Перспективы развития топливно-энергетического комплекса России на период до 2030 года

ОТРАСЛИ И МЕЖОТРАСЛЕВЫЕ КОМПЛЕКСЫ

А.С. Некрасов, Ю.В. Синяк

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА РОССИИ НА ПЕРИОД ДО 2030 года1

В статье приведены результаты долгосрочного прогноза развития ТЭК России на период до 2030 года. Расчеты выполнены для двух сценариев социально-экономического развития страны, которые разработаны в ИНП РАН в 2005-2006 гг.

Прогнозы развития ТЭК России разработаны в разрезе трех макрорегионов страны: Европейская часть, Урал и Западная Сибирь, Восточная Сибирь и Дальний Восток. Основные результаты сценарных прогнозов соответствуют базовому варианту, что позволяет получить исходные представления о перспективном развитии ТЭК. Подробно рассмотрен территориальный аспект, что позволило сформировать прогнозные энергетические балансы трех макрорегионов с учетом экономики производства, транспорта, распределения и использования энергоресурсов.

Целевые установки и особенности перспективного развития ТЭК России

Топливно-энергетический комплекс России характеризуется рядом особенностей, которые серьезно влияют на масштабы и структуру потребления энергии, экономику производства энергоресурсов и цены на внутреннем рынке. К числу наиболее существенных факторов можно отнести:

- продолжающееся сокращение численности населения при усложнении демографических характеристик;

- большую территорию страны, что делает транспортную составляющую во многом определяющей экономичность использования энергии отечественными потребителями. При этом обеспечение надежности экспортных связей является серьезным фактором укрепления национальной энергетической безопасности;

- Россия самая холодная страна в мире. Поэтому надежное обеспечение тепловых нужд страны является значимым фактором формирования энергетического баланса страны и ее регионов;

- сохранение устаревшего технико-технологического состава и структуры энергетического комплекса (особенно в части его естественных монополий), сформировавшихся в другой, нерыночной экономической среде;

- низкую надежность, высокие затраты на обслуживание и поддержание в рабочем состоянии устаревших технологий и изношенного оборудования, в том числе энергетического;

- устойчивый диспаритет цен на топливо и энергию, не отвечающих рыночным условиям и отличающихся от уровня и структуры цен мирового рынка;

- сохранение возможности образования опасных очагов внутренней социальной напряженности, если обеспечение энергией и цены на нее не будут увязаны с доходами населения;

- большую зависимость национальной экономики от энергетического комплекса как поставщика топлива и энергии, - одного из главных источников налоговых и валютных поступлений.

1 Статья подготовлена при финансовой поддержке Российского гуманитарного научного фонда (Проекты 05-02-02190а и 06-02-00124а.

Эти особенности определяют следующие целевые установки для обоснования перспектив долгосрочного развития ТЭК страны на период до 2030 г.:

- обеспечение внутренних потребностей страны в энергетических ресурсах является основной задачей ТЭК на протяжении всего периода прогнозирования;

- рыночные факторы являются определяющими при выборе технологий добычи, производства, транспорта и использования энергоресурсов;

- экспорт энергоресурсов сохраняет высокую значимость для экономического развития страны на протяжении всего перспективного периода;

- обеспечение безопасности и надежности поставок энергоресурсов является первостепенной задачей;

- повышается роль электрификации страны как наиболее значимого фактора роста производительности труда и обеспечения энергетического комфорта населения;

- увеличивается роль государственного регулирования по защите окружающей среды и безопасности труда и жизни людей;

- энергоемкость внутреннего валового продукта (ВВП) должна снижаться за счет изменения структуры производства в сторону отраслей с большей добавленной стоимостью и меньшей энергоемкостью, освоения инновационных и энергосберегающих технологий.

Сценарии и инструменты прогнозирования развития ТЭК

Сценарии социально-экономического развития страны. Возможное экономическое развитие России представлено двумя сценариями, разработанными в Институте народнохозяйственного прогнозирования РАН [1]. Основные параметры сценариев приведены в табл. 1.

Таблица 1

Основные социально-экономические параметры прогнозных сценариев

Показатель 2000 г. Сценарий 1

2010 г. 2030 г. 2010 г. 2030 г.

Население, млн. чел. 144,8 141,4 138,0 141,4 138,0

Среднегодовой темп роста ВВП, % - 6,0 4,5 6,0 7,0

Структура ВВП, % 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

Промышленность и строительство: 34,0 32,6 29,6 32,0 28,0

ТЭК 10,6 9,6 7,4 9,2 6,4

энергоемкие отрасли промышленности 7,5 7,1 6,3 6,6 4,8

малоэнергоемкие отрасли промышленности 9,9 10,2 10,9 10,7 12,4

строительство 6,0 5,7 5,0 5,5 4,5

сельское хозяйство 6,0 5,8 5,5 5,6 5,0

транспорт и связь 8,0 7,5 6,5 7,1 5,5

прочие Индекс снижения энергоемкости ВВП по полез- 52,0 54,1 58,4 55,3 61,5

ной энергии 1,0 0,71 0,40 0,70 0,34

Сценарий 1 (инерционный) предполагает продолжение текущей экономической политики, которая приводит к снижению темпов экономического развития вплоть до конца периода прогнозирования. ВВП к 2030 г. в этом сценарии возрастает в 4-4,5 раза по сравнению с 2000 г. (среднегодовой темп прироста ВВП равен 4,5-5%).

Сценарий 2 (инвестиционно-инновационный) основан на проведении активной инвестиционной политики, направленной на перестройку производственной структуры экономики с учетом широкого внедрения инновационных технологий. Со-

гласно этому сценарию, ожидаемый рост ВВП к 2030 г. должен составить около 6,5-7 раз (среднегодовой темп равен 6,5-7%).

Как следствие активной политики инвестиционно-инновационного сценария, будет происходить интенсивная перестройка структуры национальной экономики: сократится доля энергоемких отраслей и увеличится доля менее энергоемких производств и сектора услуг. Это будет сдерживать темпы роста энергопотребления.

В прогнозных расчетах эффект энергосбережения увязан с темпами экономического роста. Предполагается, что при низких темпах экономического развития (сценарий 1) перестройка структуры экономики страны будет меделенной, а усилия по энергосбережению за счет использования новых технологий будут незначительными. Долговременные высокие темпы роста экономики возможны только при ускоренном изменении структуры производства в направлении малоэнергоемких отраслей. Это дает больше возможностей для проведения энергосберегающей политики. Было принято, что в первом приближении темпы сокращения энергоемкости ВВП будут предельными ограничениями на рост эффективности использования энергии. Темп снижения энергоемкости ВВП соответствует среднегодовым значениям в сценарии 1 - около 3%; в сценарии 2 - более 3,5%.

В обоих сценариях приняты одинаковые темпы изменения численности населения страны [2]. Согласно имеющимся прогнозам, население страны будет систематически сокращаться с 144,8 млн. чел. в 2000 г. до 134-135 млн. чел. к 2020 г.

В настоящей работе принято предположение, что после 2020 г. удастся приостановить снижение численности населения страны. В расчетах принята численность населения России в 2030 г. на уровне 138 млн. чел. Ожидается, что доля населения, проживающего в европейской части страны несколько уменьшится, а в восточных регионах увеличится. При этом будет происходить медленное сокращение доли населения крупных городов и мелких населенных пунктов за счет роста средних по численности городов.

Применительно к двум основным сценариям социально-экономического развития дополнительно рассмотрено несколько возможных сценариев с учетом факторов, которые в перспективе могут оказать существенное влияние на структуру ТЭК. Анализ работ по прогнозированию развития энергетики в мире и в России показывает, что это: длительное сохранение ограничений на выбросы тепличных газов для сокращения их негативного влияния на климат планеты и возможность отказа от ядерной энергетики по условиям безопасности. Особенно радикальным выглядит вариант, включающий оба фактора.

В этой связи были рассмотрены два дополнительных сценария:

— сценарий 3 - ужесточение требований Киотского протокола после 2012 г. (например, путем замораживания до 2030 г. уровня выбросов, установленных в 1990 г.);

— сценарий 4 - в дополнение к условиям сценария 3 возникновение сильных ограничений на развитие ядерных технологий в производстве электрической и тепловой энергии.

Учет этих сценариев связан с необходимостью получения представительных и устойчивых стратегических решений в условиях возможных рисков энергетической политики. Сценарии 3 и 4 рассмотрены ниже.

Методические положения прогнозирования

Динамическая модель перспективного топливно-энергического баланса страны. Основные расчеты по оценке прогнозов развития ТЭК выполнены на базе динамической линейной оптимизационной модели перспективного топливно-энергетического баланса страны, разработанной в ИНП РАН. К числу особенностей этой модели следует отнести:

- динамику отработки месторождений топлива, выраженную нелинейной функцией, зависящей от объема запаса, срока разработки и текущего состояния добычи (см. ниже);

- зависимость выбытия производственных объектов от сроков их эксплуатации;

- учет неравномерности годовых графиков нагрузки электрической (суточный) и тепловой (сезонный) энергии;

- учет возможности выравнивания суточных графиков нагрузки электроэнергии за счет использования потребителей-регуляторов в часы провала графика электрической нагрузк;

- учет особенностей технологий комбинированной выработки тепла и электроэнерги;

- учет выбросов загрязнений в окружающую среду. Это позволяет увязать требования по охране окружающей среды со структурой производства энергоресурсов.

В территориальном разрезе модель позволяет рассматривать три макрорегиона страны: европейскую часть, Урал и Западную Сибирь, Восточную Сибирь и Дальний Восток. Расчеты проводятся по 10-летним периодам за 2000-2030 гг.

На рис. 1 показана схема модельно-вычислительного комплекса, на базе которого проведены все расчеты.

Базы данных

Рис. 1. Схема модельно-вычислительного комплекса

Методы оценки потребности в энергии. В используемой модели оптимиз; но-энергетического баланса страны потребность в энергии задана в виде полезной энергии 'по'сле; категориям потребителей и энергоиспользующим процессам: СЦбНЭрИЯ

Промышленность

- высокотемпературные производственные процессы,

- никзкотемпературные производственные процессы и отопление помещений,

- силовые, электрофизические и ЁЙЁктрРхЦЙНчесЕиВ^роцессы, освещение и пр., работающие исключительно на электроэнергии.

Сельское хозяйство ТОПЛИВНО-

- мобильные процессы, энергетическим

- низкотемпературные производственные процессы и отопление,

- силовые процессы, освещение и пр. ресурсам

Транспорт

- рельсовый,

- дорожный,

- воздушный,

- водный,

- низкотемпературные технологические процессы и отопление.

Населенные пункты

- пищеприготовление, Ьаза данных ПО

- отопление и горячее водоснабжение, РГвТИ ЧеСКИ М

- силовые процессы и освещение.

Для расчетов перспективного спросТбаШ1£з1уМ"1А£рТАю по рассматриваемым наЭр13]ШиямисН4Шо-

вания энергии был проведен подробный анализ энергетического баланса страны для базовых йДт - 1995 и 2000 г. В результате этого анализа были рассчитаны величины потребления полезной энергии, которые затем использовались для расчета энергоемкости ВВП производственных секторов и душевого потребления энергии по категориям населенных пунктов.

В дальнейшем эти расчетные значения были скорректированы для перспективных периодов с учетом двух факторов: изменений в структуре производства продукции и услуг и энергосбережения за счет применения инновационных, энергосберегающих технологий. Динамика воздействия этих факгоров^ылроценЕва экспертным путем. В результате былиолределШы^ойЗдйемыб значения энергоемкости ВВЦ для производственных направлений использования энергии и душевого потребления энергии населенбш Чо типовым группам населенных пунктов. Полученные удельные вИйнЛя были использованы для оценки ожидаемого спроса на полезную энергию. При эт^ ёр5дЛ$лага^ось,Ё сценарии 2 с высокими темпами экономиче-

КИ

Модуль выдачи результатов

ского развития и перестройки структуры экономики объемы внедрения энергосберегающих технологий будут выше, чем в сценарии 1 с низкими темпами развития экономики.

