Перспективы развития топливно-энергетического комплекса России

Содержание

Введение 3
Глава 1. Анализ производства топливно-энергетического комплекса России 5
1.1 Производство нефти и нефтепродуктов в России 5
1.2 Добыча газа в России и его трубопроводный экспорт 7
1.3 Добыча угля в России и его экспорт 8
1.4 Технологическое развитие электроэнергетики 9
Глава 2. Прогнозы и перспективы развития российской энергетики 14
2.1 Прогнозы добычи и экспорта нефти в России 14
2.2 Прогнозы добычи и экспорта газа и угля в России 15
2.3 Обратный акциз в России 17
2.4 Эффекты цифровизации в топливно-энергетическом комплексе 19
Заключение 20
Список использованной литературы 21

Введение

Представленная работа посвящена теме «Перспективы развития топливно-энергетического комплекса России».
Проблема данного исследования носит актуальный характер в современных условиях. Об этом свидетельствует частое изучение поднятых вопросов.
Тема «Перспективы развития топливно-энергетического комплекса России» изучается на стыке сразу нескольких взаимосвязанных дисциплин. Для современного состояния науки характерен переход к глобальному рассмотрению проблем тематики «Перспективы развития топливно-энергетического комплекса России».
Вопросам исследования посвящено множество работ. В основном материал, изложенный в учебной литературе, носит общий характер, а в многочисленных монографиях по данной тематике рассмотрены более узкие вопросы проблемы «Перспективы развития топливно-энергетического комплекса России». Однако, требуется учет современных условий при исследовании проблематики обозначенной темы.
Высокая значимость и недостаточная практическая разработанность проблемы «Перспективы развития топливно-энергетического комплекса России» определяют несомненную новизну данного исследования.
Дальнейшее внимание к вопросу о проблеме «Перспективы развития топливно-энергетического комплекса России» необходимо в целях более глубокого и обоснованного разрешения частных актуальных проблем тематики данного исследования.
Актуальность настоящей работы обусловлена, с одной стороны, большим интересом к теме «Перспективы развития топливно-энергетического комплекса России» в современной науке, с другой стороны, ее недостаточной разработанностью. Рассмотрение вопросов связанных с данной тематикой носит как теоретическую, так и практическую значимость.
Результаты могут быть использованы для разработки методики анализа «Перспективы развития топливно-энергетического комплекса России».
Теоретическое значение изучения проблемы «Перспективы развития топливно-энергетического комплекса России» заключается в том, что избранная для рассмотрения проблематика находится на стыке сразу нескольких научных дисциплин.
Объектом данного исследования является анализ условий «Перспективы развития топливно-энергетического комплекса России».
При этом предметом исследования является рассмотрение отдельных вопросов, сформулированных в качестве задач данного исследования.
Целью исследования является изучение темы «Перспективы развития топливно-энергетического комплекса России» с точки зрения новейших отечественных и зарубежных исследований по сходной проблематике.
В рамках достижения поставленной цели автором были поставлены и решения следующие задачи:
Провести анализ производства топливно-энергетического комплекса России.
Представить прогнозы и перспективы развития российской энергетики.
Изложить системы санкций и их влияние на топливно-энергетический комплекс России.
Работа имеет традиционную структуру и включает в себя введение, основную часть, состоящую из 3 глав, заключение и список использованной литературы.
Глава 1. Анализ производства топливно-энергетического комплекса России1.1 Производство нефти и нефтепродуктов в РоссииВ марте 2019 г. среднесуточная добыча нефти в России продолжила снижение. В марте 2019 г. добыча нефти и газового конденсата в России выросла на 3% к марту 2018 г. и составила 47,8 млн т. При этом среднесуточная добыча нефти сокращается третий месяц подряд, и в марте показатель оказался на 119 тыс. барр./день меньше уровня октября 2018 г. (с учетом СРП). Минэнерго России заявляет, что цель по сокращению добычи на 225 тыс. барр./день (без учета СРП) к концу марта была достигнута.
