная и нефтехимическая отрасли промышленности.
Энергетический комплекс республик Башкортостан и Татарстан является основой для развития практически всех отраслей экономики в регионах. [11]

2.3 Анализ деятельности ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ»

Строительство Ново-Салаватской ТЭЦ началось в мае 1961 года, а в апреле 1966 года была сдана в эксплуатацию первая очередь новой теплоэлектроцентрали в составе котлоагрегата № 1 производительностью 420 т/час и турбоагрегата № 1 мощностью 50 тысяч кВт.

С развитием салаватского промышленного комплекса и города развивалась и Ново-Салаватская ТЭЦ. С вводом новых объектов росла мощность станции. Если к концу 1966 года она составляла 100 МВт, то в 1971 году увеличилась в три раза, достигнув 300 МВт, в 1976 году составляла 435 МВт. В 1981 году станция достигла проектной установленной электрической мощности в 570 МВт и тепловой - 1619 Гкал/час.

С вводом в эксплуатацию в 1985 году основного оборудования второй очереди Ново-Салаватская ТЭЦ стала самой мощной ТЭЦ по выработке электроэнергии в объединении «Башкирэнерго» и одной из самых мощных теплоэлектроцентралей страны.

В настоящее время ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ» занимается всем спектром деятельности, связанным с производством электрической и тепловой энергии, обеспечивая бесперебойное энергоснабжение потребителей, подключенных к электрическим и тепловым сетям.
Станция имеет установленную электрическую мощность, которая составляет 530 МВт, тепловую мощность по отборному пару 1619 Гкал/час и полную тепловую мощность 1792 Гкал/час.

Прекрасно понимая, что ни одно предприятие не останется успешным, если перестанет уделять серьезное внимание развитию производства, Ново-Салаватская ТЭЦ в течение последних 10 лет занималась модернизацией оборудования станции. Был внедрен ряд инновационных проектов, способствующих экономии материальных ресурсов, освоению современных технологий, более рациональной организации производственного процесса.
В связи с тем, что на протяжении многих лет город Салават в силу концентрации на его территории ряда крупных промышленных предприятий был проблемной зоной в отношении экологии, на Ново-Салаватской ТЭЦ ведется работа по охране окружающей среды. Одним из проектов экологической направленности было строительство в 2005 году установки очистки сточных вод от нефтепродуктов и механических примесей, позволяющей использовать стоки в оборотном водоснабжении.
Финансовое состояние предприятия характеризуется системой показателей, отражающих состояние капитала в процессе его кругооборота и способность субъекта хозяйствования финансировать свою деятельность на фиксированный момент времени. Финансовое состояние предприятия, его устойчивость и стабильность зависят от результатов его производственной, коммерческой и финансовой деятельности.[19]

Главная цель финансовой деятельности предприятия сводится к одной стратегической задаче – наращиванию собственного капитала и обеспечению устойчивого положения на рынке. Для этого оно должно постоянно поддерживать платежеспособность и рентабельность, а также оптимальную структуру актива и пассива баланса.

Основным источником информации о деятельности предприятия является бухгалтерская отчетность. Наибольшую информацию для анализа содержит Бухгалтерский баланс (форма № 1) за 2008 - 2010 гг., представленный в Приложении В, и Отчет о прибылях и убытках (форма № 2) за 2008 – 2010 гг., представленные в Приложении Г, хотя данные всех приложений к балансу также могут быть использованы для проведения анализа финансового состояния и результатов деятельности за отчетный год.

Проведем анализ хозяйственной деятельности предприятия. Для этого выполним анализ динамики, структуры активов и пассивов предприятия, что позволит сделать ряд важных выводов, необходимых как для осуществления её текущей финансово-хозяйственной деятельности, а также для принятия управленческих решений на перспективу.

В ходе анализа выявляем статьи баланса, которые подверглись наибольшим изменениям, следовательно, оказали наибольшее влияние на финансовое состояние предприятия. Анализ основывается на приеме сравнения, которое проводится по всем статьям, для удобства рассчитано абсолютное изменение показателей.[21]

В ходе осуществления расчетов можно сделать следующие выводы: наблюдается стабильный рост иммобилизованных средств организации, так, если в 2008 г. эта статья составляла 1474285 тыс. руб., то в 2009г. и в 2010г. эта статья была в размерах 1510339 тыс. руб. и 1539471 тыс. руб. соответственно, что подтверждает вышеуказанный факт и говорит о положительной динамике в структуре активов, что в свою очередь благоприятно отражается на деятельности предприятия.

Активы предприятия в течение анализируемого периода изменялись следующим образом 1810900 тыс. руб., 1813891 тыс. руб. и 2283233 тыс. руб. в 2008, 2009 и в 2010 гг. соответственно. Рост величины активов организации, в основном, связан с ростом следующих позиций актива баланса: иммобилизованные средства, дебиторская задолженность и запасы.

Одновременно в пассиве баланса наблюдается рост заемного капитала, где долгосрочные кредиты и займы к 2010 г. увеличились на сумму 1597 тыс. руб., а краткосрочные обязательства напротив, уменьшились на 348139 тыс. руб.

Далее приведем основные финансовые показатели производственно-хозяйственной деятельности ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ» которые отражены в таблице 2.10.

Таблица 2.10 - Основные финансовые показатели ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ»

( в тысячах рублей)

Наименование показателя	Период
Наименование показателя	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.
Активы	1583472	1813891	2283233	1969363
Выручка	2273284	2794291	3644258	4829934
Валовая прибыль	56278	44567	764868	1124905
Прибыль до налогообложения	48519	14070	657751	934882
Налог на прибыль	13609	10775	139810	199916
Чистая прибыль	34910	3200	505308	733872

Анализируя вышеприведенную таблицу, следует отметить, что все они показывают стабильный рост на протяжении всех лет.

На следующем этапе необходимо провести оценку стоимости чистых активов организации, приведенной в таблице 2.11.

Чистые активы организации на последний день анализируемого периода превышают уставный капитал. Такое соотношение положительно характеризует финансовое положение ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ», полностью удовлетворяя требованиям нормативных актов, предъявляемых к величине чистых активов организации. Необходимо отметить, что в рамках анализируемого периода наблюдается снижение чистых активов на 31695 тыс. р. к 2009 г. и на 154309 тыс. р. к 2010 г. Приняв во внимание одновременно и превышение чистых активов над уставным капиталом и их увеличение за период, можно говорить о хорошем финансовом положении организации по данному признаку. [22]

Таблица - 2.11 Оценка стоимости чистых активов

( в рублях)

Показатель	значение показателя		изменение	значение	изменение
Показатель	на начало 2008 г.	на начало 2009 г.	(гр.3-гр.2)	на начало 2010 г.	(гр.5-гр.3)
1.Чистые активы	1661168	1629473	31695	1783782	154309
2.Уставный капитал	1628258	1628258	-	1626258	-
3.Превышение чистых активов над уставным капиталом	32910	1215	31695	157524	154309

На следующем этапе необходимо провести анализ финансовой устойчивости организации.

Залогом выживаемости и основой стабильности положения организаций служит его финансовая устойчивость, т. е. такое состояние финансов, которое гарантирует его постоянную платежеспособность. Финансовая устойчивость предприятия - это независимость его в финансовом отношении и соответствие состояние активов и пассивов компании задачам финансово-хозяйственной деятельности.

Таким образом, финансовая устойчивость - это гарантированная платежеспособность и кредитоспособность предприятия в результате его деятельности на основе эффективного формирования, распределения и использования финансовых ресурсов.

Для того чтобы проследить динамику финансовой устойчивости предприятия, необходимо обратиться к таблице 2.12. Из таблицы видно, что в 2010 приблизились к оптимальному значению коэффициент автономии, коэффициент обеспеченности собственными средствами, коэффициент финансовой устойчивости, коэффициент финансовой независимости. [23]

Таблица 2.12 - Расчет коэффициентов финансовой устойчивости за 2008-2010 гг.

