Новые проблемы России — Иран выходит на энергетический рынок

Рейтинг прибыльных брокеров бинарных опционов 2020:
  • Бинариум
    Бинариум

    1 место в рейтинге! Лучший брокер судя по отзывам трейдеров! Идеален для новичков и средне-опытных трейдеров. Заберите бонусы за регистрацию счета:

Мировой энергетический рынок

Описание мирового энергетического рынка — основных источников энергии, ее производства, потребления и распределения по регионам. Основные изменения на рынке по причине экономического кризиса. Тенденции развития рынка энергоресурсов Российской Федерации.

Рубрика Международные отношения и мировая экономика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 20.01.2020
Размер файла 1022,9 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Энергетика является крупнейшей отраслью современного мирового хозяйства. Годовой оборот в энергетике, по оценке зарубежных экспертов, составляет от 1,7 до 3,0 трлн. долл. США.1 Вместе с тем энергетика — одна из базовых, жизнеобеспечивающих отраслей национального хозяйства, уровень развития которой во многом определяет экономическую мощь страны и ее геополитическую роль в мировом сообществе.

Рациональное использование энергетических ресурсов, относящихся в преобладающей части к невозобновляемым, является средством повышения эффективности экономики и уровня жизни населения, а также снижения отрицательного воздействия расширяющейся хозяйственной деятельности человека на окружающую среду.

Неравномерность распределения источников энергии и центров ее потребления в мире предопределяет большую роль международной торговли в снабжении предприятий и населения энергоносителями. Кроме того, сочетание внешнего финансирования их добычи, переработки и транспортировки с трансграничной передачей научно-исследовательского опыта и технологии, делает состояние мирового энергетического рынка особенно важным фактором экономического развития для многих стран как поставщиков, так и потребителей энергоносителей. Все это указывает на необходимость регулирования мирового энергетического рынка для создания и постоянного поддержания оптимальных условий получения и реализации энергоносителей.

Во второй половине XX в. мировое сообщество сделало первые шаги на пути к регулированию мирового энергетического рынка на многостороннем и региональном уровнях в форме создания соответствующих организаций и заключения соглашений. Однако принимаемые меры затрагивали, как правило, лишь отдельные сегменты энергетического рынка, оказывали на его состояние ограниченное влияние, не всегда отвечали общим интересам стран-экспортеров и стран-импортеров, а потому часто были недостаточно результативными. Более эффективными оказались меры, применявшиеся на региональном уровне в рамках Евросоюза.

В настоящее время регулирование мирового энергетического рынка находится на начальной стадии и развивается сравнительно медленно. Последнее объясняется разными причинами: большим значением энергетики в жизни каждой страны и настороженным отношением правительств к межгосударственному, особенно наднациональному вмешательству в эту сферу; различием интересов основных экспортирующих и импортирующих энергоносители стран; сложностью целенаправленного воздействия на топливно-энергетический комплекс, объединяющий взаимозаменяемые виды энергии и использующий капиталоемкую материальную инфраструктуру; наконец, специфичностью некоторых важных составляющих (прежде всего ядерной энергетики).

Вместе с тем, потребность в регулировании энергетического рынка по экономическим, социальным и экологическим соображениям по мере увеличения масштабов производства и потребления энергии, развития процессов глобализации в мировом хозяйстве постоянно возрастает. Это делает актуальным изучение возможностей и перспектив международного сообщества в достижении широкого консенсуса в отношении необходимости адекватных коллективных мер. Представляется, что в рамках общей стратегии Всемирной торговой организации (ВТО) по обеспечению справедливой конкуренции в международной торговле крайне важным становится распространение аналогичных условий и на мировом энергетическом рынке.

Целью данной работы является охарактеризовать мировой рынок энергоресурсов и его положение в условиях экономического кризиса; определить роль и место России на этом рынке; выявить основные тенденции развития мирового энергетического рынка.

ТОП лучших русскоязычных брокеров бинарных опционов:
  • Бинариум
    Бинариум

    1 место в рейтинге! Лучший брокер судя по отзывам трейдеров! Идеален для новичков и средне-опытных трейдеров. Заберите бонусы за регистрацию счета:

В соответствии с целями данной работы были поставлены следующие задачи:

— Дать описание мировому энергетическому рынку (основные источники энергии, производство и потребление энергии, распределение по регионам);

— Проследить за изменениями на рынке по причине экономического кризиса;

— Определить положение России на рынке и его перспективы развития;

— Выявить тенденции развития рынка энергоресурсов, в том числе в аспектах энергобезопасности и энергоснабжения.

