авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 10 |

«Российская Академия наук Кольский научный центр Институт экономических проблем Селин В.С., Цукерман В.А., Виноградов А.Н. ...»

-- [ Страница 2 ] --

Поставленная проблема относится к числу многокритериальных, слабо структуризованных задач. Вряд ли реально говорить здесь о возможности выбора какого-либо единственного критерия для ее решения. В самом деле, если принять в качестве критерия максимизацию удовлетворения потребности народного хозяйства в сырьевых и топливных ресурсах, то последующий за этим стремительный рост затрат вряд ли оправдает целесообразность такого выбора. Более того, по своей сути подобные критерии могут быть и независимы друг от друга. Так, чисто экономическое стремление к минимизации издержек на покрытие внутренней потребности может сочетаться с тяготением к росту экспортных поставок по иным (экономическим, социальным, политическим и др.) соображениям.

С учетом падения эффективности во времени в рамках традиционных технологий мероприятий по добыче и переработке сырья и топлива, их экономии и использования вторичных ресурсов изменение соотношения затрат и результатов в обеспечении экономики топливно-сырьевыми ресурсами имеет вид логарифмической кривой. Народное хозяйство заинтересовано в том, чтобы точка, отражающая эффективность сложившейся в данный момент структуры обеспечения, находилась в той части кривой, где каждой единице приращения затрат отвечает не меньшее определенного значения приращение результата.

Для перевода ее на эту часть кривой в сложившейся ситуации и с учетом приведенных соображений сейчас необходимы быстрое развитие ресурсосбережения, использование вторичных ресурсов и импорта. Такой стратегии следует придерживаться до того момента, когда затраты на единицу сбереженной или произведенной этими путями топливно-сырьевой продукции будут приближаться к предельным затратам на получение первичного сырья.

Эта стратегия требует регулирования на самом высоком народнохозяйственном уровне, так как для ее осуществления необходимо обеспечение условий для перераспределения средств между отраслями при большом числе внеотраслевых эффектов. Иначе говоря, необходимо стимулировать направление средств, исходя из величины затрат и эффектов, времени их получения, количества получаемого или сберегаемого сырья для достижения баланса в обеспечении по возможности на более низкой части кривой.

Однако рост абсолютной потребности, снижение эффективности использования вторичных ресурсов и ресурсосбережения будут сдвигать точку баланса в верхнюю часть кривой - зону низкой эффективности. Для выхода из нее нужен переход на принципиально новую в технологическом отношении траекторию обеспечения сырьем и топливом. Такой переход требует разработки и развития комплекса новых технологий производства, использования и транспортировки топливно-сырьевых ресурсов. Здесь также необходимо составление перечня различных проектов, позволяющих перейти на новую траекторию, ранжированных по затратам, времени и количеству получаемых при их осуществлении ресурсов [6].

Такие проекты могут быть также осуществлены в различных областях:

принципиально новые методы добычи и переработки (геотехнологии, железомарганцевые конкреции Мирового океана и т.д.);

развитие автоматизации и роботизации, позволяющие перейти к разработке высокоэффективных месторождений в экстремальных природных условиях;

развитие технологий, позволяющих принципиально изменить структуру использования полезных ископаемых, и т.д. Необходимо создать специальный фонд для осуществления таких проектов, куда следует направлять часть средств, получаемых в результате перестройки системы обеспечения сырьем и топливом (как видно из приводившихся выше примеров, на определенных стадиях такой перестройки могут быть высвобождены значительные средства). Выделение средств на осуществление проектов и определение их доли от эффектов реализации мероприятий по перестройке должны базироваться на хорошо проработанных технологических прогнозах, существенно опережающих текущие производственные решения. Основная цель реализации этих проектов - переход на качественно новую структуру обеспечения экономики сырьем и топливом.

Экономика нашей страны уже на протяжении нескольких десятилетий находится в зависимости от добычи и экспорта нефти и газа. Открытие в 60-70-х годах XX в. уникальных месторождений на территории Западной Сибири положило начало такому бурному росту добычи углеводородов, который существенно опережал рост потребности страны в нефтегазовых ресурсах. В результате этого в 80-е годы СССР стал одним из крупнейших в мире экспортеров нефти и газа. Под поставки углеводородов из Советского Союза в страны Западной Европы заключались грандиозные контракты, например "Газ трубы" и др. [7].

Сверхдоходы от экспорта углеводородного сырья, дешевизна энергетических ресурсов для внутренних потребителей составляли одну из основ социально-экономического развития страны. Судьба научно-технического прогресса едва ли не в решающей степени зависела от поступления «нефтегазовой» ренты: практически все высокотехнологичные отрасли промышленности концентрировались в рамках оборонного комплекса, который отвлекал на себя огромные ресурсы, но при этом не давал адекватной отдачи для экономики. Проблема состояла в том, что создаваемые в оборонном комплексе новые технологии в большинстве своем не имели двойного применения, они так и оставались достоянием «оборонки», не находя себе дорогу в гражданские отрасли экономики. Не случайно поэтому валютная выручка от продаж углеводородного сырья в значительной степени использовалась для закупки за рубежом материалов и оборудования, необходимых самой нефтегазовой промышленности.

Динамика развития нефтегазового сектора в СССР создавала определенные предпосылки для возникновения, так называемой, "голландской болезни". Хотя механизм ее развития в условиях планового хозяйства заметно отличался от того, как она протекает в странах с рыночной экономикой. Низкая конкурентоспособность отечественных производителей была обусловлена их изоляцией от мирового рынка, жесткой директивной направленностью развития каждой отрасли народного хозяйства и каждого предприятия, а не ростом курса национальной валюты в связи с быстрым увеличением экспорта сырьевых товаров. Именно это было характерно для Голландии 70-х годов прошлого века после открытия и начала эксплуатации гигантского газового месторождения Гронингем.

Теоретически симптомы "голландской болезни" могли проявиться в российской экономике середины 90-х годов после обретения государственного суверенитета и начала проведения радикальных рыночных реформ. Не секрет, что в переходный период зависимость национального хозяйства от положения дел в нефтегазовом секторе не только не уменьшилось, но и значительно выросла. Но ведущие специалисты считают, что мы имеем дело совсем не с симптомами этой болезни [7].

Кризис переходного периода имеет совсем другие корни - финансовые, инвестиционные. Форсированное экстенсивное развитие нефтегазовой промышленности в советские времена привело к тому, что на определенном этапе рентабельность добычи углеводородного сырья стала быстро снижаться.

Между тем потребности экономики и социальной сферы в финансовых ресурсах продолжали расти прежними темпами. В 1986 г. произошло примерно двукратное падение мировых цен на нефть, и это нанесло едва ли не смертельный удар по финансовой сбалансированности советской экономики. В 1989 г. начался устойчивый спад добычи нефти в стране, который был вызван острым дефицитом инвестиций в отрасли и который усугубил финансовую несбалансированность в масштабах народного хозяйства. В конце концов наступил такой момент, когда эта несбалансированность приобрела критический характер и возникла крайняя необходимость изменения самих принципов функционирования всей экономической системы. Так начался переход к рынку, на раннем этапе которого продолжалось падение физических объемов производства в нефтегазовом секторе. Однако спад в других отраслях экономики - из-за их полной неподготовленности к работе в рыночных условиях - был еще более внушительным, почти катастрофическим. Поэтому влияние нефтегазового сектора на экономику страны, на динамику бюджетных доходов резко усилилось. Нефтегазовый сектор наряду с другими немногочисленными отраслями топливно-энергетического комплекса остался едва ли не единственным островком стабильности в российской экономике.

Однако в самом секторе накапливались проблемы системного характера.

Постоянно снижалась обеспеченность запасами ведущих компаний и нефтегазового сектора в целом. За 15 лет реформ она снизилась более чем в два раза, до 7-9 лет. Но самое сложное положение складывается в инновационной сфере, что обусловило отставание в процессах добычи по многим технологическим параметрам на суше, не говоря уже о морских проектах.

В последние 10 лет основная часть капиталовложений в нефтегазовом секторе осуществлялась за счет собственных средств предприятий и компаний.

Такого нет нигде в мире. Финансовые ресурсы для инвестиций в значительной степени привлекаются со стороны: либо через фондовый рынок (эта форма доминирует, например, в США и Великобритании), либо через банковскую систему (как в Японии, Южной Корее и ряде европейских стран).

Соответственно расширяются инвестиционные возможности нефтегазовых компаний. Последние, в свою очередь, покупая продукцию и услуги материально-технического назначения, финансируют инвестиционный процесс в других отраслях экономики. Поскольку российские нефтегазовые компании вынуждены ограничиваться преимущественно собственными средствами, постольку и объемы инвестиций оказываются слишком малыми, и стимулирующая роль таких капиталовложений для развития национальной экономики (и ее инновационного сектора) оказывается слишком слабой. Этим во многом обусловливается дефицит новых отечественных нефтегазовых технологий.

2.3. Усиление инновационных факторов в развитии нефтегазового сектора Российские производители вольно или невольно вынуждены участвовать в конкурентной борьбе и на своей территории, и за ее пределами, а следовательно, вынуждены присоединиться к той "перманентной технологической революции", которая происходит в мировой нефтегазовой промышленности.

Подрыв научно-инновационного потенциала непосредственно обусловлен в основном двумя причинами:

1) беспрецедентным сокращением государственного финансирования всего комплекса отраслей, отвечающих за научно-технический прогресс (включая фундаментальную и прикладную науку, высокотехнологичные отрасли промышленности);

2) крайне низким уровнем спроса на наукоемкую продукцию со стороны ее конечных потребителей – предприятий и компаний нефтегазового сектора.