Показатель	Формула	оптима-льное значе-ние	на начало 2008 г.	на начало 2009 г.	на начало 2010 г.
1	2	3	4	5	6
Коэффициент автономии	(стр. 490 + стр. 640 + стр.650)/стр. 700	≥0,5	0,297	0,354	0,358
Коэффициент обеспеченности собственными средствами	(стр. 400 - стр. 180)/стр. 180 -стр. 330	>0,1	-0,454	-0,5	-0,362
Коэффициент финансовой устойчивости	стр.590+стр.690/стр.700	≥0,7	0,628	0,546	0,665
Коэффициент финансовой зависимости	стр.640/стр.380	<0,5	0,703	0,645	0,642

Продолжение таблицы 2.12

1	2	3	4	5	6
Коэффициент инвестирования	стр.590/стр.190	0,5-0,7	0,64	0,622	0,581
Коэффициент маневренности	(стр. 490 - стр. 190)/стр. 490	≤0,5	1,463	1,213	1,534
Коэффициент финансирования	стр.490/ (стр.590 + стр.690)	≥1	0,423	0,55	0,557

Из таблицы 2.12 можно сделать следующие выводы.

Коэффициент автономии организации в течение рассматриваемого периода не соответствует интервалу оптимальных значений (>0,5). Этот показатель означает, что сумма заемных средств превышает половину всех средств предприятия. При этом, в течение всего рассматриваемого периода наблюдается рост собственных средств предприятия, что приближает коэффициент автономии к оптимальному значению и свидетельствует о снижении финансовой зависимости компании.

Коэффициент обеспеченности собственными средствами показывает наличие у предприятия собственных оборотных средств, необходимых для его финансовой устойчивости и является критерием для определения банкротства предприятия.

Данный коэффициент на протяжении трех рассматриваемых лет находится ниже нормы, что свидетельствует о недостаточной обеспеченности предприятия собственными оборотными средствами.

Коэффициент финансовой устойчивости показывает, удельный вес тех источников, которые могут длительное время находиться в обороте. Данный коэффициент хотя и не соответствовал интервалу оптимальных значений (>0,7) за весь анализируемый период, но является приближенным к нормативу.

Коэффициент финансовой зависимости (<0,5) показывает, какая часть активов финансируется за счет заемных источников или характеризует зависимость фирмы от заемных средств. Данные таблицы 2.12 показали несоответствие расчетных значений на начало каждого рассматриваемого года требуемому интервалу, что в свою очередь свидетельствует о наличие зависимости у предприятия от заемных средств.

Рекомендуемые значения по коэффициенту инвестирования 0,5-0,7. Данный коэффициент показывает, сколько собственных средств предприятие привлекло на один рубль вложенных во внеоборотные активы. Рассчитанные показатели находятся в пределах интервала рекомендуемых значений.

Коэффициент маневренности собственного капитала показывает долю мобильных собственных средств в собственном капитале предприятия, должен быть меньше 0,5. Это свидетельствуют о недостаточности собственных мобильных средств у предприятия.

Коэффициент финансирования (>1) показывает, какая часть деятельности финансируется за счет собственных, а какая - за счет заемных средств. Собственный капитал в финансировании деятельности предприятия не превышает заемный за вес анализируемый период. [25]

Далее перейдем к анализу ликвидности предприятия.

Ликвидность предприятия - это способность предприятия своевременно исполнять обязательства по всем видам платежей.

Таблица 2.13 - Расчет и анализ коэффициентов ликвидности за 2008-2010 гг.

Показатель	Формула	на начало 2008 г.	на начало 2009 г.	на начало 2010 г.
Показатель	Формула	на начало 2008 г.	на начало 2009 г.	на начало 2010 г.
К-т абсолютной ликвидности	(стр.250+стр.260) / (стр.590-стр.510 - стр.550)	0,143	0,14	0,297
К-т критической ликвидности	(стр. 260+ стр.250)/ (стр.610+620+630+660)	0,763	0,565	0,729
К-т текущей ликвидности	стр.290/(стр.590-стр.510-стр.550)	1,299	0,96	1,427

Коэффициент абсолютной ликвидности не входит в интервал оптимальных значений (более 0,2-0,5) на протяжении 2008-2010, но в 2010 г. оказался в норме. Этот коэффициент характеризует невозможность предприятия мобилизовать денежные средства для покрытия краткосрочной задолженности.

Коэффициент критической ликвидности предприятия на протяжении всего рассматриваемого периода не соответствует интервалу оптимальных значений (более 1). Он отражает платежные возможности предприятия с учетом своевременного проведения расчетов с дебиторами.

Коэффициент текущей ликвидности не входит в интервал оптимальных значений (более 2). Этот коэффициент отражает возможность погашения краткосрочных обязательств за счет оборотных средств.Таким образом, из выше произведенных расчетов можно сделать следующие выводы: хотя предприятие ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ» и не обладает абсолютной ликвидностью, но в отдельные периоды своей деятельности приближается к нормативам, то есть говорить о полном отсутствии ликвидности не приходится.[26]

Осуществим анализ рентабельности организации. Рентабельность - это относительный показатель интенсивности производства. Он отражает уровень прибыльности относительно определенной базы. Предприятие считается рентабельным, если суммы выручки от реализации продукции достаточно не только для покрытия затрат, но и для образования прибыли.

Основные показатели рентабельности можно объединить в следующие основные группы:

1) показатели рентабельности капитала (активов);

2) показатели рентабельности продукции;

3) показатели, рассчитанные на основе потоков наличных денежных средств.

Таблица 2.14 - Расчет показателей рентабельности

Наименование показателя	2008г.	2009г.	2010г.
Наименование показателя	2008г.	2009г.	2010г.
Общая рентабельность (%)	5,99	5,48	7,41
Рентабельность продаж (%)	8,1	6,2	13,6
Рентабельность собственного капитала (%)	40,45	27,73	31,38
Фондорентабельность (%)	12,03	23,17	28,9
Рентабельность основной деятельности	8,32	7,42	11,3
Рентабельность перманентного капитала (%)	362,57	80,91	302,4
Коэффициент устойчивости экономического роста	0,4	0,37	0,43
Период окупаемости собственного капитала	2,5	2,6	2,3
Рентабельность производственных фондов	29,94	25,63	33,73

Рассмотрим таблицу 2.14, здесь ясно прослеживается положительная динамика практически по всем показателям рентабельности. Общая рентабельность на протяжении всех трех лет является стабильной, а в 2010 г. увеличилась на 2 %.

Показатель рентабельности продаж, рассчитанный как отношение прибыли от продаж к выручки от продаж организации, составил в 2010 г. 13,6 %. Данный показатель указывает, сколько прибыли приходится на единицу реализованной продукции. То есть с каждого рубля, израсходованного в течение рассматриваемого периода в рамках финансово-хозяйственной деятельности предприятия было получено 13,6 копеек прибыли. За аналогичный период 2009 г. и 2008 г. также была получена прибыль, но на 7,4 копеек и на 5,5 копеек с рубля меньше, чем в 2010 г. Данный скачок в росте рентабельности произошел за счет роста прибыли от продаж в 2010 г.

Рентабельность собственного капитала самый значимый показатель в деятельности предприятия, характеризующий эффективность использования имущества, находящегося в его собственности. Рентабельность собственных средств показывает, какая величина прибыли приходится на 1 рубль собственных средств.

Данный показатель к 2009 г. снизился более чем на 10 %, за счет роста собственных средств и снижения оборотных активов на 33063 тыс. руб., а к 2010 г. рентабельность собственного капитала увеличилась на 3,65 % за счет роста оборотных активов на сумму 477107 тыс. руб.

Показатель фондорентабельности указывает на постоянный и значительный рост эффективности использования основных средств и прочих оборотных активов в течение всего периода, так в 2008 г., в 2009 г. и в 2010 г. этот показатель составляет 12,03 %, 23,17 % и 28,9 %.

Показатель рентабельности основной деятельности, рассчитанный как прибыль до налогообложения к себестоимости проданных товаров, продукции и услуг показывает, сколько прибыли от реализации приходится на 1 рубль затрат. То есть в 2008 г., 2009 г. и в 2010 г. предприятие получило 8,32, 7,42 и 11,3 копеек прибыли от реализации.

Коэффициент устойчивости экономического роста показывает, какими темпами увеличивается собственный капитал и наглядно доказывает стабильность финансово-хозяйственной деятельности ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ» на протяжении всего анализируемого периода.