энергетический рынок экономический кризис

1. Общая характеристика мировой энергетики. Энергетические ресурсы Земли

На протяжении тысячелетий основными видами используемой человеком энергии были химическая энергия древесины, потенциальная энергия воды на плотинах, кинетическая энергия ветра и лучистая энергия солнечного света. Но в 19 в. главными источниками энергии стали ископаемые топлива: каменный уголь, нефть и природный газ. В связи с быстрым ростом потребления энергии возникли многочисленные проблемы и встал вопрос о будущих источниках энергии. Достигнуты успехи в области энергосбережения. В последнее время ведутся поиски более чистых видов энергии, таких, как солнечная, геотермальная, энергия ветра и энергия термоядерного синтеза. Потребление энергии всегда было прямо связано с состоянием экономики. Увеличение валового национального продукта (ВНП) сопровождалось увеличением потребления энергии. Однако энергоемкость ВНП (отношение использованной энергии к ВНП) в промышленно развитых странах постоянно снижается, а в развивающихся — возрастает.

Существуют три основных вида ископаемых энергоносителей: уголь, нефть и природный газ.

Нефть. В 2007 году добыча нефти снизилась на 0,2% — до 3,6 млрд. тонн. По сравнению с 2006 г. межрегиональные поставки нефти, по данным «ВP», увеличились на 2,6% и достигли 1984 млн. т

Что касается географического распределения запасов нефти, то доля развивающихся стран в этих запасах — 86%. Наиболее крупные нефтяные запасы сосредоточены в пределах зарубежной Азии (без СНГ 70%). Особенно здесь выделяется Ближний и Средний Восток, где сосредоточено около 60% запасов и более 40% мировой добычи нефти. В странах этого региона располагаются государства с наиболее крупными запасами нефти : Саудовская Аравия (более 35 млрд. тонн), Ирак (более 15 млрд. тонн), Кувейт (более 13 млрд. тонн), ОАЭ и Иран (около 13 млрд. тонн). Из других азиатских стран по запасам нефти можно выделить Китай и Индонезию.

В пределах Латинской Америки запасы нефти составляют приблизительно 12% от мировых. На сегодняшний день здесь особо выделяется Венесуэла (более 11 млрд. тонн), Мексика (около 4 млрд. тонн).

На долю Африки приходится приблизительно 7% мировых запасов нефти. По их величине выделяются Ливия (40% общеафриканских запасов), Алжир, Египет, Нигерия.

Что касается СНГ, то его доля оценивается в 6%. Однако Россия по разным оценкам имеет от 6,7 до 27 млрд. тонн.

Всего нефть добывают в 80 странах.

Крупнейшие из них — Саудовская Аравия, США, Россия, Китай и ОАЭ.

Трудно точно рассчитать, на сколько лет еще хватит запасов нефти. Если существующие тенденции сохранятся, то годовое потребление нефти в мире к 2020 достигнет 3 млрд. т. Даже допуская, что промышленные запасы существенно возрастут, геологи приходят к выводу, что к 2030 будет исчерпано 80% разведанных мировых запасов нефти.

Природный газ. Благодаря высоким потребительским свойствам, низким издержкам добычи и транспортировки, широкой гамме применения во многих сферах человеческой деятельности, природный газ занимает особое место в топливно-энергетической и сырьевой базе.

К настоящему времени добыча природного газа увеличилась приблизительно в 5,5 раз и сейчас составляет 2,4 триллиона м? ежегодно.

Разведанные запасы природного газа оцениваются приблизительно в 150 триллиона м?. По разведанным запасам природного газа (их объем все время растет) особенно выделяются СНГ и Юго-Западная Азия (по 40% мировых запасов), из отдельных стран — Россия, где сосредоточено около одной третьей мировых запасов или 50 триллионов м? (почти 90% запасов СНГ) и Иран ( 15% мировых ).

В «первую десятку» газодобывающих стран мира входят Россия (около 600 млрд. м?), США (550 млрд. м?), Канада (170 млрд. м?), Туркменистан, Нидерланды, Великобритания, Узбекистан, Индонезия, Алжир, Саудовская Аравия. Крупнейшими потребителями газа являются США (приблизительно 650 млрд. м?), Россия ( 350 млрд. м? ), Великобритания ( около 90 млрд. м?) и Германия ( около 80 млрд. м? ).