Метод описания отработки запасов топлива. На стадии подготовки исходной информации важно правильно задавать динамику отработки месторождений энергетических ресурсов. В первом приближении эта динамика может быть описана непрерывной функцией, связывающей три основных параметра: величину запаса (А), срок эксплуатации месторождения (Т) и фактическое значение добычи ресурса в момент ^ (7с).

В работе в качестве функции, описывающей годовую добычу ресурса, принята парабола следующего вида, как наиболее простая функция для моделирования отработки месторождения: где 7 = Ш2 + Ы + с; а = (3Т70 - 6 А)/ Т3; Ь = (6 А - 4Т70)/ Т2; с = 70.

На рис. 2 показан пример разработки месторождения, состоящего из запасов трех стоимостных категорий (подробнее см. далее) со следующими параметрами:

Категория I - запасы 2500 млн. т н.э. (н.э. - нефтяной эквивалент), срок отработки 25 лет, начальная добыча 125 млн. т н.э./год.

Категория II - запасы 5000 млн. т н.э., срок отработки 40 лет, начальная добыча 88 млн. т/год.

Категория III - запасы 10000 млн. т н.э., срок отработки 60 лет, начальная добыча равна 0 (начало разработки в 2010 г.).

Млн. т н.э.

Рис. 2. Пример описания динамики отработки месторождений топлива:

-♦- категория I; -- категория II; -А- категория III

На рис. 2 показано, что запасы категории I находятся в стадии падающей добычи, которая к 2030 г. практически прекращается. Добыча из запасов категории II продолжает возрастать до 2015 г., когда она достигает своего максимума и затем начинает снижаться с прекращением добычи в 2050 г. После 2010 г. вступают в разработку запасы категории III, добыча которых достигает своего максимума около 2040 г. В целом по месторождению максимум добычи наблюдается в 2020 г., после чего добыча начинает сокращаться.

Предложенный метод применен в динамической модели ТЭК. Результаты расчетов представлены ниже при описании прогнозов развития добычи нефти и газа.

Исходная база для прогнозов развития ТЭК

В расчетах использован значительный объем исходной информации по различным категориям запасов энергоресурсов и потребителям топлива и энергии. Наиболее значимыми данными являются: оценка извлекаемых запасов органического топлива, ожидаемые объемы экспорта энергетических ресурсов и технико-экономические показатели основных технологий для производства и использования топлива и энергии.

Экономическая оценка извлекаемых запасов органических топлив. В настоящее время в стране отсутствуют систематизированные данные по экономической оценке ресурсов разных категорий топлив. Поэтому для построения перспективных оценок были привлечены последние российские и зарубежные публикации по ресурсам органических топлив и стоимости их извлечения из недр. Они дополнены экспертными оценками затрат по добыче, которые основаны на укрупненных данных статистической отчетности, а также на информации, имеющейся в многочисленных российских и зарубежных источниках. Такой подход, несмотря на определенную фрагментарность данных, позволил составить представление об ожидаемой экономике добычи отдельных видов топлива и их конкурентоспособности на российском рынке.

Все стоимостные оценки приведены в ценах начала 2000-х годов.

В рассматриваемых сценариях развития энергетического комплекса ресурсы каждого месторождения были представлены тремя стоимостными группами, которые отражают экономику их извлечения: дешевые, средней стоимости и дорогие. Это позволило в первом приближении оценить уровни экономичности разработки отдельных видов ресурсов.

Уголь. Прогнозные ресурсы всех типов углей России составляют 3,9-4,5 трлн. т (4-е место в мире). Из них 95% приходится на восточные районы страны и лишь 5% - на европейскую часть и Урал. Разведанные запасы угля России составляют около 200 млрд. т (2-е место в мире после США) [3].

Центральная Сибирь - главный угольный регион России. Здесь сконцентрировано 66% российских прогнозных ресурсов, 78% разведанных запасов каменных углей, 80% - коксующихся и 81% - бурых углей. Запасы для открытой разработки составляют 87% разведанных запасов углей всех типов. Наиболее крупные запасы находятся в пределах Кузнецкого и Канско-Ачинского бассейнов, которые являются угледобывающими центрами федерального значения и обеспечивают почти 60% товарной добычи угля в России. На Урал и Европейскую часть РФ приходится немногим более 10% запасов энергетических углей, а коксующихся - менее 10%.

В европейской части страны основные запасы угля сосредоточены в Печорском и Донецком угольных бассейнах. Из-за сложных горно-геологических условий добываемые здесь угли имеют высокую себестоимость, что делает часто нерентабельной эксплуатацию действующих предприятий в современных условиях.

Качество добываемых углей большинства эксплуатируемых месторождений России - низкое, часть производственных мощностей нуждается в реконструкции. Следует также иметь в виду, что в СССР при подсчете запасов применялись заниженные по сравнению с мировой практикой кондиционные требования к рабочей мощности пластов и зольности углей.

В прогнозных расчетах были использованы экспертные оценки ресурсов угля и технико-экономических показателей их добычи (табл. 2). К категории I отнесены 50% разведанных запасов категорий А+В+С1 по месторождению; категория II включает остальные 50% разведанных запасов и 50% запасов категории С2; в категорию III зачислены 10% прогнозных запасов категории Р1, экспертно распределенных по месторождениям.

Таблица 2

Оценка себестоимости и удельных капиталовложений располагаемых ресурсов углей и экономических параметров их добычи

Показатель Добыча в 2000 г., млн. т н.э. (оценка) Извлекаемые запасы по ресурсов, млрд. категориям т н.э. Всего запасов, млрд. т н.э.

I II III

Всего 160,3 37,3 54,0 128,9 220,2

Европейская часть РФ 20,0 3,4 4,3 11,9 19,6

Воркутинский бассейн 13,0 1,6 1,7 4,9 8,2

себестоимость, долл./т н.э. 15 30 45

удельные капиталовложения,

долл./т н.э. 50 75 100

Прочие угли региона 7,0 1,8 2,6 7,0 11,4

себестоимость, долл./т н.э. 20 35 60

удельные капиталовложения,

долл./т н.э. 75 100 125

Урал и Западная Сибирь 80,4 18,7 27,0 25,1 70,9

Кузнецкий бассейн 77,1 11,0 15,0 14,7 40,7

себестоимость, долл./т н.э. 7 14 25

удельные капиталовложения,

долл./т н.э. 25 50 80

Прочие угли региона 3,3 7,7 12,0 10,5 30,2

себестоимость, долл./т н.э. 15 30 60

удельные капиталовложения,

долл./т н.э. 75 100 125

Восточная Сибирь и Даль- 59,9 15,2 22,7 91,8 129,7

ний Восток

Канско-Ачинский бассейн 17,5 7,0 10,5 12,2 29,7

себестоимость, долл./т н.э. 5 10 20

удельные капиталовложения,

долл./т н.э. 20 40 60

Прочие угли региона 42,4 8,2 12,2 79,6 100,0

себестоимость, долл./т н.э. 15 30 60

удельные капиталовложения,

долл./т н.э. 50 100 125

В результате были построены усредненные значения стоимости угля и удельных капиталовложений на период до 2030 г. (рис. 3). Можно ожидать, что удельные затраты на добычу угля будут медленно возрастать до 2030 г., хотя угли останутся самым дешевым топливом на месте добычи. После активного вовлечения в добычу дорогих углей восточных месторождений они достигнут 20-21 долл./т н.э. к 2025 г. Удельные капиталовложения на 1 т н.э. годовой добычи будут динамично расти до 53-55 долл./т н.э. к 2030 г.

Долл./т н.э.

Год

Рис. 3. Прогноз роста удельных затрат

в добычу угля в России

Природный газ. Перспективные и прогнозные ресурсы природного (свободного) газа в России оцениваются в 176,0 трлн. куб. м (более половины мировых запасов), в том числе на наименее изученные ресурсы категории D2 приходится 77,2 трлн. куб. м. Основная часть ресурсов сосредоточена в малоизученных районах Восточной Сибири, Дальнего Востока и шельфах Баренцева, Карского и Охотского морей.

Разведанные запасы свободного газа в России составляют 47,2 трлн. куб. м [3]. Почти 71% запасов сосредоточен в 24-х крупнейших месторождениях с балансовыми запасами газа в каждом более 500 млрд. куб. м; лишь 3% разведанных запасов приходится на многочисленные мелкие и средние месторождения. Свыше 70% разведанных запасов природного газа сосредоточено в Урало-Западносибирском регионе (главным образом в Ямало-Ненецком АО). В значительной части разведанных запасов газа, кроме метана, содержатся также конденсат, этан и другие насыщенные ациклические углеводороды (так называемые С2+), а также гелий. Эти компоненты являются ценнейшим сырьем для химического производства, поэтому использовать такой газ в качестве топлива без их предварительного извлечения недопустимо. В будущем структура запасов будет усложняться, средняя глубина скважин расти, а масштаб открываемых месторождений уменьшаться.

Для оценки запасов газа в неоткрытых месторождениях нами были использованы данные US Geological Survey [4]. Согласно им в неоткрытых месторождениях на территории России содержится от 11 трлн. куб. м (с вероятностью более 95%) до 83 трлн. куб. м (с вероятностью менее 5%) при средней оценке 41 трлн. куб. м. В наших расчетах принято, что к стоимостной категории I по всем месторождениям газа относятся 50% разведанных запасов, в категорию II включены остальные 50% разведанных запасов и 25% запасов в неоткрытых месторождениях, категория III состоит из 75% запасов в неоткрытых месторождениях. При подсчете запасов был принят коэффициент извлечения 75%. Итоговые оценки даны в табл. 3.

Таблица 3

Оценка себестоимости и удельных капиталовложений располагаемых ресурсов природного газа и экономических параметров их добычи

Добыча в 2000 г., Извлекаемые запасы по категори- Всего

Показатель млрд. куб.м ям рес фсов, трлн. куб.м запасов, трлн. куб.м

(оценка) I II III

Всего 583,9 17,7 27,35 31,88 76,93

Европейская часть РФ 48,5 2,3 7,0 17,02 26,32

Регион Прикаспия 4,1 1,5 1,58 3,15 6,23

себестоимость, долл./т н.э. 5 10 25

удельные капиталовложения,

долл./1000 куб. м 120 250 400

Прочие регионы 44,4 0,8 5,42 13,87 20,10

себестоимость, долл./т н.э. 6 15 35

удельные капиталовложения,

долл./1000 куб. м 160 300 500

Урал и Западная Сибирь 528,2 12,9 17,15 12,75 42,80

Западная Сибирь 528,2 12,9 17,15 12,75 42,80

себестоимость, долл./т н.э. 4 8 20

удельные капиталовложения,

долл./1000 куб. м 100 250 400

Восточная Сибирь и Дальний Восток 7,2 2,5 3,20 2,10 7,80

Республика Саха (Якутия) 1,6 0,5 0,70 0,60 1,80

себестоимость, долл./т н.э. 10 15 20

удельные капиталовложения,

долл./1000 куб. м 200 350 400

остров Сахалин 1,8 0,5 0,87 1,13 2,50

себестоимость, долл./т н.э. 10 150 30

удельные капиталовложения,

долл./1000 куб. м 200 350 500

Иркутская область - 1,0 1,07 0,23 2,30

себестоимость, долл./т н.э. 10 15 30

удельные капиталовложения,

долл./1000 куб. м 150 250 350

Прочие регионы 3,8 0,5 0,55 0,15 1,20

себестоимость, долл./т н.э. 15 25 35

удельные капиталовложения,

долл./1000 куб. м 200 400 600

На рис. 4 дана ожидаемая динамики изменения себестоимости и удельных капиталовложений в добычу газа в России. Расчеты показали, что к 2030 г. себестоимость добычи газа возрастет от примерно 5 долл./1000 куб. м в настоящее время до 9-10 долл./1000 куб. м. В этот период следует ожидать роста удельных капиталовложений на единицу годовой добычи газа примерно в 1,8-2 раза: до 220-230 долл./1000 куб. м/год.