В условия перехода к рыночным отношениям централизованная система НИОКР должна быть заменена рынком инновационных ресурсов. Однако для становления полноценного рынка инноваций требуется длительное время.

Инновационный сегмент в современной рыночной экономике является одним из наиболее сложных и слабоструктурированных сегментов. В нем задействовано множество разнообразных и разнотипных инструментов: коммерческие и некоммерческие исследовательские организации, инженерно-конструкторские и внедренческие фирмы, крупные корпорации и небольшие компании (например, в производстве оборудования и материалов), финансовые институты, государственные структуры и др.

Сейчас особую актуальность приобрел вопрос о выборе дальнейших путей, целей и приоритетов развития российской экономики. И очень жаль, что поиск ответов на эти вопросы сейчас пошел по пути построения слишком уж упрощенной альтернативы, содержащей два варианта. Стала широко распространенной точка зрения, что дальнейшее развитие российской экономики возможно [7]:

- либо, как и прежде, на основе использования сырьевого потенциала, в первую очередь нефтегазовых ресурсов;

либо на основе опережающего роста наукоемкого, высокотехнологичного сектора.

При этом многие считают и пытаются доказать, что первый путь является ущербным, ведущим к технологическому отставанию России от развитых стран мира, к усилению нашей экономической зависимости. Второй путь в современных условиях априори расценивается как более предпочтительный, поскольку связан, прежде всего, с использованием интеллектуального потенциала страны.

Рассуждая о выборе приоритетных путей развития национальной экономики и о том, какую роль в этом развитии должен играть нефтегазовый сектор, нужно иметь в виду и тщательно анализировать весь комплекс экономических, политических и социальных условий, а не прибегать к прямолинейным межстрановым сопоставлениям. Совершенно очевидно, что Россия никогда не сможет полностью повторить ни путь Кувейта, ни путь Норвегии со всеми их достижениями и неудачами. Эти две очень разные страны имеют одно общее отличие от России. Объемы добычи углеводородного сырья в расчете на душу населения в этих странах многократно больше, чем у нас: в Кувейте добывается примерно 55 т нефти и газа (в нефтяном эквиваленте) в расчете на одного жителя, в Норвегии – 47, а в России – всего лишь 6 т.

Соответственно Россия никогда не сможет получать сопоставимые по величине среднедушевые доходы от добычи и экспорта углеводородов. Соответственно и общая динамика экономического развития России в нормальных (некризисных) условиях никогда не будет находиться под столь же сильным непосредственным влиянием нефтегазового сектора, как развитие экономики Кувейта или Норвегии. Поэтому нельзя ожидать, что Россия столкнется с теми же проблемами и в тех же масштабах, что и Кувейт, или сможет добиться таких же экономических результатов от развития нефтегазового сектора, что и Норвегия.

Сказанное не означает, что можно игнорировать опыт других стран, этого делать нельзя, но нельзя также проводить какие-то прямые параллели.

С другой стороны, по условиям развития нефтегазовой промышленности наша страна тоже заметно отличается от Норвегии. С одной стороны, Россия имеет более чем 100-летнюю историю нефтедобычи. У российских нефтяников и газовиков накоплен огромный опыт освоения месторождений, причем в самых разнообразных природно-климатических и геологических условиях. В стране работают десятки машиностроительных заводов и научно-технологических центров, обеспечивающих функционирование нефтегазового сектора. А с другой стороны, есть масса нерешенных проблем, обусловленных переходным периодом и тем балластом ошибок, который образовался за годы плановой экономики.

Поэтому будущие пути инновационного развития нефтегазового сектора в России во многом предопределяются той негативной ситуацией, которая сложилась к настоящему времени. Развитие нефтегазового сектора в нашей стране тормозится двумя дефицитами: дефицитом инвестиций и дефицитом новых технологий.

В последние 5 лет вопрос с привлечением инвестиций в целом решается позитивно. Наши ведущие корпорации, в первую очередь нефтегазового сектора, получили многомиллиардные кредиты и достаточно стабильно развиваются. Вряд ли в этом аспекте серьезную угрозу представляет мировой финансовый кризис, так как по всем прогнозам он не нанесет долговременного ущерба реальному сектору, объемы производства которого должны восстановиться уже в ближайшие 2-3 года.

Гораздо более серьезные риски скрыты в политике развитых стран по усилению энергосбережения во всех сферах. Евросоюз, США и Япония как стратегическую цель поставили снижение энергоемкости валового внутреннего продукта к 2050 г.

не менее чем на 30%. А Соединенные Штаты дополнительно намерены обеспечить тридцать процентов внутренней потребности в газе за счет техногенных (биологических) источников.

Это обуславливает для нашей нефтегазовой промышленности долговременный вызов, связанный с появлением объективного противоречия. С одной стороны, оптимизация потребностей может вызвать снижение цен. С другой, уже в ближайшие 15 лет материковые запасы углеводородного сырья в нашей стране будут в значительной мере исчерпаны. В 2020 г. на морских месторождениях будет добываться до 20% нефти и газа, при этом в дальнейшей перспективе будет доминировать арктический шельф с его повышенными издержками и рисками.

В этих условиях было бы ошибочно предполагать, что прорыв к новым источникам сырья, требующим принципиально новых решений, может быть совершен без серьезного привлечения внешних инвестиций и технологических решений.

Однако в еще большей степени нам противопоказано повторение системных ошибок. Совершенно прав президент «ЛУКОЙЛа» В.Алекперов в своей оценке «радикально-прогрессивных» взглядов на возможные источники роста российской экономики. Нужны прогрессивные структурно-отраслевые изменения, обеспечивающие развитие обрабатывающих и технологических отраслей, нужны институциональные реформы и целевая промышленная и социально-экономическая политика. Нельзя при этом отводить сырьевому сектору роль простого донора, который должен принести доходы, необходимые для проведения прогрессивных преобразований в экономике. Нельзя рассматривать сырьевой сектор в качестве «дойной коровы» экономики, из которой нужно выжать как можно больше «молока» (налогов) и как можно быстрее [8].

Когда говорят о «голландской болезни» в экономике, в качестве одного из негативных ее последствий часто называют угрозу технологического застоя, снижения образовательного уровня населения, замедления накопления человеческого капитала. Данный тезис обосновывается тем, что:

- основная часть доходов от использования природных ресурсов не связана с заработной платой, следовательно, нет строгой зависимости между уровнем образования работников и уровнем вознаграждения их труда, что снижает стимулы к инвестициям в человеческий капитал;

- добывающие отрасли, как правило, не являются наукоемкими и не требуют высококвалифицированной рабочей силы. Технологии добычи давно устоялись, революционные изменения в технологиях происходят крайне редко.

Добывающие отрасли в силу своей специфики не заинтересованы в научных исследованиях, что одновременно ограничивает и положительные воздействия в отношении других отраслей промышленности, связанные с тем, что результаты НИОКР, проводимых в одних отраслях, часто находят применение и в других;

- рабочая сила и капитал, занятые в добывающих отраслях, являются глубоко специализированными и фактически не могут использоваться в других отраслях. В масштабах экономики такая специфика рабочей силы и капитала накладывает ограничения на свободный переток ресурсов из сектора в сектор и снижает эффективность их распределения.

Наверное, эти доводы справедливы по отношению к той стране, которая дала название «болезни», по отношению к тому времени, когда эта «болезнь»

была впервые «диагностирована», и по отношению к тому виду сырьевых ресурсов, освоение которого вызвало «заболевание».

Однако за прошедшие четыре десятка лет очень и очень многое изменилось. В современных условиях минерально-сырьевой сектор экономики (прежде всего, нефтегазовая промышленность) перестал быть «простым» в технологическом отношении. Добыча сырьевых ресурсов осуществляется с использованием постоянно усложняющихся технологий, в создание которых вкладываются многие миллиарды долларов и над которыми работают лучшие интеллектуальные силы многих стран мира. Поэтому можно с полной уверенностью утверждать, что с каждым годом нефть, газ и другие сырьевые продукты становятся во все большей степени продуктами наукоемкими.

Утратил свою справедливость тезис о низкой мобильности капитала и рабочей силы, задействованные в сырьевом секторе, особенно в нефтегазовой промышленности. В самой Европе широкомасштабные нефтегазовые операции осуществляются не только в Нидерландах, но также в Норвегии и Великобритании. Европейские нефтяные и газовые компании наряду с американскими оперируют не только в границах своих стран, но и по всему миру. Происходит интернационализация нефтегазовой промышленности, которая создает основу для неограниченных межстрановых перетоков капитала не только финансового, но и интеллектуального.

С другой стороны, новейшие проекты в освоении шельфовых месторождений северных морей представляют собой технологические прорывы по многим направлениям. Активно развивается применение подводных систем разработки, которое ориентировано на освоение глубоководных проектов.

Одним из ярких примеров может служить обустройство норвежского газового месторождения Ormen Lange в Северном море на глубине порядка 1 км.

Применение подводных добычных комплексов позволяет уже на начальных стадиях избежать необходимости строительства стационарных или плавучих гидротехнических сооружений.

Аналогичные технологии применяются при разработке первого в норвежском секторе Баренцева моря месторождения Snohvit. При этом предусматривается транспортировка многофазного потока добываемой продукции на расстояние 143 км до острова Мелкая, что представляет собой мировой рекорд трубопроводной доставки в условиях низких температур не переработанного сырья. Углекислый газ, удаляемый из скважинной продукции на берегу, будет доставляться обратно на месторождение и закачиваться в пласт для последующего хранения. Таким образом, Snohvit станет вторым по величине проектом в мире по обратной закачке в пласт.