Рентабельность производственных фондов показывает эффективность использования основных средств, нематериальных активов и запасов. Расчеты указывают на то, что в течение анализируемого периода 2008 г., 2009 г. и 2010 г. каждый рубль, вложенный организацией в основные фонды и материально производственные запасы, обеспечил прибыль от продаж в размерах 29,94 руб., 25,63 руб., 33,73 руб. соответственно.[27]

В целом, можно сказать, деятельность предприятия ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ» является рентабельной, о чем свидетельствуют вышеприведенные расчеты. На следующем этапе необходимо осуществить расчет показателей деловой активности на основе данных бухгалтерской отчетности предприятия.

Таблица 2.15 - Расчет показателей деловой активности предприятия

за 2009-2010 гг.

Показатель	Формула расчета	2009г.	2010г.	Отклонение абсолютное
1	2	3	4	5
Коэффициент общей оборачиваемости капитала, оборотов	с.010 ф.2/ с.190+с.290 ф.1	2	2,43	0,43
Коэффициент оборачиваемости оборотных средств, оборотов	с.010 ф.2 / с.290 ф.1	4,15	5,93	1,78
Фондоотдача	с.010 ф.2/ с.120 ф.1	2,54	3,43	0,98
Оборачиваемость материальных средств (запасов), в днях	с.210 ф.1*360 /с.010 ф.2	11,98	7,98	-4
Оборачиваемость денежных средств, в днях	с.260 ф.1*360 /с.010 ф.2	0,13	0,30	0,17

Коэффициент оборачиваемости дебиторской задолженности, оборотов	с.010 ф.2/ с.230 и с.240 ф.1	8,53	12,45	3,92
Срок погашения дебиторской задолженности, дн.	с.230 и с.240 ф.1*360 / с.010 ф.2	17,48	28,91	-11,43

Коэффициент оборачиваемости кредиторской задолженности, оборотов	с.010 ф.2/с.620 ф.1	17,22	10,48	-6,74
Срок погашения кредиторской задолженности, дн.	с.620 ф.1*360 /с.010 ф.2	10	11,02	1,02

Деловая активность характеризует эффективность текущей деятельности предприятия и связана с результативностью использования материальных, трудовых, финансовых ресурсов предприятия, а также с показателями оборачиваемости.

Эффективность использования оборотных средств характеризуется прежде всего их оборачиваемостью, под которой понимается продолжительность прохождения средствами отдельных стадий производства и обращения. Время, в течение которого оборотные средства находятся в обороте, т.е. последовательно переходят из одной стадии в другую, составляет период оборота оборотных средств [29]

Коэффициент оборачиваемости капитала общества вырос с 2 оборотов в 2009 г. до 2,43 оборотов в 2010 г. за счет постоянного роста выручки от продажи товаров. Это свидетельствует о том, что предприятие эффективно работает со своим капиталом.

Коэффициент оборачиваемости оборотных средств также вырос за анализируемый период на 0,43 оборота, ввиду увеличения выручки от продаж на 1185676 тыс. руб.

Фондоотдача в 2009 году показывает, что с 1 рубля вложенного в основные фонды предприятие получило 2,54 руб. выпущенной продукции, а в 2010 году 3,43 руб.

Оборачиваемость запасов к 2009 году составила 11,98 дня, это говорит о том, что в среднем требовалось 11,98 дней, чтобы получить выручку равную среднегодовому остатку материально-производственных запасов. Оборачиваемость запасов в 2010 году составила 7,98 дней. Поскольку средние оценочные характеристики оборачиваемости материальных средств следующие: более 90 дней - неудовлетворительно; от 90 до 40 дней - удовлетворительно; менее 40 дней – хорошо.[29]

Делаем вывод о хорошем значении показателя оборачиваемости материальных средств.

Срок погашения дебиторской задолженности в 2009 году составлял 17,48 дня, в 2010 году 28,91 дня, то есть снизился на 11,43 дня. Срок погашения кредиторской задолженности напротив вырос к началу 2010 года на 1,02 тыс. руб., в связи с увеличением кредиторской задолженности на 46635 тыс. руб.

В целом можно сказать, что наиболее эффективно использовались ресурсы предприятия в 2010 году, что подтверждают рассчитанные показатели деловой активности ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ».

Выводы по второму разделу

Производственно-технологический потенциал республиканского ТЭК это один из самых мощных в России и охватывает энергетику, нефтедобывающие, нефтеперерабатывающие, нефтехимические производст-ва, магистральный трубопроводный транспорт газа, нефти и нефтепродуктов.

Башкортостан — лидер в стране по объему переработки нефтяного сырья и производству светлых нефтепродуктов. За весь период эксплуатации месторождений всего из недр добыто более 1,5 млрд. тонн нефти. В республике перерабатывается 11,4 % российской нефти, производится 15,6 % автомобильного бензина и 13,6 % дизельного топлива.

Финансовое состояние предприятия характеризуется системой показателей, отражающих состояние капитала в процессе его кругооборота и способность субъекта хозяйствования финансировать свою деятельность на фиксированный момент времени. Главная цель финансовой деятельности предприятия сводится к одной стратегической задаче – наращиванию собственного капитала и обеспечению устойчивого положения на рынке.

Проанализировав данные финансовой отчетности, можно сказать, что наиболее эффективно использовались ресурсы предприятия в 2010 году, это подтверждают рассчитанные показатели деловой активности ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ».

3 Совершенствование топливно-энергетического комплекса Республики Башкортостан

3.1 Инновационный путь развития энергетики как условие устойчивого развития энергетической безопасности Республики Башкортостан

В обеспечении устойчивого развития региона существенную роль играют состояние и перспективы развития энергетического комплекса, при этом инновационное развитие энергетического комплекса – одно из основополагающих условий обеспечения и поддержания экономического роста.

Под энергетической безопасностью понимается состояние защищенности населения, государства от угроз появления дефицита в обеспечении обоснованных потребностей в энергии экономически доступными энергетическими ресурсами приемлемого качества, от угроз нарушения бесперебойности энергоснабжения.

Анализ ситуации в сфере энергетической безопасности Республики Башкортостан позволил выявить следующие угрозы:

в соответствии с тем положением, которое сложилось в настоящее время, Республика Башкортостан может быть отнесена к числу энергодефицитных регионов. Собственные энергоносители –нефть, газ, энергия ГЭС- составляют менее половины от потребности экономики ( на территории Башкортостана добывается около 16 млн. тонн энергетических ресурсов в переводе на условное топливо. Потребляется порядка 33 млн. тонн);
возможное падение производства энергоносителей, при котором будет нереально удовлетворить потребности потенциального роста производства и нужды населения ( в 2009 году производство топочного мазута в Республике Башкортостан снизилось на 66 % относительно уровня 1990 года). На рисунке 3.2 представлена динамика производства топочного мазута нефтеперерабатывающими заводами республики;
рост потери электроэнергии в сетях общего пользования с 6,4 % в 1990 до 8,9 % в 2010 году в связи с моральным и физическим износом электроэнергетического оборудования;
ориентация республики на использование в качестве кательно-печного топлива преимуществен газа ( 85,5 % в 2009 по сравнению с 68,2 % в 1998 году), высокая зависимость региона от внешних поставок газа (99,8 %). При этом доля газа в топливно-энергетическом балансе Республики Башкортостан составила в 2010 году 86,9 %;
Значительный износ основных фондов в электроэнергетике ( в 2007 году-50,5%, в 2010 году-35,4%), наличие большой доли морально устаревшего оборудования и низкие темпы его обновления ( в 2010 году коэффициент обновления составил 5,9%);

6) Недостаточный объем капиталовложений в энергетический комплекс ( за 2005-2010 годы удельный вес инвестиций в электроэнергетику Республики Башкортостан сократился с 5,5 % в 2005 году до 2,86 % в 2010 году) и низкая эффективность их использования ( капиталоотдача снизилась с 9,86 руб./руб. в 2007 году до 6,88 руб./руб. в 2010 году), что создает реальную угрозу энергетической безопасности республики из-за старения основных фондов. [39]

Таблица 3.1 - Производство топочного мазута в Республике Башкортостан

( в миллионах тонн)

год	1990г.	1996г.	1999г.	2002г.	2005г.	2006г.	2007г.	2008г.	2009г.	2010г.
ма-зут	14,3	10,7	6,4	7,0	6,2	5,3	5,7	5,3	5,0	4,8

В территориально-структурном отношении Республика Башкортостан развивается неравномерно, и это влияет на территориальное размещение центров нагрузки. В настоящее время скачкообразный рост электрических нагрузок наблюдается в крупных промышленных центрах республики –Уфе, Стерлитамаке, Салавате, Нефтекамске.

