Развитие энергетического комплекса России в долгосрочной перспективе

ОТРАСЛИ И МЕЖОТРАСЛЕВЫЕ КОМПЛЕКСЫ

А.С. Некрасов, Ю.В. Синяк

РАЗВИТИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА РОССИИ В ДОЛГОСРОЧНОЙ ПЕРСПЕКТИВЕ1

В статье рассмотрены долгосрочные перспективы развития энергетического комплекса России на базе двух сценариев социально-экономического развития: инерционного и динамического. Особое внимание уделено оценкам располагаемых запасов природных энергетических ресурсов и их экономическим характеристикам. Исследованы проблемы энергетических связей основных макрорегионов страны - европейской части, Урала и Западной Сибири, Восточной Сибири и Дальнего Востока. Результаты исследования получены на основе расчетно-вычислительного комплекса, разработанного для оценки перспективных энергетических балансов страны и регионов.

Особенности развития энергетического комплекса и основных регионов России до 2025 г. Российская экономика имеет ряд особенностей, которые обусловливают своеобразие, неповторимость функционирования и развития национального энергетического комплекса. К их числу можно отнести:

- продолжающееся сокращение численности населения при усложнении демографических характеристик. Это делает необходимым ориентацию на усиление электрификации национальной экономики для обеспечения долгосрочного роста производительности труда во всех сферах производства;

- удаленность на значительные расстояния главных центров потребления энергии от топливных баз, что требует сооружения протяженных транспортно-энергетических коммуникаций при ограниченном резервировании их пропускных способностей. Доступ к незамерзающим портам ограничен, что сопряжено с дополнительными материальными и денежными затратами на обеспечение надежности экспортных связей. В этих условиях транспортная составляющая в стоимости энергии во многом определяет экономичность ее использования потребителями. Растянутость транспортно-энергетических коммуникаций - серьезный фактор снижения национальной энергетической безопасности, что должным образом пока не учитывается;

- расходы первичных энергоресурсов и финансовых средств на надежное обеспечение теплом являются значимыми в формировании энергетического баланса страны и ее регионов в силу относительно суровых климатических условий. Россия самая холодная страна в мире - более половины ее территории находится в зоне вечной мерзлоты;

- устаревшие технологии и изношенное оборудование, в том числе энергетическое, составляющие большую долю в экономике России и требующие высоких затрат на обслуживание и поддержание их в рабочем состоянии;

- высокий дефицит инвестиционных ресурсов, которые сдерживают развитие и модернизацию национальной экономики и ряда отраслей энергетического комплекса. Рыночная недооцененность энергетических компаний;

- устойчивый диспаритет цен на топливо и энергию, существенно отличающихся от цен мирового рынка. Отсутствие четкой ценовой политики, сдерживающей проведение энергосберегающих мероприятий и организационных мер. Это искажает

1 Статья подготовлена при финансовой поддержке Российского гуманитарного научного фонда (проект № 03-02-0028а).

структуру спроса на энергоносители. Сохранение возможных опасных очагов внутренней социальной напряженности, если обеспечение энергией и цены на нее не будут увязаны с ростом доходов населения;

- сильную зависимость национальной экономики от энергетического комплекса не только как поставщика топлива и энергии, но и как одного из главных источников налоговых и валютных поступлений. Неизбежность сохранения в течение длительного времени существующих технико-технологического состава и структуры энергетического комплекса (особенно в части естественных монополий), которые сформировались в другой, нерыночной экономической среде. Это требует проведения взвешенной долгосрочной государственной политики по регулированию рыночных отношений в энергетическом комплексе.

Высказанные соображения были положены в основу стратегии развития энергетического комплекса на долгосрочную перспективу и отражены в прогнозах формирования энергетического баланса страны и ее регионов. Утвержденная Правительством РФ «Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2020 г.» [1] определила основные задачи, стоящие перед экономическим

комплексом страны, и наметила пути их реализации. В то же время увеличение горизонта прогноза, учет особенностей макрорегионов страны, углубленная проработка экономических условий извлечения энергоресурсов из недр и применения новых технологий позволяют получить новые оценки предстоящего развития энергетического комплекса России. Использование единой системы моделей дает возможность исследовать варианты решений, учитывающие различные виды рисков.

Для разработки перспективного энергетического баланса страны использован сценарный подход, который реализован на базе модельно-вычислительного комплекса (МВК), разработанного в Институте народнохозяйственного прогнозирования РАН. Главные элементы комплекса показаны на рис. 1.

Рис. i. Схема модельно-вычислительного комплекса для прогнозирования перспективного развития энергетического комплекса страны и макрорегионов Основой МВК является оптимизационная динамическая линейная модель энергетического баланса. В настоящей работе она представлена в виде системы, включающей энергобалансы страны в целом и трех макрорегионов России: европейской части, Урала и Западной Сибири, Восточной Сибири и Дальнего Востока. Расчеты выполнены для семи временных периодов - с i995 г. до 2025 г. В модели описаны все стадии трансформации энергоресурсов - от добычи отдельных видов топлива до конечного потребления энергоносителей основными группами потребителей. При этом учтены изменения, которые происходили в экономике и энергетике страны в ретроспективе i995-2003 гг.

К расчетному модулю МВК подключены две вспомогательные подсистемы -модуль с базами данных по ресурсам, технологиям, потребителям и модуль выдачи результатов прогнозирования, включающий 22 таблицы и большое число графиков в on-line режиме. В дальнейшем этот режим будет использован для связи баз данных с моделью. Это позволит существенно сократить время на расчет и анализ вариантов.

Сценарии развития энергетического комплекса России в долгосрочной перспективе разрабатывались на основе материалов исследований Отделения общественных наук РАН «Россия в глобализирующемся мире» [2]. Они исходят из следующих базовых экономических положений:

Возможность ускорения экономического роста России прямо связана с перспективами повышения эффективности и конкурентоспособности обрабатывающих отраслей промышленности.

В рассматриваемой перспективе следует выделить три существенно различающиеся этапа развития экономики. Первый этап - до 20i0 г., в течение которого продолжится реструктуризация экономики и ее адаптация к рынку. Утяжеленная структура экономики и большая капиталоемкость перестройки, с одной стороны, слабая собственная инвестиционная база и сохраняющееся настороженное отношение к России иностранных инвесторов с другой дают основание ожидать, что темпы прироста ВВП в среднем на этом этапе составят 4,5-5,5%. Второй этап - 20i i-2020 гг. характеризуется благоприятными условиями для ускоренного экономического роста. Такое предположение имеет несколько веских оснований. Во-первых, к этому времени уже четко определятся отечественные производства и корпорации, которые обладают достаточной конкурентоспособностью; исчезнут или перепрофилируются неэффективные предприятия традиционных отраслей экономики. Во-вторых, сформируются эффективные наукоемкие и высокотехнологичные производства - основа постиндустриального развития. В-третьих, будут подготовлены условия к активному включению в российскую экономику транснациональных корпораций. Это должно способствовать притоку инвестиций и новейших технологий. В результате, рост экономики страны может достичь 8-Ю-процентн^іх среднегодовых темпов. На этом этапе хозяйственный комплекс России претерпит наибольшие структурные изменения. На третьем этапе (после 2020 г.) российская экономика может перейти к устойчивому росту темпами 3-4% в год, которые характерны для экономик развитых стран.