Уголь. Запасы угля оценить легче. Три четверти мировых его запасов, составляющих по приближенной оценке 10 трлн. т, приходятся на страны бывшего СССР, США и КНР. Мировой рынок угля в настоящее время является более конкурентным, чем нефтяной и газовый, поскольку месторождения и добыча угля расположены практически по всем континентам и регионам мира. Уголь будет играть особенно важную роль в электроэнергетике тех регионов, в которых альтернативных видов топлива мало. Благодаря своей сравнительной дешевизне этот энергоноситель остается особенно важным для развивающихся стран Азии.

Уголь является самым распространенным энергетическим ресурсом в мире, и его доля в мировой энергетике превышает 24% (к 2030 году ожидается увеличение его доли до 28%), это второе место после нефти (36%). Примерно 13% добытого каменного угля используется металлургическими компаниями.

Ведущие страны по добыче — Китай, США, Индия, Австралия, Россия.

Мировые запасы угля составляют 1,2 трлн. т. Примерно три четверти мировых запасов угля приходятся на страны бывшего СССР, США и Китай. При этом в недрах России сосредоточена треть мировых ресурсов угля, или 173 млрд. тонн, а в Казахстане — 34 млрд. тонн

В отличие от нефти и газа на экспорт идет небольшая часть добываемого угля — 10%. По данным Международного института угля, основными экспортерами угля являются Австралия (231 млн. тонн в 2006 году), Индонезия (108 млн. тонн) и Россия (76 млн. тонн). Основные потребители угольной продукции — Япония (178 млн. тонн в 2006 году) и Южная Корея (77 млн. тонн).

Китай является крупнейшим потребителем угля (2,4 млрд. тонн в 2006 году), что связано с большой долей угля в энергетике страны. Согласно данным The China Daily, потребление угля в Китае к 2020 году достигнет 2,87 млрд. тонн.

Среди регионов по добыче угля лидируют Зарубежная Азия (40 % мировой добычи), Западная Европа, Северная Америка (немногим более 20%) и страны СНГ.

Хотя угля на Земле гораздо больше, чем нефти и природного газа, его запасы не безграничны. В 1990-х годах мировое потребление угля составляло более 2,3 млрд. т в год. В отличие от потребления нефти, потребление угля существенно увеличилось не только в развивающихся, но и в промышленно развитых странах. По существующим прогнозам, запасов угля должно хватить еще на 420 лет. Но если потребление будет расти нынешними темпами, то его запасов не хватит и на 200 лет.

Запасы урана. Крупнейшие из известных источников урана находятся в Северной Америке, Австралии, Бразилии и Южной Африке. Считается, что большими количествами урана обладают страны бывшего Советского Союза.

Реактор-размножитель. Ядерный реактор-размножитель обладает чудесной способностью, вырабатывая энергию, в то же время производить еще и новое ядерное топливо. К тому же он работает на более распространенном изотопе урана 238 U (преобразуя его в делящийся материал плутоний). Считается, что при использовании реакторов-размножителей запасов урана хватит не менее чем на 6000 лет. По-видимому, это ценная альтернатива ядерным реакторам нынешнего поколения. Деление ядер — не идеальное решение проблемы энергоресурсов. Более перспективной в экологическом плане представляется энергия термоядерного синтеза.

Энергия термоядерного синтеза. Такую энергию можно получать за счет образования тяжелых ядер из более легких. Этот процесс называется реакцией ядерного синтеза. Как и при делении ядер, небольшая доля массы преобразуется в большое количество энергии. Энергия, излучаемая Солнцем, возникает в результате образования ядер гелия из сливающихся ядер водорода. На Земле ученые ищут способ осуществления управляемого ядерного синтеза с использованием небольших, поддающихся контролю масс ядерного материала.

В настоящее время ни методом магнитного, ни методом инерционного удержания плазмы еще не удалось создать условия, необходимые для термоядерного синтеза.

Альтернативные источники энергии.

В последнее время исследуется ряд альтернативных источников энергии. Наиболее перспективным из них представляется солнечная энергия.