Рис. 1. Динамика производства нефти в России
В марте 2019 г. переработка нефти в России сократилась. В марте 2019 г. сокращение производства бензина составило 1,7%, дизтоплива — 4,5%, мазута — 7,8% к марту 2018 г. Первичная переработка нефти впервые за 15 месяцев снизилась (-3%) относительно аналогичного периода прошлого года. На фоне сокращения объема производства нефтепродуктов отмечается высокая топливная обеспеченность на внутреннем рынке. По данным ФАС России, на конец марта 2019 г. запасы бензина на 10% превышают показатель за аналогичный период 2018 года, а дизтоплива — на 30%.
Поставки нефти в страны АТР продолжат расти при их сокращении в других направлениях. По данным ФТС России, в январе — феврале 2019 г. относительно января — февраля 2018 г. экспорт нефти из России в страны АТР вырос на 24%, но сократился в страны Европы и ближнего зарубежья на 11% и 7% соответственно. Экспорт российских нефтепродуктов в январе — феврале 2019 г. относительно января — февраля 2018 г. в страны Европы сократился на 10%, в страны АТР — на 13%, а в страны ближнего зарубежья — на 21%. В апреле Россия ввела ограничения на поставки топлива на Украину. Они включают в себя запрет на поставки сырой нефти и некоторых нефтепродуктов. Экспорт бензина и дизтоплива можно будет осуществлять только на основании специальных разрешений.
В апреле 2019 г. цены на дизтопливо значительно снизились (рис. 2). С 18 марта по 15 апреля 2019 г. розничные цены на дизтопливо в среднем по России сократились на 0,49 руб./л, что обусловлено снижением оптовых цен на дизтопливо в январе – феврале 2019 г. и переходом на летнее дизтопливо. 19 апреля на совещании Правительства России с нефтяными компаниями была достигнута договоренность о снижении цен на летнее дизтопливо на 1,1 руб./л по сравнению с текущими ценами. Цены на бензин не изменились.
Рис. 2. Розничные цены на бензины и дизтопливо в регионах России (на 15 апреля 2019 г.)
Россия ввела ограничения на вывоз нефтепродуктов на Украину. С 1 июня 2019 г. поставки бензина, дизтоплива, сжиженных газов и угля могут осуществляться после получения разрешения Минэкономразвития России. В 2018 году объем поставок дизтоплива из России на Украину достиг 2,7 млн т, что составляет около 52% спроса Украины на дизтопливо. Возможное снижение поставок дизтоплива из России вынудит Украину искать альтернативные источники и маршруты поставок.
1.2 Добыча газа в России и его трубопроводный экспортВ марте 2019 г. продолжился уверенный рост добычи природного газа в России. По итогам марта добыча газа составила 68,9 млрд куб. м, на 4,8% превысив уровень марта 2018 г. (по данным Росстата). В феврале возобновилась положительная динамика экспорта трубопроводного газа из России — по итогам месяца он увеличился на 5% к февралю 2018 г. (по данным ФТС России) (рис. 3).
Рис. 3. Динамика добычи газа в России
В феврале вырос экспорт трубопроводного газа из России после снижения в январе. По предварительным данным ФТС России, рост поставок был обеспечен странами дальнего зарубежья (+9,1% к февралю 2018 г.). Основной прирост спроса на российский газ обеспечили Австрия, Нидерланды и Словакия, в том время как крупнейшие потребители газа — Германия, Турция, Италия — сократили объем импорта. В феврале продолжилось снижение поставок российского газа в СНГ.
