Оценка влияния ресурсных ограничений на развитие ТЭК России до 2025 г. (модельный подход)

Куликов

ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ РЕСУРСНЫХ ОГРАНИЧЕНИЙ НА РАЗВИТИЕ ТЭК РОССИИ ДО 2025 г.

Актуальность моделирования развития энергетики России. Вследствие ключевого положения топливно-энергетического комплекса (ТЭК) и экспорта энергоресурсов (ЭР) для экономического состояния России и развития ее государства стратегия развития ТЭК России и оптимальное использование ЭР страны всегда имели важное значение. Экспорт нефти и природного газа из-за его превалирующей доли в общем экспорте не только является определяющим для валютных поступлений, но и одновременно может лимитировать использование ЭР в других отраслях экономики из-за их относительной ограниченности. Распределение добытых и произведенных ЭР - сложная задача в виду технологических ограничений на мощности по их добыче, переработке и транспортировке из-за инерционности создания дополнительных мощностей и дефицита капиталовложений. Вместе с тем, использование ЭР характеризуется различной энергетической и экономической эффективностью.

Стратегии развития ТЭК (в том числе и экспортной его части) уделяется повышенное внимание в различных научных исследованиях (см., например, [1-3]). Оценка вариантов развития и их последствий, выявление механизмов оптимального использования ЭР; анализ и прогнозирование структуры ТЭК и влияние на нее таких факторов, как экспортная стратегия России; динамика роста ВВП, конъюнктура внешнего рынка, возможности создания в будущем новых, еще не известных источников энергии, - актуальные вопросы для российской экономики. Решение этих задач в силу их чрезвычайной сложности как по сути, так и по объемам информации, возможно только на основе методов математического моделирования.

240

До 80-х годов прошлого века в бывшем СССР модели ТЭК широко применялись для оптимизации структуры топливно-энергетических балансов (ТЭБ) страны и союзных республик (см. например, [4-9]). Однако в силу ограниченных возможностей вычислительной техники и ряда других причин в то время они оказались мало эффективными и перестали использоваться. В результате, опыт этих разработок оказался практически утерянным, а изменившиеся сегодня экономические условия в большой степени нивелировали значимость полученных тогда результатов.

В отличие от России, за рубежом достигнут значительный прогресс в области применения математических моделей для прогнозирования развития ТЭК. Практически все развитые страны сегодня обосновывают свою энергетическую политику с помощью модельных исследований. К числу наиболее известных относятся MARKAL [10], MESSAGE [11], NEMS [12] и EFOM [13, 14]. Разработка этих моделей связана с большими затратами, особенно в части информационного обеспечения, и многолетним опытом их использования для решения широкого круга задач, связанных с развитием ТЭК. Однако эффект, полученный от этого, далеко превосходит затраты на их создание.

Таким образом, целью данной работы является как исследование воздействия экспорта и запасов неразведанных ресурсов на ТЭБ, добычу ЭР, валютные поступления от их экспорта и структуру инвестиций в ТЭК, так и апробация нового инструмента исследования стратегических альтернатив российской энергетики - оптимизационной модели ТЭК.

Оптимизационная модель ТЭК. Основой результатов дальнейшего исследования является оптимизационная модель ТЭК, разработанная в ИНП РАН под руководством Ю.В. Синяка при непосредственном участии автора настоящей статьи"'. Модель описывает взаимосвязи основных элементов ТЭК в динамике их изменений и позволяет выбрать наилучшее решение по формированию структуры ТЭБ по заданному критерию.

Целью создания модели является оценка стратегических альтернатив развития ТЭК России в части прогнозирования ТЭБ, баланса мощностей и инвестиционного спроса, а также требований и ограничений по сохранению и охране окружающей среды на структуру ТЭБ страны.

1 В процессе работы над оптимизационной моделью автор принимал участие в создании схем добычи топлива, преобразования энергоресурсов и потребления энергии, формировании типового блока линейных уравнений и неравенств модели и его развертывания на всю энергетическую систему, а также осуществлял детальную проработку инструментария к модели для вывода и предоставления выходных данных решения, описания оценки динамики уровня добычи топлив по месторождениям посредством ее аппроксимации.

241

Системный подход и его принципы положены в основу разработанной модели. Система ТЭК выделена из российской экономики, между ее элементами установлены взаимосвязи, определяющие состояние энергетики. При создании модели описаны схемы добычи топлива, генерирования, транспортировки, распределения и потребления энергии, которые образовали соответствующие ее подсистемы и блоки. Взаимосвязи между элементами системы ТЭК были представлены в виде линейных уравнений и неравенств. (Более подробно о системном подходе в энергетике см., например, в [15-18].) Разработанная математическая модель линейного программирования включает более 5000 уравнений и неравенств, 6400 переменных. Для повышения оперативности в работе с ней были разработаны вспомогательные подсистемы, позволяющие формировать исходные условия и выходные данные модели. Выдача результатов расчетов по модели осуществляется в виде 55 аналитических таблиц.