Солнечная энергия. У солнечной энергии два основных преимущества. Во-первых, ее много и она относится к возобновляемым энергоресурсам: длительность существования Солнца оценивается приблизительно в 5 млрд. лет. Во-вторых, ее использование не влечет за собой нежелательных экологических последствий. Однако использованию солнечной энергии мешает ряд трудностей. Хотя полное количество этой энергии огромно, она неконтролируемо рассеивается. Чтобы получать большие количества энергии, требуются коллекторные поверхности большой площади. Кроме того, возникает проблема нестабильности энергоснабжения: солнце не всегда светит. Даже в пустынях, где преобладает безоблачная погода, день сменяется ночью. Следовательно, необходимы накопители солнечной энергии.

И, наконец, многие виды применения солнечной энергии еще как следует не апробированы, и их экономическая рентабельность не доказана. Можно указать три основных направления использования солнечной энергии: для отопления (в том числе горячего водоснабжения) и кондиционирования воздуха, для прямого преобразования в электроэнергию посредством солнечных фотоэлектрических преобразователей и для крупномасштабного производства электроэнергии на основе теплового цикла.

Геотермальная энергия. Геотермальная энергия, т.е. теплота недр Земли, уже используется в ряде стран, например в Исландии, России, Италии и Новой Зеландии. Земная кора толщиной 32-35 км значительно тоньше лежащего под ней слоя — мантии, простирающейся примерно на 2900 км к горячему жидкому ядру. Мантия является источником богатых газами огненно-жидких пород (магмы), которые извергаются действующими вулканами. Тепло выделяется в основном вследствие радиоактивного распада веществ в земном ядре. Температура и количество этого тепла столь велики, что оно вызывает плавление пород мантии. Горячие породы могут создавать тепловые «мешки» под поверхностью, в контакте с которыми вода нагревается и даже превращается в пар. Поскольку такие «мешки» обычно герметичны, горячая вода и пар часто оказываются под большим давлением, а температура этих сред превышает точку кипения воды на поверхности земли. Наибольшие геотермальные ресурсы сосредоточены в вулканических зонах по границам корковых плит. Основным недостатком геотермальной энергии является то, что ее ресурсы локализованы и ограничены, если изыскания не показывают наличия значительных залежей горячей породы или возможности бурения скважин до мантии. Существенного вклада этого ресурса в энергетику можно ожидать только в локальных географических зонах.

Гидроэнергия. Гидроэнергетика дает почти треть электроэнергии, используемой во всем мире. Норвегия, где электроэнергии на душу населения больше, чем где-либо еще, живет почти исключительно гидроэнергией. На гидроэлектростанциях (ГЭС) и гидроаккумулирующих электростанциях (ГАЭС) используется потенциальная энергия воды, накапливаемой с помощью плотин. У основания плотины расположены гидротурбины, приводимые во вращение водой (которая подводится к ним под нормальным давлением) и вращающие роторы генераторов электрического тока.

Приливная энергетика. Существуют приливные электростанции, в которых используется перепад уровней воды, образующийся во время прилива и отлива. Для этого отделяют прибрежный бассейн невысокой плотиной, которая задерживает приливную воду при отливе. Затем воду выпускают, и она вращает гидротурбины.

Приливные электростанции могут быть ценным энергетическим подспорьем местного характера, но на Земле не так много подходящих мест для их строительства, чтобы они могли изменить общую энергетическую ситуацию.

Ветер представляет собой еще одну из форм преобразования солнечной энергии, так как его причина — неравномерное нагревание атмосферы Земли Солнцем. Энергию ветра использовали в Европе С XII в.благодаря ветряным мельницам. Объективными предпосылками дальнейшего развития ветровой энергетики можно считать: существование достаточно стабильной розы ветров — среднегодовой повторяемости ветров по всем направлениям для любого района земной поверхности; существование на Земле районов с устойчивыми ветрами — как годовыми. Так и сезонными — силой 25-30 км/час.

Для преобразования ветровой энергии в электричество служат крупные ветротурбины с размахом лопастей около 100 м,размещенные на башнях, высотой около 60 м.; ветростанции, представляющие собой комплекс небольших ветротурбин с размахом лопастей около 15-17 м, расположенных компактно вокруг единого энергоузла.

Твердые отходы и биомасса. Энергетическое применение биомассы может идти по нескольким направлениям:

1) прямое сжигание отходов. Сжигают отходы растительного и др. происхождения.

2) Получение метана (природного газа). Биогаз используют как топливо для выработки электричества. При этом избыток работы генераторов может быть пущен для нужд отопления.