Следовательно, учитывая отечественный и зарубежный опыт, можно отметить, что существует целый ряд обстоятельств, под воздействием которых из года в год усиливаются инновационные факторы в деятельности нефтегазового сектора [7].

Во-первых, во многих странах мира (в России, США, Канаде, Норвегии, Великобритании и др.) истощаются запасы нефти и газа и ухудшается их качество, возникает необходимость освоения месторождений на шельфах морей (в том числе арктических) и глубоководных месторождений. Названные выше страны по качеству своих запасов не могут соперничать с государствами Ближнего и Среднего Востока, где сосредоточены огромные и притом наиболее доступные (с технической точки зрения) и дешевые для разработки ресурсы нефти. Поэтому у северных стран - производителей нефти и газа есть только один путь в конкурентной борьбе с «южанами» - постоянное совершенствование технологии добычи, нацеленное на сокращение издержек производства.

Во-вторых, усиливается «угроза» появления и развития альтернативных источников энергии. Спектр альтернативных источников энергии расширяется едва ли не с каждым десятилетием. Однако их широкое практическое применение все еще сдерживается высоким уровнем издержек, а следовательно, относительно низкой конкурентоспособностью по сравнению с природными источниками энергии.

В-третьих, усиливается нестабильность мирового рынка энергоресурсов, на котором понижательные и повышательные тенденции сменяют друг друга зачастую в непредсказуемом порядке. Мировой рынок энергоресурсов не только чутко реагирует на изменение экономических условий, но и находится под сильным влиянием политических факторов.

В-четвертых, ужесточаются институциональные рамки развития нефтегазового сектора, что обусловлено прежде всего ростом ценности прав собственности на ресурсы нефти и газа. Любой собственник природных ресурсов (а в настоящее время это, как правило, государство) заинтересован в получении подобающих его положению рентных доходов. Данное обстоятельство наряду с прочими является постоянно действующим стимулом для инноваций в нефтегазовой промышленности.

Интернационализация и глобализация стали неотъемлемыми чертами развития нефтегазовой промышленности, что связано с одним из важнейших проявлений научно-технического прогресса на рубеже веков - формированием глобальных отраслей промышленности. Усиление международной конкуренции лишь подстегнуло процесс, он захватил все основные отрасли мировой экономики, включая нефтегазовую. Если раньше существовали серьезные организационные и экономические различия между нефтегазовыми компаниями разных стран, то к началу XXI столетия эти различия практически стерлись.

Нефтегазовая промышленность интернационализировалась по стилю и методам управления, стратегиям, инновациям и т.п. Соответственным образом изменились формы и методы осуществления базовых функций управления (производство, маркетинг, разработка и внедрение новых технологий, инвестирование). Благодаря созданию международных альянсов расширились возможности быстрой переброски ресурсов между странами и регионами. В области организации исследований и разработок расширились возможности использования экономии на масштабах: глобализация позволяет распределить затраты, связанные с созданием новых технологий, на больший объем продаж и тем самым снизить удельные расходы либо повысить их эффективность. Кроме того, глобализация открывает широкие возможности для использования международного разделения труда в научно-технологической сфере.

Таким образом, сочетание различных факторов обусловливает такую организацию современного нефтегазового бизнеса, когда в нем есть место всем, кто готов к постоянной конкурентной борьбе и кто в своем развитии постоянно нацелен на инновации.

Опыт периода реформ показал, что ни одна из сфер советской экономической системы не была столь консервативной и столь слабо подготовленной к переходу к новым условиям деятельности, как сфера инноваций. Поэтому создавать рынок инновационных ресурсов в России приходится буквально на пустом месте.

Конверсия предприятий оборонно-промышленного комплекса существенно повлияла на решение проблемы импортозамещения. В конце 90-х годов произошло значительное сокращение импорта зарубежной техники. Так, если до 1997 г. доля приобретаемого российского оборудования в нефтегазовой промышленности составляла только около 55%, то к 1999 г. этот показатель возрос до 80-85%. Из них 30% поставили предприятия ВПК. Объем импортного оборудования, закупаемого для нужд нефтегазовых компаний, сведен к минимуму. Сейчас за границей приобретается только то, что не производится отечественными предприятиями или значительно лучше по своим характеристикам, чем российская техника. В ряде случаев применение импортной продукции в настоящее время обусловлено связанными кредитами, а также имеющимися у некоторых компаний возможностями получения оборудования и труд по контрактам в обмен на добываемое сырье [9].

К настоящему времени в России сложилась вполне благополучная ситуация с производством крупногабаритного и относительно несложного оборудования для нефтегазовой промышленности, однако крайне плохо обстоит дело с разработкой и внедрением, в производство высококачественной аппаратуры и сложного технологического оборудования.

Данная проблема отчасти является следствием тех коллизий, которые имеют место в процессе формирования рынка инновационных ресурсов и порождены противоречивыми интересами era участников. Так, многие предприятия ВПК, приступая к выпуску нефтегазового оборудования, столкнулись с большими трудностями, поскольку не имели соответствующего организационно-производственного опыта. Из-за отсутствия надлежащей координации со специализированными научно-исследовательскими и конструкторскими организациями нефтегазового профиля машиностроительные заводы вынуждены самостоятельно изучать рынок, стихийно выбирать номенклатуру продукции, своими силами проводить конструкторско технологическую отработку и запуск этой продукции в производство.

Конструкторское обеспечение по нефтегазовому оборудованию для конверсионных предприятий ВПК сейчас имеет первостепенное значение.

В то же время проектные и технологические институты, имеющие собственную производственную базу, не заинтересованы передавать свои разработки крупным заводам, и стремятся развивать производство самостоятельно. Дело в том, что производственные мощности институтов ограниченны, объемы заказов значительно превышают их возможности, а, работая в режиме завода, институты не используют весь свой созидательный потенциал по разработке новой техники. В результате сформировался новый тип предприятий - заводы малых серий. В отношении нефтегазового оборудования, требующегося нефтяникам и газовикам в единичных количествах или в опытных образцах, экономическая оправданность такого подхода не вызывает сомнения. Что же касается оборудования, на которое существует массовый спрос, то производить его следует крупными сериями. Это выгодно не только машиностроительным заводам, но и потребителям, поскольку крупносерийное производство, осуществляемое в нормальных заводских условиях, позволяет значительно снизить стоимость продукции.

Конфликт между интересами разработчиков и производителей оборудования, в конечном счете, тормозит инновационные процессы в нефтегазовом секторе, снижает эффективность его функционирования.

Совершенно очевидно, что для нашей страны крайне актуальным является переход к модели развития, в основе которой лежит формула «российские ресурсы и технологии + иностранный капитал». Но добиться этого можно только при условии проведения разумной и эффективной протекционистской политики со стороны государства. Грань, отделяющая разумный протекционизм от неоправданного, очень тонкая и расплывчатая. И государство должно научиться защищать интересы отечественных товаропроизводителей таким образом, чтобы не переступать через эту грань.

У производителей и потребителей нефтегазового оборудования и технологий сложилось прямо противоположное отношение к идее протекционизма. Представители машиностроительного комплекса, естественно, выступают за государственный протекционизм в различных его формах, например за обязательное квотирование закупок российского оборудования при реализации СРП или предоставление налоговых льгот нефтяникам и газовикам в том случае, когда они отдают предпочтение отечественным оборудованию и технологиям, а не импортным. При этом подразумевается, что качество техники, закупаемой у российских производителей, не должно быть ниже, чем у зарубежной. Но судить о качестве оборудования и технологий, особенно новых, не так уж и просто. Поэтому более обоснованной представляется позиция Союза нефтегазопромышленников, который настаивает не на поддержке отечественного производителя вообще (чтобы исключить появление, «просящих» и «дающих»), а на осуществлении мер по повышению его конкурентоспособности. Тогда действительно может быть создана основа для устранения противоречий между производителями и потребителями оборудования и технологий.

Иными словами, речь идет о создании стабильной и прозрачной системы государственного регулирования, которая бы отражала цели, преследуемые государством, была понятной и приемлемой для инвесторов. Одним из ключевых элементов такой системы регулирования должно быть налогообложение, стимулирующее приток инвестиций. К сожалению, действующая налоговая система таковой, по сути дела, не является. Среди всех проблем, препятствующих притоку инвестиций в российский нефтегазовый сектор, вице-президент отделения "Коноко" в России Р.Карплюс в качестве основной назвал именно базовую налоговую систему. По его мнению (с которым трудно не согласиться), главный недостаток состоит в том, что "исчисляемой базой для… многочисленных сборов являются общие объемы инвестиционной деятельности или выручка от реализации продукции… Все ее назначение заключается в том, чтобы обеспечить стабильные налоговые поступления для госбюджета. В нынешнем виде она затрудняет разработку новых крупных месторождений. Поскольку все эти налоги рассчитываются и изымаются независимо от прибыльности предприятия, такая система приводит к тому, что Россия еще длительное время будет сохранять внутренние цены на нефть на гораздо более низком уровне по сравнению с мировой ценой.

Искусственное занижение внутренней цены – это еще один скрытый налог на добычу, хотя он и не указан в Налоговом кодексе. Это дополнительная налоговая нагрузка в 25-30%, причем тоже на выручку, а не на прибыль" [10].