Временной интервал прогнозирования. Модель ТЭК является динамической. В текущей версии она позволяет выделить до 6 прогнозных периодов по 10 лет каждый. Базовым годом модели является 1995 г., по которому выполнена настройка и верификация модели.

Способ задания элементов системы Все элементы системы представлены в трех разрезах: территориальном, отраслевом и технологическом. Группировка по территориальному признаку осуществлена путем разбиения территории России на три укрупненных региона: «А» -Европейская часть, «В» - Урал и Западная Сибирь, «С» - Восточная Сибирь и Дальний Восток. В части ЭР выделены пять основных подсистем: природный газ, нефть, уголь, электроэнергия и теплоэнер-гия. К технологическим признакам модели отнесены следующие группы преобразования энергии: добыча первичных ЭР, переработка ЭР, (производство электро- и теплоэнергии) и конечное потребление энергоносителей (промышленность, сельское хозяйство, транспорт, население, неэнергетические нужды).

Критерий оптимальности. В качестве целевой функции принята недисконтированная сумма затрат в системе по всем периодам прогнозирования. Предусмотрена и возможность задания иных целевых функций (например, суммарные инвестиции, выбросы в окружающую среду и т.п.).

Исходные гипотезы и предпосылки для моделирования развития ТЭК до 2025 г. Оценка запасов природных ЭР ресурсов (уголь, нефть, газ). Для проведения достоверной оценки ЭР существует практика разделения природных ЭР на группы, различающиеся по своим характеристикам и степени разведанности. Важную роль поэтому играет методология классификации ресурсов по различным

242

категориям. Однако, в разных странах существуют различные методы разделения на классы, которые отличаются от подхода, который принят для классификации ресурсов. Вместе с тем, предпринимались попытки создать общую международную классификацию ЭР. Ознакомление с классификациями ЭР показывает, что в них одни и те же термины могут означать разные группы ЭР (более подробно о классификации ЭР см. в [13, 19]).

В целях упрощения используемая в модели ТЭК классификация предполагает разделение природных ЭР на три категории по стоимости их добычи: разведанные дешевые (категория I), неразведанные /умеренно дорогие (категория II) и неразведанные / дорогие (категория III). Оценки запасов, которые взяты как базовые, были произведены на основе работ [20, 21]. На данном этапе исследования распределение суммарных ресурсов по конкретным месторождениям сделано на основе экспертных оценок.

Усредненные оценки природных ресурсов угля, природного газа и нефти, а также данные по их добыче приведены в Приложении 1. Оценки соответствуют средним значениям, приводимым в других источниках. Прогнозная динамика разработки месторождений проводилась методом экстраполяции по параболе в зависимости от начального объема запасов данной категории и времени разработки месторождений. Этот вариант добычи был принят как базовый. Необходимые для экономического анализа данные по удельным капитальным вложениям и стоимость добычи даны в Приложении 2.

Большой разброс в оценках неразведанных запасов ЭР предполагает, что данные базового варианта также характеризуются различной степенью неопределенности. Поскольку вопрос обеспеченности природными ресурсами является ключевым для составления прогнозов развития экономики и энергетики, было рассмотрено несколько вариантов неразведанных запасов природных ЭР. Дополнительно к базовому рассмотрены два условных варианта оценок запасов энергоресурсов: оптимистический (обозначенный как «U», Up), который базируется на предположении, что неразведанные запасы нефти и газа могут оказаться на треть больше базовых; и пессимистический (обозначенный как «D», Down), который исходит из того, что неразведанные запасы нефти и газа оказываются на 1/3 ниже базовых.

Формирование спроса на энергоносители. При прогнозировании энергетики важную роль играет оценка энергопотребления, которая в первую очередь определяет объемы и структуру ТЭБ. В настоящем исследовании конечный спрос на ЭР сформирован, исходя из роста ВНП на 4% в год до 2025 г., некоторого сокращения численности на-

243

селения России до 135-140 млн. чел. и снижения энергоемкости примерно на 1% в год.

Сценарии формирования экспорта ЭР. Для исследования влияния экспортной политики рассмотрены два возможных варианта экспорта российских ЭР. Базовый вариант (обозначенный как «0») приведен в табл. 1 и предусматривает неуклонный рост экспорта ЭР в течение всего периода. Такой вариант может быть обусловлен экономическими, социальными и технологическими факторами, которые будут действовать в начале XXI в2.