Целесообразно рассмотреть два принципиально различающиеся сценария развития экономики. Они являются огибающими пространства экономических и энергетических результатов, возможных в ожидаемой перспективе. Применительно к условиям этих вариантов разработаны прогнозные показатели сценариев.

Первый - инерционный (1) ориентирован в основном на внутренние возможности роста. Его характерная особенность - опора на добывающие отрасли, которые имеют достаточно надежные рынки сбыта за рубежом. Однако средств от экспорта продукции топливного, металлургического и лесного комплексов будет явно недостаточно для масштабного инвестирования обрабатывающих отраслей и «новой экономики». Сырьевые отрасли не смогут постоянно обеспечивать высокие темпы роста экономики из-за неустойчивой конъюнктуры мирового рынка таких ресурсов и собственных внутренних проблем развития. В результате, после 2015 г. возможно снижение темпов роста ВВП до 3-4% в год. Это соответствует динамике роста ВВП к 2010 г. в 1,5 раза, 2015 г. - почти в 2 раза и 2025 г. - в

3,2 раза по сравнению с 2000 г. При этом производство ВВП на душу населения к 2025 г. может достичь 23 тыс. долл. (в ценах 1995 г.), т. е. примерно современного уровня, характерного для Японии, Германии и Франции.

Второй - динамический (2) основан на предположении, что к 2010 г. в России уже сформируются условия для ускорения экономического роста. Это означает, что Россия по производству ВВП на душу населения вплотную приблизится к рубежу, за пределами которого изменится парадигма развития экономики. В первую очередь должен произойти резкий подъем обрабатывающих и наукоемких отраслей. При этом обширный рынок России станет более привлекательным для транснациональных корпораций и иностранного капитала. В результате, в течение 2011-2020 гг. ежегодные темпы прироста промышленной продукции достигнут 7-8%. Затем, из-за исчерпания экстенсивных факторов роста и из-за очередного цикла реструктуризации промышленности темпы роста могут снизиться до 3-4% в год. Поэтому можно ожидать рост ВВП к 2010 г. в 1,6-1,7 раза, 2015 г. - в 2,4, 2025 г. - в 4,5 раза по сравнению с 2000 г. При развитии по динамическому сценарию Россия приблизится по душевому производству ВВП к уровню развитых стран уже в 2010-2015 гг.

В соответствии с устойчивыми общемировыми тенденциями уже в ближайшее десятилетие в России опережающее развитие должны получить сферы деятельности, связанные с обеспечением жизнедеятельности общества на высоком материальном и культурном уровне, а также услуги коммуникационных технологий, финансов и торговли. Как известно, Россия по уровню развития экономики отстает от развитых стран. Преодоление этого разрыва связано с серьезными ограничениями, обусловленными высокой конкуренцией прогрессивной продукции на мировом рынке и объективным стремлением ведущих стран сохранить за Россией роль топливно-сырьевой базы. Поэтому задача состоит в интенсивном изменении структуры экономики и промышленности. В зависимости от сценария темп роста доли обрабатывающих и наукоемких отраслей будет различным. Полагается, что доля добывающих отраслей сократится к 2025 г. до 30% по сравнению с 50% в 2000 г. по первому сценарию и до 22% по второму.

В территориальном производстве ВВП будет устойчивой тенденция роста доли районов, расположенных восточнее Урала. Можно ожидать, что доля европейской части в производстве ВВП сократится с 60% в начале прогнозного периода до 56-57% в 2025 г., Урала и Западной Сибири увеличится с 30 до 33-34%, а Восточной Сибири и Дальнего Востока изменится мало.

В обоих сценариях в соответствии с [2], принято, что ожидаемая численность населения России уменьшится примерно до 139 млн. чел. в 2025 г.2 В региональном

2 Эта оценка существенно выше, чем в средних прогнозах численности населения России, выполненных в Центре демографии и экологии человека ИНП РАН, в которых на 2025 г. она составляет 124 млн. чел. [3].

разрезе доля европейской части будет медленно сокращаться за счет роста населения восточнее Урала3. Соответственно изменится структура расселения: удельный вес крупных городов и мелких населенных пунктов будут медленно снижаться при росте городов с населением до 100 тыс. чел.

Ожидаемые сдвиги в ресурсной базе и использовании первичных энергоресурсов. Оценки объемов и размещения располагаемых ресурсов органического топлива в значительной степени определяют структуру перспективного энергетического баланса страны и ее регионов. Они были дополнены экспертными оценками затрат на добычу, которые основывались на данных статистической отчетности и сведениях, содержащихся в многочисленных российских и зарубежных источниках. По нашему мнению, несмотря на определенную фрагментарность данных, в целом эти оценки позволяют получить достоверные представления об ожидаемой экономике добычи отдельных видов топлива и их конкурентоспособности на российском рынке.

В сценариях развития энергетического комплекса ресурсы каждого рассматриваемого бассейна (месторождения) были разделены на три группы, которые отражают экономическую оценку их извлечения - дешевые, средней стоимости и дорогие. Такой подход в первом приближении позволил оценить степень экономичности разработки отдельных ресурсов.

Уголь. Прогнозные ресурсы углей всех видов составляют 3,9-4,5 трлн. т (четвертое место в мире). Из них 95% приходится на восточные районы страны и лишь 5% - на европейскую часть и Урал. Разведанные запасы угля в России составляют около 200 млрд. т (второе место в мире после США) [4, с. 85-87].

Центральная Сибирь - главный угольный регион России. Здесь сконцентрировано 66% российских прогнозных ресурсов: 78% разведанных запасов каменных, 80% коксующихся и 81% бурых углей. Запасы, пригодные для открытой разработки, составляют 87% разведанных запасов углей всех видов. 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 страны 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 в современных условиях часто делает нерентабельной эксплуатацию действующих предприятий.

Качество добываемых энергетических углей большинства эксплуатируемых месторождений России невысокое, используемые технологии устарели, а сами предприятия нуждаются в реконструкции. Это, в частности, связано с тем, 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 энергетических углей и показателей (себестоимости и удельных капиталовложений) их добычи (табл. 1).

В результате были построены усредненные значения стоимости энергетического угля и удельных капиталовложений в период до 2025 г. (рис. 2). Согласно им до 2025 г. удельные затраты в добычу угля будут оставаться примерно на уровне 18 долл./т н.э.

3 В 1995 г. на территории России проживали 147,6 млн. чел. В региональном разрезе на европейскую часть приходилось около 65%, Урал и Западную Сибирь — 25%, Восточную Сибирь и Дальний Восток — примерно 10% населения.