1998г. 1999г. 2002г. 2003г. 2004г. 2005г. 2006г. 2007г. 2008г. 2009г. 2010г.

Рисунок 3.2 - Использование газа в качестве котельно-печного топлива в Республике Башкортостан.

В таблице 3.3 указано, что в связи со стабилизацией, а затем и ростом объемов выпуска продукции ведущих отраслей экономики республики и при условии сохранения существующей энергоемкости общее энергопотребление будут неизменно возрастать.

Таблица 3.3 - Прогноз производства и потребления электроэнергии в Республике Башкортостан (миллионах кВт/ч)

Показатель	2011г.	2012г.	2013г.	2014г.	2015г.
Потребители( с учетом потерь в электросетях)	5236	5883	6677	7596	8661
Общая потребность в электроэнергии	18325	20590	23369	26586	20314
Производство электроэнергии	25623	26482	27012	27552	28103
Потребление электроэнергии в рамках видов деятельности «Сельское хозяйство», «Обрабатывающие призводства», «Строительство»	13089	14707	16698	18990	21653
Избыток , дефицит электроэнергии	7638	5893	3643	966	2211

Таким образом, начиная с 2015 года генерирующие мощности Башкортостана при сохранении существующего положения, то есть без реализации энергосберегающих мероприятий, без пуска АЭС, новых ГЭС, будут не в состоянии обеспечить потребности экономики республики в электроэнергии.

Необходимость преодоления сложившихся тенденций ставит новые задачи и перед энергетической отраслью республики в части снижения энергоемкости экономики региона, что связано с перспективами развития самого энергетического комплекса, экономической безопасностью республики в целом и сохранением возможности использования прогрессивных технологических систем.

Существуют основными направлениями политики, определяющими инновационное развитие.

Внедрение технологии «Smart Grid». Она позволяет создать полностью интегрированную, саморегулирующуюся и самовосстанавливающуюся энергосистему, способную определять, когда происходит пиковая нагрузка на сеть и быстро распределить нагрузку таким образом, чтобы не происходило сбоев в энергоснабжении. Определять время пиков (а не только количество потребляемой энергии) в такой системе будут специальные умные датчики, которые должны заменить старые датчики электричества. Во время пика энергопотребления электричество станет более дорогим, что, по замыслу разработчиков системы, заставит часть потребителей сократить свои аппетиты в пиковое время для экономии. Таким образом, сеть не будет перегружаться. В странах Европы и США она стала необходима еще и для того, чтобы включить в традиционную систему электроэнергетики альтернативные источники энергии. Перед Башкортостаном такая задача не стоит. Республике нужно в первую очередь решить проблему неспособности электросети справляться с возросшими нагрузками.

В Республике Башкортостан задачу по созданию электрических сетей нового поколения необходимо осуществить на ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ». В 2011 году она вложит в разработку интеллектуальных электросетей 1 млн. рублей, в 2012 г. – 1,5 млн.рублей, а в 2013 г. -2,8 млн. рублей.

По оценкам экспертов, реализация проекта уменьшит потери в электрических сетях Республики Башкортостан на 25% - это 35 млн. кВт/ч или 14 млн. рублей экономии.

На ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ» необходимо ввести в действие сверхпроводящий кабель, созданный на базе преобразователей типа СТАТКОМ, ведется разработка асинхронизированного компенсатора. Все эти технологии позволяют увеличить пропускную способность сетей. Новый мультикамерный изолятор-разрядник защитит линии электропередачи от грозы, а управляемая система плавки гололеда – от обрыва линий из-за снегопадов и гололеда в суровые российские зимы.

ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ» необходимо закупить программные продукты фирмы Oracle, разработавшей полный пакет программного обеспечения для интеллектуальных сетей. Задача экспертной сети -обеспечение поддержки принятия стратегических и тактических управленческих решений в сфере регулирования инновационной деятельности на уровне отрасли.

Важным элементом реализации программы энергосбережения Республики Башкортостан является обеспечение автономными источниками электроэнергии и тепла небольших жилых образований и удаленных от централизованных сетей потребителей. Для решения этих задач как нельзя лучше подходят инновационные установки для генерации электроэнергии и тепла на основе двигателей внешнего сгорания «FX-38». В качестве топлива может использоваться как традиционные виды топлива, так и попутный нефтяной газ, биогаз, получаемый из древесных стружек и пр.

Стоимость производства двигателя внутреннего сгорания в сравнении со стоимостью производства внешнего сгорания ниже на 18%, что позволит экономить 140 тыс.рублей ежегодно. Основной недостаток двигателей внутреннего сгорания заключается в том, что для их работы необходимо чистое, ископаемое топливо, увеличивающее выбросы СО2, топливо.

Организация финансирования инновационных проектов, в том числе в форме отраслевых венчурных фондов, которые, работая параллельно и во взаимодействии со структурами, использующими бюджетное финансирование, могли бы аккумулировать средства энергокомпаний, заинтересованных в совместной реализации крупных проектов, распределении рисков, привлечении профессионального менеджмента, специализирующегося в управлении инновационными проектами;

Таким образом, интересы решения задач устойчивого экономического развития в сочетании с растущими экологическими обстоятельствами делают безальтернативным курс на инновационное развитие электроэнергетики. Системные и своевременные действия по организации инновационного процесса в электроэнергетике будут способствовать скорейшему появлению эффективных инновационных проектов, направленных на повышение конкурентоспособности отечественной энергетики и экономики в целом.[39]

3.2 Усиление экологической безопасности в нефтяной промышленности

Особенностью отраслей нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отрасли является непосредственное воздействие на окружающую среду в процессе извлечения топлива и его сжигания, причем происходящие изменения являются весьма негативными. Охрана окружающей среды всегда была и остается сферой особого внимания республики Башкортостан поскольку бережное отношение к своей земле является залогом здоровья и благополучия будущих поколений.

На сегодня концентрация и темпы роста промышленного производства в Республике Башкортостан очень высоки. Поэтому в целях снижения негативного воздействия на окружающую среду в ОАО АНК «Башнефть», ООО «Башнефть-Добыча», ОАО «УНПЗ», ОАО «Новойл», ОАО «Уфанефтехим», ОАО «Уфаоргсинтез», ОАО «Башкирнефтепродукт» необходимо осуществить целый ряд мероприятий по улучшению ситуации в области охраны окружающей среды и природопользования.

Одной из основных задач в области охраны окружающей среды при нефтедобыче является переработка и обезвреживание нефтешламов.

Поэтому для утилизации нефтесодержащих отходов в ООО «Башнефть-Добыча» необходимо ввести установку фирмы «Альфа-Лаваль», так как функционирующая на данный момент установка не соответствует современным требованиям. С ее помощью можно переработано более 70 тыс.м³ нефтешлама в год, что позволит к 2012 году ликвидировать 20 нефтешламовых амбаров.

В целях совершенствования системы очистки и подготовки резервуарного парка к ремонту, повышения безопасности труда при очистке резервуаров и емкостного оборудования в ООО «Башнефть-Добыча» необходимо ввести в эксплуатацию мобильную систему очистки резервуаров «МегаМАКС» (США). С ее помощью может быть подготовлено к переработке более 7 тыс. м³ нефтешлама в год.

Не менее значимым вопросом в сфере нефтедобычи является охрана атмосферного воздуха. Все основные резервуарные парки добывающих подразделений Компании необходимо оснастить современными герметичными системами улавливания легких фракций углеводородов (УЛФ), что ежегодно предотвратит выброс в атмосферный воздух до 30 тыс. тонн загрязняющих веществ, что на 55 % меньше чем в настоящее время.

Важнейшим аспектом работы компании в области охраны атмосферного воздуха, а также еще одним шагом на пути повышения энергоэффективности производства является рациональное использование попутного нефтяного газа (ПНГ). Сегодня коэффициент его утилизации в ОАО АНК «Башнефть» (за счет использования в качестве топлива в котельных, на мини-электростанциях, в системах поддержания пластового давления, и переработки на ГПЗ) достигает 73,6 %. К 2013 году, в соответст-вии с требованиями правительства России, уровень утилизации ПНГ должен быть доведен до 95 %. Изыскивая новые пути рационального применения ПНГ, ОАО АНК «Башнефть» при увеличении добычи газа сократит объемы его сжигания до 66,3 млн.м³, сейчас же его объемы составляют 58,5 млн. м³.