Таблица 1

Базовый вариант (0) экспорта ЭР, млн. т н.э.*

Энергоресурс 1995 г. 2005 г. 2015 г. 2025 г. 2025 г. /1995 г., %

Уголь Нефть Газ Всего * Тонна нефтя свойствам экви 12,2 122 178,2 312,4 ного эквивал валентное о 12,5 135 194,4 341,9 ента (т н.э дной тонне н 14 120 218,7 352,7 ) — количест ефти. 19 115 234,9 368,9 во топлива 155,4 94,3 131,8 118,1 по энергетическим

Гипотезой второго варианта, обозначенного как N0 (табл. 2), является сокращение к 2025 г. экспорта сырой нефти в 2 раза по сравнению с базовым вариантом. Во втором варианте предполагается, что недостающее ее количество восполняется путем наращивания экспорта природного газа.

Таблица 2

Вариант N0 экспорта ЭР, млн. т н.э.

Энергоресурс 1995 г. 2005 г. 2015 г. 2025 г. 2025 г. /1995 г., %

Уголь 12,2 12,5 14 190 155,4

Нефть 122 135 98,8 57,5 47,1

Газ 178,2 194,4 243,4 292,4 164,1

Всего 312,4 341,9 356,2 368,9 118,1

Сделанные допущения легли в основу трех вариантов оценки запасов ЭР и двух вариантов развития экспорта топлива до 2025 г. Эти варианты сформировали шесть возможных сценариев. Первый из них, который обозначен как В0, является комбинацией базовых вариантов оценки запасов и развития российского экспорта. Он наиболее вероятен для развития энергетики России. Два сценария, которые

2 См. напр., статью А.С. Некрасова и Ю.В. Синяка «Долгосрочные тенденции развития энергетического комплекса России» в [22].

244

также основываются на базовом варианте развития экспорта, различаются по оценкам ЭР. Один из них, обозначенный как D0, берет в качестве предпосылки пессимистический вариант запасов энергоресурсов, другой, обозначенный как (70, основан на оптимистическом варианте оценок запасов ЭР. Аналогично сформированы сценарии, которые являются комбинацией вариантов оценок запасов и сценария N0 (БЫО, БЫО и (N0 соответственно).

Анализ результатов сценарных расчетов развития ТЭК до 2025 г Сценарные расчеты на оптимизационной модели позволили получить результаты, которые отражают прогнозные изменения в структуре и объеме производства ТЭК России. Изменения, в первую очередь, касаются структуры и объема добычи, инвестиций и экспортной выручки.

Структура добычи первичных ЭР. Сравнительный анализ прогнозов добычи (производства) первичных ЭР в 2025 г. для исследуемых сценариев представлен на рис. 1. В целом суммарный объем добычи (производства) ЭР незначительно меняется от сценария к сценарию.

Обращает на себя внимание увеличение добычи угля и природного газа, а также снижение нефтедобычи к 2025 г. как в долевом отношении, так и в натуральном выражении. В сценарии В0 прогноз дает значительный прирост объема добычи газа. Сценарий БNG в целом близок к базовому (В0), среди отличий можно заметить большее снижение уровня добычи нефти. В прогнозе D0 по сравнению с базовым добыча угля более, а природного газа, наоборот, менее значительна. При таких же оценках запасов ЭР, но другой экспортной политике (сценарий DNG) наблюдается чуть меньший прирост газодобычи в 2025 г. и самый низкий среди всех сценариев уровень добычи нефти.

В сценарии (0 доля природного газа больше, чем в В0, в основном за счет сокращения доли угля. Если при тех же оптимистических оценках запасов ЭР взять второй вариант экспортной политики (сценарий (N0), то прогноз дает небольшое по сравнению со сценарием (0 смещение соотношения добычи нефти и угля в пользу последнего.

Кроме того, в ТЭБ за 2025 г. появились такие компоненты, как водород и новые источники. Детальное изучение прогноза потребления ЭР говорит о том, что водородное топливо будет использоваться в 2025 г. на транспорте. Доля новых источников в производстве ЭР прогнозируется на уровне от 0,3% в сценарии (0 до 4,8% в сценарии D0. Таким образом, прогнозируемое производство новых источников в 2025 г. будет иметь величину, которая будет сравнима с гидро-и атомной энергией (и даже превосходить их). Это особенно характерно для сценариев D0, DNG и (N0, что вполне объяснимо, поскольку заложенная в данные сценарии нехватка ресурсов должна стимулировать поиск и использование новых источников.

245

Млн. т н.э.

Рис. 1. Добыча (производство) первичных ЭР в 2025 г. по сценариям:

нефть  природный газ  уголь

атомная энергия  гидроэнергия  новые источники

Использоваться они будут главным образом населением и в коммунально-бытовом хозяйстве. В целом прогнозируемые в 2025 г. добыча и производство ЭР вырастут по сравнению с 1995 г. в среднем на 40%, изменяясь в диапазоне от 39 (сценарий БЫО) до 42% (сценарий Б00).