24 апреля 2019 г. дан старт первой отгрузке сжиженного природного газа (СПГ) на новом заводе по производству СПГ «Криогаз-Высоцк» в Ленинградской области. «Криогаз-Высоцк» мощностью 660 тыс. т в год (первая очередь) является первым среднетоннажным заводом по производству СПГ на Балтике. Предприятие планирует поставки СПГ на внутренний рынок для использования в качестве газомоторного топлива и газификации потребителей, удаленных от централизованных систем газоснабжения. Целевым рынком проекта также являются страны Северной Европы, Скандинавии и Балтийского региона. Завод «Криогаз-Высоцк» — совместное предприятие АО «Газпромбанк» и ПАО «НОВАТЭК». В 2020 году планируется запустить вторую очередь завода мощностью 1,1 млн т в год.
1.3 Добыча угля в России и его экспортВ марте 2019 г. в России добыча и экспорт угля продолжили рост (рис. 4). Добыча угля в марте 2019 г., по данным Минэнерго России, выросла на 2,8% к марту 2018 г. и составила 37,4 млн т, а экспорт вслед за январем показал небольшое снижение (-0,2%). Все большее внимание в России уделяется экологичности угольной отрасли. На Красноярском экономическом форуме, прошедшем в конце марта, обсуждались возможности создания и внедрения «чистых» технологий в угледобычу и угольную генерацию.
Рис. 4. Динамика добычи угля в России и его экспорта
В 2018 году 10 крупнейших угольных компаний России увеличили добычу, но их доля в национальной добыче угля сократилась. Суммарный рост добычи компаний составил 2,2%, а вклад в национальную добычу — 67,4%, что на 3 п.п. меньше, чем в 2017 году. Снижение добычи показали лишь 2 компании: ПАО «Мечел» (-8,8%) и АО УК «Кузбассразрезуголь» (-3%).
1.4 Технологическое развитие электроэнергетикиЭлектроэнергетика является системообразующей отраслью экономики, надежное и эффективное функционирование которой определяет экономическую и энергетическую безопасность страны. Это обуславливает большое значение технологического развития электрогенерирующих и сетевых компаний, повышение эффективности которых отражается на всей экономике. Лидером технологического развития в России является атомная энергетика, однако в последние годы заметный успех был достигнут и в других сферах электроэнергетики.
Вопросы обеспечения технологического развития электроэнергетики начали подниматься еще во времена РАО «ЕЭС России» в рамках концепций технической политики энергохолдинга на средне- и долгосрочный период. Первой после упразднения РАО «ЕЭС России» инициативой в сфере инноваций на государственном уровне, затронувшей электроэнергетику, стала разработка и реализация программ инновационного развития (далее — ПИР) государственными компаниями, с которой президент страны выступил в январе 2010 г. В соответствующий перечень государственных компаний включены семь электроэнергетических компаний: ГК «Росатом», ПАО «РусГидро», ПАО «РАО ЭС Востока», ПАО «Интер РАО», ПАО «ФСК ЕЭС», ПАО «Россети» и ПАО «СО ЕЭС». В 2014 году утвержден план мероприятий («дорожная карта») «Внедрение инновационных технологий и современных материалов в отраслях ТЭК» на период до 2018 года (далее — План), который создал единую систему управления инновационной деятельностью в отраслях ТЭК и сформировал набор инструментов поддержки инновационного развития. Одним из таких инструментов стал отбор и реализация национальных проектов, направленных на внедрение комплексных отраслевых решений. В рамках реализации Плана было одобрено 20 проектов, в том числе 10 проектов в электроэнергетике. В рамках исполнения Плана была также создана система прогнозирования и мониторинга научного-технологического прогресса в отраслях ТЭК, в основу которой лег утвержденный в 2016 году Прогноз научно-технологического развития отраслей ТЭК России на период до 2035 года (далее — Прогноз).