Хорошим примером в 2011 году будет внедрение на ООО «Башнефть-Добыча» на Илишевском месторождении технологии закачки водогазовой смеси в пласт с использованием бустерных мультифазных насосов. Этот метод, наравне с сокращением вредных выбросов в атмосферу, позволяет решать задачу поддержания пластового давления.[46]

Другим уникальным способом утилизации попутного газа является его закачка в сводовую часть залежей на истощенных рифовых месторождениях Ишимбайской группы. На сегодня это является одним из самых эффективных методов повышения нефтеотдачи и осуществляется на единственном в России предприятии — в НГДУ «Ишимбайнефть» ООО «Башнефть-Добыча». Необходимо распространить этот метод и на других предприятиях Башкортостана.

Примером рационального использования попутного газа в целях повышения энергоэфективности в ОАО «АНК «Башнефть» явится строительство газопоршневой электростанции на Кирско-Коттынском месторождении в Нижневартовском районе ХМАО. Реализация этого проекта позволит не только повысить коэффициент утилизации ПНГ с 18 до 62 %, но и снизить себестоимость добычи за счет использования собственной электроэнергии на 13 %.

Запланированное строительство и ввод в эксплуатацию двух дополнительных газопоршневых агрегатов позволит увеличить коэффициент утилизации до 95 % вместо 58 %.

Планомерная реализация политики компании в области охраны окружающей среды и экологической безопасности позволит кардинальным образом улучшить положение дел на предприятиях уфимской группы НПЗ — ОАО «Уфанефтехим», ОАО «Уфимский НПЗ», ОАО «Ново-Уфимский нефтеперерабатывающий завод» (ОАО «Новойл»), ОАО «Уфаоргсинтез».

Так, на предприятиях нефтепереработки ОАО АНК «Башнефть» выбросы загрязняющих веществ не превышают установленных нормативов, но за счет внедрения организационно-технических мероприятий будет наблюдаться устойчивая тенденция к снижению их объема.

Таким образом, при планируемом росте в 2011-2012 году объема переработки нефти на 2 % общий выброс загрязняющих веществ в атмосферу снизится на 3900 тонн.

Совершенствование очистных сооружений, установленных на всех заводах уфимской группы, позволит снизить загрязнение промышленных стоков нефтепродуктами в 100 раз: с концентрации около 1000 мг/л на входе до менее 10 мг/л на выходе.

Большое внимание на НПЗ ОАО АНК «Башнефть» необходимо уделить повторному использованию отходов. Уловленные на механических очистных сооружениях (МОС) заводов нефтепродукты, а также отработанные масла необходимо направлять на вторичную переработку на собственные технологические установки. Механические примеси можно использовать в автодорожном строительстве. [49]

По всем заводам последние годы объемы повторного использования, обезвреживания и утилизации нефтешламов меньше объемов их образова-ния. Так, в 2009 году при образовании 36,4 тыс. тонн нефтешлама было утилизировано и повторно использовано только 30,7 тыс. тонн.

Деятельность ОАО «Башкирнефтепродукт» в области обеспечения экологической безопасности должна быть направлена на сокращение вредных выбросов в атмосферу при приеме, хранении и отпуске нефтепродуктов на нефтебазах и АЗС.

В 2012 году необходимо завершить полную реконструкцию Раевского, Нефтекамского, Чишминского и Салаватского филиалов компании. Смонтировать на этих объектах системы улавливания нефтепродуктов (УЛФ), внедрить автоматизированные системы измерения уровня в вертикальных резервуарах MTG фирмы CIS-Contpols и налива нефтепродуктов в автоцистерны.

Для сокращения негативного воздействия на поверхностные и подземные воды территории АЗС и нефтебаз целесообразно оборудовать канализационными системами по сбору промышленно-ливневых сточных вод. Для очистки сточных вод нужно применять очистные устройства типа «SUPER-PEK» с последующим использованием очищенной воды для технических нужд предприятий.

В июле 2009 года на Павловском водохранилище ОАО «Башкир-нефтепродукт» открыл первую на Урале водную заправочную станцию для маломерных судов. До появления Павловской водной АЗС каждая заправка речного судна несла риск загрязнения акватории нефтепродуктами. На Павловской водной заправочной станции необходимо предпринять все меры, позволяющие полностью исключить попадание нефтепродуктов в воду. Заправка оборудована современными топливно-раздаточными комплексами, прочными двустенными резервуарами для хранения топлива, очистными сооружениями, а так же боновыми заграждениями и специаль-ным абсорбентом на случай аварийного розлива нефтепродуктов. При штатном режиме эксплуатации загрязнение акватории нужно исключить.

Охрана труда, обеспечение промышленной и экологической безопасности в Республике Башкортостан является несомненным приоритетом для современной нефтегазовой компании. Это обусловлено не только жесткими нормативными требованиями со стороны государственных органов, но и осознанием компанией своей ответственности перед обществом.

Риски, связанные с данной сферой деятельности очень велики. Это возможность травм и гибели людей, экологические катастрофы и, как следствие, возможные финансовые и репутационные потери.

На сегодня предприятия АНК «Башнефть» достигли серьезных успехов в области охраны труда и промышленной безопасности:

- показатель производственного травматизма ниже среднего по отрасли;

- отсутствуют профессиональные заболевания.

Для улучшения условий труда работников, совершенствования промышленной и экологической безопасности производства, сведения к минимуму риска аварийных ситуаций и повышения компетентности сотрудников на предприятиях ОАО АНК «Башнефть» необходимо применять новейшие технологии и самые современные методы работы.

В Компании ведется большая работа по реконструкции и модернизации производственных объектов, технологического оборудования и устройств, систем контроля, управления и противоаварийной защиты. На предприятиях приняты целевые программы приведения объектов к требованиям промышленной безопасности.

В целях минимизации воздействия опасных и вредных производственных факторов на работников, обеспечения безопасных условий труда на предприятиях нужно проводить профилактические мероприятия по улучшению условий труда. Проводить аттестацию рабочих мест. Работники, занятые на тяжелых работах и на работах с вредными или опасными условиями труда должны периодически проходить обязательные плановые и внеплановые медицинские осмотры и обследования.

Все вышеперечисленные мероприятия необходимо осуществить за счет средств бюджета Республики Башкортостан (20 %) и собственных средств предприятия (80 %).

На предприятиях Компании необходимо продолжать успешное внедрение инновационных разработок в области безопасности, реализацию мероприятий по предупреждению несчастных случаев и профессиональных заболеваний на производстве, усиление контроля над соблюдением требований в области безопасности производства и охраны труда.

Вся деятельность Компании должна быть направлена на то, чтобы полностью исключить травматизм со смертельным исходом на производстве и снизить производственный травматизм в ближайшие три года на 25 %.[46]

Политика ОАО АНК «Башнефть» в области промышленной безопасности и охраны труда подразумевает активное участие в ее реализации сотрудников всех уровней. В Компании необходимо проводить обучающие семинары и аттестация работников по вопросам промышленной безопасности. Функциональной стратегией в области ОТПБиЭ ОАО АНК «Башнефть» на 2010–2013 годы предусмотрено создание системы корпоративной культуры в области безопасности и охраны труда.

На предприятиях ОАО АНК «Башнефть» ежегодно необходимо проводить конкурсы профессионального мастерства, в которых обязательным критерием будет являться выполнение требований и норм охраны труда и промышленной безопасности. Должны как минимум раз в год проводиться соревнования по пожарно-прикладным видам спорта среди добровольных пожарных дружин производств и отделов, соревнования операторов по добыче нефти и газа, операторов товарных.

3.3 Топливно-энергетический баланс как инструмент совершенствования процесса поддержки принятия решений по управлению топливно-энергетическим комплексом Республики Башкортостан

Важнейшей задачей по повышению эффективности принимаемых решений при управлении отраслями топливно-энергетического комплекса республики Башкортостан является обеспечение информационной поддержки этого процесса. Для совершенствования этого процесса представлен подход к интеграции информационных ресурсов по показателям топливно-энергетического баланса Башкортостана. В основу организации информации положена концепция хранилищ данных и систем автоматизации поддержки принятия решений на их основе. Создана среда для информационной поддержки управления топливно-энергетическим комплексом Башкортостана.