На сегодняшний день изменение характера и направленности неформального вмешательства государства в деятельность нефтегазового бизнеса в России является весьма и весьма актуальной задачей. Прежде всего необходимо наладить постоянный конструктивный диалог между властями и бизнесом для обсуждения проблем развития нефтегазового сектора и поиска взаимоприемлемых решений, которые могли бы составить основу будущих законов и других регулирующих актов. Поддержка или посредничество государства способствовали бы выработке единой позиции всех субъектов нефтегазового бизнеса по ключевым вопросам развития отрасли, а также по повышению уровня прозрачности деятельности компаний. Необходима активизация контактов между аналитическими структурами исполнительной власти и нефтегазовых компаний в целях более тесной координации российской внешнеполитической активности с деятельностью отечественных компаний на мировом рынке.

Литература 1. Балабанов И.Т. Инновационный менеджмент (прогнозирование, реинжиниринг, бенчмаркинг). СПб.: Питер, 2001, 305 с.

2. Шумпенир Й. Теория экономического развития: Пер. с нем. – М.: Прогресс, 1982. – 456 с.

3. Инновационные приоритеты государства. М.: Наука, 2005. – 275 с.

4. Головач Л.Г., Краюхин Г.А. Шайбаков Л.Ф. Регулирование инновационных процессов в регионе. СПб.: СПГИЭА, 1997. – 239 с.

5. Инновационный менеджмент в России. Вопросы стратегического управления. М.: Наука, 2004. – 880 с.

6. Арбатов А.А. Система обеспечения экономики страны минеральным сырьем / Производительные силы и социально-экономическая динамика. М.: СОПС, 2007. – С.121-129.

7. Крюков В., Шафраник Ю., Шмат В. О переходе нефтегазового сектора России к инновационной модели развития / Нефтегазовый сектор России в теории и на практике. Новосибирск: ИЭиОПП, 2003. – С.9-44.

8. Алекперов В. Только грамотное использование энергетических ресурсов может обеспечить устойчивый экономический рост // Новые известия. – 2005. – 27 июня.

9. Материалы III Всероссийского совещания руководителей предприятий ВПК и ТЭК (18-19 октября 2003 г.) http//www.derrick.ru/vpk-tek 10. Что мешает нефтяному бизнесу: интервью вице-президента представительства "Коноко" в России // Независимая газета. – 2006. – февраля.

Глава 3. РЕСУРСНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА И ПРОБЛЕМЫ ЕГО РАЦИОНАЛЬНОГО РАЗГРАНИЧЕНИЯ И ОСВОЕНИЯ 3.1. Современное состояние и перспективы расширения ресурсного потенциала недр арктического шельфа Россия занимает ведущие позиции в мире по прогнозным запасам и объемам добычи важнейших видов полезных ископаемых. По оценке акад.

Н.П.Федоренко, на долю полезных ископаемых приходится 87,7% современной стоимости национального богатства России. Удельный расход природных ресурсов на единицу ВВП в России в 2-3 раза выше, чем в экономически развитых странах (к примеру, для увеличения на 1 доллар доли ВВП, приходящейся на одного человека, в США расходуется 0,4 кг у.т., а в России – 0,8-1,1 кг). Экономика страны имеет ярко выраженный природно-ресурсный, сырьевой характер. Доля отраслей, непосредственно связанных с добычей и первичной переработкой полезных ископаемых, в ВВП по разным оценкам составляет от 20 до 50% [1, 2, 3].

Россия обладает значительной частью ресурсного потенциала планеты и это ее бесспорное преимущество. В расчете на душу населения Россия занимает первое место в мире по обеспеченности минерально-сырьевыми ресурсами, что в значительной мере компенсирует ряд факторов, затрудняющих ее развитие, в том числе суровость климатических условий, приводящих к существенному удорожанию функционирования хозяйственной системы. Реализация этого типа преимуществ наталкивается на проблему эффективного использования имеющихся ресурсов. Сегодня особенно важными становятся стратегические преимущества, а сама конкурентная борьба превращается в борьбу стратегий на всех уровнях, причем стратегическая компонента, по сути, является ведущей характеристикой общей конкурентоспособности.

С точки зрения ресурсов, Арктика – один из самых богатых регионов мира. По всем стратегическим видам полезных ископаемых прогнозные ресурсы недр Арктики значительно превышают погашенные объемы за всю историю эксплуатации. Причем, привлекательных для долгосрочного инвестирования объектов в Арктической зоне России (АЗР) больше, чем в любом другом государстве. Наиболее ресурсоемкими из них являются: газовые месторождения на п-ове Ямал, месторождения нефти в Ненецком автономном округе, огромные ресурсы газа и конденсата на шельфе Баренцева и Карского морей.

Перспективными на нефть и газ признаны 43% суши и 70% площади шельфа АЗР. Извлекаемые ресурсы нефти, природного газа и конденсата, измеренные в единицах условного топлива (у.т.), составляют 245 млрд.т (в том числе в недрах морского дна 94 млрд.т). Разведанные запасы не превышают 26% ресурсной составляющей. При этом на континенте разведано порядка 40% запасов (по состоянию на 2004 г. степень разведанности оценивалась в прибрежных районах Республики Коми - 43,6%;

в Ханты-Мансийском АО – 38,9%;

в Ненецком АО – 37%, в Ямало-Ненецком -32,7%), в субаквальных районах Западной Арктики эта величина едва достигает 5%, а в Восточной Арктике близка к 0 [4,5]. Характерна зональность фазового состава в арктических нефтегазовых провинциях: на суше преобладают нефтяные месторождения, в прибрежной зоне соотношение ресурсов свободного газа и нефти близко к 1, а в субаквальных месторождениях АЗР до 77% составляют газ и газоконденсат (рис. 3.1).

А Б В Рис. 3.1. Фазовый состав месторождений углеводородов в континентальных и субаквальных провинциях Российской Арктики (по [4]).

А. Начальные суммарные ресурсы нефти, газа и конденсата нефтегазоносных комплексов Печорского моря и прилегающих территорий.

Б. Фазовое состояние начальных суммарных ресурсов углеводородов арктических шельфов России.

В. Начальные суммарные ресурсы нефти, газа и конденсата областей ТПП.

Современная картина пространственного распределения нефтегазовых ресурсов АЗР отражает влияние обоих факторов – неравномерности покрытия территории поисково-разведочными работами и природной зональностью провинций: 75% выявленных к настоящему времени начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти и конденсата и более 85% НСР свободного газа сосредоточены в трех регионах – субаквальные провинции Западно Арктического шельфа, приполярные районы Тимано-Печорской и Западно Сибирской континентальных провинций (табл. 3.1.). На Западно-Сибирскую провинцию приходится 69% разведанных запасов нефти и 77% газа в России, на Тимано-Печорскую – 7,8% нефти, на арктический шельф – порядка 8% газа. В перспективе с этой «базовой триадой» могут сравняться по ресурсному потенциалу Лено-Тунгусская, Лено-Вилюйская и Енисей-Анабарская провинции, в которых сегодняшние прогнозные оценки из-за слабой изученности территорий на порядок ниже [4].

Природная ценность топливно-энергетических ресурсов в недрах АЗР при средней цене за баррель нефти 30 долларов определяется ориентировочно в трлн. долларов (табл. 3.1).

Таблица 3.1 - Природная ценность и объем извлекаемых ресурсов нефти и газа в недрах Арктической зоны России, (по [4]).

Природная ценность Объем извлекаемых Нефтегазоносная провинция ресурсов в недрах, ресурсов, млрд. т млрд. долл. условного топлива Западно-Сибирская (арктическая суша и море) 11562,5 161, Баренцево-Карская (море) 2271,8 32, Тимано-Печорская (суша и море) 1142,0 14, Енисейско-Анабарская (суша) 961,0 (извлекаемые) 13, Север Сибирской платформы и Чукотка (суша и море) 23,0 (оценка) 1739, Всего 17676,0 245, Наиболее детально оценен нефтегазовый потенциал Тимано-Печорской провинции (ТПП), включающей месторождения Республики Коми и Нененецкого округа, и Баренцевоморско-Карского шельфа (табл. 3.2-3.3, рис. 3.2.).

Таблица 3.2. Промышленные месторождения на шельфе Баренцевого и Карского морей (по [6]).

Месторождение, Фазовое Крупность год открытия состояние УВ месторождения 1. Печорское море Поморское, 1985 нефтегазоконденсатное среднее Северо-Гуляевское, 1986 нефтегазоконденсатное среднее Приразломное, 1989 нефть крупное Варандей-море, 1995 нефть среднее Медынское-море, 1997 нефть крупное Долгинское, 1999 нефть крупное 2. Баренцево море Мурманское, 1983 газ свободный крупное Северо-Кильдинское, 1985 газ свободный среднее Штокмановское, 1988 газоконденсат уникальное Лудловское, 1992 газ свободный крупное Ледовое, 1992 газоконденсат уникальное 3. Карское море Русановское, 1989 газ свободный уникальное Ленинградское, 1990 газ свободный уникальное Рис. 3.2 – Схема размещения нефтегазовых полей и месторождений в Западной Арктике, по [6].

Табл. 3.3. Начальные суммарные ресурсы углеводородного сырья в Западной Арктике и Тимано-Печорской провинции (по материалам [5,7]).

Нефть, Конденсат, Газ Газ Всего Провинция млрд. т млн. т свободный, растворимый, УВ, в трлн. м3 трлн. м геолог. геолог. млрд.

извлек. извлек. геолог. т.у.т.

извлек. геолог.

извлек.