Долл./1000 куб. м Капиталовложения

Рис. 4. Прогноз роста удельных затрат:

себестоимости (—) и капиталовложений (-----) в добычу

природного газа в России

Сырая нефть. Перспективные и прогнозные ресурсы нефти страны составляют 13% мировых запасов. По разведанным запасам нефти Россия уступает только Саудовской Аравии, однако распределены они неравномерно. Более 4/5 всех прогнозных ресурсов нефти приходится на Сибирь, Дальний Восток и прилегающие к ним шельфовые акватории.

Разведанность начальных ресурсов нефти в целом по России невысока: в Урало-Поволжье она составляет около 65%, в Западной Сибири - 40%, а разведка большинства шельфовых объектов находится в начальной стадии. Около 50% запасов сосредоточено в уникальных месторождениях с запасами более 300 млн. т каждое. Еще более 20% приходится на крупные месторождения с запасами от 30 до 300 млн. т. Запасы мелких месторождений в основных добывающих регионах составляют очень небольшую долю в разведанных запасах нефти.

По оценкам US Geological Survey, запасы сырой нефти и газового конденсата в неоткрытых месторождениях России колеблются от 4,8 млрд. т (с вероятностью больше 95%) до 31 млрд. т (с вероятностью менее 5%) при средней оценке около 16 млрд. т [4]. Распределение ресурсов нефти по принятым категориям было проведено аналогично распределению природного газа. Для перевода геологических запасов в извлекаемые ресурсы были использован коэффициент извлечения 60%. Полученные оценки даны в табл. 4.

Таблица 4

Оценка располагаемых ресурсов нефти и экономических параметров их добычи

Показатель Добыча в 2000 г., млн. т (оценка) Извлекаемые запасы по категориям ресурсов, млрд. т Всего запасов, млрд. т

I II III

Всего 323,9 4,7 7,08 7,12 18,90

Европейская часть РФ 99,3 1,4 2,02 1,88 5,30

Регион Прикаспия 3,3 0,5 0,92 1,28 2,70

себестоимость, долл./т 25 50 75

удельные капиталовло-

жения, долл./т 250 450 650

Республика Коми 12,5 0,5 0,68 0,52 1,70

себестоимость, долл./т 20 40 60

удельные капиталовло-

жения, долл./т 220 450 650

Прочие регионы 83,5 0,4 0,42 0,08 0,90

себестоимость, долл./т 30 50 80

удельные капиталовло-

жения, долл./т 300 500 800

Урал и Западная Сибирь 213,8 2,1 3,65 4,65 10,40

себестоимость, долл./т 15 25 35

удельные капиталовло-

жения, долл./т 200 400 600

Восточная Сибирь и Даль-

ний Восток 10,9 1,2 1,40 0,60 3,20

остров Сахалин 8,0 0,7 0,82 0,38 1,90

себестоимость, долл./т 40 60 80

удельные капиталовло-

жения, долл./т 350 550 850

Прочие регионы 2,9 0,5 0,58 0,22 1,30

себестоимость, долл./т 50 80 100

удельные капиталовло-

жения, долл./т 400 700 1000

В действительности может оказаться, что суммарные извлекаемые ресурсы нефти будут существенно выше. По нашим оценкам, с определенной долей вероятности можно говорить о величине извлекаемых ресурсов сырой нефти в России в размере около 30 млрд. т, что будет влиять на объемы добычи нефти в период 2015-2030 гг.

Приведенные в табл. 4 оценки извлекаемых запасов сырой нефти позволяют приблизительно оценить предельные производственные возможности добычи. Они составляют: 490-495 млн. т в 2010 г., 540-550 млн. т в 2020 г. и 550-560 млн. т в 2030 г. Однако в реальности уровни добычи ресурса определяются экономикой добычи, спросом на него на внутреннем рынке, а также стремлением замедлить истощение ресурса в связи с выходом накопленной добычи на уровень 50% к начальному запасу. Это может сдерживать наращивание добычи ресурса и привести даже к ее сокращению, если существуют конкурирующие альтернативы, обеспечивающие удовлетворение спроса при более низких издержках.

На рис. 5 даны оценки значений ожидаемых себестоимости на добычу нефти и удельных капиталовложений. В рассматриваемом периоде следует ожидать существенного роста стоимости добычи нефти: с примерно 30 долл./т в настоящее время до 65-70 долл./т к концу периода, а удельные капиталовложения будут возрастать с 300 долл./т в год до 550-600 долл./т в год.

Долл./т Капиталовложения

Рис. 5. Прогноз роста удельных затрат: себестоимости

Оценка ожидаемых объемов экспорта энергоресурсов. Анализ экономического положения страны и хода выполнения структурных реформ показывает, что в течение длительной перспективы будет поддерживаться экспорт энергоресурсов на высоком уровне. Можно предполагать, что ресурсная ориентация экспорта будет сохраняться до тех пор, пока Россия не восстановит свой экономический потенциал и не сумеет развить экспорт наукоемкой продукции, способной в полной мере заместить потери от сокращения экспорта энергоресурсов.

Нефть и природный газ остаются основными экспортируемыми энергоресурсами. В 2005 г. экспорт составил около 214 млн. т сырой нефти, или почти 56% объема ее добычи, и свыше 93 млн. т нефтепродуктов, что превышало 40% их производства в стране. Сегодня почти 90% экспорта жидкого топлива идет в страны дальнего зарубежья, тогда как в начале 1990-х годов в страны СНГ поступало более 50% экспорта российской нефти и почти 18% экспорта нефтепродуктов.

Основным партнером России в области торговли энергоресурсами останется Европейский Союз (ЕС), который потребляет около 16% энергии в мире и является крупнейшим нетто-импортером энергоресурсов. По прогнозам Международного энергетического агентства (МЭА), рост потребления первичных энергоресурсов в ЕС ежегодно будет составлять 0,7% (при росте экономики в странах ЕС на 1,9% в год). Таким образом, к 2030 г. внутреннее потребление первичных энергоресурсов в ЕС увеличится более чем на 20% по сравнению с 2000 г. и достигнет примерно 1800 млн. т н.э. в год.

В ЕС нефть является основным энергоресурсом, занимая в энергетическом балансе 41% (2000 г.). На долю природного газа приходится 23%, уголь и ядерная энергетика занимают по 15%, на гидроэнергию и другие возобновляемые источники приходится около 6%. Начиная с 70-х годов ХХ в. доля нефти в потреблении первичных энергоресурсов в регионе сокращается. Также снижается и доля угля - сейчас он в основном используется для производства электроэнергии. В будущем, по-видимому, может произойти снижение ис-

пользования ядерной энергии для выработки электроэнергии, если высокие цены на углеводороды или политическая ситуация не изменит планы большинства правительств стран ЕС относительно ядерной энергетики.

Согласно прогнозу МЭА, наибольший рост энергопотребления будет приходиться на сектор транспорта. В промышленности и других секторах экономики, включая население, рост будет не таким сильным.

Сейчас ЕС импортирует до половины необходимых ему энергоресурсов, в том числе нефти 73% и газа 44% от спроса. Ожидается, что доля импорта энергоресурсов увеличится до 70%, нефти до 92% и газа до 81%. По оценкам МЭА (2002), в перспективе 2000-2030 гг. спрос на сырую нефть в регионе ЕС изменится мало: с 630 млн. т в 2000 г. до 700 млн. т в 2030 г. Однако собственная добыча нефти в странах ЕС сократится за тот же период со 175 млн. т до 80 млн. т. В итоге это приведет к снижению доли нефти в энергобалансе стран ЕС с 41 в 2000 г. до 37% к 2030 г.

Можно ожидать, что в ближней перспективе российский экспорт нефти несколько возрастет, прежде всего, за счет развития нового экспортного направления в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР). Но, возможно, сократится вывоз из страны нефтепродуктов. В дальнейшем перспективы экспорта нефти будут зависеть от ее располагаемых ресурсов, а также от экспортной политики государства, связанной с отходом от экспорта сырьевых ресурсов и увеличением вывоза продуктов с более высокой переработкой.

При низких объемах ресурсной обеспеченности (запасе около 20 млрд. т) абсолютное сокращение добычи нефти в целом по стране следует ожидать после 2020 г. Это может привести к снижению поставок нефти на экспорт под влиянием ряда факторов. Предполагается, что вывоз сырой нефти из страны достигнет 265-275 млн. т к 2020 г., а затем к 2030 г. экспорт постепенно сократится до 210-230 млн. т .

При этом решающим фактором сокращения экспорта станет не дефицит ресурсов нефти (по нашим оценкам, добыча нефти в этот период будет находиться на уровне ниже максимальных производственных возможностей), а разумная политика изменений в структуре экспорта: от преобладания природного сырья к продуктам с высокой долей добавленной стоимости. Вторым фактором должно быть желание сохранить относительно дешевый истощающийся ресурс для будущих поколений.

При высоких объемах запаса ресурсов (около 30 млрд. т) такое сокращение добычи, скорее всего, может наступить после 2030 г. Сохранение экспорта нефти на высоком уровне может потребовать создания в России производств синтетической нефти на базе дешевых углей2.

В рассматриваемых сценариях принято, что к 2015-2020 гг. вывоз нефтепродуктов может резко сократиться. Такое допущение основано на двух принципиальных положениях: 1) страны-импортеры заинтересованы в переработке нефти на собственных заводах; 2) качество российских экспортных нефтепродуктов продолжает отставать от мировых стандартов. Это сужает спрос на продукты российской переработки нефти. Такое положение может измениться только после реконструкции и модернизации отечественных нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ).

В экспорте природного газа наибольший интерес для России представляют три рынка: страны СНГ, Европы и АТР. Экспорт газа в США пока выглядит проблематичным. Экспорт российского газа в последние годы растет, несмотря на практическую стабилизацию его добычи. Российский газ идет пока только в СНГ и Европу, но ожидается сооружение газопроводов для экспорта газа в Китай, Республику Корея и Японию.

В рассматриваемой перспективе роль экспорта природного газа в страны ЕС должна значительно возрасти. В целом по 30-ти странам ЕС5 суммарный объем потребления газа в регионе к 2030 г. может возрасти до 950 млрд. куб. м в год (рост почти в 2 раза к уровню 2000 г.). При этом собственное производство газа, обеспечившее в 2000 г. около 320 млрд. куб. м, к 2030 г. сократится до 300 млрд. куб. м. Это означает, что чистый импорт газа в регион должен возрасти со 180 до 650 млрд. куб. м, т.е. прирост импорта по новым контрактам составит около 450-470 млрд. куб. м.

2 Это обстоятельство в настоящем прогнозе не рассматривается.

3 С учетом всех претендентов на вхождение в ЕС.

По прогнозам МЭА [5], обеспечение этого прироста к 2030 г. может выглядеть следующим образом:

Млрд. куб. м 79 51 157

Россия

Средняя Азия и Каспийский регион Ближний Восток в том числе

сухой газ 40

сжиженный природный газ (СПГ) 117

Африка 136

в том числе

сухой газ 70

СПГ 66

Латинская Америка (СПГ) 18

Итого 441

Если принять фиксированными поставки в Европу из других источников, кроме России, и высокую оценку прироста импорта к 2030 г. в размере 450-470 млрд. куб. м, то спрос на дополнительные поставки газа из России и от других экспортеров газа должен составить около 90-110 млрд. куб. м. Это означает, что к 2030 г. экспорт природного газа из России в страны ЕС должен достичь величины 250-270 млрд. куб. м в год.

Большие перспективы для экспорта российского природного газа открываются в восточном направлении, в страны АТР. Основной прирост спроса ожидается за счет Китая и Республики Корея, а Япония может увеличить свой спрос на 20%. В целом, потенциал прироста спроса на газ в АТР эквивалентен трем новым российским газопроводам производительность, которого для потребителей составит по 20-25 млрд. куб. м в год.