1 600 000

1 400 000

1 200 000 -

1 000 000 -

0

246

В отличие от новых источников, добыча угля в пессимистических вариантах оценки запасов увеличивается не на порядок, а всего в два раза. Это связано с тем, что в условиях недостатка природных нефтяных ресурсов для внутреннего потребления и экспорта часть угля будет идти на покрытие этого дефицита и выработку синтетической нефти.

В табл. 3 представлен прогноз добычи первичных ЭР для базового сценария (В0) развития российской энергетики с разбивкой по месторождениям. Согласно данным, добыча угля в России, скорее всего, будет находиться на стабильном уровне в 2005-2015 гг., так как в эти годы возможности добычи газа будут благоприятными. Однако на 2015-2025 гг. прогнозируется резкий рост объема добычи угля, что можно объяснить увеличением потребности в ЭР вследствие при нехватке природной нефти.

Таблица 3

Прогноз динамики структуры добычи угля, нефти и газа для базового сценария

Показатель по регионам 1995 г. 2005 г. 2015 г. 2025 г.

Добыча угля, всего, млн. т н.э. 140000 171804 172000 294000

Регион А 25193 26750 29000 31000

Печорское месторождение 13193 15600 17000 20000

Прочие месторождения 12000 11150 12000 11000

Регион В 88807 118704 123000 230500

Кузнецкое месторождение 55807 76704 72000 110000

Канско-Ачинское месторождение 13000 32000 51000 114000

Прочие месторождения 20000 10000 0 6500

Регион С 26000 26350 20000 32500

Добыча природного газа, всего, млн. куб. м 589124 637542 860000 939000

Регион А 42000 37500 43000 45000

Прикаспийское месторождение 5000 10600 24000 33500

Прочие месторождения 37000 26900 19000 11500

Регион В 541724 585282 775000 830000

Регион С 5400 14760 42000 64000

Якутское месторождение 1800 4000 10500 16000

Сахалинское месторождение 0 2760 10500 16000

Иркутское месторождение 1800 4000 10500 16000

Прочие месторождения 1800 4000 10500 16000

Добыча нефти, всего, млн. т н.э. 305617 310000 253500 230000

Регион А 86200 71340 55500 52500

Прикаспийское месторождение 3500 15500 21000 20500

Месторождение Коми 4700 15840 25500 28000

Прочие месторождения 78000 40000 9000 4000

Регион В 214417 222500 176000 150000

Регион С 5000 16160 22000 27500

Сахалинское месторождение 4000 2000 0 0

Прочие месторождения 1000 14160 22000 27500

247

В перспективе до 2025 г. (рис. 2) добыча угля в Европейской части страны будет медленно расти, достигнув к концу рассматриваемого периода времени 121% от уровня 1995 г. Прирост добычи будет обеспечиваться главным образом за счет увеличения спроса на электростанциях. Основной прирост добычи угля будет наблюдаться в регионе В - на 259% (порядка 140 млн. т н.э.) к объему 1995 г. за счет Канско-Ачинского (прирост более 100 млн. т н.э.) и Кузнецкого (прирост около 55 млн. т н.э.) бассейнов. По прочим месторождениям прогнозируется снижение добычи более, чем на 10 млн. т н.э. Регион В будет восполнять недостаток угля в Европейской части, и к 2025 г. объем такой компенсации может достичь 47,5 млн. т н.э. Что касается региона С, то объем добычи угля будет медленно возрастать и достигнет к 2025 г. прироста в 26% к базовому году. Прогнозируемые поставки угля как в регион С, так и из него в другие регионы страны практически незначительны.

Млн. т н.э.

350 000

300 000 250 000 200 000 150 000 100 000 50 000

0

1995

Год

2005

2015

2025

Рис. 2. Динамика добычи угля по регионам (сценарий В 0):  Регион А Ш Регион В  Регион С

Динамика добычи природного газа, наоборот, сначала в 20052015 гг. испытывает резкий рост на 220 млрд. куб. м (37% от уровня базового года), который потом (с 2015 по 2025 гг.) замедляется до 130 млрд. куб. м. Это связано с тем, что в 2005-2015 гг. природный газ будет более выгодным для расширения производства и использования, чем остальные природные ЭР.

В перспективе добыча природного газа в Европейской части страны (рис. 3) будет оставаться практически на стабильном уров-

248

не - 45 млрд. куб. м. Главный прирост добычи газа страны, как и сегодня, будет обеспечиваться за счет Западной Сибири, где добыча вырастет к 2025 г. более чем в полтора раза. В том числе поставки в Европейскую часть составят 370 млрд. куб. м, экспорта за рубеж - 270 млрд. куб. м, внутреннее потребление, которое вырастет в два раза (до 188 млрд. куб. м в 2025 г). В регионе С добыча природного газа будет увеличиваться и к 2025 г. может превысить объем добычи в Европейской части. На графике видно, что за прогнозируемый период идет неуклонное увеличение доли региона С в общей газодобыче.