Тимано-Печорская 16,2 0,4 2,7 1,2 20, 4,9 0,2 0,4 8, Баренцевоморская 9,5 0,9 25,8 0,8 37, 2,9 0,6 0,3 29, в том числе:

Баренцево море 2,0 0,5 23,5 0,2 26, 0.6 0,4 0,1 24, Печорское море 7,5 0,4 2,5 0,6 10, 2,3 0,2 0,2 5, Белое море 0,3 - 5,0 0,02 0, 0,05 - 0,01 0, Баренцевоморская 1,2 0,25 5,8 0,17 7, «серая зона» 0,4 0,17 0,05 6, Всего в акваториях морей Западной Арктики в 1983-1992 г.г. открыто месторождения нефти и газа (в это число включены подводные продолжения прибрежных нефтеносных структур – см. рис. 3.2.). Разведанность провинции не превышает 21%, промышленная добыча ведется лишь на одном – Песчаноозерском – нефтегазоконденсатном месторождении на острове Колгуев.

В Печорском море выявлено 6 месторождений (4 – нефтяных, 1 – нефтега зоконденсатное и 1 – газоконденсатное). Запасы УВ месторождений категорий А+В+С1 оценены в 78.3, С2 – 435.2 млн т у.т., нефть составляет 81 %. Запасы четырех месторождений (Приразломного, Медынское-море, Варандей-море, Поморского) относятся к распределенному фонду, двух месторождений – Долгинского (66% запасов категории С2) и Северо-Гуляевского – к нераспределенному. К освоению подготовлено одно Приразломное месторождение, в котором сосредоточено 79% разведанных запасов категорий А+В+С1,. (лицензия типа НЭ выдана ЗАО «Севморнефтегаз»).

В Баренцевом море выявлено 5 месторождений УВ – 2 газоконденсатных (Штокмановское, Ледовое) и 3 – газовых. Их суммарные запасы категорий А+В+С1 2795, С2 – 1211 млн т у.т., конденсат составляет 0.8 %. Бoльшая часть запасов газа (3,6 трлн. м3 или 81 %) и конденсата (87 %) сконцентрированы в Штокмановском месторождении [5, 6]. Месторождение расположено в пределах Штокмано-Лунинского порога в Восточно-Баренцеворморском прогибе.

Глубина моря здесь 320-340 м, промышленные залежи локализованы на глубинах 1800-2300 метров от поверхности дна в трех мощных (по 80-90 м) горизонтах высокопористых (19-27%) коллекторов в юрских отложениях (пласты Ю1, Ю2 и Ю3 на рис. 3.3.). Газ – метановый, низкоазотистый, бессернистый;

конденсат имеет плотность 0,79-0,80 г/см3. К этой же геологической структуре приурочены Лудловское газовое и Ледовое газоконденсатное месторождение (извлекаемые запасы газа по АВС1 91, млрд.м3, прогнозные ресурсы по С2 330, 4 млрд. м3). Из всех месторождений лишь Штокмановское включено в распределенный фонд. Общие ресурсы нераспределенного фонда 770 млрд. м3, из них 421,7 млрд. м3 в Ледовом месторождении отнесены к Государственному стратегическому резерву [4, 8].

Рис. 3.3. Схематический разрез Штокмановского газоконденсатного месторождения, по [4].

1— непроницаемые породы;

2 — пропластки наиболее высоких ФЕС;

3 — газонасыщенные породы;

4 — водонасыщенные породы В Тимано-Печорской провинции к 2004 году было открыто и поставлено на государственный баланс 210 месторождений, извлекаемые запасы нефти в которых достигают 1316 млн т по категории А+В+С1 и 627 млн. т по С2, а свободного газа – 640 и 83 млрд м3 соответственно [5]. Из этого числа месторождений (102 нефтяных, 7 нефтегазоконденсатных, 4 нефтегазовых, газонефтяных, 4 газоконденсатных, 16 газовых) числятся на балансе Республики Коми. В 2004 промышленная добыча велась на 45 месторождениях, был подготовлено к разработке – 5. находились в стадии разведки – 82 и в консервации – 5 месторождений. Степень выработанности наиболее крупных нефтяных месторождений колеблется от 15–16 % (Ярегское, Верхневозейское) до 67 % (Усинское). Наиболее значимым газовым месторождением в РК является Вуктыльское (выработанность 82 %). Текущие запасы нефти в целом по РК оцениваются в 472.8 млн т (кат. АВС1) и 128.4 млн т (кат. С2). В распределенном фонде недр находится 105 месторождений (90 нефтяных, нефтегазоконденсатных, 3 газонефтяных, 2 нефтегазовых, 2 га-зоконденсатных, одно газовое) с суммарными запасами нефти 429 (кат. АВС1) и 111 млн т (кат.

С2), свободного газа – 119.6 (кат. АВС1) и 8.5 млрд м (кат. С2). В нераспределенным фонде находится 32 месторождения (12 нефтяных, газоконденсатных, одно газонефтяное, 2 нефтегазовых, 15 газовых). Начальные суммарные ресурсы УВС Республики Коми составляют 9.9/4.2 млрд т у.т., в том числе нефть – 7.4/2.2 млрд т, свободный газ – 1.7 трлн м. растворенный газ – 0.5/0.2 трлн м. конденсат – 337/156 млн т, выработанность запасов (кат.АВС1) нефти равна 47 %, газа – 72 % [5, 8].

В Ненецком автономном округе известно 75 месторождений (63 нефтяных, 6 нефтегазоконденсатных, 1 газонефтяное, 4 газоконденсатных, 1 газовое [4, 5].

В промышленной эксплуатации находятся 16 месторождений, подготовлено к эксплуатации 22, в стадии разведки 36 месторождений. По категориям АВС1текущие запасы нефти разрабатываемых месторождений в 2005 г.

оценивались в 293,5 млн. т, в подготовленных к освоению месторождениях – 274,6 млн. т, в разведываемых – 275,3 млн. т. Запасы свободного газа составляли 484 млрд. м3 по АВС1 и 41 млрд. м3 по С2. Запасы 35 месторождений отнесены к распределенному фонду недр (суммарно 541 млн. т нефти по АВС1 и 352,9 млн.

т по С2, а также 260 млрд. м3 свободного газа по АВС1 и 30 млрд. м3 по С2). В нераспределенном фонде остаются 40 месторождений с запасами (302+146) млн.

т нефти по (АВС1+С2) и 224+11 млрд. м3 газа соответственно. НСР Ненецкого округа определяется кА 8,8/2,7 млрд. т нефти и 1,0 трлн. м3 свободного газа.

Выработанность запасов категории АВС1 по нефти около 5%, по газу – 1%.

В собственно арктической подзоне ТПП запасы промышленных категорий нефти оцениваются в 480 млн. т, газа – 516,6 млрд. м3 [4]. Здесь особо выделяется уникальное по запасам и свойствам нефти Ярегское нефтетитановое месторождение, отрабатываемое в настоящее время термошахтным методом.

Добычу сверхтяжелой (0,993 г/см3 в пластовых условиях) высоковязкой ( сП) и высокосмолистой (20 об. %) нефти Ярегская нефтетитановая компания планирует поднять с 0,5 до до 1,2 млн. т в год.

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция размером в 1400х2500 км является уникальной по величине запасов нефти и газа среди нефтегазоносных провинций земного шара. В Российской Федерации провинция является основной базой развития нефтегазодобычи: прогнозные ресурсы на начало XXI века оценивались в 32 трлн. т, освоенность ресурсов на уровне 0,3-0,4 [8]. В недрах арктической части Западно-Сибирской НГП оцененные извлекаемые ресурсы нефти и природного газа составили 65% ресурсов АЗР, четвертая часть этой величины прогнозируется в акваториальной части провинции. На Арктическом побережье и в переходной зоне суша-море локализованы гигантские месторождения природного газа: Уренгойское, Ямбургское, Северо Уренгойское, Бованенковское, Заполярное, Русское, Суторминское, Харасавэйское. Разведанные запасы газа по промышленным категориям составляют свыше 30 трлн.м3, нефти - более 2,5 млрд.т, конденсата свыше млн. т. Существенным положительным фактором этой субпровинции служит малая глубинность залежей в сеноманском ярусе (преимущественно до глубин 1,5 км). Прогнозные ресурсы провинции с учетом более глубоких нижнемеловых и юрских горизонтов (глубины 2-4 км) в несколько раз превышают разведанные запасы [4].

В субаквальной субпровинции Карского шельфа на продолжении Ямальской газоносной области открыты два суперкрупных газоконденсатных месторождения – Ленинградское и Русановское, отнесенные в настоящее время вместе с Ледовым месторождением в Баренцевом море в состав Государственного стратегического резерва. Извлекаемые запасы по категории С в Русановском месторождении оценены по свободному газу – в 3,2 трлн. м3, в Ленинградском – 3,1 трлн. т.;

газ метановый (содержание метана выше 95%), бессернистый, низкоуглекислый (0,18-0,7%), низкогелиеносный (до 0,01%);

содержание конденсата от 16 до 39 г/м3, плотность 0,7614-0,7765 г/см3, содержание смол 0,49-0,53% [4].

Северные районы Красноярского края включают Енисей-Хатангскую, Анабаро-Хатангскую и Северо-Тунгусскую нефтегазоносные области с прогнозными ресурсами по нефти и конденсату в 3,2 млрд.т, а газа - 14, трлн.м3.

В западной части Енисей-Хатангской нефтегазоносной области расположено 10 газовых и газоконденсатных месторождений, 2 нефтяных с запасами нефти 33,4 млн.т, а газа - 347,1 млрд.м3.

Газ и конденсат, добываемые на Мессояхском, Пеляткинском и Соленинском месторождениях и транспортируемые по трубопроводу в г.

