Макрорегиональный прогноз долгосрочного развития энергетического комплекса России

Пространственная Экономика 2005. № 1. С. 60-90

УДК 338.27(470):620.9

А. С. Некрасов, Ю. В. Синяк

МАКРОРЕГИОНАЛЬНЫЙ ПРОГНОЗ ДОЛГОСРОЧНОГО РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА РОССИИ

В статье приведены результаты долгосрочного прогноза развития энергетического комплекса страны в разрезе трех макрорегионов — Европейской части, Урала и Западной Сибири, Восточной Сибири и Дальнего Востока. Рассмотрены два экономических сценария: инерционный — предполагает слабые усилия по структурной перестройке экономики и, как следствие, низкие темпы экономического роста; и динамический, в котором заложены активные преобразования в экономике страны и повышенные темпы роста в течение ближайших 20—25 лет. Оценены ожидаемые обмены топливом и энергией между регионами с учетом развития собственной топливной базы и прогнозируемым экспортом топлива и электроэнергии в западном и восточном направлениях.

Энергетический комплекс, топливо, энергия, топливные ресурсы, энергетический баланс, межрегиональный обмен топливом и энергией, выбросы С02, инвестиции.

ОСОБЕННОСТИ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА РОССИИ ДО 2025 г.

Российская экономика имеет ряд особенностей, которые обуславливают своеобразие и неповторимость функционирования и развития национального энергетического комплекса. К их числу можно отнести:

• устойчивое сокращение в перспективе численности населения при усложнении демографических характеристик. Это делает необходимым углубление электрификации для обеспечения долгосрочного роста производительности труда во всех сферах производства национальной экономики;

© Некрасов А. С., Синяк Ю. В., 2005

• большую территорию страны. Это требует сооружения протяженных транс-портно-энергетических коммуникаций при ограниченном резервировании их пропускных способностей. Главные центры потребления энергии, как правило, удалены от топливных баз на значительные расстояния. В этих условиях транспортная составляющая в стоимости энергии во многом определяет экономичность ее использования потребителями. Это обстоятельство является также серьезным фактором снижения национальной энергетической безопасности;

• относительно суровые климатические условия. Россия самая холодная страна в мире; более половины ее территории приходится на зону вечной мерзлоты. Расходы топлива и энергии и финансовых средств на надежное обеспечение тепловых нужд страны является значимым фактором в формировании энергетического баланса страны и ее регионов. Доступ к незамерзающим портам ограничен, что требует дополнительных материальных и денежных затрат по обеспечению устойчивости экспортных связей;

• существующие в настоящее время недостаточная надежность, высокие затраты на обслуживание и поддержание в рабочем состоянии устаревших технологий и изношенного оборудования, в том числе энергетического;

• дефицит инвестиционных ресурсов, сдерживающих развитие и модернизацию национальной экономики и ряда отраслей энергетического комплекса;

• устойчивый диспаритет цен на топливо и энергию, существенно 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 уровнем доходов населения. Отсутствие четкой ценовой политики сдерживает внедрение энергосберегающих мероприятий и существенно ограничивает рыночную привлекательность энергетических компаний;

• большую 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 технико-технологического состава и структуры энергетического комплекса (особенно в части его естественных монополий), сформировавшихся в другой, нерыночной экономической среде. Это требует проведения взвешенной долгосрочной государственной политики по регулированию рыночных отношений в энергетическом комплексе.

Эти особенности являются базой стратегии развития энергетического комплекса на долгосрочную перспективу, что отражено в прогнозах формирования энергетического баланса страны и ее регионов1.

1 В развитии «Энергетической стратегии России до 2020 года» [5] в настоящей работе основное внимание уделено макроэкономическим и региональным аспектам. Кроме того, ряд основополагающих положений долгосрочных прогнозов быт актуализирован в соответствии с произошедшими изменениями во внутренней и внешней ситуациях, которые не нашли отражения в «Энергетической стратегии».

ОСНОВНЫЕ СЦЕНАРНЫЕ ПАРАМЕТРЫ РАЗВИТИЯ

ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ДО 2025 г.

Рост ВВП. Для прогноза развития энергетического баланса страны использован сценарный подход, который реализован на базе модельно-вычис-лительного комплекса, разработанного в ИНП РАН1. Основой сценариев является концепция экономического развития «Россия в глобализирующемся мире», разработанная в Отделении общественных наук РАН [4]. Эта концепция исходит из следующих базовых положений:

• ускорение экономического роста России прямо связано с возможностью повышения конкурентоспособности обрабатывающих отраслей промышленности;

• в рассматриваемой перспективе могут быть выделены три существенно различающихся этапа развития экономики:

Первый этап — до 2010 г., когда продолжается реструктуризация экономики и ее адаптация к рынку. Утяжеленная структура современной экономики и большая капиталоемкость перестройки, с одной стороны, слабая собственная инвестиционная база и сохраняющееся настороженное отношение к России иностранных инвесторов, с другой, будут сдерживать темпы развития экономики. В то же время сохраняющаяся пока благоприятная для России конъюнктура на мировых энергетических рынках позволяет рассчитывать на повышенные темпы экономического роста, отвечающие задаче удвоения ВВП в течение десятилетнего периода. На этом этапе должны быть заложены основы для конструктивных преобразований в российской экономике.

На втором этапе — 2011—2020 гг., — следует полагать, произойдет ускорение экономического роста за счет внутренних факторов. Оно имеет несколько веских оснований. Во-первых, можно ожидать, что к этому времени уже четко определятся 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, Россия будет подготовлена к активному восприятию транснациональных корпораций. Это приведет к притоку инвестиций и новейших технологий. В результате хозяйственный комплекс России претерпит наибольшие структурные изменения.

На третьем этапе — после 2020 г. — российская экономика может перейти

1 Основой этого комплекса является оптимизационная динамическая линейная модель энергетического баланса. В настоящее время она представлена в виде системы, включающей три укрупненные региона России — Европейская часть, Урал и Западная Сибирь, Восточная Сибирь и Дальний Восток. Временной разрез охватывает период от 1995 г. до 2055 г. В модели описаны все стадии трансформации природных энергоресурсов — от добычи отдельных видов топлива до конечного потребления энергии основными группами потребителей.

к устойчивому росту в 3—5% в год. Как показывает опыт развитых стран, годовые темпы прироста их экономик находятся примерно на таком уровне;

• в соответствии с устойчивыми общемировыми тенденциями, в ближайшие десятилетия опережающее развитие в России должны получить сферы, связанные с обеспечением жизнедеятельности общества на высоком материальном и культурном уровне, услуги коммуникационных технологий, финансов и торговли.

Как известно, Россия по уровню развития экономики отстает от развитых стран мира. Преодоление этого разрыва встречает серьезные ограничения, связанные с высокой конкуренцией на мировом рынке прогрессивной продукции и с объективным стремлением развитых стран сохранить за Россией роль только топливно-сырьевой базы. Поэтому задача состоит в интенсивном изменении структуры промышленности в сторону увеличения доли обрабатывающих отраслей. В зависимости от сценария интенсивность этого процесса будет различна. Ожидается, что доля добывающих отраслей сократится к 2025 г. до 30% по первому сценарию и до 22% по второму по сравнению с 50% в 2000 г.;

• будет развиваться тенденция роста доли восточных районов в территориальном производстве ВРП. Можно ожидать, что вес Европейской части сократится к 2025 г. с 60% в настоящее время до 56—57%. При этом в течение рассматриваемой перспективы доля региона Урала и Западной Сибири увеличится с 30% до 33—34%, а доля региона Восточной Сибири и Дальнего Востока практически изменится мало.

Согласно этим положениям прогнозные показатели регионального развития топливно-энергетического комплекса России разрабатывались применительно к двум принципиально различающимся сценариям.

Первый — инерционный (1) — ориентирован в основном на внутренние возможности роста. Его характерная особенность — опора на добывающие отрасли, имеющие достаточно надежные рынки сбыта за рубежом. В то же время средств от экспорта продукции топливного, металлургического и лесного комплексов явно будет недостаточно для масштабного инвестирования обрабатывающих отраслей и «новой экономики». Сырьевые отрасли не смогут постоянно обеспечивать высокие темпы экономического роста из-за неустойчивой конъюнктуры мирового рынка таких ресурсов и собственных внутренних проблем развития. В результате после 2015 г. можно ожидать снижения темпов роста ВВП до 3—4% в год. Это позволяет оценить динамику 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. достигнет примерно уровня, характерного для 90-х гг. прошлого века для Японии, Германии и Франции.