3) Получение спирта (жидкого топлива). Спирт используется в ряде стран как автомобильное топливо. Лидирует в этом направлении Бразилия, где широко применяется спирт из сахарного тростника, а также смесь спирта с бензином — бензоспирт.

При правильном ведении хозяйства такой энергоресурс может быть восполняемым. Необходимы дополнительные исследования, особенно быстрорастущих культур и их рентабельности с учетом затрат на сбор, транспортировку и размельчение.

Топливные элементы. Топливные элементы как преобразователи химической энергии топлива в электроэнергию характеризуются более высоким КПД, нежели теплоэнергетические устройства, основанные на сжигании. Если КПД типичной электростанции, сжигающей топливо, не превышает примерно 40%, то КПД топливного элемента может достигать 85%. Правда, пока что топливные элементы относятся к дорогостоящим источникам электроэнергии.

Также ученые допускают возможность использования в качестве источников энергии сланцевый газ, воздух (на основе протекающих в нем физико-химических процессов образуется статическое электричество, но этот метод, как предполагают, целесообразно будет применять только в регионах с повышенной влажностью воздуха).

Достоинствами возобновляемых источников энергии являются: — широта спектра ВИЭ, — ресурсы ВИЭ во много раз превышают существующие потребности регионов, — более менее равномерная распределенность по земному шару и повсеместная доступность того или иного вида, — неисчерпаемость, — экологическая чистота: нет выбросов, отсутствует тепловое загрязнение планеты.

Рис. 1. Состояние и развитие ВИЭ в мире.

Установленная мощность электрогенерирующих установок на ВИЭ (без крупных ГЭС) к концу 2008 года более 280 ГВт (> 5% от суммарной мощности всех электрогенерирующих установок в мире, > 3,5% от мирового производства электроэнергии и > 25% от электроэнергии, вырабатываемой всеми атомными электростанциями. В США в апреле 2009 г. выработка электроэнергии от ВИЭ впервые превысила выработку АЭС.

Суммарная мощность действующих в мире фотоэлектрических преобразователей (ФЭП) достигла 16 ГВт, причем в 2008 году в эксплуатацию было введено более 5 ГВт (> 3 ГВт — ФЭС), а прирост продаж ФЭП на мировом рынке за год составил около 70%;

Суммарная тепловая мощность установок солнечного теплоснабжения в 2008 году достигла 145 ГВт (более 180 млн м2 солнечных коллекторов), солнечное горячее водоснабжение имеет более 60 млн домов в мире, ежегодные темпы роста более 15%;

Производство биотоплив (этанол и биодизель) в 2008 году превысило 79 млрд. литров в год (около 5% от ежегодного мирового потребления бензина, биоэтанол — 67, биодизель — 12 млрд. литров в год . По сравнению с 2004 годом производство биодизеля возросло в 6 раз, а биоэтанола удвоилось).

В 30 странах мира действует более 2 млн тепловых насосов, суммарной тепловой мощностью более 30 ГВт утилизирующих природное и сбросное тепло и обеспечивающих тепло- и холодоснабжение зданий;

В 2009 году 73 страны, среди которых 20 развивающихся, имели специальные государственные программы освоения ВИЭ и на государственном уровне утвержденные индикативные показатели их развития на среднесрочную и долгосрочную перспективу: в большинстве случаев 15…20% вклад в энергобалансы к 2020 году, в ЕС 40% — к 2040 году.

Основные недостатки ВИЭ, сдерживающие их продвижение на энергетический рынок — это нестабильность (суточная и сезонная) энергетических потоков (солнце, ветер, гидро) и низкая плотность энергетических потоков.

Как отмечается в исследовании компании РосБизнесКонсалтинг «Рынок альтернативной энергетики», с 2006 по 2007 гг. рынок альтернативной энергетики вырос на 40%. Доходность от производства альтернативных источников энергии в 2007 году составила $77,3 млрд. Согласно прогнозам, к 2020 году она составит $254 млрд. Лидером использования нетрадиционного топлива является Европа (43,3% генерации). Мировой финансовый кризис оказал не столь значительное негативное влияние на рынок альтернативной энергетики, чем предполагалось изначально. Причина заключается в государственных программах.