Норильск, в настоящее время полностью обеспечивают промышленный комплекс и его инфраструктуру, а разведанных запасов достаточно на 70 лет вперед при сохранении темпов добычи цветных металлов в Норильском районе.

Дальняя перспектива в расширении ресурсного потенциала Арктики связана с изменением международной правовой базы в отношении недр континентального шельфа и континентальных окраин. В 1997 году Россия ратифицировала Конвенцию ООН по морскому праву 1982 года, и это по сути отодвинуло в прошлое секторный принцип разграничения Арктики. Он был введен в практику Канадой в 1904 году, поддержан царской Россией в 1916-м и закреплен в одностороннем порядке советским правительством в 1926-м. Тогда Президиум ЦИК СССР принял постановление, которое объявило территорией СССР «все как открытые, так и могущие быть открытыми в дальнейшем земли и острова» между Северным полюсом и меридианами, проходящими через крайние точки российского побережья на полуострове Рыбачьем и в Беринговом проливе. Этот документ не затрагивал вопрос о правовом статусе дна океана и его недрах, принципы раздела которых ООН впервые закрепило пакетом конвенций в году и затем доработала и дополнила в 1982 г.


[9]. Конвенция по морскому праву предоставила прибрежным государствам возможность прирастить свои недра за счет шельфов и материковых склонов, выступающих в океан за пределы 200 мильных (374 км) экономических зон. Россия при таком подходе получила шанс взять под свой контроль почти 1,2 миллиона квадратных километров дна Северного ледовитого океана (СЛО) (в дополнение к той прибрежной части шельфа, которой она уже располагает по правилам 1958 года). Чтобы реализовать этот шанс, требуется представить в специальную комиссию ООН по границам континентального шельфа пакет океанографических материалов, доказывающих непрерывное продолжение прибрежной части шельфа в центральную часть океана вплоть до глубин в 2500 метров. В обоснование заявки на расширение внешних границ континентального шельфа должны быть предъявлены геолого геофизические данные, подтверждающие, что структура земной коры на «выступах», протягивающихся за пределы 200-мильной зоны вглубь океана, относится к так называемому континентальному типу, отличительными признаками которого служат повышенная толщина коры (более 30 км) и наличие в ее разрезе гранитного слоя. Кроме того, между «выступом» и прибрежным шельфом не должно быть впадин глубиной более 2500 метров или же участков дна шириною более 60 миль, сложенных океаническими базальтами.

Невыполнение любого из условий автоматически приведет к исключению «выступа» из границ прибрежного шельфа и передачу его под управление другой комиссии ООН – по морскому дну, в задачу которой входит распределение прав на эксплуатацию районов океанического дна с соблюдением интересов более государств, входящих в ООН.

Россия первой из всех стран-участниц Конвенции подала в 2001 году заявку на расширение шельфовых владений в Арктике от Сибири почти до полюса. К 2008 году свои заявки представили еще 8 государств, но среди не было приарктических стран, которые лишь в 2004 году приступили к целенаправленному сбору научных доказательств продолжения своих шельфов в приполюсный сектор Арктики. В начале 2002 года Комиссия ООН выдала ряд замечаний, указывающих на неполноту сведений (в частности, отсутствие батиметрических карт на участки сочленения хребта Ломоносова и поднятия Менделеева с Сибирским шельфом) и принципиальные недостатки в системе аргументации принятой россиянами геологической модели [9,10].

После этого решение проблемы делимитации арктического шельфа во многом перешло в экономическую плоскость. Цену вопроса прояснил Министр природных ресурсов РФ Юрий Трутнев, выступая в апреле 2008 года на заседании Морской коллегии при Правительстве РФ: для сбора дополнительных данных МПР была составлена на 2005-2010 годы программа океанографических работ в Восточной и Центральной Арктике, на которую требовалось более 2, млрд. рублей, однако в бюджете страны удалось зарезервировать на эти цели лишь 1,5 миллиарда. На выделенные средства осуществить сложные геолого геофизические исследования в ледовых морях практически нереально, что ставит под угрозу срыва своевременное представление дополненной российской заявки в ООН, следствием чего может выведение участка дна СЛО, на который претендует Россия, из-под ее юрисдикции. Прогнозная оценка стоимости нефтегазовых ресурсов на этом участке ориентировочно оценивается в 50- триллионов долларов. Очевидно, что при сложившейся практике финансирования научных работ в Арктике есть большой риск в борьбе за арктические потенциальные ресурсы остаться в проигрыше [10,11,12].

При выборе стратегии обоснования прав России на арктические ресурсы следует трезво оценить не только соотношение масштабов сегодняшних финансовых затрат и будущие доходы от освоения глубоководных ресурсов углеводородного сырья Центральной Арктики, но и определить национальную позицию в отношении резкого отставания России в части создания техники и технологий для геолого-разведочных и добычных работ в ледовых условиях. У России в настоящий момент нет технических средств ни для глубоководного бурения на континентальном склоне или хребте Ломоносова, ни на покрытом постоянным движущимся льдом мелководном шельфе Восточной Арктики. В отличие от России, и Канада, и США, еще только готовясь подписать Конвенцию и подать свою заявку на расширение арктических владений, уже пробурили в североамериканском секторе шельфа более 200 скважин. К разведочным работам и обустройству добычных промыслов в американском секторе арктического шельфа активно привлекаются технические специалисты из Норвегии, формируются транснациональные компании с участием более стран для освоения нефтяных месторождений Района Прудхо-Бей в прибрежной зоне Аляски.

Следует также иметь в виду, что вопрос определения внешних границ российских владений в Арктике не будет разрешен до тех пор, пока в ходе двусторонних переговоров не будет согласован раздел смежных участков шельфа на границах России с Норвегией и США. В этих процедурах представления заявки в ООН истекает в 2009 году, а работы по доизучению пограничных зон шельфа запланированы лишь на 2012 год (по-видимому, по той причине, что большая часть исследовательского флота, базировавшегося ранее в Мурманске, теперь передислоцирована в южные моря или отдана в долгосрочную аренду зарубежным компаниям). В 2007-2008 году даже ледокольный флот ММП обслуживал Датские и Канадские экспедиционные работы, нацеленные на обоснование новых границ арктических владений, тогда как в российском секторе не находится необходимых финансовых средств для ускорения решения тех не простых задач, от которых зависит будущий уровень геополитического доминирования в Арктике 3.2. Тенденции и риски освоения российского шельфа В настоящее время добыча нефти и газа на морских месторождениях уже достигает 30% от общего объема производства углеводородного сырья.

Наблюдается постоянный рост затрат на разработку запасов этого сектора, который в среднем за последние 5-6 лет составлял 9-10% в год, а общая их величина в 2005 г. достигла 120 млрд. долл. США. Нестабильность цен на нефть заставляет компании проявлять осторожность в планировании объектов шельфовой разведки и разработки. Ожидается, что внимание крупных нефтяных компаний будет все также сосредоточено на глубоководных разработках, особенно в тех регионах, где ранее были сделаны значительные открытия.

Динамика российского нефтегазового сектора и интегрированных с ним отраслей уже в ближайшее десятилетие в усиливающейся мере будет зависеть от роста добычи шельфовых месторождений. Однако при этом необходимо иметь в виду, что затраты на разведку и освоение сырья на суше составляют в России в среднем 2.5 долл. за баррель, а на морских объектах – как минимум в 3 раза выше. Если учесть огромный объем материковых залежей, то перспектива быстрого роста разведочных и добычных работ на шельфе, особенно на арктическом, вызывает определенный скепсис.

С другой стороны, можно выделить факторы, определяющие корпоративный и государственный интерес к этому направлению. Во-первых, освоение морских объектов сырья – это высокотехнологичные задачи, определяющие инновационное развитие целых отраслей и регионов, формирование новых кластеров конкурентоспособности. Это очень важно, особенно учитывая наше технологическое отставание более чем от 20 стран, осваивающих морские месторождения углеводородов, включая глубоководные (глубины более 500 м). На российском шельфе бурение разведочных скважин проведено всего на 11 перспективных площадях, в результате подтверждены только 6% начальных суммарных запасов шельфовой нефти и 11% начальных суммарных запасов газа [4].

Сейчас на морских акваториях России осуществляется свыше нефтегазовых проектов, из них лишь четыре доведены до стадии эксплуатации:

три месторождения в Охотском море – Одопту-море (оператор «Роснефть»), Сахалин-1 и Сахалин-2 (Sakhalin Energy), и одно в Балтийском море – Кравцовское месторождение («Лукойл»). Приразломное месторождение в Печорском море («Севморнефтегаз», дочерняя компания «Роснефти» и «Газпрома») должно было дать нефть еще в начале 2006 г., однако его ввод постоянно откладывается, в том числе в связи со сложными условиями отработки и поиском новых технологических решений. По большинству других проектов добычу планируется начать за пределами 2015 г.

Развитие проектов по освоению шельфа требует огромных инвестиций, современного оборудования и создания в сложных климатических условиях инфраструктуры и систем транспортировки. Например, общие капитальные вложения, необходимые для реализации пяти текущих проектов (Одопту-море, Сахалин-1 и Сахалин-2, Приразломное и Кравцовское), оцениваются более чем в 550 млрд.рублей. США. Затраты на реализацию Штокмановского проекта, с учетом строительства завода по сжижению природного газа и магистральных трубопроводов, могут превысить 1,5 трлн. рублей, т.е. окажется одним из самих дорогих ресурсных проектов в мире. Следует, однако, подчеркнуть, что российские компании обладают ограниченным опытом освоения морских месторождений.

Более того, многие типы сложного оборудования, необходимые для работы на шельфе, Россия вообще не производит, а большинство используемых в настоящее время буровых установок построено еще в советское время.