На современном этапе проблемы ведения баз данных на разных уровнях управления перестали быть непреодолимыми. Более того, разработана концепция хранилища данных – архитектуры построения корпоративных информационных систем, получившая развитие вследствие желания конечных пользователей иметь непосредственный единообразный доступ к необходимым им данным, источники происхождения которых организационно и территориально распределены, а анализ которых может способствовать принятию эффективных решений. В этом контексте наиболее актуальной проблемой является обеспечение интегрированного взгляда на сложный объект управления в целом, комплексного анализа собранных о нем сведений и извлечение из огромного объема детализированных данных некоторой полезной информации - знаний о закономерностях его развития. Созданная корпоративная информационно-аналитическая система по топливно-энергетическому балансу (ИАС ТЭБ) республики Башкортостан ориентирована на упорядочение и интеграцию информации по источникам и потребителям топливно-энергетических ресурсов с целью оптимизации управления топливно-энергетическим комплексом (ТЭК).

Цель создания системы - повышение эффективности управления ТЭК республики Башкортостан за счет организации аналитической обработки информации по производству, покупке, реализации и потреблению первичных и вторичных топливно-энергетических ресурсов.

Основные задачи использования ИАС – энергоресурсосбережение, формирование обоснованных тарифов, планирование потребления, энергетическая безопасность республики, оптимальное использование источников теплоснабжения, контроль использования бюджетных средств. ИАС ТЭБ предназначена для формирования и ведения интегрированной базы данных по топливно-энергетическому балансу на основе современных компьютерных средств и для обеспечения необходимой информационной поддержки управления топливно-энергетическим комплексом Башкортостана. В настоящее время в различных организациях поддерживаются разрозненные сведения по составляющим топливно-энергетического баланса. При этом имеют место двойной учет потребления ресурсов, несогласованные классификации потребителей, отсутствие достаточной статистической информации, а также отсутствие возможности удовлетворения реальных потребностей в отдельных видах топливно-энергетических ресурсов. По имеющимся отчетным документам составить представление о состоянии целостного баланса не представляется возможным. Поэтому важнейшей задачей по повышению эффективности принимаемых решений при управлении ТЭК республики Башкортостан является обеспечение информационной поддержки этого процесса.[49]

Проектирование интегрированного хранилища данных (ХД) выполнено на основе анализа бизнес-процессов, имеющих место в процессе управления ТЭК. В соответствии с выявленными бизнес-понятиями и бизнес-событиями предметной области спроектировано ХД. Хранилище данных

предназначено для накопления ежегодной информации по производству, покупке, реализации и потреблению первичных и вторичных топливно-

энергетических ресурсов (отдельных видов топлива, электрической энергии и тепловой энергии) по организациям ТЭК республики: включая энергоснабжающие организации; организации, производящие тепловую энергию для собственных нужд (включая мелких коммунально-бытовых потребителей с годовым потреблением природного газа более 10 тыс. м.); организации, использующие топливо на технологию и транспорт; организации, занимающиеся добычей и поставкой топлива. К характерным особенностям модели построенного хранилища данных можно отнести следующие:

- учет показателей по уровням иерархии ТЭК республики с возможностью агрегации информации до уровня муниципального образования и республики в целом;

- возможность хранения информации, полученной из различных источников, с автоматической подстановкой значений на основе заданной приоритетности источников;

- организация интеграции сведений по всем показателям баланса в едином хранилище данных.

На основе накопленной информации составляются балансы по электрической энергии, тепловой энергии и отдельным видам топлива. При этом поддерживается информация по категориям производителей ресурсов, группам потребителей, отраслям народного хозяйства (промышленность, транспорт, сельское хозяйство, строительство, жилищно-коммунальное хозяйство), муниципальным образованиям.

В основе структуры ХД лежит три информационных объекта типа «звезда» (так называемые аналитические витрины), включая показатели по территориальным образованиям, организациям ТЭК и котельным. Для консолидации информации в системе поддерживаются реестры организаций ТЭК и котельных Башкортостана.

Система загрузки информации обеспечивает ввод в хранилище данных информации, предоставленной организациями, связанными с учетом топливно-энергетических ресурсов региона, включая Комитет государственной статистики ОАО «Башкирэнерго»; управление жилищно-коммунального хозяйства; администрации муниципальных образований. Отработанная технология сбора данных обеспечивает взаимодействие с организациями ТЭК посредством:

- специально разработанных бумажных форм, подготавливаемых на основе регистрационных сведений хранилища данных;

- электронных форм, распространяемых по электронной почте;

- форм ввода, выложенных на сайте сети.

Интернет с обеспечением контроля целостности заполнения данных на рабочем месте источника.

Поддержка принятия решений по оценке состояния ТЭК осуществляется на основе многомерной аналитической обработки информации. Над разработанной моделью хранилища данных организован интерфейс многомерной аналитической обработки информации для определения агрегированных показателей ТЭБ по территориям и отдельным организациям. При этом анализ информации выполняется в следующем базисе измерений: Показатель баланса с учетом вида ресурса, категории производителей, группы потребителей; Поставщик с уровнями обобщения «котельная – организация ТЭК- муниципальное образование - республика в целом»;отрасль народного хозяйства; источник информации; время («год-квартал»).

В процессе навигации по направлениям консолидации информации в аналитической модели «налету» выполняется определение агрегированного значения показателя для соответствующего уровня иерархии ТЭК.

Разработанная аналитическая информационная модель позволяет оперативно агрегировать исходную информацию по нескольким направлениям консолидации, включая территорию, время. Содержательная сторона анализа (набор показателей) обеспечивается за счет организации в многомерной аналитической модели ряда относительных показателей, благодаря чему становится возможным сравнительный анализ объектов (территорий, организаций ТЭК, видов ресурсов и т.д.). При этом используются методы интеллектуального анализа данных.

Цель их применения заключается:

- в оценке эффективности производства тепловой энергии в Башкортостане;

- в выявлении аномальных явлений, диспропорций и точек роста по определенным показателям ТЭБ;

- в возможности определения эталонных зон для контроля за тарифами на энергоресурсы.

В частности, применение методов снижения размерности признакового пространства позволяет выполнить анализ производства и отпуска тепловой

энергии в республике Башкортостан по ряду показателей, включая удельный расход энергоресурсов, относительные потери тепловой энергии в сетях и т. п.

Данная визуализация позволяет получить комплексную и наглядную оценку состояния территорий по анализируемым показателям с целью выявления групп объектов и аномалий. Дополнение исследования кластерным анализом позволяет выделить классы объектов для определения так называемых эталонных зон теплоснабжения. Целью данного исследования является определение обоснованного удельного расхода энергоносителей и использование этой информации Республиканской службой тарифов.[50]

Выявленные «узкие места» в организации теплоснабжения области являются основанием для проведения аудита энергоснабжающих организаций. Принятие данных решений является прерогативой Росэнергонадзора, Республиканской службы тарифов. Основными целями аудита является выявление недостоверности представленных данных («приписок»), неэффективности работы источников, неоптимального размещения и функционирования оборудования ТЭК.

Для руководства разработана система регламентированных отчетов, поддерживающая генерацию сводных фактических балансов производства и

потребления электрической энергии, тепла и отдельных видов топлива по области в целом и муниципальным образованиям. Кроме того, выполнен анализ работы котельных области. В основу создания корпоративной информационной системы положен комплекс инструментальных средств автоматизации поддержки принятия решений ИнфоВизор.

Разработанный подход к интеграции данных по топливно-энергетическому балансу региона позволяет решать следующие задачи:

- организацию многомерной оценки функционирования топливно-энергетического комплекса Башкортостана, включая эксплуатацию источников энергоснабжения, расход топливно-энергетических ресурсов, бюджетных средств, оценку потенциала энергосбережения. При этом предполагается использовать средства прикладной статистики и интеллектуального анализа данных;

- создание информационно-поисковой системы по организациям ТЭК области, включая паспортизацию котельных;

- исследование подходов к прогнозированию потребностей и возможностей получения топливно-энергетических ресурсов (применение средств пространственного анализа данных с использованием геоинформационного интерфейса позволит решить задачу прогнозирования более эффективно);

- создание системы отчетов для решения задач оценки и планирования балансов с разработкой программных средств для регулярной автоматической их публикации;

- расчет и контроль тарифов на энергетические ресурсы в республике с использованием информации, накапливаемой в хранилище данных; информационную поддержку тарифной политики;

- организацию информационного пространства для работы ситуационного центра как инструмента регулирования энергетики в Башкортостане с привлечением информации по социально-экономическому положению региона.