Второй сценарий — динамический (2) — основан на том, что к 2010 г. в России уже сформируются условия, которые обеспечат ускорение экономичес-

кого роста. К этому времени Россия по производству ВВП на душу населения должна приблизиться к рубежу, позволяющему изменить парадигму развития экономики. В первую очередь она связана с резким подъемом производства в обрабатывающих отраслях. В результате обширный рынок России станет более привлекательным для транснациональных корпораций и иностранного капитала. Можно ожидать, что в результате в течение 2011—2020 гг. будут достигнуты ежегодные темпы прироста промышленной продукции в 7—8%. В последующий период исчерпание экстенсивных факторов роста и очередной цикл реструктуризации промышленности сократят темпы роста до 3—4% в год. В результате рост ВВП к 2010 г. может составить в 1,8—2,0 раза, 2015 г. — в 2,3 раза, 2025 г. — в 4,2 раза по сравнению с 2000 г. При развитии по этому сценарию Россия к 2025 г. может приблизиться по душевому производству ВВП к уровню развитых стран уже в 2010—2015 гг.

Демографическая ситуация. На территории России в 1995 г. проживало 147,6 млн чел. В региональном разрезе на Европейскую часть приходилось около 65%, Урала и Западной Сибири — 25%, Восточной Сибири и Дальнего Востока — примерно 10% населения. Во всех сценариях, в соответствии с [3], принято, что ожидаемая численность населения России будет медленно уменьшаться до примерно 139 млн чел. в 2025 г.1. В региональном разрезе доля Европейской части сократится за счет роста населения в регионах восточнее Урала. Соответственно меняется и структура расселения: доли крупных городов и малых населенных пунктов будут медленно снижаться при росте населения в городах с населением до 100 тыс. чел.

Ожидаемые сдвиги в ресурсной базе первичных энергоресурсов. Объем и размещение располагаемых природных ресурсов органических топлив в значительной степени определяют структуру перспективного энергетического баланса страны и ее регионов. Однако возможные изменения в их масштабах и экономике делают необходимым использование экспертных оценок для построения перспективных стратегий. С этой целью были привлечены российские и зарубежные публикации последних лет по оценке ресурсов органических топлив. Они дополнены экспертными оценками затрат по добыче, которые основывались на данных статистической отчетности, а также информации, рассеянной в многочисленных российских и зарубежных источниках. По нашему мнению, эта информация позволяет составить достоверное представление об ожидаемой экономике добычи отдельных видов топлива и их конкурентоспособности на российском рынке, несмотря на определенную фрагментарность данных.

1 Эта оценка существенно выше, чем средний прогноз численности населения России, выполненный в Центре демографии и экологии человека ИНП РАН, который на 2025 г. составляет 124 млн чел. [3].

В рассматриваемых сценариях развития энергетического комплекса ресурсы были классифицированы по трем группам, которые характеризуют экономику их извлечения, — дешевые, средней стоимости и дорогие. Такой подход, в первом приближении, позволил оценить экономичность разработки отдельных ресурсов в перспективе.

Уголь. Прогнозные ресурсы углей всех видов в России оцениваются в 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 России составляют около 200 млрд т (второе место в мире после США) [1, 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 Кузнецком и Канско-Ачинском бассейнах. Они 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. В современных условиях это часто делает нерентабельным эксплуатацию действующих предприятий.

Качество добываемых углей большинства эксплуатируемых месторождений России невысокое. Это, в частности, связано с тем, что в СССР при подсчете запасов предъявлялись заниженные кондиционные требования к рабочей мощности пластов и зольности углей по сравнению с мировой практикой. Следует также учитывать, что используемые в настоящее время технологии являются часто устаревшими, а производственные мощности нуждаются в серьезной реконструкции.

В прогнозных расчетах были использованы экспертные оценки ресурсов угля и технико-экономических показателей их добычи по основным топливным базам страны (табл. 1). К категории I отнесены 50% разведанных запасов (категорий А+В+С:) по месторождению; категория II включает остальные 50% разведанных запасов плюс 50% запасов категории С2; в категорию III включены 10% прогнозных запасов Рр которые экспертно распределены по месторождениям.

В результате были получены усредненные значения себестоимости и удельных капиталовложений для угля в период до 2025 г. Можно ожидать, что

5. Заказ 821

удельные затраты на добычу угля будут медленно возрастать до 2015 г., а в последующий период рост затрат будет более выраженным. При этом уголь останется самым дешевым топливом на месте добычи. Активное вовлечение в добычу дорогих углей восточных месторождений приведет к росту затрат до 20—21 долл./т н.э. к 2025 г. Удельные капиталовложения будут динамично расти до 53—55 долл./т н.э.

Таблица 1

Оценка располагаемых ресурсов углей и экономики их добычи

Ресурс Извлекаемые запасы по категориям, млрд т н.э. Всего запасов,

I II III млрд т н.э.

Всего 37,3 54,0 128,9 220,2

Европейская часть 3,4 4,3 11,9 19,6

Воркутинские угли с/с, долл./т н.э. уд. капвложения, долл./т н.э. 1,6 15 50 1,7 30 75 4,9 45 100 8,2

Прочие угли региона с/с, долл./т н.э. уд. капвложения, долл./т н.э. 1,8 20 75 2,6 35 60 7,0 60 125 11,4

Урал и Западная Сибирь 18,7 27,0 25,1 70,8

Кузнецкие угли с/с, долл./т н.э. уд. капвложения, долл./т н.э. 11,0 7 25 15,0 14 50 14,7 25 80 40,7

Прочие угли региона с/с, долл./т н.э. уд. капвложения, долл./т н.э. 7,7 15 75 12,0 30 100 10,5 60 125 30,2

Восточная Сибирь и Дальний Восток 15,2 22,7 91,8 129,7

Канско-Ачинские угли с/с, долл./т н.э. уд. капвложения, долл./т н.э. 7,0 5 20 10,5 10 40 12,2 20 60 29,7

Прочие восточные угли с/с, долл./т н.э. уд. капвложения, долл./т н.э. 8,2 15 50 12,2 30 100 79,6 60 125 100,0

Природный газ. Перспективные и прогнозные ресурсы природного (свободного) газа в России оцениваются в 176,0 трлн м3 (более половины мировых), в том числе на наименее изученные ресурсы категории В2 приходится 77,2 трлн м3. Основная часть ресурсов газа сосредоточена в малоизученных районах Восточной Сибири, Дальнего Востока и шельфах Карского, Баренцева и Охотского морей.

Разведанные запасы свободного газа России составляют 47,2 трлн м3 [1, с. 74—76]. Почти 71% этих запасов сосредоточенно в 24 крупнейших месторождениях с балансовыми запасами газа в каждом более 500 млрд м3. Лишь 3% разведанных запасов приходится на многочисленные малые и средние месторождения. Свыше 70% разведанных запасов природного газа находится в Урало-Западносибирском регионе, главным образом в Ямало-Ненецком АО. В зна-

МАКРОРЕГИОНАЛЬНЫИ ПРОГНОЗ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА РОССИИ

пэу

№ 1 2005

чительнои части разведанных запасов газа, кроме метана, содержится конденсат, этан и другие насыщенные ациклические углеводороды (т. н. С2+), а также гелиИ. Эти компоненты являются ценнеИшим сырьем для химического производства. Использовать такоИ газ в качестве топлива, без их предварительного извлечения, недопустимо. В будущем структура запасов будет усложняться, средняя глубина скважин расти, а масштаб открываемых месторождении уменьшаться.

Для оценки запасов газа в неоткрытых месторождениях были использованы данные [7]. Согласно им в неоткрытых месторождениях на территории России содержится от 11 трлн м3 (с вероятностью более 95%) до 83 трлн м3 (с вероятностью менее 5%) при среднеИ оценке 41 трлн м3. В наших расчетах принято, что к категории I относятся 50% разведанных запасов всех месторождении газа; в категорию II включены остальные 50% разведанных запасов плюс 25% запасов в неоткрытых месторождениях; категория III состоит из 75% запасов неоткрытых месторождении. При подсчете запасов был принят коэффициент извлечения 75%. Итоговые оценки даны в таблице 2.