Однако после активного вовлечения в добычу дорогих углей восточных месторождений страны они достигнут 20-21 долл./т н.э. к 2025 г. Удельные капиталовложения будут динамично расти до 53 долл./т н.э. к 2025 г.

Таблица 1

Оценка располагаемых ресурсов энергетических углей и их добычи

Месторождение (регион) Добыча в 1995 г., млн. т н.э. Извлекаемые запасы по группам*, млрд. т н.э. Всего запасов, млрд.т н.э.

I II III

Всего 131,2 37,3 54,0 128,9 220,2

Европейская часть 19,4 3,4 4,3 11,9 19,6

Воркутинский бассейн 11,0 1,6 1,7 4,9 8,2

себестоимость** х 15 30 45 х

удельные капиталовложения** х 50 75 100 х

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

себестоимость х 20 35 60 х

удельные капиталовложения х 75 60 125 х

Урал и Западная Сибирь 87,1 25,7 37,5 37,3 100,6

Кузнецкий бассейн 54,8 11,0 15,0 14,7 40,7

себестоимость х 7 14 25 х

удельные капиталовложения х 25 50 80 х

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

себестоимость х 5 10 20 х

удельные капиталовложения х 20 40 60 х

Прочие угли региона 21,6 7,7 12,0 10,5 30,2

себестоимость х 15 30 60 х

удельные капиталовложения х 75 100 125 х

Восточная Сибирь и Дальний Восток 24,7 8,2 12,2 79,6 100,0

себестоимость х 15 30 60 х

удельные капиталовложения х 50 100 125 х

* К группе I отнесены 50% разведанных запасов месторождения категорий А, В, С1; группе II —

остальные 50% разведанных запасов и 50% запасов категории С2; к группе III 10% прогнозных запасов

категории Р1, экспертно распределенных по месторождениям.

** Себестоимость и удельные капиталовложения приведены в долларах на тонну нефтяного эквивалента.

Уд. затраты

Уд. капиталовложения

58 56 54 52 50 48 46

Год

Рис. 2. Прогноз роста удельных затрат (-♦-) и капиталовложений (--) в добычу энергетических углей в России, долл./т н.э.

Природный газ. Перспективные и прогнозные ресурсы природного (свободного) газа в России оцениваются в 176,0 трлн. куб. м (более половины мировых), в том числе наименее изученные - в 77,2 трлн. куб. м [5]. Основная часть ресурсов сосредоточена в малоизученных районах Восточной Сибири, Дальнего Востока и на шельфах Карского, Баренцева и Охотского морей.

Разведанные запасы свободного газа России составляют 47,2-47,5 трлн. куб. м [3, 4]. Почти 71% запасов сосредоточен в 24-х крупнейших месторождениях с балансовыми запасами газа в каждом более 500 млрд. куб. м; лишь 3% их

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 содержатся компоненты (насыщенные ациклические углеводороды и др.), которые являются ценнейшим сырьем для химических производств. Использовать такой газ в качестве топлива, без их предварительного извлечения, нецелесообразно. В будущем структура запасов усложнится, средняя глубина скважин возрастет, а единичный объем открываемых месторождений уменьшится.

Для оценки запасов газа в неоткрытых месторождениях нами использованы данные [6], согласно которым на территории России их находится 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 (табл. 2).

Таблица 2

Оценка располагаемых ресурсов природного газа и экономики их добычи

Регион Добыча в 1995 г., Извлекаемые запасы по группам*, трлн. куб. м Всего запасов,

млрд. куб. м I II III трлн. куб. м

Всего 561 17,7 27,35 31,88 76,93

Европейская часть 2,3 7,0 17,02 26,32

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

себестоимость** х 5 10 15 х

удельные капиталовложения** х 100 150 250 х

Прочие регионы 36,3 0,8 5,42 13,87 20,10

себестоимость х 8 16 32 х

удельные капиталовложения х 200 300 400 х

Урал и Западная Сибирь 519,0 12,9 17,15 12,75 42,80

себестоимость х 3 6 12 х

удельные капиталовложения х 100 150 250 х

Восточная Сибирь и Дальний Восток 1,6 2,5 3,20 2,10 7,80

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

себестоимость х 5 10 25 х

удельные капиталовложения х 200 250 350 х

о. Сахалин - 0,5 0,87 1,13 2,50

себестоимость х 10 20 30 х

удельные капиталовложения х 250 350 450 х

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

себестоимость х 5 10 15 х

удельные капиталовложения х 200 250 350 х

Прочие - 0,5 0,55 0,15 1,20

себестоимость х 10 20 30 х

удельные капиталовложения х 300 400 500 х

* К группе I по всем месторождениям относятся 50% разведанных запасов газа, группе II — остальные 50%

разведанных запасов и 25% запасов в неоткрытых месторождениях, группе III — 75% запасов в неоткрытых

месторождениях. При подсчете запасов был принят коэффициент извлечения 75%. ** Себестоимость и удельные капиталовложения приведены в долларах на 1000 куб. м.

На рис. 3 показаны ожидаемые динамики изменения удельных затрат и капиталовложений в добычу газа в России. Согласно расчетам, усредненные затраты в добычу газа возрастут с 15 долл./1000 куб. м в настоящее время до 25-30 долл./1000 куб. м к 2025 г.

В этот период следует ожидать роста удельных капиталовложений в добычу газа примерно в 1,7 раза.

Сырая нефть. Перспективные и прогнозные ресурсы нефти в стране составляют 13% мировых [5]. Разведанные запасы оценены в 15,7 и 15,5 млрд. т [4, 5]. В то же

время диапазон оценок очень широк: от 6,7 млрд. т [7] до 25,2 млрд. т [8, с. 10]. 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, которые имеют низкий уровень разведанности.

Уд. затраты Уд. капиталовложения

Рис. 3. Прогноз роста удельных затрат (-♦-) и капиталовложений (--) в добычу природного газа в России, долл./1000 куб. м

Изученность 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 ранней стадии [5]. Это делает необходимым интенсивное проведение поисковых и геолого-разведочных работ на нефть. В уникальных месторождениях (с запасами более 300 млн. т нефти в каждом) сосредоточено около 50% запасов. Еще более 20% приходится на крупные месторождения с запасами от 30 до 300 млн. т. Мелкие месторождения в основных добывающих регионах составляют очень небольшую долю в разведанных запасах нефти [3]. По оценкам [6], запасы сырой нефти и газового конденсата в неоткрытых месторождениях России колеблются от 4,8 млрд. т (с вероятностью более 95%) до 31 млрд. т

(с вероятностью менее 5%) при средней приближенной оценке 16 млрд. т. Использованные в расчетах стоимостные оценки даны в табл. 3.