В сентябре 2016 г. президиумом Совета при Президенте Российской Федерации по модернизации экономики и инновационному развитию России одобрена «дорожная карта» «Энерджинет» Национальной технологический инициативой (далее — «Энерджинет»), разработанная совместно Минэнерго России, Агентством стратегических инициатив и другими заинтересованными сторонами. «Энерджинет» направлена на развитие отечественных комплексных систем и сервисов интеллектуальной энергетики и предусматривает реализацию ряда технических «пилотных» проектов. В декабре 2017 г. утвержден информационно-технический справочник наилучших доступных технологий (далее — НДТ) «Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии», разработанный Минэнерго России совместно с Бюро НДТ во исполнение Федерального закона от 21 июня 2014 г. №219-ФЗ. Справочник является документом национальной системы стандартизации и основным элементом государственного регулирования на основе НДТ, направленного на обновление производственных мощностей и внедрение новых технологий.
ТЭС составляют основу российской электроэнергетики. При этом в структуре ТЭС по видам топлива преобладают газомазутные электростанции (около 70%), что благоприятно сказывается на эффективности тепловой генерации благодаря более высоким значениям электрического КПД по сравнению с твердотопливными ТЭС. В рамках реализации программы по привлечению инвестиций в строительство новой генерации на основе договоров о предоставлении мощности (далее — ДПМ) в 2011-2017 годах в России, по данным Росстата, было введено 21,4 ГВт новых ТЭС, включая высокоэффективные парогазовые установки (далее — ПГУ) с КПД 50-54% (для сравнения: КПД существующих газотурбинных установок составляет 32-35%). В результате доля ПГУ в общем объеме установленных мощностей превысила 10%. Модернизация позволила заметно снизить удельный расхода топлива на отпуск электроэнергии — с 334 г у.т./кВт·ч в 2010 году до 311 г у.т./кВт·ч в 2017 году. Ситуация с угольными ТЭС несколько хуже. В России нет ни одного энергоблока на ультрарсверхкритических параметрах пара, КПД которых достигает 50% и более (для сравнения: КПД энергоблоков на сверхкритических параметрах парах составляет 43-45%). Единственной перспективной технологией, используемой в России, являются котлы с циркулирующим кипящим слоем (КПД свыше 39%). Данная технология применена при сооружении энергоблока №9 Новочеркасской ГРЭС (ПАО «ОГК-2»), введенного в эксплуатацию в 2016 году.
Российская атомная энергетика является одной из передовых в мире по опыту эксплуатации АЭС и уровню используемых технологий. В России работает первая и единственная действующая в мире АЭС (Белоярская) с промышленными реакторами на быстрых нейтронах — БН-600 (1981 год) и БН-800 (2016 год) с натриевым теплоносителем — которые существенно уменьшают объемы радиоактивных отходов за счет использования технологий замыкания ядерного топливного цикла. В 2020-х годах на Белоярской АЭС планируется построить более мощный энергоблок с реактором БН-1200. В феврале 2017 г. АО «Концерн Росэнергоатом» сдал в промышленную эксплуатацию первый в мире реактор поколения «3+», построенный по так называемым «постфукусимским» технологиям безопасности (сочетание активных и пассивных систем безопасности). Энергоблок №1 Нововоронежской АЭС-2 построен по проекту «АЭС-2006» с реактором ВВЭР-1200 мощностью 1200 МВт (крупнейшим в России). ГК «Росатом» ведет также работу по созданию и освоению реакторов средней и малой мощности, что обусловлено растущим интересом к этим технологиям в мире и внутренними потребностями (энергоснабжение удаленных территорий). Наиболее перспективными отечественными технологиями в этой сфере являются реакторы КЛТ-40С (используется в рамках строительства первой в мире плавучей АЭС) и ВБЭР-300 с водой под давлением, а также БРЕСТ и СВБР-100 на быстрых нейтронах со свинцовым и свинцово-висмутовым теплоносителем соответственно.
Отсутствие кардинальных технологических изменений в гидроэнергетике ведет к оптимизации существующих производственных процессов путем разработки новых конструкционных материалов и покрытий, а также развития дистанционных методов мониторинга состояния гидротехнических сооружений. Аналогичные направления инновационного развития указаны в рамках ПИР ПАО «РусГидро», на которое приходится около 60% установленных генерирующих мощностей российских ГЭС: технологии проектирования, строительства, реконструкции и ремонта ГЭС, мониторинг и эксплуатация оборудования и сооружений ГЭС, конструктивные решения ГЭС и ГАЭС.