Таблица 2

Оценка располагаемых ресурсов природного газа и экономики их добычи

Показатель Извлекаемые запасы по категориям, трлн м3 Всего запасов, трлн м3

I II III

Всего 17,7 27,35 31,88 76,93

Европейская часть 2,3 7,0 17,02 26,32

Регион Прикаспия с/с, долл./1000 м3 уд. капвложения, долл./1000 м3 1,5 5 100 1,58 10 150 3,15 15 250 6,23

Прочие регионы с/с, долл./1000 м3 уд. капвложения, долл./1000 м3 0,8 8 200 5,42 16 300 13,87 32 400 20,10

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

с/с, долл./1000 м3 уд. капвложения, долл./1000 м3 3 100 6 150 12 250

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

Р. Саха (Якутия) с/с, долл./1000 м3 уд. капвложения, долл./1000 м3 0,5 5 200 0,70 10 250 0,60 25 350 1,80

о. Сахалин с/с, долл./1000 м3 уд. капвложения, долл./1000 м3 0,5 10 250 0,87 20 350 1,13 30 450 2,50

Иркутская обл. с/с, долл./1000 м3 уд. капвложения, долл./1000 м3 1,0 5 200 1,07 10 250 0,23 15 350 2,30

Прочий газ региона с/с, долл./1000 м3 уд. капвложения, долл./1000 м3 0,5 10 300 0,55 20 400 0,15 30 500 1,20

Расчеты показали, что к 2025 г. усредненные затраты в добычу газа в расчете на 1 000 м3 возрастут с 15 долл. в настоящее время до 27—28 долл. За рассматриваемый период следует ожидать рост удельных капиталовложений на добычу газа примерно в 1,5 раза.

Сырая нефть. Перспективные и прогнозные ресурсы нефти страны составляют 13% от мировых. По разведанным запасам нефти Россия уступает только Саудовской Аравии. 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 относительно невысока: в Урало-Поволжье она составляет около 65%, Западной Сибири — 40%, а разведка большинства объектов на шельфах 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 малых месторождений в основных добывающих регионах составляют очень небольшую долю от существующих разведанных запасов нефти.

По оценкам [7], 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. Использованные в расчетах стоимостные оценки даны в таблице 3.

В рассматриваемом прогнозном периоде следует ожидать значительного роста стоимости добычи нефти: от примерно 55 долл./т в настоящее время до 100—105 долл./т к 2025 г. Удельные капиталовложения будут возрастать от 295 долл./т до 450—470 долл./т.

Основные экспортные потоки энергетических ресурсов. Анализ экономического состояния страны и хода структурных реформ показывает, что в течение длительной перспективы необходимо будет поддерживать значительный экспорт энергоресурсов. Без него невозможно ожидать масштабного решения внутренних социально-экономических проблем и выплаты внешней задолженности. Очевидно, что ресурсная ориентация экспорта будет сохраняться до тех пор, пока Россия не восстановит свой экономический потенциал и сумеет развить экспорт наукоемкой продукции.

Нефть и природный газ остаются основными экспортируемыми энергоресурсами. В 2003 г. за рубеж поставлено около 200 млн т сырой нефти, или почти 47% от объема ее добычи в стране. Экспортный поток российских нефти и нефтепродуктов за годы реформ принципиально сменил свою географическую ориентацию. Сегодня почти 90% экспорта жидкого топлива идет в страны дальнего зарубежья, тогда как в начале 1990-х гг. в страны СНГ поступало более 50% российской нефти и почти 18% нефтепродуктов.

Таблица 3

Оценка стоимостных показателей добычи нефти

Показатель Извлекаемые запасы по категориям, млрд т

I II III

Европейская часть

Регион Прикаспия с/с, долл./т уд. капвложения, долл./т 25 320 50 400 75 500

Р. Коми с/с, долл./т уд. капвложения, долл./т 20 240 40 320 60 400

Прочие регионы с/с, долл./т уд. капвложения, долл./т 30 320 50 400 80 500

Урал и Западная Сибирь

с/с, долл./т уд. капвложения, долл./т 15 240 25 320 35 400

Восточная Сибирь и Дальний Восток

о. Сахалин с/с, долл./т уд. капвложения, долл./т 40 320 60 400 80 500

Прочие регионы с/с, долл./т уд. капвложения, долл./т 50 320 80 400 100 1 500

Можно ожидать, что в перспективе экспорт нефти несколько возрастет, но при этом возможно, что сократится вывоз нефтепродуктов. Это связано с ростом внутреннего спроса на нефтепродукты при подъеме отечественной экономики и развитием углубляющих процессов на НПЗ. В результате уменьшится выход мазута и сократится его экспорт. Объемы экспорта будут существенно зависеть от возможности роста добычи нефти в стране. Современные оценки ресурсов нефти позволяют оценивать максимальную добычу в стране на уровне 450—500 млн т в год, что при росте внутреннего потребления нефти в течение ближайших 20 лет дает основание для увеличения экспорта нефти лишь в ограниченных объемах. Другое дело, если успехи геофизики и геологии приведут к значительному росту ресурсной обеспеченности в обозримой перспективе, то можно рассчитывать на значительный рост экспорта нефти к 2025 г.

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

Европейский рынок природного газа в предстоящей перспективе будет оставаться весьма динамичным. При этом российский газ должен сохранить свое доминирующее положение. На его долю в конце 90-х гг. XX в. приходилось около 3/4 всего экспорта природного газа в Европу. Это вызывало определенное беспокойство у ряда европейских стран. В то же время на волне существующих высоких цен на нефть уже появилась новая тенденция в странах Западной Европы. Она ориентирована на финансирование разработки российских месторождений, в том числе для увеличение поставок нефти и газа в свои страны.

Наращивание экспорта газа в европейский регион за счет активности других стран хотя и будет продолжаться, но в целом предлагаемые варианты ограничены или дороги. Это относится к проекту прокладки газопровода в Турцию из Туркменистана и Ирана, новым газопроводам через Средиземное море из Алжира в Испанию и Португалию и из Ливии в Италию. Можно ожидать заметного увеличения мощностей по экспорту в Европу сжиженного природного газа (СПГ). Реализация этих проектов будет способствовать диверсификации поставок газа в этот регион.

Россия сможет сохранить свое доминирующее положение в европейском газовом экспорте только при проведении дальновидной стратегии. Но следует учитывать, что российский газ на европейском рынке всегда будет рассматриваться как замыкающий. Поэтому условия соглашений на его поставку будут предельно трудными. Тем не менее, можно полагать, что до 2020—2025 гг. около 2/3 импорта природного газа в Европу может быть обеспечено Россией.

Большие перспективы для российского природного газа открываются в восточном направлении, в страны АТР. По имеющимся прогнозам, в ведущих странах этого региона рост импорта газа оценивается как двукратный уже до 2010 г. Основной прирост спроса ожидается за счет Китая и Республики Кореи, а Япония может увеличить свой спрос на 20%. В целом потенциал прироста спроса на газ в АТР эквивалентен трем новым газопроводам, поставляющим каждый 20—25 млрд м3 в год.

В настоящее время все основные поставки газа в АТР обеспечиваются сжиженным природным газом. В будущем его доля сохранится существенной. Но положение может кардинально измениться, если газоснабжение Китая, Японии и Республики Кореи будет осуществлено по газопроводам от российских месторождений1. Не исключено, что в дальнейшем будет создана газопроводная система с включением в нее месторождений России, Китая, Брунея и Индонезии. Это повысит надежность газоснабжения и увеличит шансы России на рынках АТР при участии в таком проекте.

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

Россия имеет реальные возможности стать ведущим экспортером в снабжении стран АТР природным газом по газопроводным системам. При этом доля России в совокупных поставках природного газа в страны АТР может составить уже к 2015—2020 гг. более чем 1/3. Это допустимый уровень экспорта газа в регион, очень чувствительный к диверсификации источников своего энергоснабжения.