Таблица 3

Экономическая оценка добычи нефти, долл./т

Регион Стоимостные группы

I II III

Европейская часть

Регион Прикаспия

себестоимость 25 50 75

удельные капиталовложения 320 400 500

Коми

себестоимость 20 40 60

удельные капиталовложения 240 320 400

Прочие регионы

себестоимость 30 50 80

удельные капиталовложения 320 400 500

Урал и Западная Сибирь

себестоимость 15 25 35

удельные капиталовложения 240 320 400

Восточная Сибирь и Дальний Восток

о. Сахалин

себестоимость 40 60 80

удельные капиталовложения 320 400 500

Прочие

себестоимость 50 80 100

удельные капиталовложения 320 400 1500

На рис. 4 приведены оценки значений ожидаемых удельных затрат и

капиталовложений в добычу нефти. В рассматриваемый период значительно возрастет стоимость добычи нефти: примерно с 55 долл./т в настоящее время до 80-85 долл./т к концу периода, а удельные капиталовложения - с 300 до 380-390 долл./т.

Уд. затраты Уд. капиталовложения

Рис. 4. Прогноз роста удельных затрат (-♦-) и капиталовложений (--) в добычу нефти в России, долл. / т н.э.

Анализ экономического положения страны и хода ее структурного реформирования показывает, что в длительной перспективе сохранится необходимость значительного экспорта энергоресурсов. Без этого невозможно решить внутренние социально-экономические задачи и обеспечить погашение внешних долгов. Ресурсная ориентация экспорта сохранится до тех пор, пока Россия не создаст нового экономического потенциала и производства наукоемкой продукции на экспорт.

Нефть и природный газ останутся основными экспортируемыми энергоресурсами. В 2000 г. поток сырой нефти за рубеж составил около 144,4 млн. т, или почти 45% объема ее добычи в стране, а нефтепродуктов - свыше 62 млн. т. Ориентация экспорта нефти и нефтепродуктов к настоящему времени принципиально изменилась. Сегодня почти 90% экспорта жидкого топлива идет в страны дальнего зарубежья, тогда как в начале 90-х годов более 50% российской нефти и почти 18% нефтепродуктов шло в страны СНГ.

В перспективе несколько возрастет экспорт нефти и сократится экспорт нефтепродуктов. Это связано с ростом внутреннего спроса на них в результате подъема отечественной экономики и развития процессов углубленной переработки на НПЗ. Последнее уменьшит выход товарного мазута и сократит его экспорт.

Большие перспективы связаны с экспортом природного газа. В этой сфере наибольший интерес представляют три международных крупных рынка: страны СНГ, Европы, Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР). Экспорт российского газа в последние годы растет, несмотря на некоторое сокращение его добычи. Российский газ идет пока только в СНГ и Европу, но на повестке дня стоит сооружение газопроводов для экспорта газа в Китай, Республику Корея и Японию.

Европейский рынок природного газа в перспективе останется весьма динамичным. При этом российский газ сохранит на нем доминирующее положение. На его долю в 90-е годы приходилось около 3/4 всего экспорта природного газа в Западную и Центральную Европу из периферийных стран. Это вызывало определенное беспокойство у ряда европейских стран. В то же время существующие высокие цены на нефть способствовали появлению новой тенденции, - ориентации

стран Западной Европы на финансирование разработок российских месторождений для увеличения импорта нефти и газа в свои страны.

Наращивание поставок газа в европейский регион за счет активности ряда стран, хотя и продолжится, но в целом будет ограничено по мощности или стоимости. Это относится к прокладке газопровода в Турцию из Туркменистана и Ирана, новым газопроводам через Средиземное море из Алжира в Испанию и Португалию и из Ливии в Италию. Возможно заметное увеличение мощностей по экспорту в Европу сжиженного природного газа (СПГ). Реализация этих проектов будет способствовать диверсификации поставок газа в европейский регион.

Россия может сохранить свое доминирующее положение в европейском газовом экспорте только при проведении дальновидной стратегии. При этом следует учитывать, что российский газ на европейском рынке всегда будет рассматриваться как замыкающий. Это означает сохранение предельно трудных условий соглашений на его поставку. Тем не менее можно полагать, что Россия обеспечит до 2020-2025 гг. около 2/3 импорта природного газа в Европу.

Большие перспективы для экспорта российского природного газа открываются в восточном направлении, в страны АТР. По имеющимся прогнозам, в ведущих странах этого региона рост импорта газа оценивается как двукратный в период до 2010 г. Основной прирост спроса ожидается за счет Китая и Республики Корея, а также Японии (на 20%). В целом потенциал прироста спроса на газ в АТР эквивалентен трем новым газопроводам производительностью у потребителей 20-25 млрд. куб. м в год.

В настоящее время все основные поставки газа в АТР обеспечиваются в виде СПГ. В будущем его доля сохранится существенной. Но она может заметно измениться при условии газоснабжения Китая, Японии и Республики Корея по газопроводам от российских месторождений4. Не исключено, что в дальнейшем может быть создана единая газопроводная система с включением в нее месторождений России, Китая, Брунея и Индонезии. Это повысит надежность газоснабжения в странах АТР и увеличит шансы России на участие в таком проекте.

Россия имеет реальные возможности стать ведущей страной в снабжении АТР природным газом по газопроводным системам. В результате, доля России в совокупном экспорте природного газа в страны АТР уже к 2015-2020 гг. может превысить 1/3. Это вполне допустимый уровень поставок газа в регион, который очень чувствителен к диверсификации источников своего энергоснабжения.

Успешность реализации российских проектов газоснабжения стран АТР существенно зависит от экономического климата, инициируемого Россией. Необходимо иметь в виду, что потенциальные покупатели российского газа имеют параллельные проекты с экспортерами сжиженного газа. Однако хорошие перспективы России могут быть реализованы только в случае изменения отношения импортеров к дорогому, но традиционному для них сжиженному газу. Решение этой задачи должно целенаправленно осуществляться государством совместно с газовым и нефтяным бизнесом.

Экспорт других энергоресурсов сохранится на относительно стабильном уровне. В итоге можно ожидать, что суммарный экспорт энергоресурсов возрастет в предстоящий до 2025 г. период до 450-470 млн. т н.э.

Энергетический комплекс - серьезный загрязнитель окружающей среды, в первую очередь воздушного бассейна. Как известно, негативный эффект выбросов вредных компонентов определяется концентрацией загрязнителей в приземном слое атмосферы. При этом следует иметь в виду, что крупные энергетические объекты

4 Следует учитывать, что одновременно ведутся подготовительные проработки проекта по прокладке газопровода из Индонезии на азиатский материк для экспорта газа в страны Юго-Восточной Азии и на юг Китая.

используют высокие трубы и специальные очистные сооружения, которые позволяют уменьшить их «вклад» в приземную концентрацию выбросов. Он ниже, чем у мобильных устройств с двигателями внутреннего сгорания и котельных установок с малой высотой рассеивания выбросов, расположенных на густо населенных территориях.

В мировой практике особое внимание уделяется проблеме климатических изменений в связи с нарастанием выбросов «тепличных» газов в атмосферу. Международное соглашение (Киотский протокол) рекомендует странам начать их сокращение в первую очередь с выбросов СО2. В частности, для России рекомендовано в среднесрочной перспективе не превышать уровень 1990 г.