Разработано типовое решение для Башкортостана, позволяющее организовать многоаспектную информацию по показателям ТЭК с необходимыми уровнями иерархии управления в едином хранилище данных с целью автоматизированной поддержки принятия решений.[51]

Выводы по третьему разделу

Инновационное развитие энергетического комплекса – одно из основополагающих условий обеспечения и поддержания экономического роста. Энергетическая безопасность как одна из составляющих экономической безопасности характеризует способность государства удовлетворять потребности экономики в топливно-энергетических ресурсах. Под энергетической безопасностью понимается состояние защищенности населения, государства, включая его экономическую систему, от угроз появления дефицита в обеспечении обоснованных потребностей в энергии экономически доступными энергетическими ресурсами приемлемого качества, от угроз нарушения бесперебойности энергоснабжения.

Основными направлениями государственной политики, определяющими инновационное развитие, являются:

разработка отраслевой технологической политики, в рамках которой должны быть обозначены приоритетные направления, цели и приемлемые временные рамки технологического развития отрасли;
разработка и реализация системы мер, направленных на ускорение модернизации производств и развитие инновационной деятельности предприятий;
развитие отраслевой экспертной инфраструктуры, объединяющей отраслевые научные организации, независимые исследовательские центры, развивающей кооперацию с международным научным и исследовательским сообществом;
создание реестра инновационных проектов в энергетической сфере с оценкой их актуальности с точки зрения приоритетов отраслевой технологической политики;
создание информационной инфраструктуры рынка инноваций и другие направления.

Особенностью отраслей нефтедобывающей и нефтеперера-батывающей отрасли является непосредственное воздействие на окружающую среду в процессе извлечения топлива и его сжигания, причем происходящие изменения являются весьма негативными. Охрана труда, обеспечение промышленной и экологической безопасности в Республике Башкортостан является несомненным приоритетом для современной нефтегазовой компании.

Заключение

Актуальность проблемы выявления закономерностей и особенностей развития топливно-энергетического комплекса в Республике Башкортостан, разработка направлений повышения его эффективности, а также недостаточная степень ее разработанности определили выбор темы моей дипломной работы.

О мощности комплекса свидетельствует уже то, что его доля в общереспубликанском объеме отгруженной продукции составляет до 50 %; полученной прибыли – около 70 %; поступлений в консолидированный бюджет республики – порядка 40 %; инвестиций в основной капитал – свыше 30 %; валютных поступлений – более 80 %. ТЭК республики Башкортостан является также весомой составной частью национальной экономики России.

Производственно-технологический потенциал республиканского ТЭК – один из самых мощных в России и охватывает энергетику, нефтедобывающие, нефтеперерабатывающие, нефтехимические производс-тва, магистральный трубопроводный транспорт газа, нефти и нефтепродуктов.

Башкортостан входит в десятку крупнейших нефтедобывающих регионов России, хотя и перестал играть определяющую роль в балансе нефтедобычи страны. Среди основных добывающих регионов России по объему извлеченной нефти республика переместилась с третьего места в 1993 году до седьмого в 2008 году.

Республика занимает ведущие позиции по глубине переработки нефти. При среднероссийском показателе 72 % в Башкортостане он состав-ляет 82,3 %. Кроме того, Башкортостан — лидер в стране по объему переработки нефтяного сырья и производству светлых нефтепродуктов. За весь период эксплуатации месторождений всего из недр добыто более 1,5 млрд. тонн нефти

Последние десять лет республика находилась на четвертом месте по добыче естественного газа. Однако ее доля в общероссийском объеме исчислялась лишь 2 %.

К сожалению, существует ряд проблем, сдерживающих развитие топливно-энергетического комплекса в республике Башкортостан:

- высокая (около 40 %) степень износа основных фондов. Ввод в действие новых производственных мощностей во всех отраслях ТЭК сократился за девяностые годы от 2 до 6 раз, практика продления ресурса оборудования закладывает будущее отставание в эффективности производства;

- несоответствие производственного потенциала ТЭК Башкортостана мировому научно-техническому уровню;

- отставание развития и объективный рост затрат на освоение перспективной сырьевой базы добычи углеводородов, и особенно в газовой отрасли;

- сохраняющаяся высокая нагрузка на окружающую среду и другие проблемы.

Естественно, что эти проблемы не могут решаться в отрыве друг от друга. Частичные меры лишь усугубляют ситуацию, порождают новый кризис. Все решения нужно принимать строго в рамках общеэнергетической стратегии, основная цель которой – энергетическая безопасность Башкортостана, повышение эффективности экономики и конкурентоспособности страны в целом.

В аналитической части дипломной работы рассматриваются такой ключевой аспект как анализ производственно-хозяйственной деятельности предприятия. Результирующим показателем проработки теоретической и аналитической части данного дипломного проекта следует считать проектную часть по разработке путей совершенствования топливно-энергетического комплекса Республики Башкортостан, здесь были рассмотрены усиление экологической безопасности, инновационный путь развития в энергетике и топливно-энергетический баланс как инструмент совершенствования процесса поддержки принятия решений по управлению топливно-энергетическим комплексом.

В настоящее время особо остро стоит проблема охраны окружающей среды в нефтяной промышленности. В проектной части дипломной работы сформулированы предложения по внедрению мер, снижающих негативные последствия нефтедобычи и нефтепереработки.

Также предложены инновационные направления развития энергетической отрасли, перечислены возможности, которые могут быть реализованы только в условиях инновационной экономики, обеспечивающей непрерывную модернизацию энергетики.

Кроме того, в проектной части дипломной работы рассмотрен топливно-энергетический баланс как необходимый инструмент совершенствования процесса поддержки принятия решений по управлению топливно-энергетическим комплексом Республики Башкортостан. Разработано типовое решение для Башкортостана, позволяющее организовать многоаспектную информацию по показателям ТЭК с необходимыми уровнями иерархии управления в едином хранилище данных с целью автоматизированной поддержки принятия решений.

В целом, представленная дипломная работа характеризуется весьма рациональным и целесообразным сочетанием теоретической, аналитической и проектной частей. Таким образом, цель данной работы, заключавшаяся в поиске путей совершенствования топливно-энергетического комплекса Республики Башкортостан выполнена, задачи представленные в работе решены.

Список использованных источников

1 Абалкин, Л.И. Национальная экономика : учебное пособие / Л.И.Абалкин – 2-е изд. – М. : Просвещение, 2007. – 320 с.- ISBN 5-7853-0670-0

2 Андреев, А.И. Население и хозяйство России : учебное пособие / А.И. Андреев -М. : ИНФРА-М, 2006.- 480 с. - ISBN 7-269-06575-5

3 Лапаева, М.Г. Основные этапы формирования и развития топливно-энергетического комплекса в России/ М.Г. Лапаева – Режим доступа http://www.osu.ru/doc/

4 Лапаева, М.Г. Экономика Оренбургской области : Монография/ М.Г. Лапаева – М. :Газпромпечать, 2006 г. – 468с.

Алекперов, В.К. Заглядывая в будущее -Газ России//Эксперт.-2010. 11с.

6 Лапаева, О.Ф.Трансформация энергетического сектора/ О.Ф. Лапаева - [Электронный ресурс] - 2010.– Режим доступа: http://www.osu.ru/doc/

7 Ильин, А. И. Планирование на предприятии : учеб. пособие : в 2 ч. / А. И. Ильин [и др.] ; под общ. ред. А. И. Ильина. - Минск : Новое знание, 2010. - Ч. 2.: Тактическое планирование. - 416 с. - ISBN 985-6516-19-6.

8 Лапаева, М.Г. Развитие газовой промышленности в России / М.Г. Лапаева // Проблемы теории и практики промышленности. – 2008. - № 1.- С. 196.

9 Диденко, Т.В. Средства производства и технический прогресс на предприятиях нефтяной и промышленности: учеб. пособие/ Т.В. Диденко. - 2-е изд., испр. - М. : ИД ФБК-ПРЕСС, 2010. - 512 с. - ISBN 5-8813-042-7.

10 Инженер-200. Когда Земля теряет кровь [Электронный ресурс] // Инженер. - 2008. - №36 (391). – Режим доступа: http://www.engeneer.ru/.