Доля России в совокупном экспорте природного газа в страны АТР может составить уже к 2015-2020 гг. более трети. Это вполне допустимый уровень поставок газа в регион, очень чувствительный к диверсификации источников своего энергоснабжения.

Экспорт других энергоресурсов сохранится на относительно стабильном уровне.

В целом можно ожидать нарастания экспорта энергоресурсов к 2020-2030 гг. до величины 520-540 млн. т н.э. В дальнейшем неизбежно сокращение экспорта энергоресурсов в связи с истощением их дешевых запасов, прежде всего сырой нефти.

На рис. 6 даны прогнозы экспорта энергоресурсов из России, принятые в расчетах перспективного энергетического баланса страны и регионов.

Млн. т н.э.

500 -400 -300

200

100

Год, [сценарий]

22

22

22

00

22

Рис. 6. Прогнозы экспорта энергоресурсов (заданы экзогенно):

I уголь; I мазут;

1 нефть сырая; і природный газ;

Ммооттооррннооееттоопплиилввоо; 1 электроэнергия

0

Во всех рассматриваемых сценариях объемы экспорта энергоресурсов приняты одинаковыми. Можно ожидать, что при принятых темпах развития нефтяной4 и газовой промышленности заметно увеличатся объемы экспорта нефти и нефтепродуктов примерно до 210-230 млн. т и природного газа до 320-330 млрд. куб. м. Экспорт угля может удвоиться к 2030 г. Интенсивно будет нарастать экспорт электроэнергии. Но вклад двух последних позиций в суммарный вывоз энергоресурсов из России будет оставаться относительно небольшим.

Экологические требования и ограничения. Топливно-энергетический комплекс является серьезным загрязнителем окружающей среды, в первую очередь, воздушного бассейна по объему выбросов вредных компонентов. Как известно, негативный эффект определяется концентрацией загрязнителей в приземном слое атмосферы. При этом следует иметь в виду, что крупные энергетические объекты используют высокие трубы и специальные очистные сооружения, которые позволяют уменьшить их вклад в приземную концентрацию выбросов. Здесь они ниже, чем у мобильных агрегатов с двигателями внутреннего сгорания и котельных установок с малой высотой рассеивания выбросов, расположенных на густо населенных территориях. Для борьбы с этим явлением необходимо использовать более чистые энергоносители и технологии.

В мировой практике особо обострено внимание к проблеме климатических изменений в связи с нарастанием выбросов тепличных газов в атмосферу. Международное соглашение (Киотский протокол) рекомендует странам начать их сокращение, в первую очередь выбросов углекислого газа (СО2). В частности, Россия обязалась в среднесрочной перспективе не превышать уровня, достигнутого в 1990 г.

Россия пока находится в достаточно благоприятном положении, что позволяет отложить принятие срочных и дорогостоящих мер по стабилизации выбросов СО2. Во-первых, потребление энергетических ресурсов в России сократилось по сравнению с 1990 г. (см. ниже). Во-вторых, в структуре экономики России увеличивается, хотя и медленно доля отраслей с меньшей энергоемкостью. Это обеспечивает более медленный рост потребления топлива (в 2005 г. внутреннее потребление энергетических ресурсов составляло около 70% уровня 1990 г.). В-третьих, в современном энергетическом балансе страны доминирует природный газ, при сжигании которого образуется значительно меньше СО2, чем у угля или жидкого топлива. Эта тенденция будет преобладать на протяжении всего рассматриваемого периода, что существенно замедлит рост выбросов СО2. Кроме того, предусмотрен медленный, но неизменный рост производства энергии с использованием безуглеродных технологий (ядерная энергия, возобновляемые источники энергии).

Прогнозы развития ТЭК на период до 2030 года

Производство энергоресурсов. Характерной особенностью перспективного развития России будет более медленное наращивание внутреннего спроса на первичные энергетические ресурсы по сравнению с темпами экономического развития. Ожидается, что к 2030 г. внутреннее потребление энергоресурсов возрастет всего в 1,7-2,1 раза в зависимости от сценария социально-экономического развития страны, тогда как принятые в сценариях темпы роста ВВП составляют 4-7 раз.

На основе прогнозных оценок внутреннего потребления и ожидаемого экспорта производство первичных энергоресурсов в России должно возрасти в 1,57-1,85 раза к 2030 г. по сравнению с 2000 г. и составить 1535-1815 млн. т н.э.5 При этом следу-

4 Оценки экспорта нефти даны для варианта с пониженной добычей нефти.

5 В работе все оценки безуглеродных технологий даны в пересчете по физическому эквиваленту (1 кВт-ч = 0,086кг н.э.).

ет ожидать заметных качественных изменений в структуре производства энергоресурсов, хотя в предстоящей перспективе органическое топливо останется основой энергетического баланса страны. Прогнозы производства первичных энергоресурсов в стране приведены на рис. 7.

Млн. т н.э.

1800 -1600 -1400 -1200 1000 -800 600 400 200 0

22

22

22

00

22

[сценарий]

22

Рис. 7. Прогноз производства первичных энергоресурсов в России:

уголь;  Нефть сырая;  природный газ;

Ядерная энергия;  гидроэнергия;  новые источники

Оценка развития добычи топлива в России дана в табл. 5. Регион Урала и Западной Сибири сохранит свое ведущее положение как основная топливная база страны. Однако доля этого региона в суммарном производстве топливных ресурсов в перспективе несколько сократится. Доля Европейской части РФ, по-видимому, останется неизменной, а доля Восточной Сибири и Дальнего Востока возрастет.

Добыча природного газа будет интенсивно развиваться. Ожидается, что она возрастет на 40-50%, достигнув 830-875 млрд. куб. м. Прирост добычи будет наблюдаться на протяжении всего периода в европейской части и в регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока. Добыча в регионе Урала и Западной Сибири практически стабилизируется после 2020 г. на уровне 600-630 млрд. куб. м.

Доля Европейской части РФ в добыче газа увеличится с 12,1 до 18% к 2030 г., а доля Восточной Сибири и Дальнего Востока достигнет 10% при более чем десятикратном росте добычи - с 7,2 до 80-85 млрд. куб. м. Урал и Западная Сибирь, оставаясь основным регионом добычи газа, снизят свой вклад примерно с 87% в настоящее время до 72% к концу периода прогнозирования. К 2030 г. добыча природного газа приблизится к уровню стабилизации, который продлится около 10 лет, а затем добыча газа начнет медленно снижаться к середине века. Исходя из принятых объемов извлекаемых ресурсов природного газа (см. табл. 4), истощение запасов традиционного газа составит не более 20%, т.е. по геологическим условиям запасов газа вполне можно ожидать дальнейшего развития добычи на протяжении двух-трех десятилетий, но с худшими экономическими показателями.

Таблица 5

Перспективы добычи топлива в России*

Показатель 2000 г. 2010 г. 2020 г. 2030 г.

Уголь, всего

млн. т н.э. (округленно) 160,3 190-220 275-340 385-490

% 100,0 100,0 100,0 100,0

Европейская часть РФ

млн. т н. э. (округленно) 20 35-40 50-55 70-75

% 15,5 18,2 16,2 15,3

Урал и Западная Сибирь

млн. т н. э. (округленно) 80,4 90-110 150-200 230-310

% 55,5 50,0 58,8 63,3

Восточная Сибирь и Дальний Восток

млн. т н. э. (округленно) 59,9 65-70 75-85 85-105

% 29,0 31,8 25,0 21,4

Природный газ,

млрд. куб. м (округленно) 583,9 650-690 750-810 830-875

% 100,0 100,0 100,0 100,0

Европейская часть РФ

млн. т н. э. (округленно) 48,5 70-85 100-130 150-155

% 12,1 12,3 16,0 17,7

Урал и Западная Сибирь

млн. т н. э. (округленно) 528,2 560-580 600-620 600-630

% 86,9 84,0 76,5 72,0

Восточная Сибирь и Дальний Восток

млн. т н. э. (округленно) 7,2 20-25 50-60 80-90

% 1 3,7 7,5 10,3

Нефть

млн. т (округленно) 323,9 435-455 450-490 395-460

% 100,0 100,0 100,0 100,0

Европейская часть РФ

млн. т н. э. (округленно) 99,3 115-120 10-115 60-85

% 29,2 25,6 23,5 18,5

Урал и Западная Сибирь

млн. т н. э. (округленно) 213,8 300-310 300-315 295-320

% 67,9 68,9 64,3 69,6

Восточная Сибирь и Дальний Восток

млн. т н. э. (округленно) 10,9 20-25 40-60 40-55

% 2,9 5,5 12,2 11,9

* В расчетах использованы оценки запасов топлива и экономических параметров их добычи, приведенные выше.

В первой трети XXI в. добыча угля будет развиваться наиболее динамично, особенно в варианте без ограничений на выбросы СО2. Ее рост составит от 240 до 300% в зависимости от ожидаемых объемов спроса. Прирост добычи может находиться в диапазоне от 225 до 330 млн. т н.э. за весь период, а добыча угля достигнуть 385-490 млн. т н.э. к 2030 г. При этом региональная структура добычи не претерпит существенных изменений.

Можно ожидать, что при низкой обеспеченности ресурсами традиционной нефти (около 20 млрд. т) ее добыча выйдет на свой максимальный уровень к 2015-2020 гг. -до 490 млн. т. После этого добыча нефти начнет снижаться, достигнув к 2030 г. уровня добычи в 395-460 млн. т. Причиной этого сокращения является исчерпание ресурсов дешевой нефти. Дорогая нефть, по-видимому, не сможет конкурировать с другими энергоресурсами, прежде всего, с более дешевым природным газом.

Динамично добыча нефти будет нарастать только в регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока, достигнув к 2030 г. уровня добычи около 40-55 млн. т. В остальных регионах после 2020 г. будет наблюдаться постепенное сокращение добычи нефти. По нашим оценкам, к 2030 г. будет извлечено из недр примерно 50% объема известных сегодня извлекаемых ресурсов. Это свидетельствует о неизбежном сокращении добычи нефти в последующие периоды.

Если ресурсная база нефтедобычи окажется больше (около 30 млрд. т), чем принято в расчетах, то добыча сырой нефти в стране может быть доведена до 500-550 млн. т к 2020 г. с дальнейшим спадом к 2030 г. до 450-480 млн. т. В этом случае весь прирост добычи нефти может пойти на экспорт, который возрастет до 450-470 млн. т.

Прогнозы добычи нефтегазового сырья в региональном разрезе. Анализ перспектив развития нефтедобывающей промышленности показывает большое расхождение оценок. Как следует из данных табл. 5, оптимизация энергетического баланса страны по рассматриваемым сценариям предусматривает выход добычи нефти в стране на максимальный уровень после 2015 г. с последующим медленным сокращением к 2030 г. до 395-460 млн. т/год. Такая динамика определяется, по крайней мере, двумя сделанными предположениями: 1) о появлении водорода в качестве конкурентоспособного энергоносителя на рынке моторного топлива, что начинает сдерживать спрос на сырую нефть, и 2) о сокращении экспорта сырой нефти в связи со снижением рентабельности экспортных поставок, вызванным ростом затрат на добычу и транспорт российской нефти до мировых рынков сбыта. В результате действия этих факторов ресурсные возможности добычи нефти могут использоваться не полностью.

На рис. 8 показаны прогнозы добычи нефти по укрупненным регионам России. В европейской части страны следует ожидать наращивания добычи нефти до 2010 г., после чего она начнет сокращаться и составит к 2030 г. около 85 млн. т. Основными нефтедобывающими провинциями в этом регионе останутся Прикаспий и Республика Коми.