Млрд. куб.м

1 000 000 900 000 800 000 700 000 600 000 500 000 400 000 300 000 200 000 100 000 0

Год

2005

2015

2025

Рис. 3. Динамика добычи природного газа по регионам (сценарий В 0):  Регион А § Регион В  Регион С

Прогноз добычи нефти (рис. 4) показывает, что после 2005 г. следует ожидать заметного падения ее объема к 2025 г. до уровня 230 млн. т н.э. (на 23%). Причина этого заключается, видимо, в том, что прогнозируемые экономические показатели добычи нефти оказываются хуже, чем у других конкурирующих ЭР.

Млн. т н.э.

350 000 -, 300 000 -250 000 200 000 150 000 -100 000 -50 000 0

1995 2005 2015 2025 Год

Рис. 4. Динамика добычи нефти по регионам (сценарий В 0):

Регион А  Регион В  Регион С

249

В Европейской части добыча нефти постепенно падает к 2025 г. до 52,5 млн. т н.э. - 75% от уровня 1995 г. Обеспечение требуемым количеством осуществляется за счет Западной Сибири и Урала, в которых, тем не менее, добыча падает на 31% от уровня базового года (до 150 млн. т н.э.). В общем падении объема выработки это составляет более 85%. Поставки из этого региона в Европейскую часть России вырастают к 20052015 гг. в 2,5 раза (порядка 30 млн. т н.э.), но затем падают до первоначального уровня. В регионе С, наоборот, добыча растет (до 27,5 млн. т н.э.) и к 2025 г. в три раза перекрывает уровень 1995 г. Прирост обеспечивается новыми месторождениями. Внутреннее потребление может вырасти за счет переработки на четверть (до уровня 12,5 млн. т н.э.). Поставок нефти в регион и из других регионов России не прогнозируется.

К другим результатам развития по сценарию В0 следует отнести начало производства водорода в 2025 г. на уровне 17,5 млн. т н.э., из них 12,5 млн. - в Европейской части и 5 млн. - в Восточной Сибири и Урале. Вплоть до 2025 г. производства синтетической нефти (генерируемой из угля) в базовом прогнозе не наблюдается.

Прогнозы, основанные на других сценариях, имеют заметные отличия. Здесь можно отметить, что в сценарии D0 по сравнению с В0 производство угля к 2025 г. возрастает в 2,7 раза (в основном, за счет региона В). Приращение обусловлено необходимостью переработки части угля в синтетическую нефть (50 млн. т н.э. к 2025 г.). В то же время в регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока добыча угля стабильна вплоть до 2025 г. Имеет сходство с вариантом В0 и ситуация с природным газом. Снижение добычи нефти по сценарию D0 будет более заметным (в два раза к уровню 1995 г.), в основном, за счет региона Урала и Западной Сибири, где снижение составит 64% до величины 74 млрд. т н.э. Заслуживают внимания прогнозные оценки, соответствующие сценарию (0, которые напоминают вариант В0. В варианте (0 прирост добычи угля составляет 46%, а снижение уровня добычи нефти к 2025 г. составляет 23% (в сценарии В0 - 25%).

Прогнозные оценки, полученные по сценариям (N0 и БNG, в основном повторяют оценки для базового сценария (В0). Последствия сценария DNG аналогичны соответствующим результатам сценария D0. Для первого их них отмечается увеличение добычи угля, компенсирующее сокращение добычи нефти за счет переработки угля в синтетическое жидкое топливо. Сходная ситуация характерная для сценарев (N0 и (0.

Итак, прогнозные объемы и структура динамики добычи природных ЭР имеют вариации от сценария к сценарию. В то же время принципиально они не отличаются, что свидетельствует об устойчивости развития российского ТЭК в перспективе.

250

Влияние на инвестиционный спрос. Увеличение объема добычи и, как следствие, объемов переработки и транспортировки ЭР тесно связано с вопросом об инвестициях для поддержания их воспроизводства. Оптимизационная модель позволяет исследовать зависимость уровня необходимых инвестиций для различных сценариев развития ТЭК. В ней выделены инвестиции в добычу топлива, его переработку, в электроэнергетику и централизованное теплоснабжение, а также транспорт ЭР.

Прогнозные оценки суммарных инвестиций по отдельным видам топлива за период 1995-2025 гг. по сценариям развития энергетики приведены в табл. 4. Они отличаются друг от друга в пределах от минус 7,5% до плюс 6,6% от среднего значения по всем сценариям (1,1 трлн. долл. США). Это свидетельствует о том, что объем капитальных вложений в ТЭК на период до 2025 г. будет умеренно зависеть от внешнеэкономических условий, а влияние на него величины запасов ЭР будет практически незначительным. Сценарий Ш оказался самым затратным по инвестициям и превысил среднее значение по всем сценариям на 6,6%, что связано с необходимостью вовлекать в разработку дорогие категории нефти и газа. Наименьшие инвестиции соответствуют сценарию DN0 (за счет разработки дешевого угля). Наиболее близким к среднему значению оказался вариант BN0.