Успешность в реализации российских проектов газоснабжения будет существенно зависеть от экономического климата, инициируемого Россией. Необходимо иметь в виду, что потенциальные покупатели российского газа в АТР имеют параллельные проекты с экспортерами сжиженного газа. У России будут хорошие перспективы, если импортеры пересмотрят свои предпочтения к дорогому, но традиционному для них сжиженному газу. Уже сейчас нужна большая энергетическая и экономическая дипломатия по продвижению российского газа в страны АТР. Решение этой задачи должно целенаправленно осуществляться государством совместно с газовым и нефтяным бизнесом.

Экспорт других энергоресурсов будет сохраняться на относительно стабильном уровне. В итоге, можно ожидать, что суммарный российский экспорт энергоресурсов возрастет за предстоящий период до 450—470 млн т н.э. в 2025 г. при умеренных масштабах роста добычи сырой нефти.

Экологические требования и ограничения. Энергетический комплекс является серьезным загрязнителем окружающей среды по объему выбросов вредных компонентов, в первую очередь воздушного бассейна. 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. Они ниже, чем у мобильной техники с двигателями внутреннего сгорания и котельных установок с малой высотой рассеивания выбросов, расположенных в густо населенных территориях. Для сокращения загрязнений необходимо использовать более чистые энергоносители и технологии.

В мировой практике особенно 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 СО2. В частности, Россия ратифицировала Киотский протокол и обязалась в среднесрочной перспективе не превышать уровень, достигнутый в 1990 г.

Россия, по нашим оценкам, пока находится в достаточно благоприятном положении, что позволяет несколько отсрочить принятие дорогостоящих мер по стабилизации выбросов СО2. Во-первых, потребление энергетических ресур-

сов в России сократилось по сравнению с 1990 г. Во-вторых, структура экономики России медленно, но меняется в сторону обрабатывающих отраслей с меньшей энергоемкостью. Это обеспечивает более медленный рост потребления топлива. Так, 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 С02, чем у угля или жидкого топлива. Эта тенденция будет преобладать на протяжении всего рассматриваемого периода и существенно замедлит рост выбросов С02. Кроме того, предусмотрен рост производства энергии с использованием безуглеродных технологий (ядерная энергия, возобновляемые источники энергии).

СТРУКТУРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ ПЕРСПЕКТИВНОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО БАЛАНСА РОССИИ ДО 2025 г.

Характерной особенностью перспективного развития России будет более медленное наращивание внутреннего спроса на первичные энергетические ресурсы по сравнению с темпами ее экономического развития. Ожидается, что к 2025 г. внутреннее потребление энергоресурсов превысит уровень 2000 г. всего в 1,40—1,75 раза при росте душевого ВВП в 2,8—4,0 раза. Заметные изменения должны произойти в потреблении электро- и тепло-энергии. Доля электроэнергии, самого прогрессивного энергоносителя, увеличится с 11,7% в начале прогнозного периода до 18—18,5% к 2025 г. Одновременно снизится доля теплоэнергии за счет повышения эффективности ее использования.

К концу прогнозного периода в энергобаланс будет вовлечен ряд нетрадиционных видов энергии. Так, производство водорода может составить в 2025 г. около 20—40 млн т н.э. Освоение новых технологий будет прямо зависеть от возможных в перспективе трудностей с наращиванием добычи сырой нефти в стране и сохранением необходимых объемов ее экспорта для обеспечения поступлений в бюджет. В этой связи увеличение затрат на добычу и транспорт традиционной нефти становится активным фактором для внедрения новых технологий по получению ряда нефтепродуктов из природного газа. Заметный вклад начнут оказывать и возобновляемые источники энергии. Прогноз конечного спроса на энергоносители дан на рисунке 1.

Экспорт как компонента спроса на энергоресурсы продолжит свой рост. Можно ожидать, что при принятых темпах развития нефтяной1 и газовой про-

1 Оценки экспорта нефти даны для варианта с пониженным уровнем добычи нефти.

мышленности объемы экспорта сырой нефти и природного газа заметно увеличатся, достигнув каждый примерно 220—230 млн т н.э. в год. Экспорт угля может удвоиться к 2025 г. Интенсивно будет нарастать экспорт электроэнергии. Однако вклад двух последних экспортных товаров в суммарном вывозе энергоресурсов из России будет оставаться относительно небольшим. В обоих сценариях были приняты идентичные оценки экспорта, который к 2025 г. возрастет суммарно до 470 млн т н.э.

100

и Т-Т-Ч--Т- - -Ч- -Г-Т- I

1995 [1] 1995 Р] 2005 [1] 2005[2] 2015[1] 2015Р] 2025 [I] 2025Р]

Уголь & Нефт ь (природная + синт ет ическзп)  Г^иродный гаг и Мот срное т опли е о "ИУЬгут  Водород

Ноеые источники и Электроэнергия "Теплоэнертя

Рис. 1. Прогноз конечного спроса на энергоносители в России

На основе прогнозных оценок ожидаемого возможного внутреннего потребления и экспортного спроса потребуется увеличить производство первичных энергоресурсов в России к 2025 г. При этом следует ожидать заметные качественные изменения в структуре производства энергоресурсов. В то же время в предстоящей перспективе органическое топливо останется основой энергетического баланса страны. Прогнозы производства первичных энергоресурсов в России даны на рисунке 2.

Развитие топливодобывающих отраслей. Оценка развития добычи топлива в России дана в таблице 4. Как видно, регион Урала и Западной Сибири сохранит свое ведущее положение как основная топливная база страны. Однако не исключено, что доля этого региона в суммарном производстве топливных ресурсов в перспективе несколько сократится. Доля Европейской части, по-видимому, останется неизменной, а доля региона Восточной Сибири и Дальнего Востока возрастет.

№

1995 [1 ] 1995 Р] 2005[1] 2005[2] 2015[1] 2015Р] 2025[1] 2025[2]

Уголь и Нефт ь ([природная + синт ет ическая) п Г[)иродный га;

И Ядерная энергия  Гидроэнергия  НЬеые источники

Рис. 2. Прогноз производства первичных энергоресурсов в России

В предстоящей четверти XXI в. добыча угля будет расти наиболее динамично. Ее рост составит от 155 до 195% в зависимости от ожидаемой динамики спроса. Прирост добыгчи угля может составить не менее 85—145 млн т н.э. за весь рассматриваемый период. При этом доли Европейской части страны и региона Восточной Сибири и Дальнего Востока несколько сократятся по сравнению с концом прошлого века. Лидирующее положение будет занимать регион Урала и Западной Сибири, доля которого будет составлять 70—75% в суммарном приросте добычи угля в стране.

Добыгча природного газа будет интенсивно развиваться. Ожидается, что она возрастет на 40—50%, достигнув 805—880 млрд м3. Прирост добыгчи газа будет наблюдаться во всех регионах страны. Доля Европейской части увеличится с 10,9% до 17% к 2025 г., а доля региона Восточной Сибири и Дальнего Востока достигнет 5%-го уровня при относительном росте в 12—16 раз. Регион Урала и Западной Сибири, оставаясь основным в стране по добыче газа, снизит свой вклад с почти 90% в настоящее время до 78% к концу прогнозного периода.

Можно ожидать, что добыгча нефти выйдет на свой максимальный уровень к 2015 г., достигнув 475—485 млн т. Вполне возможно, что после этого пика добыгча нефти начнет снижаться. Причиной сокращения добычи является исчерпание ресурсов дешевой нефти.

Таблица

Перспективы добычи топлив в России, млн т н.э.

Ресурс

1995

2005

нат. ед. изм. % нат. ед. изм. % нат. ед. изм. % нат. ед. изм. %

149,6 26,8 80,9 100,0 17,9 54,0 165-170 28-29 90-92 100 17 54 180-220 30-40 80-105 100 17 44 230-295 34-41 10-125 100 15 45

41,9 28,1 45-50 29 70-75 39 90-125 40

580,1 61,3 516,8 100,0 10,6 89,0 670-675 93-95 565 100 14 84 725-805 117-125 580-650 100 16 80 805-885 140-180 625-655 100 17 78

2,0 0,4 12-14 2 26-32 4 40-52 5

306,5 95,5 209,0 100,0 31,2 68,2 430-450 109-115 315-325 100 25 73 450-480 100-120 320-330 100 22 71 400-415 80-85 280-290 100 20 70

2,0 0,6 7 2 28-30 7 40-42 10

2015

2025

Уголь, всего, млн т н.э.