По разработке и внедрению hi-tech Россия отстает от передовых стран в 10-12 раз. На мировом рынке высоких технологий доля России составляет 0,6%, тогда как на запад приходится 25%, которые к 50 году увеличатся до 50%, а то и больше. В Америке, Японии и Европе прекрасно понимают, что будущее за альтернативной энергетикой. К примеру, в Нью-Йорке такси переводят на гибридные двигатели. Поэтапное внедрение новых машин началось в начале 2008г. К 2020 году все 13 тысяч такси должны стать гибридными. Гибридные такси будут не только экологичнее, но и экономичнее.

Как отмечается в исследовании компании РосБизнесКонсалтинг «Рынок альтернативной энергетики», только в 2008 г. в России всерьез задумались о перспективах альтернативной энергетики. В настоящее время прорабатывается возможность бюджетного субсидирования стоимости присоединения потенциальных потребителей к возобновляемым источникам энергии, что снижает стоимость проекта на 10-15% и т.о. значительно повышает его эффективность.

Недостаточно быстрый по сравнению с ростом энергопотребления рост предложения энергоресурсов вообще и углеводородов в частности обусловлен относительным сокращением поля приложения сил и инвестиций по наращиванию производства энергоносителей, исчерпания их наиболее доступных запасов, а также геополитической напряженности в регионах, богатых углеводородами.

Особенно резко увеличивается разрыв между растущими объемами потребления и снижающимися объемами производства углеводородов в развитых странах. Так, доля стран ОЭСР в производстве первичной энергии сократилась с 61,3% в 1971 году до 48,5% в 2005 году. Особенно сложная ситуация сложилась в Европейском союзе, на территории которого находится лишь 3,5% мировых доказанных запасов газа и менее 2% доказанных запасов нефти (в основном в Норвегии и Великобритании). В то же время расположенные в Европе нефтегазовые месторождения эксплуатируются гораздо интенсивнее, чем в других регионах мира, что ведет к их быстрому истощению.

Важнейшим негативным фактором развития энергетики является снижение уровня обеспеченности мировой экономики запасами нефти (см. рис. 5). Среднее значение ежегодно открываемых запасов нефти снизилось с 70 млрд. барр. в 1960-1980 гг. до 6-18 млрд. барр. в 1990-2005 годах. Ежегодная добыча не восполняется поисковым бурением уже на протяжении многих лет (13 млрд. барр. вновь открытых запасов против 30 млрд. барр. добычи в 2004 году), либо основное восполнение происходит за счет нетрадиционных запасов, как это случилось в 2006 году.

Рис.2. Прирост сырьевой базы и динамика мировой добычи нефти (млрд. барр.)

При этом 61% мировых запасов нефти и 40,1% запасов газа сосредоточены на политически нестабильном Ближнем Востоке, и роль этих стран в нефтедобыче только увеличивается. Из-за ограниченных возможностей дополнительного роста производства увеличиваются риски, связанные с возможной дестабилизацией рынка.

В мире по масштабам производства энергоресурсов выделяются три крупнейшие энергетические державы — США, Китай и Россия, среди которых США являются крупнейшим потребителем и нетто — импортером топлива (более 600 млн. т н. э.) с относительно стабильным потреблением и производством энергоресурсов (несмотря на рост ВВП).

Китайская же экономика, развивавшаяся в последние несколько лет динамичнее экономик других стран, за минувшие 10 лет более чем в два раза увеличила потребление и масштабы производства энергоресурсов, в 2007 г., обойдя по производству энергоресурсов США, и в 2008 г., закрепив за собой мировое лидерство по данному показателю. Нараставшая в последние несколько лет нехватка энергоносителей в Китае (до примерно 200 млн. т н. э.) явилась фактором «возмутителя спокойствия'» на мировом энергетическом рынке, способствуя росту цен. Вместе с тем продолжающееся развитие китайской экономики и поддержание спроса на энергоносители в разгар мирового финансово — экономического кризиса является несомненным стабилизирующим фактором.

Россия (третий в мире производитель и потребитель энергоресурсов) традиционно экспортируя энергоносители и наращивая с конца 90-х годов объемы их поставок, по суммарному экспорту всех видов топлива за последние 7 лет является крупнейшим в мире нетто — экспортером энергоресурсов в объеме примерно 570 млн. т н. э.

Относительно небольшой круг стран располагает избыточными природными энергоресурсами, поставляя их на международный рынок.