Европейская часть РФ

140 -| 120 100 80 -60 40 20 0

Год

2000 2010  Прикаспий

2030  Прочие

Млн. т

350 -| 300 -250 -200 150 100 50 0

Урал и Западная Сибирь

Год

Восточная Сибирь и Дальний Восток

Год

1 Сахалин

Прочие

Млн. т

2000

2010

2020

2030

Млн. т

Рис. 8. Прогнозы добычи сырой нефти по регионам

Добыча нефти в регионе Урала и Западной Сибири будет возрастать и составит более 300 млн. т к 2030 г. по сравнению с 215 млн. т в 2000 г.

Восточная Сибирь и Дальний Восток будут характеризоваться быстрым увеличением добычи нефти: с 10 млн. т в 2000 г. до 65 млн. т к 2020 г. В последующий период вполне можно ожидать сокращения добычи и в этом регионе в связи с общим падением добычи нефти в стране.

На рис. 9-11 показаны прогнозы добычи различных по стоимости категорий ресурсов.

Прикаспий, Поволжье

Республика Коми

Млн. т 100 80 60 40 20 0

2000

Год

Прочие

Млн. т 60 50 40 30 20 10

0

2000

Год

Год

Рис. 9. Прогнозы добычи сырой нефти в Европейской части РФ: И категория I; Щ категория II;  категория III

2010

2020

2030

2010

2020

2030

Достаточно близкие к прогнозам ИНП РАН оценки даются в работе Всероссийского научноисследовательского геолого-разведочного института (ВНИГРИ) [6], где рассмотрено несколько вариантов прогноза: от критического до вероятного и оптимистического. В табл. 6 приведены оценки наиболее вероятного и оптимистического прогнозов [6]. Согласно вероятному прогнозу в рассматриваемой перспективе следует ожидать медленного сокращения добычи нефти и газового конденсата до 380 млн. т в 2030 г. Оптимистический прогноз предполагает выход к 2020 г. на максимальный уровень около 540 млн. т в год с последующим снижением к 2030 г. до примерно 515 млн. т.

Рис. 10. Прогнозы добычи сырой нефти в регионе Урала и Западной Сибири:  категория I; Ш категория II;  категория III

Рис. 11. Прогнозы добычи сырой нефти в регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока:  категория I; Щ категория II

Таблица 6

Прогнозы добычи жидких углеводородов в России*, млн. т.

Показатель 2010 г. 2015 г. 2020 г. 2025 г. 2030 г.

Нефть Западная Сибирь Волго-Уральская провинция Тимано-Печорская провинция Северный Кавказ Сахалин

В то же время в работе Института нефтегазовой геологии и геофизики (ИНГГ) им. Трофимука СО РАН [7] предполагается, что добыча нефти в стране в период 2010-2030 гг. может неуклонно возрастать до 620 млн. т к 2030 г. (табл. 7) [7].

Таблица 7

Прогноз добычи нефти и газового конденсата в России, млн. т

Показатель 2010 г. 2015 г. 2020 г. 2025 г. 2030 г.

Западная Сибирь 344,5 345 350 351 355

Ямало-Ненецкий АО 55 60 65 70 80

Ханты-Мансийский АО 265 260 260 256 250

Томская область 15 15 15 15 15

юг Тюменской области 6,2 7,5 7,5 7,5 7,5

Новосибирская область 1,8 1,5 1,5 1,5 1,5

Омская обл. 1,5 1 1 1 1

Европейская часть РФ 120 115 110 106,5 100

Восточная Сибирь и Якутия 12,5 42 100 110 130

Дальний Восток (Сахалин) 23 25 30 32,6 35

Россия, всего 500 527 590 600 620

Следует отметить, что прогнозы ВНИГРИ и ИНГГ основаны только на ресурсных возможностях российских недр, тогда как прогнозы ИНП РАН сформированы с учетом экономического обоснования спроса на энергетические ресурсы в период до 2030 г.

Перспективы добычи природного газа по регионам показаны на рис. 12. В отличие от нефти, добыча газа будет постоянно возрастать.

В Европейской части РФ ожидается увеличение добычи газа в 3 раза - с 50 до 150 млрд. куб. м. При этом добыча газа в Прикаспии возрастет с 10 до 50 млрд. куб. м, а в прочих провинциях, включающих Штокмановское месторождение, увеличится с 45 до 100 млрд. куб. м/год.

Ожидается, что в регионе Урала и Западной Сибири добыча газа будет расти до 2010-2015 гг., затем рост добычи сильно замедлится. К концу периода добыча может составить около 625 млрд. куб. м. Из них только треть будет приходиться на дешевый газ категории I, которая доминирует в начале периода. Почти 60% газа в этом регионе будет добываться из месторождений категории II и примерно 10% из дорогих месторождений категории III (главным образом, на полуостровах Ямал и Гыдан и шельфах арктических морей).

Развитие добычи газа в регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока позволит увеличить вклад этого региона в суммарную добычу по стране с сугубо малой величины в 2000 г. до более чем 10% (80-90 млрд. куб. м) в 2030 г. Почти половина газа в конце периода будет добываться в Иркутской области (Ковыктинское месторождение).

Европейская часть РФ

Млрд. куб. м

Урал и Западная Сибирь

Млрд. куб. м

200

150

100 50 0 -I

Год

Прикаспий;  прочие

Восточная Сибирь и Дальний Восток

Млрд. куб. м

Год

Рис. 12. Прогнозы добычи природного газа по регионам:

2000

2010

2020

2030

Якутия  Сахалин  Ковыкта*  Прочие

* возможно, что вместо Ковыктинского месторождения в первую очередь будет осваиваться Чаяндинское месторождение

На рис. 13-15 приведены прогнозы добычи природного газа в региональном разрезе по стоимостным категориям.

Прикаспий Прочие месторождения

Млрд. куб. м

60 40 -20 0

2000

Год

Млрд. куб. м 150

100

50

0

2000

Год

Рис. 13. Прогнозы добычи природного газа в Европейской части РФ:

категория I;  категория II;  категория III

2010

2020

2030

2010

2020

2030

Млрд. куб. м

800 600 400 200 0

2000 2010 2020 2030

Рис. 14. Прогнозы добычи природного газа в регионе Урала и Западной Сибири:  категория I;  категория II;  категория III

Якутия

Млрд. куб. м

15

10 -5 0

2000

Год

о. Сахалин

Млрд. куб. м

30 20

10 -0

2000

2010

2020

2030

Год

Кавыкта

Млрд. куб. м

50 40

30 -20 10 -0

2000

2010

2020

2030

Год

Прочие

Млрд. куб. м

20 п

15 -10 5

0

2000

2030 Год

Рис. 15. Прогнозы добычи природного газа в регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока:

категория I;  категория II

Конечное потребление энергии. Согласно сценариям, можно ожидать, что конечное потребление энергии к 2030 г. возрастет более чем в 1,8 и 2,2 раза. Заметных изменений следует ожидать в потреблении электро- и теплоэнергии. Доля электроэнергии в конечном потреблении увеличится с 15,6% в начале прогнозного периода до 20-22% к 2030 г.

К концу периода станет экономически привлекательным вовлечение в энергобаланс ряда нетрадиционных видов энергии: производство водорода только для нужд транспорта может составить в 2030 г. около 2,0-2,5 млн. т Н2 (5,5-7,0 млн. т н.э.). Освоение этой технологии прямо зависит от возможных трудностей с наращиванием добычи сырой нефти и сохранением необходимых для страны объемов ее экспорта. Увеличение затрат на добычу традиционной нефти становится активным фактором внедрения возобновляемых источников энергии.

Прогноз конечного спроса на энергоносители представлен на рис. 16.

Млн. т н.э

1000

900 -

800 -

700 -

600 -

500 -

400 -

300

200

100 -

0

Год, [сценарий]

Iуголь;

] водород;

Рис. 16. Прогноз конечного потребления энергии:

природный газ;  Моторное топливо;  Мазут;

! электроэнергия;  Теплоэнергия

новые источники;

2010

2020

2030

2010

2020

Переработка топлива. В настоящее время переработка топлива в массовых объемах производится только на НПЗ. В 2005 г. на НПЗ было поставлено около 207,4 млн. т сырой нефти, из которой получено 100,2 млн. т моторных топлив и 56,7 млн. т мазутов. По инерционному сценарию 1 объем переработки для внутреннего рынка должен составить около 180 млн. т к 2030 г., из которых может быть получено около 120 млн. т моторных топлив и 9-10 млн. т мазутов. При высоких темпах экономического развития (сценарий 2) потребуется направить на переработку 220-230 млн. т сырой нефти, из которых будет получено 150-155 млн. т моторных топлив и 10-12 млн. т мазутов.

В связи с удорожанием органических топлив к 2030 г. следует ожидать появления водорода в качестве энергоносителя на транспорте и в энергоснабжении рассредоточенных потребителей электроэнергией и теплом (около 10-15 млн. т Н2).

Не исключено, что уже в рассматриваемой перспективе может появиться необходимость производства синтетического жидкого топлива на базе дешевых углей Восточной Сибири. Если возникнет необходимость в увеличении экспорта жидких углеводородов, то этот прирост может быть обеспечен за счет создания крупного производства синтетического жидкого топлива в Сибири.

Производство электроэнергии и тепла от централизованньх источников.

Электроэнергетика. Ожидается, что к 2030 г. выработка электроэнергии в стране может возрасти в 2,3 раза в сценарии 1 (с низкими темпами экономического развития) и почти в 3,2 раза в сценарии 2 (с высокими темпами роста ВВП). Производство электроэнергии к концу периода должно составить примерно 2100 млрд. кВт-ч (сценарий 1) и почти 2800 млрд. кВт-ч (сценарий 2) по сравнению с 878 млрд. кВт-ч в 2000 г. На рис. 17 показана динамика и структура генерирования электроэнергии в стране в период 2000-2030 гг.

Млрд. кВт ч

3000

2500

1000

Год,

Рис. 17. Прогноз производства электроэнергии: 1КЭС ПТЭЦ  АЭС ИГЭС  новые источники

внепиковая

2000

1500

500

0

Структура производства электроэнергии не претерпит существенных изменений. Тепловые электростанции на органическом топливе (66% всей выработки электроэнергии в 2000 г.) практически сохранят свою значимость. Ожидается, что их вклад в производство электроэнергии в 2030 г. составит от 64 до 68%. При этом

доля КЭС, составляющая в начале периода около 42%, сохранится или может даже возрасти до 46% к 2030 г. в сценарии 2.

Можно ожидать сокращения доли ТЭЦ в выработке электроэнергии с 28% до примерно 22-25%. Новые ТЭЦ в основном малой и средней мощности будут сооружаться только для снабжения теплом близлежащих потребителей.

Выработка электроэнергии на АЭС может возрасти с 131 млрд. кВт-ч в 2000 г. до 510-575 млрд. кВт-ч к 2030 г., т.е. в 3,9-4,4 раза и составить 21-24% в суммарной выработке к концу периода6.

Выработка электроэнергии на ГЭС должна возрасти с 165 до 245-280 млрд. кВт-ч, т.е. в 1,5-1,7 раза, хотя ожидается, что доля ГЭС в общей выработке несколько сократится: с 19% в 2000 г. до 10-11% к 2030 г.

Для обеспечения прогнозной выработки электроэнергии установленные мощности электростанций в России должны возрасти с 213 млн. кВт в 2000 г. до 405-545 млн. кВт в зависимости от принятого сценария экономического развития (рис. 18).

Млн. кВт

Рис. 18. Прогноз установленных мощностей электростанций:  ТЭС И АЭС ПГЭС  Прочие

Наиболее динамичный рост ожидается в атомной энергетике, где мощности АЭС увеличатся с 21,7 млн. кВт в 2000 г. до 68-77 млн. кВт в 2030 г. Это означает, что среднегодовые вводы мощностей АЭС в период 2000-2030 гг. должны составлять не менее 1,5 млн. кВт при низких темпах развития (сценарий 1) и около 3 млн. кВт при высоких темпах развития (сценарий 2). Сдерживание роста выработки на АЭС приводит в конечном счете к увеличению стоимости электроэнергии и снижению спроса на нее.