Освоение ресурсов шельфа и побережья арктических морей немыслимо без создания эффективной транспортной и инженерно-логистической инфраструктуры, которые смогут функционировать в экстремальных природных условиях.

Создаваемая для освоения Западно-Арктического шельфа транспортная схема охватывает шельф и побережье Баренцева, Белого, Печорского и Карского морей. В настоящее время устойчиво функционируют три транспортных проекта: терминал ЛУКОЙЛа в Варандее, отгрузка нефти с острова Колгуев и поставки нефти из Обской губы. Очевидно, что освоение месторождений углеводородов будет происходить с использованием Северного морского пути, объемы перевозок по которому будут неуклонно расти. В связи с приоритетным сосредоточением сил и средств на строительстве магистрального нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан, по которому на начальном этапе планируется поставлять на Дальний Восток нефть Западной Сибири и Красноярского края, предполагавшееся в 2001-2003 гг. создание новых экспортных магистральных нефтепроводов из глубинных регионов России с выходом на побережье Баренцева моря становится маловероятным.


Техническая доступность ресурсов углеводородов на акваториях определяется, прежде всего, двумя факторами: глубиной залегания и природно климатическими условиями, главным образом, ледовой обстановкой.

Выполненный ведущими институтами страны (ВНИГРИ, ЦНИИ им. акад.

Крылова) анализ применяемых и проектируемых технических средств для освоения морских месторождений нефти и газа позволяет сделать вывод, что в настоящее время поиск и разведка месторождений углеводородов могут осуществляться лишь в режиме сезонного проведения поисково-разведочного бурения в межледниковый период. Что касается разработки, то в особых ледовых условиях арктических морей существующие и конструируемые в России и за рубежом технические средства позволяют ее осуществлять круглогодично только на глубинах моря до 50 м. На больших глубинах применение надводных средств в тяжелых ледовых условиях практически нереально, так как они должны быть достаточно массивными и обладать большими габаритами, в том числе осадкой, что исключает возможность их транспортировки на месторождения. Подводно подледные технологии в настоящее время находятся в стадии проектных исследований, практическое подтверждение их надежности и безопасности пока не получено. Поэтому субаквальные ресурсы УВ на глубинах моря свыше 50 м в покрытых льдом арктических акваториях в настоящее время принято считать технически недоступными [7].

В рыночной экономике организация добычи полезных ископаемых на арктическом шельфе возможна на объектах, представляющих реальный интерес для инвесторов: когда доход от освоения покрывает капитальные и текущие затраты и обеспечивает приемлемый уровень прибыли с учетом возникающих дополнительных инвестиционных рисков (геологический, технологический, экономический, политический, географо-климатический и т.п.). Данное обстоятельство не всегда учитывается при разработке долгосрочных прогнозов добычи нефти и газа на российском арктическом шельфе, которые в своем большинстве базируются на количественных оценках ресурсов УВ без учета ограничений технического и экономического характера.

Требование к обеспечению достаточной рентабельности разработки технически доступных ресурсов УВ арктического шельфа является решающим, поскольку привлечение инвесторов к освоению капиталоемких морских месторождений без обеспечения приемлемой нормы рентабельности, покрывающей все виды рисков, нереально.

Если говорить о факторах риска, связанных с глубоководностью, то сдвиги по их снижению намного больше, чем в отношении решения проблем, связанных с «ледовитостью». За последние пять лет глубоководные области континентального шельфа (с глубинами свыше 500 м) из «пограничной»

территории превратились в существенный и стратегически значимый элемент большинства операторских портфельных активов. Суточная глубоководная добыча в 2003 г. составляла всего 370 тыс.т нефтяного эквивалента, а в 2008 г.

должна превысить 1.2 млн.т.

Несмотря на высокую стоимость и факторы риска, проекты глубоководной разработки сулят участвующим в них компаниям значительные дивиденды.

Однако российские операторы в настоящее время даже не намечают реализацию глубоководных проектов, что может привести со временем к стратегическому отставанию, когда в повестку дня встанет вопрос об освоении месторождений на внешних окраинах расширенных арктических владений, где глубины моря будут варьировать от 1,5 до 2,5 км..

Задача разработки научных основ рациональной отработки месторождений в Арктике является исключительно актуальной. Акватории, шельфы и прибрежные зоны Арктики являются многофункциональными объектами природопользования. Чтобы выявить, учесть и, в конечном счете, оптимизировать все значимые взаимосвязи между человеком, хозяйством и природой в конкретных физико-географических и социально-экономических условиях необходимо следовать принципам комплексности и региональности [13,14]. Отраслевые подходы к управлению природопользованием здесь абсолютно неэффективны, особенно в условиях обострения межсекторной конфликтности ресурсопользователей и деградации экосистем в районах интенсивной хозяйственной деятельности. Не случайно ряд стран уже приступили к практической разработке планов интегрированного управления морским и прибрежным природопользованием (Норвегия, Канада, США), а в научной литературе появились фундаментальные обобщения принципов, подходов и результатов комплексного управления шельфовыми акваториями и исключительными экономическими зонами [13-17].

Концепция интегрального подхода к управлению включает в себя четыре важных компонента, совместный учет которых абсолютно необходим для успешного планирования:

- географический – в расчет должны приниматься взаимоотношения и взаимозависимости (физические, химические, биологические, экологические) между сухопутными, эстуарными, литоральными и морскими (шельфовыми) компонентами рассматриваемых акваторий;

- временной – поддерживается планирование и реализация управленческих действий в контексте долговременной стратегии;

- секторальный – совместно рассматриваются взаимоотношения между различными ресурсопользователями и связанные с ними социально экономические интересы и ценности;

- политический/институциональный – обеспечиваются как можно более широкие возможности консультаций между правительством, бизнесом, обществом в вопросах планирования, регулирования, разрешения конфликтов в социально-экономической сфере.

Решение проблем природопользования в рамках реализации интегрального подхода представляет собой исключительно сложную задачу. Опыт показывает, что каждая страна подходит к ее решению по-своему, исходя из своих возможностей и приоритетов. Применительно к морским системам управляющую стратегию целесообразно разрабатывать и осуществлять, как и на суше, по двум направлениям: опережающее управление и оперативное управление [14, 17].

Необходимость комплексного решения проблем природопользования в прибрежных зонах стимулировала появление нового научно- технического направления - комплексного управления прибрежными зонами (КУПЗ). В качестве объекта управления в этом случае рассматривается эколого экономическая система, выделенная с учетом существующих физико географических и административных границ, хотя не обязательно точно им следующая. Результатом управления должно стать устойчивое развитие прибрежных территорий, отвечающее требованиям экономической эффективности, рациональной эксплуатации природных ресурсов, оптимизации экосистем и ландшафтов.

Применительно к Западной Арктике первым интернациональным опытом создания интегральной стратегии развития морского и берегового секторов стала разработка в 1995-1997 г.г. «Плана действий по устойчивому развитию Мурманской области региона Баренцева моря» в рамках программы ООН «UNDP Capacity Building XXI» [18]. Одновременно на федеральном уровне в рамках государственной научно-технической программы «Комплексные исследования океанов и морей, Арктики и Антарктики» (в настоящее время – подпрограмма «Исследования природы Мирового океана» ФЦП «Мировой океан») КНЦ РАН приступил к разработке основ КУПЗ для Баренцевоморского сектора Арктики [19, 20]. Фундаментальной основой этих разработок служила «ноосферная концепция природопользования» [12, 21], предложенная КНЦ РАН на замену исчерпавшего себя принципа «покорения Севера», доминировавшего на начальных стадиях хозяйственного освоения Арктики. Ноосферная стратегия исходит из того, что повышенная уязвимость арктической природы обусловливает необходимость максимального сохранения ненарушенности естественной среды обитания, что предопределяет приоритетность разработки и реализации экологосбалансированной модели устойчивого недропользования в этой специфической зоне планеты [22].

В каком объеме использовать минеральные ресурсы Арктики, во многом связано с так называемой экономической доступностью. Процесс освоения ресурсов определяется соотношением цен добычи, перевозки и продажи добываемого природного сырья. И если две первых цены в сумме больше, чем цена продажи, то никто и никогда разрабатывать эти месторождения в условиях свободного рынка не станет. Перспективые стратегии развития экономики отработки месторождений углеводородного сырья можно строить на основе ресурсно-инновационной стратегии, объединяющей ресурсы и новые технологии [23]. При этом инновационные технологии способны выполнить роль мультипликатора. Ресурсно-инновационная стратегия последовательно переходит в инновационно-технологическую, но для этого требуется обеспечение трех условий:

- максимально полное, экономически оправданное и экологически безопасное извлечение всех полезных компонентов;

- глубокая и малоотходная переработка добытых ресурсов;

- энерго- и ресурсосберегающее использование первичных ресурсов, полученных на их основе продуктов, энергоносителей и произведенной энергии.

Мировой опыт и практика ведущих компаний свидетельствуют о быстром росте наукоемкости в сырьевом секторе энергетики. В качестве примера можно назвать прогресс в развитии геофизических технологий поиска и разведки месторождений углеводородов с созданием трехмерных моделей нефтегазовых полей, системное проектирование технологических цепочек и оборудования нового поколения, совершенствование технологий контроля и повышения нефтеотдачи пластов и другие технологии, наращивающие конкурентный потенциал новых ареалов нефтегазодобычи.