Сложившаяся в России ситуация пока позволяет несколько отсрочить принятие дорогостоящих мер по стабилизации выбросов СО2. Во-первых, потребление энергетических ресурсов в России существенно сократилось по сравнению с 1990 г. Во-вторых, структура экономики России постепенно меняется в пользу отраслей с меньшей энергоемкостью. Это обеспечивает более медленный рост потребления топлива (в 2001 г. внутреннее потребление энергетических ресурсов составляло около 75% от уровня 1990 г.).

В-третьих, в современном энергетическом балансе страны доминирует природный газ, при сжигании которого образуется значительно меньше СО2, чем при сжигании угля или жидкого топлива. Такая тенденция будет преобладающей на протяжении всего рассматриваемого периода, что существенно замедлит рост выбросов СО2. Однако после 2020-2025 гг. Россия обязана активно включиться в международную стратегию сокращения выбросов СО2 и других «тепличных» газов путем применения специальных мер.

Основные особенности формирования перспективного энергетического баланса России до 2025 г.5 Характерной особенностью перспективного развития России станет медленное наращивание внутреннего спроса на первичные энергетические ресурсы по сравнению с темпами экономического развития. К 2025 г. внутреннее потребление энергоресурсов возрастет в 1,35 (1,85) раза6. Природный газ сохранит свое ведущее положение (рис. 5). Его потребление увеличится примерно в

1,5 раза, но доля в совокупном спросе сократится примерно до 37-38%. В отличие от природного газа доля сырой нефти может уменьшиться до 10-11%. В то же время следует ожидать заметного роста потребления угля на внутреннем рынке - до 45-47%. Доля остальных энергоресурсов в целом не превысит нескольких процентов. Определенный вклад в энергоснабжение страны в период до 2025 г. начнут вносить новые источники энергии, но они все еще будут находиться в стадии освоения.

Рост экспорта энергоресурсов продолжится. Самым крупным компонентом в вывозе энергоресурсов в страны ближнего и дальнего зарубежья останется природный газ. Вполне вероятен некоторый рост экспорта сырой нефти и нефтепродуктов, несмотря на возрастающие трудности в нефтедобывающей промышленности. Экспорт угля к 2025 г. может удвоиться. Интенсивно будет нарастать экспорт электроэнергии. Однако вклад в суммарный вывоз энергоресурсов из России двух последних видов энергии -относительно небольшой. Прогноз экспорта энергоресурсов показан на рис. 6.

Исходя из прогнозных оценок внутреннего потребления и экспорта первичных энергоресурсов, их производство в России к 2025 г. может возрасти в 1,4 (1,5) раза и сопровождаться заметными качественными изменениями в его структуре.

5 В статье показатели по гидроэнергии, ядерной энергии и возобновляемым источникам энергии при пересчете в тонны нефтяного эквивалента даны по их физическому эквиваленту, а не по величине замещаемого топлива.

6 Здесь и далее приводятся два значения оценки, соответствующие двум рассматриваемым сценариям социальноэкономического развития страны.

Органическое топливо останется основой энергетического баланса страны. Это видно из прогнозов производства первичных энергоресурсов в стране (рис. 7). В течение прогнозируемого периода возможно существенное увеличение добычи угля - в 3-4 раза. В то же время доля природного газа постепенно снизится примерно с 51% в настоящее время до 42-43% к 2025 г. К концу прогнозного периода располагаемые ресурсы природного газа уменьшатся на 20-23% (см. табл. 2). Однако это не должно привести к сокращению добычи газа в последующие несколько десятилетий.

Млн. т н.э.

1200

1000

1 2

1 2

2

2

400

200

Год

Рис. 5. Прогноз роста внутреннего спроса на энергоресурсы в России по сценариям (1) и (2):

Уголь;  Не ф ть;  Прир о дный г аз;  Я дерная энергия ^ Гидро энергия^  Новые источники

0

Млн. т н.э.

250 •

200 •

150 •

100 *

50

2000 г.

2025 г.

Рис. 6. Прогноз российского экспорта первичных энергоресурсов, нефтепродуктов и электроэнергии

После 2015-2020 гг. может заметно снизиться объем добычи нефти, если не увеличатся темпы геолого-разведочных работ. Вместе с тем для ближайших лет возможен некоторый рост ее добычи. В целом вклад сырой нефти в энергетический баланс значительно уменьшится (с 31% в 1995 г. до 18-21% в 2025 г.).

К 2025 г. извлекаемые ресурсы сырой нефти могут быть в значительной мере исчерпаны, что предопределяет в дальнейшем довольно высокую вероятность сокращения добычи нефти обычным способом. Поэтому важно создать необходимые условия для освоения месторождений с нетрадиционными способами извлечения нефти и переходу к производству заменителей нефти в виде водорода и жидкого топлива из природного газа и угля. К 2025 г. их добыча и производство могут быть востребованы в объеме 5-10 млн. т.

Млн. т н.э.

2000

800 •

400

200

800

400

200

1995 2005 2015 2025 Год

Рис. 7. Прогноз производства первичных энергоресурсов в России по сценариям (1) и (2):

уголь;

природный газ;

гидроэнергия;

1 нефть (природная+синтетическое топливо); ядерная энергия; новые виды энергии

2

600

2

2

2

000

600

0

В свете рассматриваемых сценариев конечный спрос на энергоносители к 2025 г. возрастет соответственно более чем в 1,3 (1,7) раза (рис. 8). Наиболее заметных изменений следует ожидать в потреблении электро- и теплоэнергии. Доля электроэнергии - самого прогрессивного энергоносителя - возрастет с 11,7% в начале прогнозного периода до 16% к 2025 г. Одновременно должно произойти снижение доли теплоэнергии, что связано с сокращением потерь и повышением эффективности ее использования.

К концу прогнозного периода в энергобалансе страны появятся нетрадиционные виды энергии. Так, не исключена потребность в производстве примерно в 20-30 млн. т н.э. водорода. Масштабы освоения этой замещающей технологии будут зависеть от преодоления возможных трудностей, связанных с ростом добычи сырой нефти и сохранением необходимых для страны объемов ее экспорта.

Повышение эффективности российской экономики инициирует опережающие темпы роста спроса на электроэнергию по сравнению с общим энергопотреблением (рис. 9). В рассматриваемых сценариях этот спрос возрастет в 2,3 раза. Для промышленности будет характерен относительно медленный его рост: доля электроэнергии в общем электропотреблении: достигнет к концу прогнозного периода

66(69)% по сравнению с 64% в настоящее время. Заметного роста можно ожидать в сельском хозяйстве - с 6 до 8(9)% и на транспорте - с 6,6 до 11(12)% в связи с развитием электротехнологий и электрифицированных видов транспорта.