Таблица 4

Сравнение прогнозных инвестиций по сценариям, млрд. долл. США

Инвестиции Сценарии, суммарно за 1995-2025 гг.

В0 D0 и0 BN0 DN0 то В среднем по всем сценариям

Инвестиции, всего 1138 1039 1187 1131 1031 1160 1100

Из них:

Добыча топлива 667 578 712 659 563 679 650

В том числе

Нефть 236 213 243 212 196 207 225

Природный газ 409 338 452 424 337 456 400

Уголь 22 27 17 23 30 17 25

Переработка топлива 17 16 15 16 16 16 16

Электроэнергетика и цен-

трализованное тепло-

снабжение 343 343 341 342 346 344 340

Транспорт ЭР 111 102 119 115 106 120 110

В том числе

Нефть 8 7 8 6 5 6 7

Природный газ 63 55 71 69 61 74 65

251

Исследование структуры суммарных за прогнозный период инвестиций позволяет установить, что главное отличие рассмотренных вариантов заключается в величине капитальных вложений в добычу топлива. Ее разброс от среднего по всем сценариям значения составляет от плюс 10,8% для варианта Ш до минус 12,5% для варианта БЫО. Остальные инвестиционные компоненты для исследованных прогнозных сценариев схожи. Инвестиции в добычу топлива распределяются: более 60% природный газ, около 30% нефть. Инвестиции в угледобычу незначительны. Аналогично распределение инвестиций в транспорт ЭР, более половины которых составляет транзит природного газа. Сравнение прогнозной динамики инвестиций в ТЭК по периодам приведено в табл. 5.

Таблица 5

Динамика инвестиций в ТЭК по периодам, млрд. долл. США

Сценарии Периоды

1996-2005 гг. 2006-2015 гг. 2016-2025 гг.

В0 266 409 462

Э0 259 397 382

Ц0 265 431 491

ЕЫО 266 415 450

ЭМО 260 393 377

то 265 436 458

Среднее по всем сценариям 264 414 437

Как видно из табл. 5, прогноз объема и структуры инвестиций по периодам также мало отличается от сценария к сценарию. Даже увеличение экспорта природного газа в два раза к базовому варианту приводит к небольшому увеличению суммарных инвестиций. Таким образом, несмотря на варьирование исходных условий, к 2025 г. значительного изменения показателей капитальных вложений не наблюдается.

Влияние на валютные поступления. Главной компонентой российского экспорта являются ЭР, поэтому важна оценка ожидаемых валютных поступлениях от их продажи на внешнем рынке. Для этой оценки взяты следующие фиксируемые на весь рассматриваемый период цены: нефть -25 долл./барр. (183 долл./т н.э.), природный газ - 130 долл./1000 куб. м, уголь - 40 долл./т н.э. в долл. США 2000 г. Предполагается также, что в первой четверти текущего столетия цены на ЭР на мировом рынке (в постоянных долларах США) будут меняться слабо.

В табл. 6 приведены прогнозы суммарных валютных поступлений за период 1995-2025 гг. По всем сценариям они различаются мало. Наиболее прибыльный сценарий П0 дает превышение суммарных валют-

252

ных поступлений на 6% выше среднего (2,58 трлн. долл. США), наименее прибыльный D0 оказывается ниже среднего на 8,5%. При этом по валютным поступлениям сценарии с компенсацией нефти газом до базового варианта почти не уступают аналогичным сценариям с базовым вариантом экспорта.

Таблица 6

Прогноз суммарных валютных поступлений 1995-2025 гг., млрд. долл. США

Сценарии

Поступления В0 D0 (0 БNG DNG (N0 В среднем по

всем сценариям

Экспорт топлива 2644 2358 2734 2643 2387 2698 2577

В том числе

Нефть 829 691 853 766 655 775 762

Природный газ 1779 1607 1855 1841 1681 1896 1776

Уголь 37 60 27 35 51 27 39

Соотношение

экспорта топли-

ва к суммарным

инвестициям 2,32 2,27 2,30 2,34 2,32 2,33 2,31

Во всех сценариях в перспективе прогнозируется превалирующая роль природного газа. Доля угля в российском экспорте к 2025 г. останется минимальной. Валютные поступления от экспорта нефти, судя по всему, стабильны для России при достаточно широком диапазоне варьирования начальных условий.

Таким образом, экспортные поступления от ЭР в перспективе будут иметь устойчивую структуру. Их объем как минимум до 2025 г. будет больше зависеть от внешних цен на ЭР, чем от таких параметров, как ресурсная база и изменения в экспортной политике.