В 2008 г. среди 10 крупнейших нетто-экспортеров энергоресурсов (34% мирового производства и 16% — потребления — см. таблицу 3), помимо России выделялись Саудовская Аравия (более 400 млн. т н.э.), Норвегия (190 млн. т н.э.) и Австралия (160 млн. т н. э.). При этом за последнее десятилетие больше всех расширили свой экспортный ресурс Россия (на 65%), Австралия (на 57%) и Индонезия (на 47%).

При сохраняющейся во многих странах ограниченности внутренних энергоресурсов по мере экономического роста происходит усиление их зависимости от внешних поставок. Так, с 1998 г. по 2008 г. возросло значение импортных поставок в обеспечении топливом: Соединенных Штатов (с 23% до 27%), Германии (с 65% до 68%), Испании (с 79% до 84%), Индии (с 24% до 33%). Характерна весьма высокая зависимость от импорта энергоресурсов (около 85% — см. Табл.3) таких стран, как Япония, Республика Корея, Тайвань, Италия, Испания. Несколько меньше зависит от внешних источников Франция (56%), опирающаяся на атомную энергетику.

В 2008 г. в число 10 крупнейших нетто-импортеров энергоресурсов (37% мирового производства и 57% потребления) входили США (600 — 700 млн. т н э.). Япония (более 430 млн. т н.э.), Германия (около 210 млн. т н.э.), Республика Корея (200 млн. т н.э.).

Если проследить энергетический баланс отдельных группировок, то выделяется растущий совокупный дефицит в энергоресурсах стран ЕС. Составив в 1998 г. 0, 8 млрд. т н.э., он увеличился в 2003 г. до 0, 9 млрд. т, а в 2008 г. приблизился к 1.0 млрд. т н.э. (производство 733 млн. т, а потребление 1729 млн. т).

Рис. 3. Динамика мирового потребления энергии по видам топлива (1980-2005 гг., млн. т н.э.)

Многими аналитиками в последние годы признается опасность возникновения очередной волны роста мирового энергопотребления. Предшествующая длинная волна, начавшаяся в конце 1940-х годов, завершилась в середине 1990-х годов, увеличив мировое энергопотребление почти в пять раз, а душевое — почти вдвое. Ее окончание было связано со стабилизацией с 1980-х годов среднедушевого энергопотребления в мире за счет сокращения общего и душевого энергопотребления в бывших странах плановой экономики и снижения душевого энергопотребления в странах, входящих в ОЭСР, при относительно умеренном росте душевого энергопотребления в развивающихся странах.

Однако в настоящее время первые два фактора перестали действовать, а наиболее крупные из развивающихся стран — Китай и Индия — все быстрее наращивают душевое потребление энергии. С учетом продолжающегося экономического роста развивающихся азиатских стран, быстрого увеличения там численности населения и высокой энергоемкости национальных экономик резко растут потребности этих стран в энергоресурсах. Опережающими темпами увеличивается потребление энергии в Африке и Латинской Америке, и даже в странах Европейского союза возобновился рост душевого энергопотребления.

Все перечисленное выше позволяет говорить об угрозе нового цикла увеличения энергоемкости мирового ВВП и ускорения темпов роста мирового энергопотребления, несмотря на внедрение новых технологий и энергосберегающих тенденций.

Развитые страны имеют сравнительно высокий уровень энергопотребления на душу населения, но стремятся к стабилизации этого показателя или хотя бы к замедлению темпов его роста. Заметное снижение энергоемкости происходит в странах с переходной экономикой — преимущественно за счет роста доходов, а также благодаря структурной перестройке экономики и снижению доли тяжелой энергоемкой промышленности по мере расширения сферы услуг, искоренения практики расточительства энергии, а также сокращения потребительских дотаций. Тем не менее, страны переходного типа остаются более энергоемкими по сравнению с развивающимися странами или странами ОЭСР. В целом динамика энергоемкости мирового ВВП выглядит следующим образом (см. рис. 4).

Рис.4. Динамика энергоемкости ВВП (кг н.э./долл., по ППС)

Важнейший вопрос заключается в том, удастся ли переломить тенденцию опережающего роста энергопотребления за счет снижения энергоемкости экономики, в первую очередь в развивающихся странах.

Рост энергопотребления в мире происходит весьма неравномерно, усугубляя региональные энергетические диспропорции: наиболее быстрые темпы наблюдаются в развивающихся странах Азии и особенно в Китае, на долю которого в 2005 году пришлась практически половина мирового прироста энергопотребления.