Развитие мощностей КЭС будет зависеть от темпов экономического роста, хотя их доля в суммарной установленной мощности электростанций по сценариям останется практически на постоянном уровне 40-45%. В состав мощностей КЭС включены также новые электростанции на топливных элементах с использованием природного газа в качестве источника водорода. К 2030 г. мощности таких электростанций могут достичь 14-18 млн. кВт.

6 Очевидно, что введение ограничений по ядерной энергетике в целом и по объему ежегодных вводов новых мощностей может существенно изменить прогнозные оценки в сторону сокращения. Подробнее этот вопрос рассмотрен ниже.

Мощности ТЭЦ будут возрастать и составят к 2030 г. 90-120 млн. кВт, хотя их доля в установленной мощности электростанций сократится с 30% в начале периода до 23-25% к его концу.

Прирост мощностей на ГЭС в период до 2030 г. может составить около 2124 млн. кВт. В результате мощности ГЭС увеличатся до 65-68 млн. кВт по сравнению с 44,3 млн. кВт в 2000 г.7

Электроэнергетика остается крупнейшим потребителем энергоресурсов в экономике страны. Суммарное потребление топлива за прогнозируемый период возрастет с 200 млн. т н.э. в 2000 г. до 415-550 млн. т н.э.5 к 2030 г. (рис. 19).

Млн. т н.э.

600

£ £ £ й £ й ££Год, [сценарий]

ОО ОО ОО ОО

ОО СОСО

ОО ОО ОО ОО

Рис. 19. Прогноз потребления топлива электростанциями (ядерная и гидроэнергия даны в пересчете по физическому эквиваленту):

уголь И газ  мазут  водород  ядерная энергия  гидроэнергия В новые источники

Природный газ, на долю которого в 2000 г. приходилось более 48% выработки электроэнергии, медленно будет уступать свои позиции другим энергоресурсам. Потребление угля электростанциями в сценарии 1 практически удваивается, в сценарии 2 прогнозируется уже его более, чем трехкратный рост к 2030 г.

После 2020 г. вполне вероятно появление водорода как источника энергии для выработки электроэнергии и тепла на топливных элементах. Это потребует производства 35-40 млн. т н.э. водорода (13-15 млн. т Н2) из природного газа и на базе ядерной энергии.

Производство тепла от централизованных источников. Поставки тепла от централизованных источников могут возрасти с 1421 млн. Гкал в 2000 г. до 2500-3100 млн. Гкал к 2030 г. (рис. 20). Основными источниками централизованного тепла останутся

7Если будет принято решение о сооружении Эвенкийской (Туруханской) ГЭС мощностью 12 млн. кВт, то такой вариант потребует специальных расчетов.

8 В расчетах расходов топлива безуглеродные технологии (ядерная энергия, гидроэнергия, возобновляемые источники и др.) даются в пересчете по физическому эквиваленту (1 кВт-ч = 0,086 кг н.э.).

ТЭЦ и котельные. После 2020 г. следует ожидать появления теплонасосных систем централизованного теплоснабжения, хотя их доля в централизованном производстве тепла будет еще незначительной.

Млн. Гкал 3500 3000 -

2500 - I----*

2000 -

1500 -_________ ___

1000 -500 -0

0 0 1 1 2 2 3 3

0 0 0 0 0 0 0 0

2 2 2 2 2 2 2 2

Рис. 20. Прогноз производства тепла от централизованных источников:

ТЭЦ  Котельные ИТНУ

Год,

[сценарий]

Прогнозные цены на топливо на внутренних рынках РФ

В макроэкономических исследованиях проблемы оценки перспективных цен природных ресурсов занимают незначительное место, хотя в теоретическом плане тема проработана достаточно полно, особенно в зарубежной экономической науке. Между тем проблема ценовой оценки природных ресурсов представляет исключительный практический интерес, особенно в экономиках сырьевой направленности, при разработке социально-экономических стратегий на средне- и долгосрочную перспективу. Правильное определение перспективных цен природных ресурсов позволяет государству и компаниям объективно оценивать свое положение в условиях конкурентного рынка и формировать реальные стратегии развития своего бизнеса, а государству определять с более высокой достоверностью государственные доходы и расходы при построении долгосрочных программ социальноэкономических преобразований.

В общем случае рыночные цены ориентируются на предельные (замыкающие) затраты. При этом возникает потенциальная рента у каждого поставщика природного ресурса. Она равна разности между выручкой от продажи ресурса на определенном рынке, характеризующимся конкретными условиями потребления и предложения ресурсов, и затратами на производство и доставку ресурса на рынок, включая возможности развития производства в перспективном периоде и выплаты дивидендов. Как показано в работе [8], потенциальная рента включает различные составляющие: внутрирегиональную ренту, возникающую в связи с различными геолого-географическими условиями добычи ресурса на месторождениях региона; межтопливную ренту, зависящую от эффективности использования различных взаимозаменяемых природных ресурсов у определенных категорий потребителей внутри региона и межрегиональную ренту, связанную с перетоками ресурсов между регионами, когда цены на внутреннем рынке региона определяются стоимостью поставок из соседних регионов.

Для простоты изложения в настоящей работе потенциальная рента трактуется как предельная налоговая нагрузка. В конечном счете задача сводится к определению условий взаимной адаптации энергетического комплекса и государства при изменяющихся параметрах внешнего и внутреннего рынков ресурса и целей социально-экономического развития. При этом основными регуляторами выступают цены ресурса на внутреннем рынке и налоговая нагрузка.

Для прогноза цен газа на внутреннем рынке России и вытекающих из цен рентных платежей предлагается использовать два подхода [9]. Один основан на моделировании внутреннего энергетического рынка путем балансирования спроса и предложения в условиях конкуренции различных энергоносителей. Этот подход позволяет учесть формирование природной, межотраслевой и межрегиональной ренты и рассчитать величину минимальной цены внутреннего рынка и соотношения цен на внутреннем рынке между отдельными видами энергоресурсов. Сильной стороной этого подхода является возможность выявления конкурентоспособности отдельных энергоносителей в условиях развивающегося рынка и изменяющихся условий добычи, транспорта и использования топлива и энергии. Поскольку в такой модели экспортные потоки заданы как экзогенные переменные, то усредненные цены энергоресурсов в макрорегионах отражают только ситуацию на внутреннем рынке страны. В этом подходе учет экспортных потоков осуществляется только через дополнительные затраты на добычу и транспорт газа внутри страны и носит ограниченный характер. Это занижает оценку цены в связи с отсутствием влияния мирового рынка на внутренние цены.

Другой подход построен на макромоделировании финансовых балансов отдельных отраслей, учитывающих в полной мере условия взаимодействия отрасли с государством через налоговые платежи. В отличие от первого подхода в моделях этого типа находят отражение влияние внешнего рынка и налоговой политики, но вопросы конкуренции энергоресурсов практически остаются за пределами анализа. Получаемые оценки внутренних цен при таком подходе следует трактовать как максимальные.

Таким образом, оба подхода дополняют друг друга, позволяя определить диапазон, в котором при принятых допущениях должна находиться сбалансированная цена ресурса на внутреннем рынке.

В настоящем исследовании приведены результаты только первого подхода, основанного на рассмотренной выше модели оптимизации энергетического баланса страны и регионов, для решения которой используется метод линейного программирования.

Как известно, двойственные оценки в балансовых уравнениях моделей линейного программирования можно c определенным допущением интерпретировать как оптимальные цены ресурса в регионе. При этом, несмотря на агрегированность продуктов и технологий, жесткие ограничения, линейную форму зависимостей и ряд других качеств, модели линейного программирования остаются удобным и практически единственно приемлемым способом расчета равновесных цен внутреннего рынка в перспективном периоде. Допустимость и целесообразность такого подхода в условиях рыночного хозяйствования при активной роли государства подчеркивается в работе [10].

Между тем перспективные ценовые оценки, получаемые на основе линейных моделей, не лишены определенных недостатков, которые при необходимости следует корректировать с помощью экспертных оценок. Важные критические замечания по этому поводу сделаны в [8]. Они в основном сводятся к тому, что достоверные результаты можно получить только при достаточно надежных исходных данных. Всецело соглашаясь с этим тезисом, следует отметить, что совершенствование информационной базы должно идти параллельно с углублением и детализацией применяемых моделей.

В табл. 8 приведены результаты приближенной оценки динамики среднерегиональных рыночных цен на уголь, природный газ и сырую нефть в перспективе 2005-2030 гг. Цены даны в пересчете на доллары США (2000 г.) без учета инфляции. Приводимые оценки выполнены, исходя из условий роста затрат на добычу топлива, изменения затрат на транспорт до центра региона (условно) и характера потребления энергоресурсов в регионе в рассматриваемом периоде. В предлагаемых оценках слабо учтено влияние внешнего рынка на ситуацию в стране, так как экспортные поставки в расчетах заданы экзогенно. Поэтому приводимые в табл. 8 оценки следует трактовать как минимально возможные значения цены, поскольку цены энергоресурсов на внешнем рынке могут их скорректировать в сторону повышения. Вместе с тем с течением времени разрыв между внутренними ценами в стране и ценами мирового рынка будет сокращаться, что приведет к снижению величины поправок на внешние условия.

Таблица 8

Прогнозные минимальные оценки равновесных цен на основные виды топлива на внутреннем рынке России для условий, рассматриваемых сценариев

Показатель 2005 г. (оценка) 2010 г. 2020 г. 2030 г.

Природный газ, долл./1000 куб. м

Европейская часть РФ 44 50-60 75-85 90-105

Урал и Западная Сибирь 28 40-50 50-60 75-85

Восточная Сибирь и Дальний Восток 58 60-65 70-75 100-120

В среднем по стране 41 55-60 70-75 90-105

Уголь, долл./т н.э.

Европейская часть РФ 41 45-50 55-70 85-90

Урал и Западная Сибирь 25 25-30 30-35 55-60

Восточная Сибирь и Дальний Восток 21 20-30 25-35 40-50

В среднем по стране 28 35-45 40-50 55-65

Нефть, долл./т

Европейская часть РФ 120 135-140 160-165 170-175

Урал и Западная Сибирь 90 110-115 150-160 165-180

Восточная Сибирь и Дальний Восток 135 115-120 150-160 170-190

В среднем по стране 117 125-135 150-160 165-180

Как следует из данных табл. 8, по природному газу и углю в перспективе следует ожидать, по крайней мере, удвоения цен к 2030 г. При этом, как показано выше, добыча угля возрастет в 2,4-3 раза, а добыча газа - всего на 45-50% по сравнению с 2000 г. Цены нефти в рассматриваемых сценариях будут расти более медленными темпами, поскольку к концу периода ожидается выход на рынок водорода, что начинает сдерживать рост спроса на дорогую нефть, освоение месторождений которой отодвигается за пределы 2030 г.

Европейская часть РФ остается зоной дорогого топлива. Прежде всего, это объясняется тем, что замыкающим топливом здесь является дорогой привозной уголь, который формирует оптимальную цену газа в этом регионе. В свою очередь крупномасштабные поставки западносибирского газа в Европейскую часть РФ влияют на рыночную цену газа в макрорегионе Урала и Западной Сибири, а также в макрорегионе Восточной Сибири и Дальнего Востока, где западносибирский газ замыкает баланс. При этом цена газа в этих макрорегионах определяется не столько конкуренцией с углем, сколько обменом газом с соседними регионами. Это означает, что ситуация на рынке энергоресурсов в европейской части страны определяет рыночные цены в остальной части России.

Таким образом, можно полагать, что предлагаемые оценки минимальных цен энергоресурсов на внутреннем рынке России определяются сбалансированностью спроса и предложения, отраженной в соответствующих балансах энергетических

ресурсов. Они позволяют финансировать развитие топливодобывающих отраслей и обеспечивать налоговые поступления в государственные и местные бюджеты в размерах, определяемых величинами природной ренты. Учет влияния внешнего рынка на внутренние цены может привести к более высоким ценам на внутреннем рынке, но не должен изменить структуры энергетического баланса.