Европейская часть Урал и Западная Сибирь Восточная Сибирь и Дальний Восток

Природный газ, млрд м3

Европейская часть Урал и Западная Сибирь Восточная Сибирь и Дальний Восток

Нефть, млн т

Европейская часть Урал и Западная Сибирь Восточная Сибирь и Дальний Восток

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, где к 2025 г. уровень ее добычи может составить 40—45 млн т. В остальных регионах после 2015 г. будет наблюдаться стабилизация и постепенное сокращение добычи нефти. При этом к концу прогнозного периода доля Европейской части заметно уменьшится при практическом сохранении доли региона Урала и Западной Сибири и заметном увеличении добычи в регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока.

Если ресурсная база нефтедобычи окажется больше, чем принятые в настоящее время оценки, то добыча сырой нефти в стране возможно сможет увеличится до 600 млн т и более к 2025 г. Однако в этом случае вероятно, что основная часть прироста добычи нефти пойдет на экспорт. В результате экспорт нефти и нефтепродуктов может возрасти до 450—470 млн т. Но этот вывод требует дополнительного подтверждения.

Развитие электроэнергетики и централизованного теплоснабжения. Опережающий рост спроса на электроэнергию будет стимулировать увеличение ее производства по сценариям в 1,75—2,20 раза, до 1 465—1 830 млрд кВтч в 2025 г. Тепловые электростанции сохранят свою доминирующую роль в производстве электроэнергии, хотя ожидается, что их доля несколько снизится: с 68% в начале до 55—65% в конце прогнозного периода (большее значение относится к инерционному сценарию с пониженными темпами роста). При этом вклад тепло-

электроцентралей (ТЭЦ) заметно сократится: до 25—26% по сравнению с 33% в начале периода. Атомные электростанции (АЭС) должны будут увеличить свою выработку в 3—6 раза, до 395—595 млрд кВтч. При этом их доля в суммарной выработке возрастает с 12% в 1995 г. до 22—33% к 2025 г. Увеличится также выработка гидроэнергии, но доля ГЭС сократится до 12—14% к 2025 г. Прогнозы производства электроэнергии по типам электростанций даны на рисунке 3.

3)00

1800 --щ-

1600 ---

1400

1995 [1 ] 1995 [2] 2005[1] 2005Р] 2015[1] 2015 [2] 2025[1] 2025Р]

КЭС а ТЭЦ пАЭС пАТЭЦ  ГЭС  новые историки  внепиковая

Рис. 3. Прогноз производства электроэнергии в России

В итоге следует ожидать, что потребление первичных энергоресурсов на электростанциях России (включая расходы на выработку тепла на ТЭЦ) возрастет к 2025 г. в 1,4 и 1,7 раза (при пересчете безуглеродных технологий по физическому эквиваленту). При этом структура видов топлива претерпит существенные изменения.

Природный газ останется наиболее востребованным энергоресурсом для выработки электроэнергии. Его потребление может возрасти в 2 раза, что приведет к некоторому увеличению удельного веса газа в производстве электроэнергии и тепла на электростанциях.

Доля угля, сжигаемого на электростанциях, при принятых объемах внутреннего потребления газа до 2025 г. скорее всего будет сокращаться. То же будет характерно и для мазута. Доля безуглеродных технологий (АЭС, ГЭС и др.) существенно увеличится, главным образом за счет развития ядерной энергети-

ки. Прогноз спроса на энергоресурсы в электроэнергетике (включая производство тепла от ТЭЦ) дан на рисунке 4.

1995[1] 1995 Р] 2005[1] 2005[2] 2015[1] 2015Р] 2025 [1] 2025 Р]

уголь пгаг «магут пядерная энергия гидроэнергия

Рис. 4. Прогноз спроса на энергоресурсы в электроэнергетике в России

Инвестиционный спрос российского энергетического комплекса. Инвестиционный спрос со стороны энергетического комплекса в соответствии с рассмотренными сценариями составляет, по нашим оценкам, в целом по десятилетиям: 1996-2005 гг. - 405-410 млрд долл., 2006-2015 гг. - 525-575 млрд долл., 2016-2025 гг. - 575-675 млрд долл. (рис. 5), т. е. 1 100-1 250 млрд долл. в целом за период 2005-2025 гг.1. Однако за 1996-2003 гг. инвестиции в основной капитал комплекса составили значительно меньше расчетной величины. Это приводит к сдвигу инвестиций на более поздние сроки и, соответственно, к задержке развития процессов обновления основных фондов отраслей энергетического комплекса.

Можно ожидать, что в течение первой половины прогнозного периода существенно возрастет инвестиционный спрос топливодобывающих отраслей, тогда как во второй половине будет превалировать спрос электроэнергетики, централизованного теплоснабжения и возобновляемых источников энергии.

1 Для сравнения можно указать последние данные, приводимые Международным энергетическим агентством в целом для стран с переходной экономикой: около 1 600 млрд долл. за период 2003-2030 гг. [6].

2015[2]  Переработка теплив а 1ка  ЦентрализоЕ анн ое т епл осн абс* ение

и Транспорт э нер гю ресурс об Рис. 5. Оценка инвестиционного спроса энергетическим комплексом России

2005 [1] 2005 [2] | Добыч а т | Электроэ

Роль энергосбережения. Важным фактором в процессе формирования перспективного энергетического баланса страны и ее регионов является энергосбережение. Можно ожидать, что энергоемкость ВВП к 2025 г. сократится на 55— 65%, что отвечает среднему темпу снижения энергоемкости в инерционном сценарии (1) примерно на 2,7% в год; в динамичном сценарии (2) — на 3,3% в год. Это позволит к концу прогнозного периода уменьшить отставание энергоемкости ВВП России в сравнении с развитыми странами до 2,5—3,0 раза потив 4—5-кратного в его начале.

Одновременно будет продолжаться рост среднедушевого потребления первичных энергоресурсов с около 4,2 т н.э./чел. до 6,7 и 8,2 т н.э./чел. к 2025 г. Не менее интенсивным будет рост среднедушевого потребления электроэнергии. Он увеличится к концу прогнозного периода в 2,0—2,5 раза по сравнению с его началом и достигнет 11—14 тыс. кВтч/чел.

Выбросы «тепличных» газов. В рассматриваемых сценариях экономического роста не ставилась специальная задача сокращения или стабилизации выбросов «тепличных» газов на протяжении всего периода прогнозирования. Учет этого фактора — тема специального исследования. Тем не менее, были проведены расчеты для оценки влияния ограничений на выбросы СО2. Они могут существенно повлиять на производственную и экономическую конфигурацию энергетического комплекса, особенно за пределами прогнозируемого периода.

Оценка показала, что в течение прогнозного периода выбросы С02 от энергетических объектов при отсутствии ограничений на них возрастают соответственно экономическим сценариям на 25% и 45% по сравнению с исходным уровнем (рис. 6).

2$

сЗ о

1$

05

ж

ш ш Ш Ш - Ж

1995П1 1995 И 2С05Г11 2005(21 2015Г11 2015Е1 2025Г11 2025(21

Ее ропейокая ч асть А Урал и Западная Сибирь  Восточная Сибирь и Дальний Восток Рис. 6. Оценка выбросов С02 энергетическим комплексом по регионам России

Как известно, в соответствии с Киотским соглашением 1997 г. предельный объем выбросов С02 установлен для России на уровне 1990 г. и равен 2,2—2,4 млрд т С02. Можно ожидать, что в инерционном сценарии этот уровень будет достигнут только к концу прогнозного периода. В то же время в динамическом сценарии этот порог может быть превзойден уже на уровне 2015 г. Это позволяет России достаточно спокойно реформировать свою экономику, по крайней мере в ближайшее десятилетие. Доля Европейской части в выбросах С02 будет снижаться с современного высокого уровня до 43 и 46%. Следует ожидать, что увеличится доля выбросов С02 в регионе Урала и Западной Сибири. К концу периода она практически достигнет уровня Европейской части. Выбросы С02 на территории Восточной Сибири и Дальнего Востока незначительно возрастут, но доля региона в суммарном выбросе России остается почти неизменной.