Млн. т н.э 1000 -і

900 -

800 -

700 -

600 -

500 -

400 -

300 -

200 -

100

0

Год

Рис. 8. Прогноз конечного спроса на энергоносители в России по сценариям (1) и (2):

уголь;  нефть;  природный газ;

моторное топливо;  мазут;  водород;

новые источники;  электроэнергия; Ш теплоэнергия

1995

2005

2025

Млрд. кВт-ч

2000000

1800000

1600000

1400000

1200000

1000000

800000

600000

400000

200000

0

1 2

2025 Год

Рис. 9. Прогноз спроса на электроэнергию в России по сценариям (1) и (2):

промышленность;  сельское хозяйство;

транспорт;  население

Одновременно сократится доля электроэнергии, потребляемая в социальной сфере, с 22,9 до 10(15)%, хотя в количественном выражении электропотребление в этом секторе будет расти. Полученный результат базируется на укрупненных характеристиках модели и должен быть дополнительно углубленно изучен.

Рост спроса на тепло от централизованных источников окажется более умеренным по сравнению с ростом спроса на электроэнергию - соответственно менее чем в 1,2(1,4) раза (рис. 10). Доли промышленности, сельского хозяйства и транспорта в суммарном потреблении тепла могут увеличиться при определенном сокращении доли спроса со стороны населения и социальной сферы. Это возможно как следствие уменьшения потерь тепла в централизованном теплоснабжении общего пользования и массового перехода в этом секторе к контролю и учету расхода тепла.

2

2

2

Млн. Гкал

2500

2000

1000

500

1 2

1995

1 2

2005

2015

2025

Год

Рис. 10. Прогноз спроса на тепло от централизованных источников в России по сценариям (1) и (2):

промышленность; И сельское хозяйство;  транспорт;  население

2

2

1500

0

Опережающий рост спроса на электроэнергию простимулирует увеличение ее производства в 1,7(2,3) раза. Тепловые конденсационные электростанции сохранят свою доминирующую роль, обеспечив в 2025 г. до 50(58)% общей выработки электроэнергии в стране. Вклад теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) в выработку электроэнергии существенно не изменится, тогда как их доля к 2025 г. сократится до 19(22)%. Атомные электростанции (АЭС) могут почти удвоить выработку электроэнергии, но при этом их доля в суммарной ее выработке к 2025 г. изменится мало - 9(13)%. Возрастет выработка гидроэнергии, но ее доля сократится до 13(15)% к 2025 г. Прогноз производства электроэнергии по типам генерирующих мощностей дан на рис. 11.

Потребление энергоресурсов на электростанциях России (включая расходы на выработку тепла на ТЭЦ) возрастет к 2025 г. в 1,5(2,0) раза (рис. 12). При этом структура видов топлива практически останется неизменной: уголь - 27(29)%, природный газ - 50(52)%. Доля безуглеродных технологий также существенно не изменится.

Производство тепла от централизованных источников теплоснабжения увеличится менее чем в 1,2(1,4) раза (рис. 13). Доли производства тепла котельными и ТЭЦ в течение рассматриваемого периода останутся практически постоянными.

Млрд. кВт-ч

Рис. 11. Прогноз производства электроэнергии в России по сценариям (1) и (2):  КЭС;  ТЭЦ;  АЭС; Ш ГЭС

Млн. т н.э.

450 -

400 -

350 -

300 -

250 - 1

шшшшш.

200 -

150 -

100 -

50

0

1995

2005

2015

2025

Год

Рис. 12. Прогноз спроса на энергоресурсы в электроэнергетике России по сценариям (1) и (2):

уго ль ; М газ;  мазу т;  ядерная энергия; Ш гидроэнергия

2

2

Млн. Гкал

2500

2

2

2000

1 2

1500 -

1000 -

500

0

1995 2005 2015 2025 Год

Рис. 13. Прогноз производства тепла в системах централизованного теплоснабжения в России по сценариям (1) и (2):

I I котельные; Ц ТЭЦ

По оценке перспективного развития добычи топлива в России (табл. 4), регион Урала и Западной Сибири сохранит свое положение основной топливной базы страны. Однако не исключено, что доля этого региона в суммарном производстве топливных ресурсов несколько сократится. Доля европейской части, по-видимому, останется неизменной, а Восточной Сибири и Дальнего Востока возрастет.

В первой четверти XXI в. уголь будет наиболее распространенным видом топлива. Его добыча возрастет соответственно в 3,1(4,0) раза. Она будет нарастать во всех регионах, причем в европейской части страны увеличится в 3(3,5) раза, а в регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока - в 2,1(2,4) раза. Доля Урала и Западной Сибири увеличится с 65% в суммарной добыче угля в стране до 70(72)%.

Суммарная добыча природного газа - основы энергетического баланса страны, -к 2025 г. возрастет в 1,25(1,5) раза. В регионе Урала и Западной Сибири добыча газа увеличится примерно в 1,1(1,25) раза; при этом доля региона в суммарной добыче снизится до 72-73%. Напротив, динамично будет расти добыча газа в европейской части страны: в 2,8(3,7) раза. Особенно интенсивным следует ожидать рост добыча газа в регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока, - не менее, чем в 6,5 (7,5) раза.

Можно ожидать, что добыча нефти достигнет максимума к 2015 г., а затем она стабилизируется или начнет снижаться. Причина - в исчерпании ресурсов дешевой нефти. Дорогая нефть, по-видимому, не сможет внутри страны конкурировать с другими энергоресурсами, прежде всего, с более дешевым природным газом. Динамично добыча нефти будет нарастать только в регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока. В остальных регионах после 2015 г. будет наблюдаться постепенное ее сокращение. Все это будет способствовать тому, что к концу прогнозного периода доля европейской части в добыче нефти заметно сократится практически при сохранении доли Урала и Западной Сибири и заметном увеличении доли Восточной Сибири и Дальнего Востока. Не исключено, что в конце прогнозного периода потребуется переход к нетрадиционным способам добычи нефти и производству синтетического топлива из угля.

Характерной особенностью российского энергетического комплекса является необходимость транспорта энергетических ресурсов на большие расстояния. Это определяется удаленностью размещения центров потребления энергии от основных

топливных баз. Как известно, основное энергопотребление сосредоточено в европейской части России, тогда как большая часть запасов природных энергоресурсов находится в восточных регионах. В перспективе эта ситуация усложнится.

Таблица 4

Перспективы добычи топлив в России

Виды топлива (регион) 1995 г. 2005 г. 2015 г. 2025 г.