Спрос на инвестиции

Согласно прогнозу, для реализации сценариев развития ТЭК России до 2030 г. потребуется в целом 1,9-2,3 трлн. долл. (в ценах 2000 г.) (рис. 21).

Наиболее динамичный рост спроса на инвестиции будет наблюдаться в электроэнергетике и централизованном теплоснабжении. За период с 2000 по 2030 г. этот сектор потребует 925-1345 млрд. долл. капиталовложений, в том числе: в генерирующие мощности 640-810 млрд. долл., в электрические сети - 155-220 млрд. долл. и в тепловые сети - 135-170 млрд. долл. В результате к концу периода на долю электроэнергетики будет приходиться примерно половина всех инвестиций в ТЭК.

Млрд. долл.

1400

1200 -

1000 -

Рис. 21. Прогноз спроса на инвестиции со стороны ТЭК (по 10-летним периодам):

Уголь ПГаз

Нефть  Переработка топлива

Генерирование электроэнергии  Транспорт энергоресурсов

и тепла

Распределение инвестиций в добычу нефти и газа по регионам показано в табл. 9. Для достижения уровней добычи, приводимых в прогнозных сценариях, в целом за период 2000-2030 гг. по нефтяной и газовой промышленности потребуется инвестировать от 900 до 1020 млрд. долл., в том числе 500-570 млрд. долл. в добычу нефти, 340-385 млрд. долл. в добычу природного газа и 55-65 млрд. долл. в транспорт нефти и газа. Регион Урала и Западной Сибири будет сохранять приоритет в спросе на инвестиции со стороны нефтегазового комплекса.

Таблица 9

Спрос на инвестиции в добычу нефтегазовых ресурсов по регионам России, млрд. долл.

Показатель 2000-2010 гг. 2011-2020 гг. 2021-2030 гг. 2000-2030 гг.

Сырая нефть, всего Европейская часть РФ Урал и Западная Сибирь Восточная Сибирь и Дальний Восток Природный газ, всего Европейская часть РФ Урал и Западная Сибирь Восточная Сибирь и Дальний Восток Транспорт нефти и газа 124-132 30-35 85-87 9-10 94-100 18-20 70-72 6-8 17-20 183-200 38-45 120-125 25-30 107-125 22-25 70-75 15-25 20-25 195-235 30-45 145-160 20-30 140-160 35-40 85-90 20-30 18-22 502-567 98-125 350-372 54-70 341-385 75-85 225-237 41-63 55-67

Оценка выбросов СО2

Объемы выбросов СО2 будут сильно зависеть от сценариев социальноэкономического развития. Как показано на рис. 22, уровень выбросов СО2, установленный для России Киотским протоколом, будет превзойден после 2010-2012 г. При низких темпах экономического роста (сценарий 1) выбросы СО2 к 2030 г. возрастут на 35% по сравнению с уровнем Киотского протокола, а при высоких темпах роста ВВП (сценарий 2) они будут превышать допустимый уровень на 60%. Это означает, что в случае сохранения условий Киотского протокола после 2012 г., когда истекает срок его действия, придется принимать серьезные меры по сдерживанию выбросов СО2.

Млрд. т

4.0

3.5

3.0

2.5

2.0

1.5 1,0 0,5 0,0

22

33

00

22

Год, [сценарий]

Рис. 22. Прогнозы выбросов СО2 по макрорегионам:

Европейская часть РФ ИУрал + З.Сибирь ИВ. Сибирь + Д. Восток

В региональном разрезе можно ожидать стабилизации или даже некоторого сокращения выбросов СО2 на территории вропейской части страны за счет интенсивного развития ядерной энергетики и расширения использования природного газа. Основной прирост выбросов будет приходиться на регион Урала и Западной Сибири, где будет развиваться добыча и использование угля.

На рис. 23 прогнозы выбросов представлены по видам топлива. Если в начале периода они распределены примерно одинаково, то к 2030 г. около 45-55% выбросов будет приходиться на угольное топливо. Совершенно очевидно, что введение ограничений по выбросам СО2 приведет к необходимости вытеснения угля из топ-

ливно-энергетического баланса страны и замены его газом, но в большей степени ядерной энергией и возобновляемыми источниками энергии.

Млрд. т

Вй Вй 5 й Год, [сценарий]

ОО О О О О О О

ОО СОСО

ОО ОО ОО ОО

Рис. 23. Прогнозы выбросов СО2 по видам топлива:

уголь;  нефть;  газ

При введении жестких ограничений на выбросы СО2 потребуется существенно изменить структуру топливно-энергетического баланса в направлении сокращения использования углеродосодержащих топлив, в первую очередь, угля и более интенсивного перехода к безуглеродным технологиям.

Оценка эффективности использования энергоресурсов и динамики душевого потребления энергии

Качественные показатели рассмотренных сценарных прогнозов развития ТЭК России до 2030 г. могут быть с определенной условностью охарактеризованы темпами снижения энергоемкости ВВП и динамикой душевого потребления энергии, в частности электроэнергии.

На рис. 24а показана тенденция изменения энергоемкости ВВП. В течение рассматриваемого периода она снижается в 2,5 (сценарий 1) и 3,1 (сценарий 2) раза под воздействием двух основных факторов: изменения структуры экономики в сторону производств с меньшей энергоемкостью и более высокой добавленной стоимостью; применения более эффективных энергосберегающих технологий на всех стадиях от добычи топлива до конечного использования энергии.

Одновременно будет происходить и снижение электроемкости ВВП, однако темпы этого сокращения будут ниже, чем для энергоемкости (рис. 24б). Ожидается, что электроемкость ВВП к 2030 г. должна сократиться в 1,8-2,3 раза в соответствии со сценариями социально-экономического развития страны.

Душевое потребление энергии возрастет в 1,7-2,1 раза по сравнению с 2000 г. и достигнет к 2030 г. 8-10 т н.э./чел. (рис. 25а). Однако этот рост будет происходить в значительной мере под влиянием сокращения численности населения нежели от фактического роста энергопотребления.

На рис. 25б показана динамика душевого потребления электроэнергии, которое увеличится в 2,7-3,6 раза по отношению к начальному периоду. Ожидается, что к 2030 г. душевое потребление электроэнергии в стране составит примерно 15-20 тыс. кВт-ч/чел. Здесь также имеет место эффект сокращения численности населения. Однако значительный вклад в рост душевого потребления электроэнергии будет оказывать

опережающее развитие электрификации, как важнейшего фактора роста производительности труда и социально-экономического прогресса.

т н.э./1000 долл.

кВт ч/долл.

3 1

2.5 -2 -

1.5 -1

0,5 -0 —

Год

2000 2010 2020 2030

Год

2010 2020

4

3

2

1

0

2000

2030

Рис. 24. Динамика энергоемкости и электроемкости ВВП в период 2000-2030 гг. по сценариям:

---сценарий 1,-----сценарий 2

Т н.э./чел.

15 1

105 -0

Тыс. кВт ч/чел.

2000

2010 2020 а)

2030

Год

Год

б)

Рис. 25. Динамика душевого потребления электроэнергии по сценариям: -----------------------сценарий 1,-----сценарий 2

Рассматриваемые прогнозы предполагают среднегодовой темп сокращения энергоемкости в период 2000-2030 гг. на уровне 3,2-4,2%. Для сравнения следует указать, что в период с 1995 по 2002 г. среднемировые темпы сокращения энергоемкости ВВП составляли около 1,5% в год. При этом в странах ОЭСР Северной Европы они были равны почти 2% в год, а в Западной Европе - 1,36%. Максимальные темпы изменения энергоемкости ВВП наблюдались в Китае, где в период с 1990 по 2002 г. они составляли около 6% в год. За 20 лет с 1980 по 2002 г. Китай вышел по энергоемкости ВВП на уровень развитых стран.

Значительно медленнее сокращается электроемкость ВВП. В представленном прогнозе в среднем по России ежегодные темпы снижения электроемкости должны составить не менее 2-2,5% в течение рассматриваемого периода. Сопоставление этих темпов с фактическими данными по другим странам показывает, что прогнозные значения находятся несколько выше, чем в странах ОЭСР, где в Северной Америке сокращение электроемкости ВВП в период 1995-2002 гг. составляло около 1,5% в год, а в странах Западной Европы - 0,17% в год. В Китае среднегодовые темпы снижения электроемкости ВВП в период 1990-2002 гг. составляли около 1,6%, хотя с 1995 г. электроемкость практически остается на постоянном уровне, превышая примерно на 20% электроемкость в целом по странам ОЭСР.

Прогнозы развития ТЭК в разрезе макрорегионов9

В настоящее время почти две трети энергоресурсов потребляется на территории европейской части России. К 2030 г. следует ожидать некоторого увеличения доли восточных регионов. В итоге, доля Европейской части снизится до 60%, а доля региона Урала и Западной Сибири возрастет до 26%, региона Восточной Сибири и Дальнего Востока - примерно до 14%.

Европейская часть. Европейская часть РФ на протяжении всего периода прогнозирования останется энергетически дефицитным регионом. При этом дефицит ее энергетического баланса будет систематически возрастать. Основным источником дополнительных поставок энергии в Европейскую часть РФ есть и будет регион Урала и Западной Сибири.

Можно ожидать, что внутреннее потребление первичных энергоресурсов в регионе возрастет в соответствии со сценариями на 60 и 97%. Природный газ обеспечивает в настоящее время почти 60% внутреннего потребления энергоресурсов в регионе. В перспективе возможно снижение его доли к концу периода по вариантам стратегий, соответственно до 49 и 56%. Потребление нефти в регионе будет сохраняться на достигнутом уровне до 2015 г., пока не станут ощутимыми ограничения по сырьевой базе. Это приведет к сокращению доли нефти до 17-18% по сравнению с 33% в начале периода. При росте объемов потребления угля более, чем в 2 раза, его доля в энергетическом балансе региона возрастет незначительно - до 15-19% к 2030 г. по сравнению с 14% в 2000 г.

Вклад ядерной энергии в энергетический баланс региона возрастет в 3,4-10 раз. Увеличение стоимости топлива в регионе к концу прогнозного периода будет стимулировать появление новых источников энергии. Они станут рентабельными, особенно при теплоснабжении рассредоточенных потребителей (сельское хозяйство, мелкие населенные пункты и т.п.).

Производство первичных энергоресурсов на территории региона будет возрастать, достигнув к 2030 г. 305-415 млн. т н.э. (рост в 1,7-2,4 раза по сравнению с начальным периодом). Доля электроэнергии в региональной структуре конечного потребления энергии может увеличиться до 21-23% к 2030 г. При этом выработка электроэнергии в регионе должна будет возрасти в 2,25 и 3,1 раза, достигнув 1160-1570 млрд. кВтч. Будет заметен рост использования угля и ядерного топлива на электростанциях, особенно в сценарии 2.

Доля тепловой энергии от централизованных источников в структуре конечного потребления энергии региона в перспективе будет снижаться в связи с ожидаемой результативностью жилищно-коммунальной реформы, новыми стандартами в жилищном строительстве и другими факторами. В результате спрос на тепловую энергию будет расти более медленными темпами, чем на другие энергоносители, и составит 160 и 215% по сценариям за прогнозный период. Можно ожидать, что к концу периода примерно половина всего тепла от централизованных источников будет вырабатываться на ТЭЦ.

Урал и Западная Сибирь. Регион Урала и Западной Сибири сохраняет свое положение ведущей топливной базы страны. Производство первичных энергоресурсов в регионе в рассматриваемой перспективе, по нашим оценкам, возрастет на 40-60%. Примерно такими же темпами будет расти внутреннее потребление энергии.