На рисунке 7 дана оценка распределения выбросов С02 по видам топлива. В настоящее время на долю угля, нефти и газа приходится примерно одинаковое количество выбросов. К концу прогнозного периода следует ожидать некоторого сокращения выбросов С02 от сжигания жидкого топлива в связи со снижением объемов его использования в энергетическом комплексе. В то же время доля выбросов от сжигания угля может существенно возрасти, а природного газа — останется на прежнем уровне.

2005[1] 2005Р] 2015[1] 2015Р]

| уголь  нефть  газ

Рис. 7. Оценка выбросов СО, энергетическим комплексом по видам используемого топлива

Если будут вводиться ограничения на выбросы С02, то под их воздействием структура добычи топлива в стране может измениться. Для оценки этого влияния в динамическом сценарии были рассмотрены два варианта: 1) когда выбросы С02 стабилизируются в 2015 г. на граничном уровне, установленном Ки-отским протоколом для России; 2) выбросы С02 после 2015 г. начинают сокращаться и к середине века будет достигнуто двукратное сокращение по сравнению с 2015 г. Это означает, что к 2025 г. выбросы С02 могут уменьшится примерно на 10% от граничного уровня 1990 г.

Естественно, что вводимые ограничения приводят к снижению добычи органического топлива и увеличению освоения безуглеродных технологий. Так, при двукратном сокращении выбросов С02 к середине века добыча угля к 2025 г. должна быть уменьшена на 100 млн т н.э., или на 30% по сравнению с вариантом без ограничений на выбросы. Добыча нефти и природного газа также снижается, но незначительно. Одновременно потребуется увеличить вводы мощностей ядерной энергетики примерно на 50% и в 2 раза новых (возобновляемых) источников энергии.

На динамику выбросов С02 оказывают сильное тормозящее воздействие опережающее развитие газовой промышленности, рост энергосбережения и ядерной энергетики. За пределами 2025 г. возможно потребуются специальные меры по регулированию выбросов С02, прежде всего за счет интенсификации использования безуглеродных технологий и возобновляемых источников энергии.

ПРОГНОЗЫ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИКИ В РАЗРЕЗЕ МАКРОРЕГИОНОВ1

В предстоящей перспективе будет возрастать потребление энергоресурсов в восточных регионах в связи предполагающимся их развитием. На рисунке 8 дана структура регионального потребления первичных энергоресурсов. В конце XX в. более половины первичных энергоресурсов потребляется на территории Европейской части России (60%, 1995 г.), на регион Урала и Западной Сибири приходится около 1/3, а на регион Восточной Сибири и Дальнего Востока — 10%. К 2025 г. следует ожидать увеличения доли восточных регионов, особенно Урала и Западной Сибири. В итоге доля Европейской части снизится до 50—53%, а доли восточных регионов заметно возрастут: региона Урала и Западной Сибири — до 37—38%. Доля региона Восточной Сибири и Дальнего Востока скорее всего останется на прежнем уровне.

1200

1 LI LI LI

1995[1] 1935 Н 2Ш5[1] 2DD5 И 2D1S[1] 2D15H 2D25[1] 2D2SH

Et ропейская ч асть ь Урал и Западная Сибирь  Восточная Сибирь и Дальний Восток

Рис. 8. Динамика изменения региональной структуры потребления первичных энергоресурсов в России

Европейская часть. На протяжении всего периода прогнозирования Европейская часть России останется энергетически дефицитным регионом. В начале прогнозного периода разрыв между внутренним потреблением и собствен-

1 Эти оценки базируются на данных статистической информации и экспертных заключений.

6. Заказ 821

ным их производством первичных энергоресурсов составлял около 200 млн т н.э. К его концу он практически сохранится на этом уровне. Основным источником поставок энергии в Европейскую часть есть и сохранится регион Урала и Западной Сибири.

В течение рассматриваемой перспективы внутреннее потребление первичных энергоресурсов Европейского региона возрастет с 384 млн т н.э. в 1995 г. до 460—545 млн т н.э. в 2025 г., или на 120—140%. Основой энергетического баланса этого региона является природный газ. На его долю в 1995 г. приходилось более 57% внутреннего потребления энергоресурсов. В перспективе абсолютные объемы потребления природного газа будут увеличиваться, а его доля к концу периода может несколько сократиться: до 53—55%.

Потребление нефти будет медленно нарастать до 2015 г., пока не станут ощущаться ограничения по сырьевой базе. Доля нефти в структуре внутреннего потребления в 1995 г. составляла 37%. К концу периода следует ожидать ее сокращения до 20—22%. Доля угля изменится относительно мало, оставаясь на уровне 12—13% до 2025 г.

По разному будут складываться перспективы развития ядерной энергетики. В инерционном сценарии ее вклад в энергетический баланс региона будет изменяться незначительно. Однако в динамическом сценарии он будет проявляться более выраженно. Доля ядерной энергии может возрасти до 3—5% в структуре внутреннего потребления первичных энергоресурсов. К концу периода, в связи с увеличением стоимости топлива, в регионе можно ожидать появления новых источников энергии. В первую очередь они станут рентабельными в теплоснабжения рассредоточенных потребителей (сельское хозяйство, малые населенные пункты и др.).

Производство первичных энергоресурсов на территории региона, составлявшего в 1995 г. 193 млн т н.э., в условиях инерционного сценария может возрасти до 280 млн т н.э., или на 145%. Но в динамическом сценарии можно ожидать рост собственного производства энергоресурсов к 2025 г. до 365 млн т н.э.

В настоящее время около 41% собственного производства первичных энергоресурсов в регионе приходится на сырую нефть. Ее доля будет несколько возрастать до 2015—2020 гг., после чего начнет быстро снижаться до 17—20% к 2025 г. Добыча второго по значимости энергоресурса — природного газа (38,6% в 1995 г.) — возрастет к концу периода в 1,5—2 раза, что увеличит его долю в энергобалансе региона до 42%.

Следует ожидать некоторого роста добычи угля: с 27 млн т н.э. в 1995 г. до 35—40 млн т н.э. в 2025 г. Скромный рост добычи угля приведет к сокращению его вклада в структуру производства первичных энергоресурсов в регионе с 14,5% до 11—12% к 2025 г. После 2105 г. начнет быстро расти доля ядерной энергии. В динамическом сценарии она возрастает до 18—19%.

В таблице 5 приведены прогнозы добычи основных видов топлива в регионе.

Таблица 5

Прогнозы годовой добычи основных видов топлива в Европейской части России

Вид топлива 1995 2005 2015 2025

Уголь, всего, млн т н.э. 26,8 28-29 30-40 34-41

Печорский 15,0 20—21 21—26 24—28

Категория I 14,1 17—18 18—20 18—20

Категория II 0,9 3 3—6 6—8

Категория III — — — —

Прочие угли 11,8 8 9—14 10—13

Категория I 10,0 6 7—8 8—9

Категория II 1,8 2 2—6 2—4

Категория III — — — —

Природный газ, всего,

млрд м3 61,3 93-95 117-125 130-182

Регион Прикаспия 4,3 30—31 57—59 60—67

Категория I 4,3 30—31 43—44 40—42

Категория II — — 14—15 20—25

Категория III — — — —

Прочие месторождения 57,0 63—64 60—65 70—115

Категория I 57,0 34 10—12 5—8

Категория II - 29—30 50—53 60—65

Категория III — — — 15—42

Нефть, всего, млн т 95,5 109-115 100-120 80-85

Регион Прикаспия 3,4 30—32 50—55 40—45

Категория I 3,4 22—23 20—21 10—12

Категория II — 8—9 30—34 10—12

Категория III — — — 20—21

Регион Р. Коми 12,7 27—28 35—40 30—35

Категория I 12,7 27—28 16—20 10

Категория II — — 19—20 20—25

Категория III — — — —

Прочие месторождения 79,4 52—55 15—24 5—10

Категория I 46,3 32—33 8—15 0—5

Категория II 31,0 18—19 5—6 3

Категория III 2,1 2—3 2—3 2

Доля электроэнергии в структуре конечного потребления энергии увеличивается с 15,8% в 1995 г. до 19—20% к 2025 г. При этом выработка электроэнергии в регионе должна возрасти в 1,6—2,1 раза (от 424 млрд кВтч в 1995 г. до 695—895 млрд кВтч в 2025 г). Особенно заметно вырастет выработка электроэнергии на тепловых конденсационных электростанциях. Их доля в динамическом сценарии превысит 50% к 2025 г.