Сравнительный анализ инвестиций в энергетику и выручки от экспорта позволяет сделать вывод о том, что за период 1995-2025 гг. суммарные валютные поступления будут более чем в два раза выше суммарных инвестиций в отрасли ТЭК. Иными словами, в перспективе до 2025 г. ТЭК будет (но в меньшей степени) ориентироваться на экспорт, и экспорт ЭР будет для России эффективным.

Приведенные прогнозы свидетельствуют о том, что ТЭК будет играть существенную роль в перспективном экономическом развитии России. В ближайшие годы он будет одним из основных источников валютных поступлений, которые необходимы стране не только для покрытия большого внешнего долга, но и для интенсификации инвестиционных процессов в отечественной экономике.

253

Заключение. Апробация динамической оптимизационной модели ТЭК, которая с достаточно высокой степенью достоверности описывает перспективные преобразования в российской энергетике, анализ прогнозных сценариев показал, что ТЭБ России оказывается довольно устойчивым по своей структуре. Определяющая роль к 2025 г. в энергобалансе страны останется за природным газом, который будет превалировать в структуре добычи и внутреннего потребления, хотя темпы наращивания его добычи сохранятся к концу периода при значительном увеличении приростов добычи угля. В части инвестиций все сценарии дали близкие результаты. В целом прогнозируемый к 2025 г. ТЭБ оказался достаточно устойчивым для различных вариантов экспортной политики и практически не зависел от величины оценки запасов ЭР. Между тем, нарастающие после 2025 г. тенденции в ТЭБ страны могут привести к существенным изменениям в структуре энергоснабжения страны. Разработка соответствующих превентивных мер позволит избежать кризисных ситуаций в середине XXI века. Резработке этих мер будет способствовать, в частности, развитие оптимизационной модели по пути дисконтирования затрат, учета влияния ТЭК на окружающую среду и изменений его финансовых показателей.

Литература и информационные источники

1. Энергетическая Стратегия России на период до 2020 года. Проект. М.: Нефть и газ, 2000.

2. Восточный вектор бизнеса России. М.: ФКПИ, 2001.

3. Central and East European energy policies, markets and technologies for 21st century. Каунас: Lithuanian Energy Institute, 1999.

4. Некрасов А.С., Синяк Ю.В. Управление энергетикой предприятия. М.: Энергия, 1979.

5. Методы математического моделирования в энергетике. Иркутск, 1966.

6. Электрические станции. 1967. №9.

7. Электрические станции. 1967. №3.

8. Применение новейших математических методов в экономике энергетики. Ереван, 1969.

9. Материалы конференции по применению математических методов и ЭЦВМ в планировании. Новосибирск, 1962.

10. Seebregts A., Goldstien G., Smekens K. Energy /EnvironmentalModeling with the MARKALFamily of Models. www.ecn.nl/unit_bs/etsap/reports/annex6.html

11. Messner S., Strubegger M. Model-Based Decision Support in Energy Planning. IIASA, 1995.

12. The National Energy Modeling System // An overview. Energy Information Administration, 1994.

13. Rogner H-H. An assessment of world hydrocarbon resources. University of Victoria.

254

14. The EFOM-CHP optimization model. http://www.risoe.dk/sys/esy/models/efom_chp.htm

15. Мелентьев Л.А. Избранные труды. Методология системных исследований. М.: Наука-Физматлит, 1995.

16. Мелентьев Л А. Системные исследования в энергетике. М.: Наука, 1983.

17. Оптимизация развития топливно-энергетического комплекса /Под. ред. Некрасова А. С. М.: Энергоиздат, 1981.

18. Макаров А.А., Мелентьев Л.А. Методы исследования и оптимизации энергетического хозяйства. Новосибирск: Наука, 1973.

19. Моделевский М.С., Гуревич Г.С., Хартуков Е.М. и др. Ресурсы нефти и газа и перспективы их освоения. М.: Недра, 1983.

20. BP Energy Statistics, 2001.

21. US Geological Survey, 2002.

22. Экономика и финансы электроэнергетики. 2003. №1.

23. Топливо и энергетика России (справочник специалиста топливно-энергетического комплекса) / Под. ред. Мастепанова А.М. М.: Нефтяник, 2001.

24. Энергетические ресурсы СССР // Топливно-энергетические ресурсы. Т. 1 / Под ред. Мельникова Н.В. М.: Наука, 1968.

25. Rostamihozori N. Development of energy and emission control strategies for Iran. http://www.ubka.uni-karlsruhe.de/cgi-bin/psview?document=2002/wiwi/2&format=1

26. Проблемы прогнозирования. 2000. №1.

27. Проблемы прогнозирования. 2001. №1.

28. Стратегия развития газовой промышленности / Под ред. Вяхирева Р.И. и Макарова А.А. М.: Энергоатомиздат, 1997.