Уголь, всего

млн. т н.э. 155 210-215 280-300 475-615

% 100,0 100,0 100 100

Европейская часть

млн. т н. э. 26 50-52 55-60 80-90

% 16,8 24 20 17

Урал и Западная Сибирь

млн. т н. э. 100,3 125-130 185-195 335-455

% 64,7 60 66 70

Восточная Сибирь и Дальний Восток

млн. т н. э. 28,7 35-33 40-45 60-70

% 18,5 16 14 13

Природный газ,

млрд. куб. м 600 660-670 665-705 740-895

% 100 100 100 100

Европейская часть

млрд. куб. м 52 70-72 65-95 145-185

% 8,7 11 10 20

Урал и Западная Сибирь

млрд. куб. м 541 570-573 565-570 545-655

% 90,2 86 85 73

Восточная Сибирь и Дальний Восток

млрд. куб. м 7 20-25 35-40 50-55

% 1,1 3 5 7

Нефть, млн. т

млн. т 303,5 338-340 370-395 295-305

% 100 100 100 100

Европейская часть

млн. т 83 85-77 105-110 55-60

% 27,3 25 28 19

Урал и Западная Сибирь

млн. т 215 235-245 240-255 200-205

% 70,8 70 65 68

Восточная Сибирь и Дальний Восток

млн. т 5,5 18 25-30 40

% 1,9 5 7 13

Основной межрегиональный поток угля - из региона Урала и Западной Сибири в европейскую часть страны, - по нашим оценкам, более чем удвоится в течение первой четверти текущего столетия. По-видимому, потребуется сооружение или специализированной углевозной железнодорожной магистрали Восток - Запад (как предполагалось в 80-е годы прошлого столетия), или трубопроводов для транспорта угольной суспензии. Этот вариант связан с изысканием свободных объемов водных ресурсов в Западной Сибири, что может оказаться весьма проблематичным.

Межрегиональные перетоки сырой нефти, в основном трубопроводным транспортом, формируются в первую очередь поставками на экспорт из Западной Сибири. В перспективе этот поток может возрасти в 1,3(1,4) раза. Новое направление образуют экспортные потоки нефти из Восточной Сибири к побережью Тихого океана.

Наиболее сложно в перспективе формируется схема межрегиональных потоков природного газа. Уже в настоящее время более 80% его объема транспортируется из

Западной Сибири в западном направлении (практически поровну для внутреннего потребления и на экспорт). Потребность в газе европейской части страны обеспечивается за счет собственных ресурсов всего на 20%. В перспективе к 2025 г. эта величина может возрасти до 35-40%. Новый экспортный поток в восточном направлении придаст импульс дальнейшему экономическому развитию российских регионов и стран АТР в период до 2025 г.

Приближенные оценки показывают, что перетоки электроэнергии в европейскую часть из региона Урала и Западной Сибири могут достигнуть более 1/3 величины собственной генерации. В перспективе они будут сокращаться по мере наращивания собственной генерации в европейской части страны. Будут расти перетоки электроэнергии из Восточной Сибири и Дальнего Востока в регион Урала и Западной Сибири, особенно в динамическом сценарии.

Таким образом, обоснованно ожидать расширения и усиления межрегиональных энергетических связей в рассматриваемой перспективе. Как следствие для повышения надежности и безопасности этих связей и устойчивости энергоснабжения регионов страны потребуются существенные инвестиции.

Основные макроэкономические характеристики перспективного энергетического баланса России к 2025 г. Важным фактором в процессе формирования перспективного энергетического баланса страны и ее регионов является энергосбережение. Можно ожидать, что энергоемкость ВВП к 2025 г. сократится на 35 и 40%, что соответствует среднему темпу снижения энергоемкости в инерционном сценарии (1) примерно на 2,6% в год, а в динамическом сценарии (2) - 3,1% в год (рис. 14). Это позволит России к концу прогнозного периода уменьшить разрыв в энергоемкости ВВП с развитыми странами до 2,5-3,0-кратного по сравнению с 4-5-кратным в начале периода.

Т н.э./1000 долл.

Рис. 14. Прогноз динамики энергоемкости ВВП по сценариям (1) и (2):

При этом продолжится рост среднедушевого потребления первичных энергоресурсов примерно с 4,5 до 6,9(9,2) т н.э./чел. (рис. 15а). Не менее интенсивно будет расти среднедушевое потребление электроэнергии - к концу прогнозного периода оно увеличится в 1,7(2,3) раза по сравнению с его началом (рис. 15б).

В рассматриваемых сценариях экономического роста не ставилась задача сокращения или стабилизации выбросов «тепличных» газов на протяжении всего периода прогнозирования. Учет этого фактора - тема специального исследования. Однако его результаты могут существенно повлиять на производственную и экономическую конфигурацию энергетического комплекса. Оценка выбросов СО2

энергетическими объектами показала, что в течение прогнозного периода они возрастут в 1,3(1,7) раза по сравнению с исходным уровнем (рис. 16).

Т н.э./чел.

Тыс. кВт-ч/чел.

Год

а)

Год

б)

Рис. 15. Прогноз среднедушевого потребления первичных энергоресурсов (а) и электроэнергии (б) по сценариям:

(1) -♦-; (2) --

Млрд. т СО2

Рис. 16. Оценка по сценариям (1) и (2) выбросов СО2 энергетическими объектами по регионам России:

Восточная Сибирь и Дальний Восток; П Урал и Западная Сибирь; [Щ] европейская часть

Предельный объем выбросов СО2, установленный для России в соответствии с Киотским соглашением на уровне 1990 г., в инерционномы сценарии будет достигнут только к концу прогнозного периода, в динамическом этот порог может быть превзойден уже к 2015 г. Это позволяет России реформировать свою экономику, не отвлекаясь, по крайней мере, в ближайшее десятилетие на проведение мер по сокращению объемов выбросов. Следует ожидать увеличения доли региона Урала и Западной Сибири в выбросах СО2 к 2025 г. - до 43(46)%. При этом доля европейской части будет снижаться до 43(46)%. Выбросы СО2 на территории региона Восточной Сибири и Дальнего Востока незначительно возрастут, но доля этого региона останется почти неизменной.

На рис. 17 дана оценка распределения выбросов СО2 по видам топлива. В настоящее время на долю угля приходится около 38% всех выбросов, жидкого топлива - 28% и природного газа - около 34%. К концу прогнозного периода

возможно значительное сокращение выбросов СО2 от сжигания жидкого топлива в связи с уменьшением его использования в энергетическом комплексе. Доля выбросов СО2 от сжигания природного газа может несколько уменьшиться. Но объем выбросов от сжигания угля может существенно возрасти.

Млрд. т СО2

Рис. 17. Оценка по сценариям (1) и (2) выбросов СО2 энергетическим комплексом по видам используемого топлива:

І I газ; И нефть; ЦЦ уголь

На динамику выбросов СО2 оказывает ограничивающее воздействие опережающий рост использования природного газа и энергосбережение. За пределами 2025 г., возможно, потребуются специальные меры по регулированию выбросов СО2, прежде всего, за счет интенсификации применения безуглеродных технологий и использования возобновляемых источников энергии.

Инвестиционный спрос со стороны энергетического комплекса в соответствии с рассмотренными сценариями составляет, по нашим оценкам, в целом по десятилетиям: 1996-2005 гг. - 340(350) млрд. долл.; 2006-2015 гг. - 515(600) млрд. долл.; 2016-2025 гг. - 520(680) млрд. долл. (рис. 18). Можно ожидать, что в течение первой половины прогнозного периода существенно возрастет спрос топливодобывающих отраслей, а во второй его половине - электроэнергетики, централизованного теплоснабжения и возобновляемых источников энергии.