11 Федеральная служба государственной статистики [Электронный ресурс]: 2011 г. – Режим доступа: http://www.gks.ru/

12 Республиканское энергетическое агентство [Электронный ресурс]: 2011 г. – Режим доступа: http://omrpublic.iea.org

13 Добыча нефти. Взгляд в будущее [Электронный ресурс]: 2011 г. – Режим доступа: http://enc.fxeuroclub.ru/391/

14 Периодические обзоры. Проблемы топливно-энергетического комплекса. [Электронный ресурс]: 2011 г. – Режим доступа: http://www.dcenter.ru/

15 Кудинов, А. Н. Фрактальная модель динамики цен на топливно-энергетические ресурсы в период 2008 – 2009 годов и прогноз цен на ее основе/ А. Н. Кудинов //Финансы и кредит. - 2009 г. - №28 (В) Библиогр.: с15(6 назв) - С. 12-15. - ISBN 5-88595-141-4

16 Александров, В.П. Россия – ОПЕК: виток ходьбы вокруг партнерства/ В. Александров // Рынок ценных бумаг. – 2009 г. - №16. - ISBN 5-247-00641-0

17 Годин, В. Управление нефтяными ресурсами : 17-модульная программа для менеджеров «Управление развитием организации» : модуль 17 / В. В. Годин [и др.]. - М.: ИНФРА-М, 1999. - 432 с. - ISBN 5-16-000291-Х.

18 Официальный сайт ОАО «Башкирэнерго» [Электронный ресурс]: 2011. – Режим доступа: http://www.bashkirenergo.ru/

19 Отчет эмитента [Электронный ресурс]: 2011. – Режим доступа: http://www.nslvtec.ru/taxonomy_menu/3/46/49

20 Компания ОАО «СНОС» [Электронный ресурс]: 2011. – Режим доступа: http://www.bfm.ru/yellowpages/companies/salavatnefteorgsintez

21 Шеремет, А. Управленческий учет [Электронный ресурс] / А.Шеремет, С. Анохин. - Режим доступа: http://crisis.engec.ru/bankrot5.htrn

22 Крылов, Э. И. Анализ финансового состояния предприятия : учеб. пособие : в 2 кн./ Э.И. Крылов. - 2-е изд. - М. : ВЛАДОС, 2006. - Кн. 1. - 656 с. – ISBN 5-691-00005-5.

23 Ионова, А. Ф. Экономическая теория : учеб. пособие : в 2 кн./ А. Ф. Ионова. - 3-е изд. - М. : ПРОСВЕЩЕНИЕ, 2006. - Кн. 1. - 554 с. – ISBN 5-691-06005-7.

24 Глазунов, А. Н. Финансовый анализ в управлении доходом предприятия : учеб. пособие : А. Н. Глазунов. - М. : ВЛАДОС, 2008. - 656 с. – ISBN 8-691-0805-4.

25 Ковалев, В. В. Финансовый анализ: учеб. пособие / В.В. Ковалев - М. : ИНФРА-М, 2009. - 656 с. – ISBN 5-443-02045-56.

26 Любушин, Л.В. Анализ финансово-хозяйственной деятельности предприятия / Л.В. Любушин [и др.]. - 4-е изд., перераб. и доп. - М. : Дело и сервис, 2008. - 304 с.-ISBN 5-8018-0003-4

27 Дашков, К.В. Комплексный анализ бухгалтерской отчетности / К.
В. Дашков [и др.]. - 3-е изд. - М. : Константа, 2009. - 400 с.-ISBN 5-4058-0553-6.

28 Балашев, В. Экономика и у правление на предприятии: основные методики и проблемы [Электронный ресурс] / В. Балашев, С. Анохин. - Режим доступа: http://crisis.engec.ru/bankrot5.htrn,

29 Свот – анализ [Электронный ресурс]: 2011. – Режим доступа: http://marketolog.biz/swot-page-50.html

30 ТЭК Башкортостана [Электронный ресурс]: 2011. – Режим доступа: http://propel.ru/slovar/swot.php

31 Рынок Республики Башкортостан [Электронный ресурс]: 2011. – Режим доступа: http://myv.wikipedia.org/wiki

32 ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ» [Электронный ресурс]: 2011. – Режим доступа: http://www.nslvtec.ru/

33 Обзор рынка топливно-энергетического комплекса [Электронный ресурс]: 2011. – Режим доступа: www.oilmarketreport.org

Лебедев, Д. Управление затратами на предприятии [Электронный ресурс] / Д. Лебедев. - Режим доступа: http://crisis.hovop.ru/bankrot5.htrn,
Бурмистова, Л. Финансовый менеджмент / Л. Бурмистова // Проблемы теории и практики управления. – 2008. - № 9.- С. 90-96.
Молотков Ю. И. Энергетическая стратегия России / Ю. Молотков // ЭКО. – 2009. - № 6.- С. 46-99.
Пляскин, Н. Энергоснабжение в Республике Башкортостан / Н.Пляскин // ЭКО. – 2009. - № 1.- С. 90-98.
Садыкова, А. Реформа энергетики: как направить ее во благо / А. Садыкова // Еженедельная газета республиканского отделения Российской Академии наук. – 2009. - № 1.- С. 8-10. Еженедельная газета республиканского отделения Российской Академии наук
Дробозин, А. Финансы / А. Дробозин // Проблемы теории и практики управления. – 2008. - № 1.- С. 36-50.
Баранова, А.Д. Экономический анализ : учеб. пособие / А. Д. Баранова. - 2-е изд., испр. - М. : ИД ФБК-ПРЕСС, 2009. - 467 с. - ISBN 5-98178-047-6.
Сафонов, В.С. Теория и практика анализа риска в газовой промышленности / В.С. Сафонов. - 4-е изд., испр. - М. : Просвещение, 2008. - 233 с. - ISBN 6-67106-748-4.
Доломатова, А. И. Экология переработки углеводородных систем: учеб. пособие : в 2 ч. / А. И. Доломатова [и др.] ; под общ. ред. А. И. Доломатовой. - Минск : Новое знание, 2009. - 416 с. - ISBN 846-651-99-6.
Коровкин, В. Приоритеты в развитии ТЭК / В. В.Коровкин - М.: ИНФРА-М, 2009. - 362 с. - ISBN 6-16-070971
Лебедев, В.Г. Управление затратами на предприятии : учеб. пособие / В. Г. Лебедев [и др.] ; под общ. ред. Г. А. Краюхина. - 2-е изд., перераб. и доп. – СПб. : Бизнес- пресса, 2006. - 256 с. - ISBN 5-8110-0061-8.
Попов, В.М. Развитие ТЭК : учебник / В. М. Попов, С.П. Ляпунов. - М.: Новое издание, 2008. - 475 с. : ил. - ISBN 5-229-02153-5.
Макова, М. Ф. Региональная экономика : учеб. пособие : в 2 кн./ М. Ф. Макова. - 2-е изд. - М. : ВЛАДОС, 2009. - Кн. 1. - 236 с. – ISBN 5-631-03545-8.
Алексеева, Л. В. Инновации в развитии региона : учеб.-
метод. пособие / Л. В. Алексеева. - М. : ЭКО, 2008. - 341 с. - ISBN 5-576-47639-4.
Эксперт-200. Крупнейшие нефтяные компании России. Проблемы развития [Электронный ресурс] // Эксперт. - 2008. - №36 – Режим доступа: http://www.raexpert.ru/.
Эксперт-200. Совершенствование отрасли. Топливная промышленность в России [Электронный ресурс] // Эксперт. - 2009. - №14 (291). – Режим доступа: http://www.raexpert.ru/.
Иванов, А. К. Планирование в регионе : учеб. пособие : в 2 ч. / А. К. Иванов [и др.] ; под общ. ред. А. К. Иванова. - Минск : Новое знание, 2008. - Ч. 2.: Тактическое планирование. - 213 с. - ISBN 545-3536-60-9

Приложение А

(справочное)

Размещение энергетики в Республике Башкортостан

Приложение Б

(справочное)

Производственная структура ОАО «Башкирэнерго»

Скачать: dipl.rar

Категория: Дипломные работы / Дипломные работы по экономике

Уважаемый посетитель, Вы зашли на сайт как незарегистрированный пользователь.
Мы рекомендуем Вам зарегистрироваться либо войти на сайт под своим именем.

Привет студент