Заметный рост выработки электроэнергии потребует увеличения поставок первичных энергоресурсов на электростанции региона. Они возрастут в 1,4— 1,6 раза от 118 млн т н.э. до 165—195 млн т н.э. в 2025 г., включая расходы

топлива на производство тепла на ТЭЦ. В основном значительно должны вырасти поставки природного газа при небольшом росте потребления угля. При этом атомная энергия также заметно увеличит свой вклад.

На долю тепловой энергии, поставляемой системами централизованного теплоснабжения, в региональной структуре конечного потребления энергии в настоящее время приходится около 39%. В перспективе следует ожидать ее снижения в связи с ожидаемой результативностью жилищно-коммунальной реформы, новыми стандартами в жилищном строительстве и другими факторами. В результате, спрос на тепловую энергию в рассматриваемой перспективе будет расти более медленными темпами, чем на другие энергоносители.

К концу прогнозного периода производство тепла в регионе может достичь 1 120—1 455 млн Гкал по сравнению с 1 023 млн Гкал в 1995 г., или в 1,1—1,4 раза. Можно ожидать, что в 2025 г. примерно половина всего тепла в системах централизованного теплоснабжения будет вырабатываться на ТЭЦ.

Урал и Западная Сибирь. Регион в течение всего прогнозного периода сохраняет свое положение как главной топливной базы страны. Производство первичных энергоресурсов в регионе возрастает на 28—34%, с 715 млн т н.э. в 1995 г. до 915—960 млн т н.э. в 2025 г. При этом внутреннее потребление энергии в регионе увеличится в 1,7—2,2 раза, с 186 млн т н.э. в начале периода до 320—400 млн т н.э. к его концу.

Можно ожидать, что добыча угля возрастет с 80,9 млн т н.э. в 1995 г. до 105—125 млн т н.э. в 2025 г. В результате вклад угля в структуру производства первичных энергоресурсов в регионе останется практически неизменным, на уровне 11—13%. Добыча природного газа вырастет с 515 млрд м3 до 625—650 млрд м3. При этом его доля в структуре производства энергоресурсов сократится с 58% до 55% к 2025 г. Доля сырой нефти в структуре производства первичных энергоресурсов останется практически неизменной, сохраняя свое значение в диапазоне 29—30%. При этом добыча нефти будет возрастать до 320—330 млн т к 2015 г. по сравнению с 209 млн т в начале прогнозного периода. Затем следует ожидать снижения добычи к 2025 г. до 280-290 млн т.

Динамика добычи основных видов топлива в регионе Урала и Западной Сибири показана в таблице 6.

В структуре внутреннего потребления энергоресурсов в регионе не приходится ожидать заметных сдвигов. Потребление угля растет с 74 млн т н.э. в 1995 г. до 120-170 млн т н.э. к 2025 г., или в 1,6-2,3 раза. Потреблении природного газа увеличивается с 95 млрд м3 до 180-205 млрд м3 к концу периода. Потребление сырой нефти возрастает почти в 2 раза - с 24,7 млн т до 4345 млн т. Ожидается, что к концу прогнозного периода станет рентабельным производство водорода (на базе природного газа) для нужд транспорта. В даль-

Таблица 6

Прогнозы добычи основных видов топлива в регионе Урала и Западной Сибири

Вид топлива 1995 2005 2015 2025

Уголь, всего, млн т н.э. 80,9 90-92 80-105 105-125

Кузнецкий 60,9 70—72 75—100 105—125

Категория I 60,9 70—72 75—100 105—125

Категория II - — — —

Категория III — — — —

Прочие угли 20,0 20 5 —

Категория I 11,0 15 5 —

Категория II 9,0 5 — —

Категория III — — — —

Природный газ, всего,

млрд м3 516,8 565 580-650 625-655

Западная Сибирь 516,8 565 580—650 525—655

Категория I 516,8 400 310 205

Категория II — 165 270 325

Категория III — — 0—70 95—125

Нефть, всего, млн т 209,0 315-320 320-330 280-290

Западная Сибирь 209,0 315—320 320—330 280—290

Категория I 122,0 130 130 80

Категория II 87,0 180—185 180—190 85

Категория III — 5 10 115—125

нейшем не исключено получение в регионе синтетических жидких топлив на базе угля для замены дорожающей нефти. Остальные энергоресурсы будут играть малозаметную роль в энергоснабжении региона.

Заметно возрастет потребление электроэнергии. Ее доля в конечном потреблении энергии увеличивается с 14,8% в 1995 г. до 18—22% в 2025 г. В результате рост выработки электроэнергии в регионе составит 1,8—2,2 раза, с 352 млрд кВтч до 630—775 млрд кВтч. В настоящее время основная доля электроэнергии вырабатывается на тепловых электростанциях (44,6% на КЭС и 33,5% на ТЭЦ). К концу периода вклад тепловых электростанций должен возрасти. При этом следует ожидать рост доли КЭС до 66—69% при сокращении доли ТЭЦ до 13—14%. Выработка на ГЭС будет медленно расти, но ее доля в суммарной выработке электроэнергии снизится с 21,3% в начале периода до 15—17% к его концу. Расход первичных энергоресурсов на выработку электроэнергии (включая теплоснабжение от ТЭЦ) возрастет с 95 млн т н.э. до 160— 195 млн т н.э. к 2025 г. Основными видами топлива останутся природный газ и уголь.

Выработка тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения возрастет в 1,4—1,8 раза, с 431 млн Гкал в 1995 г. до 590—790 млн Гкал в

2025 г. Изменения в структуре потребления тепла будут примерно соответствовать трендам, характерным для Европейской части страны: рост доли производственного теплопотребления при сокращении потребления населением и в социальной сфере.

Восточная Сибирь и Дальний Восток. В этом регионе в настоящее время имеет место превышение внутреннего потребления энергетических ресурсов над собственным их производством. Дефицит топлива покрывается за счет поставок из региона Урала и Западной Сибири. Однако в перспективе после 2015 г. производство энергоресурсов будет опережать потребление региона и обеспечивать их поставки на экспорт.

В 1995 г. производство первичных энергоресурсов в регионе составило около 50 млн т н.э., из них более 84% приходилось на уголь, около 4% на сырую нефть, примерно 6% на природный газ, остальное покрывала гидроэнергия. Ожидается, что в прогнозный период производство энергоресурсов возрастет в 3,5—4,5 раза и составит 175—225 млн т н.э. в 2025 г. При этом ожидается кратный рост вклада нефти, до примерно 20—23%, а газа — до 18—19% в структуре производства первичных энергоресурсов. Заметно увеличится и добыча угля, хотя его вклад в производство энергоресурсов региона сократится до 51— 55%. Определенный вклад в энергобаланс региона будут вносить гидроэнергия, новые источники энергии и ядерная энергия. Но совокупно эти источники в 2025 г. составят не более 6—8% в суммарном производстве первичных энергоресурсов.

Таблица 7 содержит прогноз годовой добычи различных видов топлива в регионе.

Во внутреннем потреблении региона уголь в начале прогнозного периода занимает ведущее положение. На его долю приходится почти 43% валового энергопотребления, природного газа — около 20%, сырой нефти — около 34% и около 6% гидроэнергии. К концу прогнозного периода доля угля несколько снизится (до 36—40%), хотя он останется доминирующим энергоресурсом в потреблении энергии в регионе. Потребление газа возрастет до 26—27%, а сырой нефти снизится до 20—26%. Вклад остальных источников энергии будет незначительным.