Млрд. долл.

600 -

500 -

400 - 1

300 -

200

100 -

0

2

пП

Период

Рис. 18. Оценка инвестиционного спроса энергетическим комплексом России

по сценариям (1) и (2):

транспорт энергоресурсов;

электроэнергетика и централизованное теплоснабжение;

переработка топлива;

добыча топлива

2

2

Прогнозы развития энергетики в макрорегиональном разрезе7. В настоящее время более половины первичных энергоресурсов потребляется на территории европейской части России. К 2025 г. в их потреблении может увеличиться доля восточных регионов. Это более заметно в динамическом сценарии. В итоге доля европейской части снизится до 49-51%, доли Урала и Западной Сибири, а также Восточной Сибири и Дальнего Востока - возрастут соответственно до 38-40 и10% (рис. 19).

7 В связи с неполнотой данных о потреблении отдельных видов топлива и их межрегиональных перетоках приводимые здесь оценки базируются на имеющейся статистической информации и дополняющих ее экспертных заключениях.

Млн. т н.э.

1400

1200

1000

800

600

400

200

0

1995

2005

2015

2025

Рис. 19. Динамика изменения региональной структуры потребления первичных энергоресурсов в России по сценариям (1) и (2):

Г~1 Восточная Сибирь+Дальний Восток;

И Урал+Западная Сибирь; ^ Европейская часть

Год

2

2

2

Европейская часть России на протяжении всего периода прогнозирования будет испытывать систематически возрастающий дефицит энергии. Основным источником дополнительных поставок энергии в этот регион будет Урал и Западная Сибирь.

Можно ожидать, что внутреннее потребление первичных энергоресурсов в регионе возрастет в соответствии со сценариями в 1,34(1,75) раза. Природный газ обеспечивает в настоящее время свыше 60% внутреннего потребления всех энергоресурсов в регионе. В перспективе можно ожидать роста его доли к концу периода соответственно до 61(66)%. Потребление нефти в регионе будет медленно нарастать до 2015 г., пока не станут ощутимыми ограничения по ее сырьевой базе. Это приведет почти к двукратному снижению доли нефти. При практическом росте объемов потребления угля примерно в 2 раза, его доля в энергетическом балансе региона в 2025 г. останется в пределах 15(23)%.

В инерционном сценарии вклад ядерной энергии в энергетический баланс региона изменится мало, тогда как в динамическом - будет значительным. Увеличение стоимости топлива в регионе к концу прогнозного периода будет стимулировать появление новых источников энергии. Они становятся рентабельными, особенно при теплоснабжении рассредоточенных потребителей (сельское хозяйство, мелкие населенные пункты и т. п.).

Производство первичных энергоресурсов на территории региона в условиях инерционного сценария возрастет незначительно - в 1,4-1,5 раза. Но при развитии по динамическому сценарию можно ожидать рост собственного производства первичных энергоресурсов к 2025 г. примерно в 1,9 раза.

Доля электроэнергии в региональной структуре конечного потребления энергии увеличится до 16(18)%. При этом выработка электроэнергии в регионе должна возрасти в 2,0(2,8) раза. На электростанциях особенно заметно увеличится использование природного газа и ядерного топлива при слабом росте потребления угля.

Тепловая энергия от централизованных источников в структуре конечного потребления энергии региона в перспективе снизится 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 108(123)% за прогнозный период. Можно ожидать, что к концу периода

примерно половина выработки тепла от централизованных источников придется на

ТЭЦ.

Регион Урала и Западной Сибири сохранит свое положение ведущей топливной базы страны. Производство первичных энергоресурсов в регионе в рассматриваемой перспективе возрастет на 35(60)%. Примерно такими же темпами будет расти его внутреннее потребление энергии.

Характерной особенностью энергетического комплекса региона является интенсивное развитие угольной промышленности на базе добычи дешевых углей и, при необходимости, организации на этой основе производства синтетических топлив (жидкого котельно-печного, моторного), водорода и др. Это позволит к концу периода обеспечить замещение природного газа в энергетическом балансе региона для направления его на другие цели.

В результате добыча угля к 2025 г. возрастет в 3,3(4,6) раза, а вклад угля в структуру производства первичных энергоресурсов в регионе - до 34-38%. Добыча природного газа будет медленно увеличиваться, а его доля в структуре производства энергетических ресурсов сократится до 44(45)% к 2025 г.Добыча нефти увеличится до 2015-2020 гг., а затем начнет снижаться. К концу прогнозного периода ее доля сократится до 17(21)%.

В регионе Урала и Западной Сибири заметно повысится потребление электроэнергии. Ее доля в конечном потреблении энергии увеличится до 13(14)% в 2025 г. В результате рост выработки электроэнергии в регионе возрастет в 1,25(1,75) раза. Основная часть электроэнергии будет вырабатываться на тепловых электростанциях. Выработка на ГЭС будет расти медленно, а ее доля в суммарной выработке электроэнергии снизится до 15(17)% к концу прогнозного периода. Основными видами топлива для электростанций останутся природный газ и уголь. Производство тепловой энергии централизованными источниками возрастет в 1,3(1,8) раза.

В регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока в перспективе производство первичных энергоресурсов возрастет в 3,6(4,2) раза, причем темпами, опережающими потребление и позволяющими увеличить экспорт. 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 энергетический баланс региона будут вносить гидроэнергия, новые источники энергии и ядерная энергия. Но их доля к 2025 г. останется 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. Однако к концу прогнозного периода ее доля может снизиться до 30% в инерционном сценарии и 20% в динамическом сценарии по сравнению с 37% в начале периода. После 2015 г. можно ожидать появления в регионе первых АЭС.

В расходе первичных энергоресурсов на электростанциях уголь сохранит ведущее положение. Заметно увеличится потребление природного газа, особенно на ТЭЦ крупных городов, что необходимо для улучшения экологической обстановки.

Литература

1. Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2020 г. www.mte.gov.ru/docs/32/103.html.

2. Экономическое, социальное и политическое пространство России в глобализирующемся мире. Отчет о выполнении исследований по тому IV. Программа фундаментальных исследований Отделения общественных наук РАН. М. 2003.

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

4. Недра России. Т.1. //Полезные ископаемые /Под ред. Н.В. Межеловского, АА. Смыслова. СПб.-М., 2001.

5. О состоянии минерально-сырьевой базы Российской Федерации. Государственный доклад Минприроды РФ, Минэкономразвития РФ и Минэнерго РФ, 2001 www. mineral. ru/Chapters/Production/Issues/35/Issue_Files.html.

6. World Petroleum Assessment 2000. USGS. 2001. Assessment Results Summary—Russia.

7. Statistical Review of World Energy 2003. www.bp.com/subsection/do?categoryld=95&contentld=2006480.

8. Виноградова О. Мировые итоги 2003 //Нефтегазовая вертикаль. 2004. №2.