К числу основных механизмов и условий реализации ресурсно инновационной стратегии относятся следующие:

- государственная поддержка реализации ресурсно-инновационной стратегии, выраженная в системе приоритетов, механизмов их выполнения, федеральных законов и ведомственных распоряжений;

- объективная, регулярно уточняемая оценка потенциала отраслевых комплексов, отраслей, предприятий и компаний, образующих исходный базис для формирования инновационных и инвестиционных проектов и программ;

- создание современных налоговых механизмов, обеспечивающих не только стимулирование инновационной деятельности, поддержку коммерциализации результатов фундаментальных и поисковых исследований, но и освоение и распространение новых технологий и инновационных решений;

- поддержка инвестиций, направляемых государством и бизнесом в приоритетные с точки зрения ресурсно-инновационной стратегии отрасли и их комплексы в виде частно-государственных партнерств;

- поддержка потенциала конкурентоспособности отечественных производств путем финансирования проектов фундаментальных и поисковых исследований, разработки и финансирования программ создания инновационной инфраструктуры, целевого инжиниринга, совершенствование механизмов оценки конкурентоспособности;

- формирование совместно с бизнесом инновационных программ для ускоренной разработки новых и модернизации действующих технологий для отдельных производственно-технологических кластеров;

- поддержка потенциала внутреннего рынка путем содействия лизингу, ограничению инфляции, льготному кредитованию и др.;

- увеличение бизнесом затрат на исследования, разработки, освоение инноваций и новых технологий;

- активное и регулярное участие бизнеса в подготовке прогнозов технологического развития и в обсуждении их результатов;

- формирование совместно с наукой (научными центрами и отделениями РАН, прежде всего, расположенными на Севере), и инновационной средой условий перехода к бизнес-технологии, обеспечивающей достаточную конкурентоспособность и рентабельность;

- разработка и регулярное уточнение совместно бизнесом и образовательными структурами прогнозов подготовки и переподготовки квалифицированных кадров, и особенно профессиональных инновационных менеджеров, для реализации ресурсно-инновационной стратегии на среднесрочную и долгосрочную перспективу;

- оценка производственно-технологического потенциала отраслей, комплексов отраслей, предприятий, компаний и перспектив его использования;

- создание перспективных производственно-технологических кластеров, поддерживающих ресурсно-инновационную стратегию;

- активное участие институтов академии наук в подготовке технологических прогнозов и работке инновационных технологий на основе фундаментальной науки.

На современном этапе развития проблема конкурентоспособности северной продукции выходит на первый план. Для месторождений углеводородного сырья Арктики она является многофакторной и должна решаться по многим направлениям одновременно. Макроэкономическая стабилизация и институциональные реформы, направленные на создание современной рыночной инфраструктуры, развитие конкурентной среды, улучшение инвестиционного климата, безусловно, создают условия для эффективного развития арктической промышленности в долгосрочной перспективе, но в силу объективных причин эти преобразования не обеспечивают сами по себе достижения необходимых результатов в ближайшие годы. Должен быть сформирован качественно новый тип технологического и хозяйственного уклада Арктики.

Сегодня встает вопрос об обновлении самой фундаментальной составляющей технологий, использующихся в нефтегазовом комплексе. Меры для обновления можно разделить на 2 группы.

Первая – постепенная замена традиционных технологий в поиске и разведке, бурении и эксплуатации месторождений, переработке и хранении энергоносителей – внешне традиционными технологиями, но с существенными элементами технологий нового типа или нового поколения, нередко базирующихся на новых научных принципах, в т.ч., и на фундаментальных научных открытиях. К этой группе можно отнести новые образцы газо- и нефтепромыслового оборудования, для выпуска которых используются новые типы сплавов и покрытий, а также органических соединений в качестве присадок к смазочным материалам или компонентов буровых растворов.

Вторая группа – реализация технологий и внедрение оборудования и организационных решений, созданных и успешно действующих в продвинутых отраслях военно-промышленного комплекса, инфокоммуникаций, биотехнологий, физической химии и др.

В 2006 г в рамках Международной энергетической недели в Москве под эгидой структур «Большой Восьмерки» было принято решение о создании аналитического центра нефтяной и газовой промышленности, работы которого будут носить международный характер. Технологические взаимодействия и кооперация организаций при разработке инноваций — один из важнейших индикаторов инновационной активности и организационных возможностей научно-технологического потенциала. Результаты анализа данных Федеральной службы государственной статистики (ФСГС России) показывают, что проблемы эффективного использования научно-технологического потенциала имеют стратегические масштабы. Приступать к их решению необходимо немедленно, хотя результаты проявятся за пределами среднесрочной перспективы.

Литература 1. Федоренко Н.П. Россия: уроки прошлого и лики будущего / Н.П.Федоренко.

- М.: Экономика, 2001. – 489 с.

2. Думнов А.Д. Природно-ресурсный комплекс России: статистическая оценка 90 х годов / А.Д.Думнов // Вопросы статистики. - 2000. - № 5. - С.23-33.

3. Ноговицын Р.Р. Методологические основы рационального недропользования на Российском Севере (на примере Республики Саха (Якутия): Автореф. дисс. докт. экон. наук. - М., 2003. – 44 с.

4. Додин Д.А. Минерально-сырьевые ресурсы Российской Арктики (состояние, перспективы, направления исследований) / Д.А.Додин, А.Н.Евдокимов, В.Д.Каминский, О.И.Супруненко, В.И.Ушаков и др. - СПб: Наука, 2007. – 767 с.

Мнацаканян О.С. «Арктикморнефтегазразведка» - лидер освоения 5.

углеводородного сырья на шельфе российской Арктики / О.С.Мцаканян // Недропользование – XXI век. – 2007. – № 1. – С.81-85.

Ильинский А.А. Нефтегазовый комплекс Северо-Запада России.

6.

Стратегический анализ и концепция развития / А.А.Ильинский, О.С.Мнацаканян, А.Е.Череповицын. - СПб.: Наука, 2006. – 475 с.

Назаров В.И. Экономическая оценка нефтегазового потенциала 7.

арктического шельфа России / В.И.Назаров, Л.В.Калист // Нефть Газ Промышленность. – 2006. - № 6(26). – С.27-30.

Основные положения программы комплексного освоения ресурсов 8.

углеводородного сырья Северо-Западного региона России до 2020 года / ВНИГРИ, Санкт-Петербург, 2005. 276 с.

Васильев В.В. Оценка условий и перспектив использования природных 9.

ресурсов неразграниченных морских пространств в Арктической зоне / В.В.Васильев, М.А.Жуков, А.В.Истомин, В.С.Селин - Апатиты: изд. КНЦ РАН, 2007. – 147 с.

Виноградов А.Н. Горячей Арктике нужен холодный разум // Мурманский 10.

вестник, №166 (4309) от 03.09.2008, с.3;

доступ на www.murmvestnik.ru.

Актуальные проблемы Севера: анализ и рекомендации (научно 11.

аналитический доклад) / Аналитический доклад Научного совета РАН по вопросам регионального развития, ИСЭиЭПС Коми НЦ УрО РАН, ИЭП Кольского НЦ РАН. – Москва-Сыктывкар-Апатиты: Изд-во КНЦ РАН, 2007.

– 150 с.

Геополитические и экономические факторы формирования морской 12.

стратегии в российской Арктике. / Коллектив авторов, отв. ред.

С.Ю.Козьменко, В.С.Селин, А.Г.Столбов. – Апатиты: Изд-во КНЦ РАН.

2007. – 223 с.

Матишов Г.Г. Стратегия рационального природопользования на шельфе и в 13.

прибрежных зонах Европейского Севера / Г.Г.Матишов, В.В.Денисов, С.Л.Дженюк // Формирование основ современной стратегии природопользования в Евро-Арктическом регионе – Апатиты: Изд-во Кольского научного центра РАН. 2005. – 511 с.

Формирование основ современной стратегии природопользования в Евро 14.

Арктическом регионе // Под ред. В.Т.Калинникова и А.Н.Виноградова. – Апатиты: Изд. Кольского научного центра РАН, 2005. 15. Kalinnikov V., Vinogradov A., Developing the Natural Resources of the Barents Region: Opportunities and Dangers // Arctic Wilderness: the 5th World Wilderness Congress //Eds. V.G.Martin and N.Tyler // North American Press, Golden, Colorado, 1995, pp.230-239.

16. Matishov G.G. Role of procedure of environmental impact assessment (EIA) in elaborating the integrated project of the Barents Sea coastal zones / G.G.

Matishov, V.V. Denisov, Y.E. Kirillova // Ocean&Coastal Management. - 1998. V.41. - P.221-236.

17. Денисов В.В. Эколого-географические основы устойчивого природопользования в шельфовых морях (экологическая география моря) / В.В. Денисов. - Апатиты: Изд-во КНЦ РАН, 2002. - 502 с.

18. UNDP- Capacity 21: Murmansk region-Barents Sea Sustainable Development Project. Environmental Capacity-Building Action Plan for the Murmansk Region.

Murmansk-Boston-New York, 1997. 560 p.

19. Комплексные исследования процессов, характеристик и ресурсов российских морей Северо-Европейского бассейна (проект подпрограммы «Исследование природы Мирового океана» федеральной целевой программы ФЦП «Мировой океан»). Вып. 2. / колл. авторов, под ред акад.

Г.Г.Матишова. – Апатиты: Изд-во КНЦ РАН, 2007. - 633 с.

20. Калинников В.Т., Калабин Г.В., Виноградов А.Н. Кольский научный центр как базовое научное учреждение по изучению фундаментальных проблем эволюции природной среды и разработке рациональной системы природопользования в Евро-Арктическом регионе. Апатиты: изд. КНЦ РАН, 1994. - 20 с.



Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 10 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.