Динамичное развитие альтернативных энергетических технологий в мире требует создания в стране соответствующих компетенций. С этой целью в 2013-2015 годах были утверждены механизмы поддержки ВИЭ на оптовом и розничном рынках, которые создали стимулы для развития отечественных производств соответствующего оборудования. Наибольшего прогресса пока удалось достигнуть в солнечной энергетике. В России были запущены заводы ГК «Хевел» (производство солнечных модулей в г. Новочебоксарске) и «ЕвроСибЭнерго» (выращивание слитков мультикристаллического кремния в г. Ангарске и сборке инверторов в г. Дивногорске), на которых компании производят оборудование для строительства своих СЭС. В 2017 году на заводе ГК «Хевел» была произведен переход на производство гетероструктурных солнечных модулей, сочетающих тонкопленочные и кристаллические технологии, с КПД более 22% (один из самых высоких в мире).
Основным драйвером технологического развития электросетевых компаний является изменение поведения потребителей электроэнергии: повышение требований к качеству электроснабжения и расширение использования собственной (распределенной) генерации, усложняющее процесс управления энергосистемой. Ответить на указанные вызовы помогает интеллектуализация (цифровизация) электросетевой инфраструктуры за счет внедрения информационно-коммуникационных технологий. С 2014 года в рамках «Энерджинет» реализуются пилотные проекты по апробации интеллектуальных технологий — в г. Калининграде (АО «Янтарьэнерго) и г. Севастополе (ООО «Севастопольэнерго»). В декабре 2017 г. начала работать первая в России цифровая подстанция ПС им. М.М. Сморгунова в г. Красноярске — 110 кВ/50 МВА (ПАО «Россети»), а в апреле 2018 г. — первый в России цифровой энергообъект сверхвысокого класса напряжения ПС 500 кВ Тобол (ПАО «ФСК ЕЭС»). До 2025 года планируется строительство еще 32 цифровых подстанций. ПАО «ФСК ЕЭС» внедряет также технологию дистанционного управления в магистральном электросетевом комплексе. По словам главы компании, в 2018 году данное решение будет реализовано на 18 подстанциях, а к 2021 году охватит около 100 энергообъектов.
Глава 2. Прогнозы и перспективы развития российской энергетики2.1 Прогнозы добычи и экспорта нефти в России
Вопросы будущего развития российской энергетики были затронуты в рамках WEO-2018, WOO-2018 и EO-2018, в соответствии с которыми Россия продолжит играть одну из ключевых ролей в мировой энергетике, оставаясь крупнейшим в мире экспортером первичных энергоресурсов. МЭА и ОПЕК в целом солидарны в своих оценках развития нефтяной отрасли России (постепенное снижение объемов добычи и экспорта нефти), однако заметно различаются в темпах ожидаемых изменений (рис. 5). МЭА прогнозирует резкое снижение объемов добычи нефти в России после 2025 года в среднем на 0,9% в год.
Рис. 5. Прогнозы добычи и экспорта нефти в России в 2017-2040 годах
В результате добыча нефти в России в 2017-2040 годах снизится на 2 млн барр./день (около 100 млн т нефти в год). Экспорт нефти за этот же период снизится на 2,3 млн барр./день. Основная причина — увеличение доли «трудной» нефти в структуре добычи в условиях сохранения санкций. Прогноз ОПЕК не предусматривает существенных изменений добычи и экспорта нефти в России: добыча нефти в 2017-2040 годах снизится всего на 0,2 млн барр./день (около 10 млн т), а экспорт нефти — на 0,6 млн барр./день (около 30 млн т), что объясняется ухудшением условий добычи нефти и ростом внутреннего потребления в России. BP в своем прогнозе несколько выбивается из общей картины, прогнозируя увеличение добычи нефти в России с 11 млн барр./день в 2016 году до 13 млн барр./день в 2040 году. Однако существенная разница вероятно обусловлена методологическими различиями (учет BP в добыче нефти помимо сырой нефти прочих жидких углеводородов).