Характерной особенностью энергетического комплекса региона является интенсивное развитие угольной промышленности. Это позволит к концу периода обеспечить замещение природного газа в энергетическом балансе региона для направления его на другие цели. Ожидается, что добыча угля в макрорегионе возрастет в 2,9 и 3,9 раза к 2030 г. В результате вклад угля в структуру производства первичных энергоресурсов в регионе возрастет до 23-27%. Добыча природного газа будет медленно увеличиваться, а его доля в структуре производства энергоресурсов сократится до 44-47% к 2030 г. по сравнению с 59% в 2000 г. Добыча нефти будет определяться во многом экспортной стратегией страны. Если в течение рассматриваемого периода Россия сохранит сырьевую ориентацию экспорта, то можно ожидать дальнейшего роста добычи нефти - до 550-600 млн. т к 2030 г. Однако, учитывая исчерпание ресурсов нефти, такая стратегия не является оптимальной. Поэтому в работе принята гипотеза сокращения экспорта нефти после 2020 г. и замещения ее в структуре экспорта другими промышленными товарами с высокой добавленной стоимостью. При таких допущениях можно ожидать сокращения добычи нефти к 2030 г. , хотя уровень добычи останется выше, чем в 2000 г. В этом случае к концу прогнозного периода доля нефти в структуре производства энергоресурсов останется на начальном уровне - около 29%.

В структуре внутреннего потребления энергоресурсов региона особенно существенный рост придется на потребление угля. Заметно сократится потребление традиционной сырой нефти, а ее возможный дефицит в конце прогнозного периода должен будет восполняться нетрадиционными топливами, прежде всего - водородом. Потребление природного газа в регионе возрастет незначительно.

Заметно вырастет потребление электроэнергии в регионе. Ее доля в конечном потреблении энергии увеличится до 20-22% в 2030 г. В результате выработка электроэнергии в регионе вырастет в 2,5-3,2 раза. Основная доля электроэнергии будет вырабатываться на тепловых электростанциях. Выработка на ГЭС будет расти медленно и ее доля в суммарной выработке электроэнергии снизится до 12-16% к концу прогнозного периода. Основными видами топлива для электростанций останутся уголь и природный газ.

Выработка тепловой энергии от централизованных источников возрастет в 2,4 и 3,0 раза к 2030 г.

Восточная Сибирь и Дальний Восток. В регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока в перспективе производство энергоресурсов будет опережать их потребление и наращивать их экспорт. Можно ожидать, что производство энергоресурсов по вариантам стратегий возрастет в 3,4 и 4,1 раза. При этом произойдет многократное увеличение добычи сырой нефти и природного газа. Заметно увеличится добыча угля, хотя она будет существенно менее интенсивной, чем в других регионах страны. Определенный вклад в энергетиче-

9 В связи с неполнотой данных по потреблению отдельных видов топлива и их межрегиональным перетокам наши оценки базируются на имеющейся статистической информации и дополняющих ее экспертных заключениях

ский баланс региона будут вносить гидроэнергия, новые источники энергии и ядерная энергия, но их доля к 2025 г. будет относительно небольшой в суммарном производстве первичных энергоресурсов.

Можно ожидать заметного роста производства электроэнергии в основном на тепловых электростанциях. В абсолютном выражении возрастет выработка электроэнергии на ГЭС. К концу прогнозного периода ее доля может снизится до 30% в инерционном сценарии и 20% в динамичном сценарии по сравнении с 37% в начале периода. После 2015 г. можно ожидать появление первых АЭС в регионе. В расходе первичных энергоресурсов на электростанциях уголь сохранит ведущее положение. Заметно увеличится потребление природного газа, особенно на ТЭЦ крупных городов региона для улучшения экологической обстановки.

Влияние глобальных рисков на динамику развития ТЭК

Нами рассмотрены два глобальных риска, способных существенно изменить долгосрочные прогнозы развития ТЭК и электроэнергетики. Прежде всего это необходимость принятия мер по сокращению выбросов СО2 для предотвращения глобального потепления климата. Для этого был сформирован сценарий 3, основанный на прогнозах социально-экономического развития России, принятых в сценарии 2, с сохранением ограничений на выбросы СО2 после 2012 г. на уровне, рекомендованном Киотским протоколом.

Прежде всего должно быть заметно снижено потребление угля, добыча которого к 2030 г. в сценарии 3 составит 192 млн. т н.э., что на 300 млн. т н.э. меньше, чем в сценарии 2. Добыча нефти и природного газа остается практически на неизменном уровне. На 20% возрастает выработка энергии на ядерном топливе. При этом основной ее прирост приходится на производство водорода на базе термохимического разложения воды с использованием энергии высокотемпературных газоохлаждаемых реакторов. Заметную роль будут играть новые безуглеродные источники энергии - прежде всего, возобновляемые источники (ветровая, солнечная, геотермальная и др. виды энергии). Потребуется увеличить выработку электроэнергии до 3220 млрд. кВт-ч по сравнению с 2770 млрд. кВт-ч в сценарии 2, т.е. на 15-20%. При этом вклад возобновляемых источников энергии в суммарную выработку должен возрасти с 2,5% в сценарии 2 до 12,5% в сценарии 3.

Еще более значительные изменения наблюдаются, если к условиям сценария 3 будут добавлены ограничения на вводы мощностей ядерных электростанций. Такой комбинированный вариант возможных рисков представлен в сценарии 4.

Введение жестких ограничений на ядерную энергетику при сохранении выбросов СО2 на уровне Киотского протокола приведет к интенсивному развитию новых источников энергии. В этом случае вклад новых источников в энергетический баланс страны должен быть увеличен почти в 4 раза по сравнению со сценарием 3 и составить к 2030 г. около 225 млн. т н.э. в пересчете по физическому эквиваленту. При этом примерно половина мощностей возобновляемых источников энергии будет использоваться для электролиза воды с целью получения водорода, выработки сетевой электроэнергии и в качестве тепла в отраслях народного хозяйства и для нужд населения.

Выводы. Для рассматриваемого периода 2000-2030 гг. применительно к принятым сценариям социально-экономического развития можно отметить следующие основные моменты в развитии ТЭК страны:

- суммарное производство энергоресурсов возрастет в 1,57-1,85 раза: с 978 млн. т н.э. в 2000 г. до 1535-1815 млн. т н.э.10 к 2030 г.;

- добыча угля увеличится со 160 до 390-490 млн. т н.э. при сохранении доли каждого макрорегиона примерно на постоянном уровне;

- добыча природного газа в 2030 г. должна составить 840-870 млрд. куб. м. При этом доля Европейской части РФ в общероссийской добыче газа увеличится с 12 до

10 Пересчет ядерной энергии и возобновляемых источников произведен по физическому эквиваленту (1 кВт-ч = 0,086кг н.э.).

18%. Доля Восточной Сибири и Дальнего Востока к 2030 г. может составить около 10% по сравнению с 1% в 2000 г., а доля Урала и Западной Сибири сократится с 87% до 72%. При этом регион Урала и Западной Сибири останется крупнейшим по объему добычи. К 2030 г. извлекаемые запасы газа могут сократиться на 20%;

- добыча нефти будет расти с 323,6 млн. т в 2000 г. до своего максимума в 20152020 гг. на уровне 470-500 млн. т, после чего начнет сокращаться и к 2030 г. может составить 395-460 млн. т. В рассматриваемый период доля Европейской части РФ сократится с 29% до 18%, а доля Восточной Сибири и Дальнего Востока возрастет с 3% в 2000 г. до 12% к 2030 г. Вклад Урала и Западной Сибири останется практически на неизменном уровне;

- производство электроэнергии будет возрастать опережающими темпами: с 878 млрд. кВт-ч в 2000 г. до 2100-2800 млрд. кВт-ч к 2030 г. При этом величина установленной мощности электростанций к концу периода достигнет 405-550 млн. кВт. На выработку электроэнергии в 2030 г. потребуется 415-555 млн. т н.э.;

- принципиальным вопросом в развитии электроэнергетики является оценка возможностей ядерной энергетики. Выработка электроэнергии на АЭС может увеличиться с 131 млрд. кВт-ч в 2000 г. до 510-575 млрд. кВт-ч к 2030 г. В этом случае мощности АЭС к концу периода должны составить 68-77 млн. кВт. Введение ограничений на предельные вводы мощностей АЭС вызывает рост расходов органического топлива, в первую очередь угля, что отразится на величине выбросов СО2;

- водород появляется в энергобалансе не ранее 2020 г. К 2030 г. может потребоваться производство 10-15 млн. т водорода на базе природного газа и ядерной энергии для удовлетворения нужд электроэнергетики и транспорта;

- новые источники энергии в базовом варианте без ограничений на выбросы СО2 и развитие ядерной энергетики будут занимать практически незаметное место в топливно-энергетическом балансе при низких темпах экономического развития страны (сценарий 1). Но в случае высоких темпов (сценарий 2) будет необходимо вовлечь в оборот 25-27 млн. т н.э. в виде новых и возобновляемых источников энергии, значительная часть которых должна быть использована для производства электроэнергии;

- рост выбросов СО2 при отсутствии специальных мер по их сокращению и высоких темпах экономического развития может составить 65-100% по сравнению с 1990 г. Пролонгация требований Киотского протокола по сдерживанию выбросов СО2 приведет к заметному росту безуглеродных технологий;

- реализация рассмотренного прогноза потребует значительных усилий по повышению эффективности использования энергии, в частности энергоемкость ВВП в период до 2030 г. должна сокращаться со среднегодовым темпом около 3,2-4,2%, что существенно выше, чем в развитых странах в течение последних 10-15 лет, но ниже, чем наблюдалось в Китае. Сокращение электроемкости ВВП должно составлять 2-2,5% в год, что превышает темпы снижения этого показателя в мире в последние годы;

- пролонгация Киотского договора потребует сдерживания выбросов СО2 после 2010-2012 гг. Это приведет к заметному сокращению использования угля за счет расширения выработки электроэнергии на базе ядерной энергии и возобновляемых источников энергии. Возникновение трудностей с ядерной энергетикой при требованиях стабилизации выбросов СО2 на уровне Киотского протокола потребует более интенсивного развития электрификации на базе новых безуглеродных источников энергии;

- реализация разработанных прогнозов развития ТЭК России в период до 2030 г. потребует от 1,9 до 2,3 трлн. долл., в том числе от 900 до 1020 млрд. долл. составят капитальные вложения в нефтегазовый комплекс.

Литература

1. Коллектив авторов. Будущее России: инерционное развитие или инновационный прорыв (долгосрочный сценарный подход) //Проблемы прогнозирования. 2005. № 5.

2. Население России. 2000. Восьмой ежегодный демографический доклад / Под. ред. А.Г. Вишневского. М.: Книжный дом «Университет», 2001.

3. Государственный доклад «О состоянии минерально-сырьевой базы Российской Федерации». Минприроды РФ, Минэкономразвития РФ и Минэнерго РФ. 2001.

4. World Petroleum Assessment 2000, USGS, 2001, Assessment Results Summary — Russia.

5. Birol F. Outlook for European Gas Demand, Supply and Investments to 2030, IEA.

6. Белонин М.Д., Подольский Ю.В. Состояние сырьевой базы и прогноз возможных уровней добычи нефти в России до 2030 г. //Минеральные ресурсы России. 2006. №5.

7. Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. Трофимука СО РАН

8. Данилов-Данильян В.И. Природная рента и управление использованием природных ресурсов // Экономика и математические методы. 2004. Т. 40. Вып. 3.

9. Синяк Ю.В., Куликов А.Н. Два подхода к оценке перспективных цен на нефть и газ и потенциальной природной ренты в России // Проблемы прогнозирования. 2005. № 5.

10. Меньшиков СМ. Актуальность экономической модели Л.В. Канторовича в наше время. Доклад на Международной конференции в память Л.В. Канторовича. СПб, январь 2004 (http://www.fastane.ru/smenshikov/Kantorovich.htm).

11. Ведомости, № 219, 21 ноября 2006 г.