255

Добыча ЭР и оценка их запасов по категориям и месторождениям в 1995 г.

Энергоресурсы Добыча, 1995 г. Запасы по категориям*

I II III Всего

Уголь, млн. т н.э

Европейская часть 19,431 850 600 400 1850

Печорский 10,989 500 400 300 1200

Прочие 8,442 350 200 100 650

Урал и Западная Си- 87,121 60500 61000 130000 251500

бирь

Кузнецкий 54,811 25000 25000 50000 100000

Канско-Ачинский 10,71 35000 35000 70000 140000

Прочие 21,6 500 1000 10000 11500

Восточная Сибирь и 24,68 2000 3000 5000 10000

Дальний Восток

Прочие 24,68 2000 3000 5000 10000

Всего 131,232 63350 64600 135400 263350

Газ, млрд. куб. м

Европейская часть 40,4 2300 2500 1500 6300

Прикаспийский 4,1 1500 1500 500 3500

Прочие 36,3 800 1000 1000 2800

Урал и Западная Си- 519 32000 23000 12000 67000

бирь

Западная Сибирь 519 32000 23000 12000 67000

Восточная Сибирь и 1,6 2500 3500 2500 8500

Дальний Восток

Якутия 1,6 500 1000 500 2000

Сахалин 0 500 1000 500 2000

Иркутская обл. 0 1000 1000 500 2500

Прочие 0 500 500 1000 2000

Всего 561 36800 29000 16000 81800

Нефть, млн. т н.э.

Европейская часть 83,84 2000 1750 2500 6250

Прикаспийский 3,32 750 500 1000 2250

Коми 4,53 750 500 500 1750

Прочие 75,99 500 750 1000 2250

Урал и Западная Си- 227,9 3000 3700 3000 9700

бирь

Западная Сибирь 227,9 3000 3700 3000 9700

Восточная Сибирь и 6,63 1700 2500 2350 6550

Дальний Восток

Сахалин 1,57 1000 1000 1500 3500

Прочие 5,06 700 1500 850 3050

Всего 318,37 6700 7950 7850 22500

* Все ресурсы распределены на три категории:

категория I—разведанные / дешевые;

категория II — неразведанные /умеренно дорогие;

категория III — неразведанные / дорогие.

Источники: [20-21].

256

Оценка стоимости и удельных капитальных вложений в добычу ЭР

Энергоресурсы Категория*

I II III

А 1 2 3

Уголь, долл./т н.э.

Европейская часть

Печорский

Стоимость добычи 15 25 35

Удельные капитальные вложения 50 75 100

Прочие

Стоимость добычи 20 30 40

Удельные капитальные вложения 75 100 125

Урал и Западная Сибирь

Кузнецкий

Стоимость добычи 5 8 12

Удельные капитальные вложения 40 60 80

Канско-Ачинский

Стоимость добычи 3 6 10

Удельные капитальные вложения 25 45 65

Прочие

Стоимость добычи 15 20 25

Удельные капитальные вложения 75 100 125

Восточная Сибирь и Дальний Восток

Прочие

Стоимость добычи 15 25 35

Удельные капитальные вложения 75 100 125

Природный газ, долл./1000 куб. м

Европейская часть

Прикаспийский

Стоимость добычи 15 25 35

Удельные капитальные вложения 250 300 400

Прочие

Стоимость добычи 20 30 40

Удельные капитальные вложения 300 350 450

Урал и Западная Сибирь

Прочие

Стоимость добычи 5 8 12

Удельные капитальные вложения 225 275 350

Восточная Сибирь и Дальний Восток

Якутия

Стоимость добычи 15 20 25

Удельные капитальные вложения 300 400 500

Сахалин

Стоимость добычи 20 25 30

Удельные капитальные вложения 300 400 500

Иркутская обл.

Стоимость добычи 15 20 25

Удельные капитальные вложения 250 350 400

Прочие

Стоимость добычи 25 35 45

Удельные капитальные вложения 300 400 500

257

А 1 2 3

Нефть, долл./т н.э.

Европейская часть

Прикаспий

Стоимость добычи 15 25 50

Удельные капитальные вложения 500 750 1000

Коми

Стоимость добычи 20 40 60

Удельные капитальные вложения 500 750 1000

Прочие

Стоимость добычи 40 60 80

Удельные капитальные вложения 750 1000 1500

Урал и Западная Сибирь

Прочие

Стоимость добычи 15 25 35

Удельные капитальные вложения 250 500 750

Восточная Сибирь и Дальний Восток

Сахалин

Стоимость добычи 40 60 80

Удельные капитальные вложения 750 1000 1500

Прочие

Стоимость добычи 50 80 100

Удельные капитальные вложения 750 1000 1500

* См. пояснения в Приложении 1.

Источник: оценки Синяка Ю.В. и автора.

258