Россия продолжит играть одну из ключевых ролей в мировой энергетике, оставаясь крупнейшим в мире экспортером первичных энергоресурсов.
2.2 Прогнозы добычи и экспорта газа и угля в России
Поскольку прогноз ОПЕК не содержит подробных данных по добыче и экспорту газа в сравнении используются только прогнозы МЭА и BP. Оба прогноза предусматривают значительное увеличение добычи газа в России до 2040 года: на 14% у МЭА и на 29% у BP (рис. 6).
Рис. 6. Прогнозы добычи и экспорта газа в России в 2017-2040 годах
В обоих случаях практически весь прирост пойдет на экспорт. Заметная разница между фактическими и прогнозными значениями МЭА и BP вероятно связана с тем, что BP не учитывает в рамках показателя добычи газа объемы добычи попутного газа. По объемам добычи газа Россия, по данным МЭА, будет уступать только США, где уже к 2030 году будет добываться свыше 1 трлн куб. м. Россия, по прогнозу МЭА, в отличие от других стран экспортеров угля будет продолжать наращивать инвестиции в добычу угля. В результате объем добычи угля в России в 2017-2040 годах будет расти в среднем на 0,2% в год до 330 млн т у.э. В условиях стагнации внутреннего спроса весь прирост пойдет на экспорт, объем которого за рассматриваемый период вырастет до 189 млн т у.э. (+45 млн т). BP напротив прогнозирует незначительное (на 3 млн т у.э.) сокращение добычи, однако солидарна с МЭА в оценках роста экспорта угля из России (рис. 7).
Рис. 7. Прогнозы добычи и экспорта угля в России в 2017-2040 годах
Следует отметить, что данные новых энергетических прогнозов по России оказываются заметно ниже прогнозных данных проекта Энергетической стратегии России до 2035 года (ЭС-2035, базовый сценарий). Существенные расхождения имеются как по нефти, так и по газу. Прогнозные данные МЭА и ОПЕК по добыче нефти в России в 2035 году меньше данных в ЭС-2035 на 55 и 45 млн т соответственно, а по газу (по сравнению с данными МЭА) — на 89 млрд куб. м.
2.3 Обратный акциз в РоссииГосударственная политика в России в сфере нефтепереработки и нефтепродуктообеспечения направлена на решение ряда ключевых задач, сложность которых связана с их комплексностью и взаимным влиянием (часто противоположным):
обеспечить экономику и население нефтепродуктами в требуемом объеме;
удерживать цены на нефтепродукты на приемлемом (доступном для потребителей) уровне, не «разгоняющем» инфляцию; повысить экологические стандарты моторных топлив;
увеличить добавленную стоимость переработки нефти на территории страны.
Помимо этого, государство заинтересовано увеличить доходы бюджетов всех уровней от деятельности нефтяной отрасли, а также расширить возможности экспорта нефти для диверсификации направлений поставок и обеспечения международных договоров. Механизмы регулирования Реализация указанных целей в условиях отсутствия ценового регулирования на нефть и нефтепродукты и прямого государственного участия в проектах нефтяной отрасли (капитальные вложения бюджетных средств и средств государственных внебюджетных фондов) требовала на протяжении последних 20 лет постоянного изменения параметров таможенно-тарифного и налогового регулирования в зависимости от конъюнктуры внешних рынков и динамики развития экономических процессов внутри страны. Основные механизмы государственного регулирования, применявшиеся в России за эти годы, по-разному влияли на развитие нефтепереработки.