Следует ожидать заметного роста производства электроэнергии: со 100 млрд кВтч в 1995 г. до 140—170 млрд кВтч в 2025 г., или в 1,4—1,7 раза. При этом доля электроэнергии в конечном потреблении топливно-энергетических ресурсов возрастает с 12% в начале до 14—19% в конце прогнозного периода. В структуре производства электроэнергии следует ожидать заметного роста доли тепловых электростанций, особенно конденсатного типа (КЭС). Однако вклад ГЭС останется доминирующим: 46% в начале и 40—50% к 2025 г. После 2015 г. можно ожидать появление первых АЭС в регионе. В расходе первичных энер-

Таблица 7

Прогнозы добычи основных видов топлива в регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока

Вид топлива 1995 2005 2015 2025

Уголь, всего, млн т н.э. 41,9 45-50 70-75 90-130

Канско-Ачинский 16,0 20—23 40 60—85

Категория I 16,0 20—23 40 60

Категория II - — — 0—25

Категория III — — — —

Прочие восточные угли 25,9 25—27 30—35 30—45

Категория I 25,9 25—27 30—35 30—45

Категория II - — — —

Категория III — — — —

Природный газ, всего,

млрд м3 3,2 12-14 26-32 40-52

Якутский газ 3,2 4—5 8—10 10—13

Категория I 3,2 4—5 8—10 10—13

Категория II — — — —

Категория III — — — —

Сахалинский газ — 3—4 5—7 5—9

Категория I — 3—4 5—7 5—9

Категория II — — — —

Категория III — — — —

Иркутский газ — 2 10—12 20—25

Категория I — 2 10—12 20—25

Категория II — — — —

Категория III — — — —

Прочие месторождения — 3 3 5

Категория I — 3 3 5

Категория II — — — —

Категория III — — — —

Нефть, всего, млн т 2,0 7 28-30 40-42

Сахалинская нефть 1,0 4 10 5—7

Категория I 1,0 4 10 5

Категория II — — — 0—2

Категория III — — — —

Прочие нефти 1,0 3 18—20 35

Категория I 1,0 3 18—20 10

Категория II — — — 25

Категория III — — — —

горесурсов на электростанциях (включая тепло от ТЭЦ) природный газ получит наиболее интенсивное применение. Рост расходов газа на выработку электроэнергии в регионе составит 5,5—9 раз. Уголь сохранит ведущее положение, хотя спрос его для нужд электроэнергетики несколько сократится.

Производство централизованного тепла в регионе возрастет с 104 млн Гкал в 1995 г. до 135—170 млн Гкал. В отличие от других регионов преобладающей тенденцией здесь будет увеличение доли выработки тепла на ТЭЦ.

ПЕРСПЕКТИВЫ МЕЖРЕГИОНАЛЬНЫХ

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПЕРЕТОКОВ

Характерной особенностью российского энергетического комплекса является необходимость транспортировки энергетических ресурсов на большие расстояния. Это определятся неравномерностью размещения центров потребления энергии и главныгх топливныгх баз. Как известно, основное потребление энергии сосредоточено в Европейской части России, тогда как основная часть запасов природных энергоресурсов находится в восточных регионах. В перспективе этот разрыв лишь будет усиливаться. Поэтому следует ожидать существенный изменений в межрегиональных перетоках топлива. Оценки этих потоков показаны в таблице 8.

Как видно из таблицы, основной межрегиональный поток угля идет из региона Урала и Западной Сибири в Европейскую часть страны. Он может почти удвоиться в течение первой четверти текущего столетия. Для этого, по-видимому, потребуется сооружение или специализированной углевозной железнодорожной магистрали Восток — Запад (как предполагалось в 80-х гг. прошлого столетия), или трубопровода для транспорта водо-угольной суспензии для перевода всего потока на трубопроводный транспорт. Но такое решение будет связано с изысканием свободных объемов водных ресурсов в Западной Сибири, что может оказаться весьма проблематичным. Следует ожидать также значительного увеличения поставок углей региона Восточной Сибири и Дальнего Востока (канско-ачинские угля) в регион Западной Сибири и Урала (рост в 5—6 раз). При этом дешевые, но низкокачественные канско-ачинские угли будут вытеснять качественные угли Кузнецкого бассейна для поставок его в более отдаленные регионы (Европейскую часть) и на экспорт.

Межрегиональные перетоки сырой нефти в западном направлении формируются за счет внутреннего потребления нефтеперерабатывающих заводов Европейской части страны и экспорта. В основном этот поток идет трубопроводным транспортом из Западной Сибири. В перспективе он может возрасти в 1,4 раза. При этом ожидается, что поставки для внутренних нужд Европейской части несколько сократятся, а экспорт возрастет до 200 млн т. Одновременно должно появиться новое экспортное направление из Восточной Сибири к побережью Тихого океана, которое к 2025 г. достигает 25—50 млн т с возможным последующим развитием до 80 млн т, если позволят ресурсы нефти.

Таблица 8

Оценка межрегиональных перетоков угля в 1995 и 2025 гг.

Внутреннее потребление Собственное производство Поставки в

Европейская часть Урал и Зап. Сиб. Вост. Сиб. и ДВ

Уголь, млн т н.э. 1995 г. Европейская часть 44,5 26,8 +9,1 +8,6

Урал и Западная Сибирь 74,0 80,9 "9,1 —3,0/+16,0 -10,8

Восточная Сибирь и Дальний Восток 27,3 41,9 -16,0 +3,0 -1,6

2025 г. Европейская часть 62 40 +22

Урал и Западная Сибирь 178 127 -22 +92 -19

Восточная Сибирь и Дальний Восток 41 136 -92 -3

Природный газ, млрд м3 1995 г. Европейская часть 270,6 61,1 +208,6 +0,9

Урал и Западная Сибирь 94,3 514,9 -208,6 -12,0 -200,0

Восточная Сибирь и Дальний Восток 15,2 3,2 + 12,0

2025 г. Европейская часть 355 170 + 185

Урал и Западная Сибирь 192 650 -185 -3 -270

Восточная Сибирь и Дальний Восток 53 70 +3 -20

Сырая нефть, млн т 1995 г. Европейская часть 139,1 97,1 +42,0

Урал и Западная Сибирь 25,3 207,3 -42,0 -20,0 -120,0

Восточная Сибирь и Дальний Восток 22,0 2,0 +20,0

2025 г.*) Европейская часть 110/115 80/106 +30/+9

Урал и Западная Сибирь 46/32 280/445 —30/—9 -4/-4 -200/ -400

Восточная Сибирь и Дальний Восток 19/19 40/65 +4/+4 -25/ -50

*) В знаменателе приведены объемы возможных перетоков при высоком уровне добыче нефти (около 600 млн т в год в 2020— 2025 гг.).

В случае интенсивного наращивания добычи нефти до 600 млн т экспортные потоки могут быть доведены до 450 млн т, что потребует значительного развития трубопроводного транспорта.

Наиболее сложно в перспективе формируется баланс межрегиональных потоков природного газа. Уже в настоящее время более 80% природного газа, добываемого в Западной Сибири, транспортируется в западном направлении (практически поровну для внутреннего потребления и на экспорт). Нужды Европейской части страны обеспечиваются за счет собственных ресурсов газа всего на 22%. Можно ожидать, что в перспективе ресурсы газа Европейской части страны возрастут почти на треть за счет освоения Прикаспийской низменности, Республики Коми и Баренцева моря. Это позволит увеличить собственную добычу газа почти в 3 раза. В результате появится возможность сократить поставки газа из Западной Сибири для удовлетворения внутренних нужд региона. Одновременно будут созданы предпосылки для наращивания экспорта газа в европейские государства. В результате суммарные мощности газотранспортной системы в западном направлении к 2025 г. могут возрасти на 10—15%. Новый поток газа появится в восточном направлении от месторождений Восточной Сибири. Это создаст импульс для дальнейшего экономического развития прилегающих российских регионов и обеспечит экспорт в страны АТР не менее 20 млрд м3.

Приближенные оценки показывают, что перетоки электроэнергии в Европейскую часть из региона Урала и Западной Сибири составят более 1/3 по отношению к величине собственной генерации. В перспективе перетоки могут сократиться по мере наращивания собственной генерации в Европейской части страны. Перетоки электроэнергии из региона Восточной Сибири и Дальнего Востока на Урал и в Западную Сибирь будут расти, особенно в динамическом сценарии.

Следует обоснованно ожидать, что межрегиональные энергетические связи в рассматриваемой перспективе будут расширяться и усиливаться. Необходимо будет обеспечить безопасность и надежность этих связей и повысить устойчивость энергоснабжения регионов страны. Это потребует существенных инвестиций.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

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

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

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

4. 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.

5. Энергетика России. Стратегия развития (Научное обоснование энергетической политики.). М.: ГУ ИЭС Минэнерго России, 2003.

6. World Energy Outlook 2004. International Energy Agency. Paris, 2004.

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