Ценовые и фискальные условия, сложившиеся в отрасли к 2018 году, привели к значительному снижению операционной рентабельности переработки нефти, что привело к увеличению сроков окупаемости проектов по модернизации НПЗ и, таким образом, снизило их привлекательность как объекта инвестирования. На этом фоне реализация части проектов модернизации отрасли, включая предусмотренные четырехсторонними соглашениями, была смещена на более поздние сроки, а часть проектов отменена.
Заметный рост розничных цен на моторное топливо в мае 2018 г. вызвал большой общественный резонанс. В срочном порядке был предпринят ряд мер государственного регулирования для сдерживания цен, включая повышение рентабельности переработки. Меры были включены в пакет законов о завершении налогового маневра и заключались во введении акциза на нефтяное сырье, по которому можно получить вычет с повышающим коэффициентом («обратный» или «отрицательный» акциз). Право на вычет возникает у лица, зарегистрировавшегося в качестве переработчика нефтяного сырья.
Таким образом, одним из стимулов к модернизации НПЗ становятся условия получения свидетельства о регистрации: попадание в санкционный список, реализация на внутреннем рынке автобензина и (или) нафты свыше определенного объема, заключение соглашения о модернизации НПЗ. Ставка акциза на нефтяное сырье определяется по сложной формуле с рядом коэффициентов, зависящих от цены на нефть, курса доллара, корзины продуктов переработки, региона местонахождения НПЗ.
Вычетам подлежат удвоенные суммы акциза, увеличенные на значение демпфирующей составляющей (введена для стимулирования поставок моторных топлив на внутренний рынок и недопущения роста цен на них выше определенного уровня).
Величина демпфирующей составляющей рассчитывается как часть суммы экспортных премий автобензинов и дизтоплива, реализованных на внутреннем рынке. Эта составляющая может быть как положительной, так и отрицательной и, следовательно, как повышать, так и снижать компенсирующее действие вычета акциза на нефть. При этом есть условие (ценовой коридор): если оптовая цена в России отклоняется более чем на 10% от установленной величины экспортной альтернативы, то демпфирующая составляющая обнуляется. Однако при снижении экспортного паритета обнуление составляющей не будет справедливым.
В настоящее время проводится работа по уточнению соответствующей нормы Налогового кодекса (обнуление должно происходить только при отклонении экспортной цены в сторону увеличения). Также для получения стабилизационного эффекта в актуальных условиях рассматривается вопрос о снижении базовых цен нефтепродуктов, используемых при расчете демпфирующей компоненты. Необходимо отметить, что фиксация на уровне закона цен на топливо и величины понижающего коэффициента не позволяет оперативно реагировать на изменение макроэкономических условий.
2.4 Эффекты цифровизации в топливно-энергетическом комплексеТенденции к внедрению цифровых технологий не могли не затронуть нефтегазовый сектор, хотя он нередко считается одним из островков консерватизма в контексте цифровизации. Ожидаемые эффекты, хотя они и могут достигать по масштабу сотен миллиардов долларов, пока остаются локальными и не трансформируют нефтегазовую отрасль. Одним из важнейших эффектов может стать повышение эффективности государственной политики в связи с цифровизацией ряда государственных функций — в частности, в налоговой сфере.
Цифровизация (диджитализация) — многомерное явление, связанное с распространением технологий анализа данных в цифровой форме, которое объединяет совершенно разные по масштабу процессы. В некоторых отраслях цифровизация коренным образом меняет отраслевой ландшафт. Она не только заставляет кардинально пересмотреть бизнес-процессы, но и приводит к появлению новых участников с особыми функциями и, как правило, серьезной рыночной властью — агрегаторов или владельцев цифровых платформ. Это уже произошло на рынках перевозок такси или аренды жилья. На таких рынках с полным правом можно говорить о цифровой трансформации.
Заключение

Межотраслевой топливно-энергетический комплекс (ТЭК)- это система добычи и производства топлива и энергии, их транспортировки, распределения и использования. В экономике России он занимал и продолжает занимать ведущее место. Комплекс производит около 25% промышленной продукции России, является важнейшим источником формирования бюджета страны, обеспечивает примерно половину валютных поступлений от экспорта продукции. В ТЭК входят отрасли топливной промышленности (нефтяная, газовая, угольная, сланцевая, торфяная) и электроэнергетика. 
Технический прогресс в электроэнергетике России и мира в обозримом будущем может стать ключом к проведению масштабных преобразований в экономике. В российских условиях успехи в атомной энергетике нужно дополнить модернизацией тепловой генерации. Требуется также расширение использования современных технологий в сфере альтернативной энергетики, учитывая географический характер размещения производственных активов и населения страны. Еще одной технологической задачей выступает цифровизация сетевой инфраструктуры в условиях индивидуализации спроса на электроэнергию. Рост спроса на газ в Китае сопровождается постепенной либерализацией рынка газа страны. Важным шагом в проведении реформ является запуск биржевых торгов газом в Шанхае и Чунцине, что способствует развитию гибкости в системе газоснабжения. В более отдаленной перспективе Китай может стать региональным центром торговли газом за счет увеличения объемов потребления и импорта газа, а также развития биржевой торговли.
Список использованной литературы

Быстрицкий Г. Ф. Общая энергетика. Производство тепловой и электрической энергии [Текст] : учеб.для вузов / Г. Ф. Быстрицкий, Г. Г. Гасангаджиев, В. С. Кожиченков. - 2-е изд., стер. - М. : КноРус, 2014. - 407 с.
Земсков В. И. Возобновляемые источники энергии в АПК [Текст] : учеб.пособие для вузов / В. И. Земсков. - СПб.: Лань, 2014. - 355 с.
Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии [Текст] : учеб.пособие для вузов / ред. В. В. Денисов. - Ростов н/Д : Феникс, 2015. - 318 с.
Правила устройства электроустановок в вопросах и ответах [Текст] : пособие / авт.- сост. В. В. Красник. - М. : Энас, 2014. - 510 с.
Сайт аналитического центра при Правительстве Российской Федерации [Электронный ресурс]: http://ac.gov.ru/files/publication/a/21961.pdf (дата обращения: 17.05.2019)
Справочник по проектированию электрических сетей [Текст] : справочник / ред. Д. Л. Файбисович. - 4-е изд., перераб. и доп. - М. : Энас, 2012. - 374 с.
Торшин В. В. Перспективные машины и аппараты для энергетики и транспорта [Текст] : монография / В. В. Торшин, Ф. Ф. Пащенко, Л. Е. Круковский. - М. : Либроком, 2013. - 299 с.
Физико-технические основы современной ядерной энергетики. Перспективы и экологические аспекты [Текст] : монография / В.А.Апсэ [и др.]. - Долгопрудный: Интеллект, 2014. - 295 с.
Экономика и управление в энергетике [Текст] : учеб.для вузов / Гос.ун-т управления ; ред. Н. Г. Любимова. - М. : Юрайт, 2015. - 485 с.
Электропитающие системы и электрические сети [Текст] : учеб.пособие для вузов / Н.В.Хорошилов [и др.]. - Старый Оскол : ТНТ, 2011. - 351 с.
Энергетика, радиотехника, электроника и связь [Текст] : сб.науч.тр. / Редкол.:О.З.Рутгайзер; М-во образования и науки РК. Алмат.ин-т энергетики и связи. - Алматы : АУЭС, 2013 - . Ч.2 : Радиотехника, электроника и связь. - 73 с.
Энергетика, телекоммуникации и высшее образование в современных условиях [Текст] : тез.докл. 9-ой Междунар.науч.-техн.конф., 9-11 октября / Алматин.ун-т энерг. и связи. - Алматы : АУЭС, 2014. - 342 с.
Энергосберегающие технологии в промышленности [Текст] : учеб.пособие для сред.проф.образования / А. М. Афонин [и др.]. - 2-е изд. - М. : Форум ; М. : ИНФРА-М, 2015. - 270 с.