Увеличивается число стран и крупных регионов, развитие которых не обеспечено собственными энергоресурсами. Если в 1990 году такие страны производили 87% мирового ВВП, то спустя десять лет — уже 90%. Особенно резко возросла зависимость от импорта энергии наиболее быстро развивающихся стран (Китая, Индии и др.), и в перспективе ситуация будет только усугубляться. В частности, Азия уже сегодня 60% своих потребностей в нефти обеспечивает за счет импорта, а к 2020 году импорт будет покрывать до 80% спроса. При этом основной частью прогнозных энергоресурсов располагают Северная Америка и страны СНГ; им же принадлежит большая часть разведанных запасов (следом идут зона Персидского залива и Австралия).

3. Организация мировых энергетических рынков и их регулирование

Создание мировых энергетических рынков в последние десять лет позволило развить экономические теории до уровня эксперимента. В результате попыток решения острых практических проблем определились наиболее приемлемые модели, формы организации рынка и надзора за ним. Под воздействием кризисных ситуаций некоторые модели уже прошли стадию модификации.

Структура рынка обязательно предусматривает взаимодействие операторов:

технологического (системный оператор), коммерческого (биржа или администратор рынка) и сетевых операторов, оказывающих управляющее воздействие на переключения сети. Соответственно, имеются три формы организации оператора рынка:

Системный оператор (СО) одновременно исполняет функции коммерческого оператора (биржи) в торговле «за сутки вперед».

Системный оператор, интегрированный с системообразующей сетью, выполняет в одном лице три функции: управление рынком «за сутки вперед», диспетчеризация и эксплуатация сети.

Коммерческий и системный операторы функционально разделены и отвечают за разные секторы торговли.

Целью разделения рынка по времени является наиболее точный прогноз графика нагрузки на основе заключенных договоров и конкурентный отбор поставщиков в периоды, непосредственно предшествующие моменту реального времени.

Рынок должен быть секционирован по времени, чтобы иметь не менее двух секторов: один из них, позволяющий фиксировать долгосрочные позиции участников; второй — позволяющий оператору рынка скорректировать график нагрузки и финансовые позиции достаточно близко к моменту реального времени.

Обычно управление рынками электроэнергии происходит в следующем порядке:

o на основе двусторонних договоров определяются долгосрочные позиции;

o одновременно с процессом формирования графика нагрузки заключаются договоры «»за сутки вперед»» (или «за два дня», или «за неделю»),

o непосредственно перед моментом «реального времени», одновременно с корректировкой диспетчерского графика, организуется режим спотовой торговли;

o на свободно подаваемых заявках может основываться и процесс в реальном времени.

На некоторых рынках присутствуют все стадии, на остальных — только некоторые. Так, в Пи-Джей-Эм в настоящее время энергоснабжающие организации, обслуживающие конечных потребителей, лишь 10-15% своего потребления покрывают за счет покупки энергии на спотовом рынке. Около 30% поставляется по двусторонним контрактам и 55-60% — за счет собственного производства.

Двусторонние контракты применяются практически на всех созданных рынках, торговля происходит через специальные внебиржевые площадки. В Норвегии двусторонняя торговля заканчивается за 2 часа до реального времени, а в Финляндии — за 90 минут. В Швеции торговля двусторонними контрактами продолжается непосредственно до начала торгового периода. Специфической зоной торговли до недавнего времени был рынок Англии и Уэльса, на котором доля двусторонних контрактов была небольшой. С переходом к новым торговым отношениям (НИТА) в 2001 году доля этого сектора превысила 90%.

Организация новых форм торговли не происходит без потрясений. Установлено, что среди причин кризисов в 2000-2001 гг. в Калифорнии были злоупотребления среди продавцов электрической энергии. Крупные проблемы с энергоснабжением наблюдались летом 1998г. на только что созданном рынке Пи-Джей-Эм. Манипулирование рыночной силой в Англии и Уэльсе послужили причиной радикальных преобразований 2000-2001 гг. Серьезные технические проблемы из-за неверных экономических решений наблюдаются в зонах действия системных операторов штатов Нью-Йорк и Новой Англии.

Поэтому мероприятия по надзору за рынком имеют важное значение. Предотвращение злоупотреблений участниками рынка достигается о через оперативную деятельность по контролю над поведением «генераторов»;

o через деятельность Наблюдательного совета;

o через принятие и совершенствование правил рынка;

o путем регулирования тарифов на передачу и платы за подключение к сети;

o путем снижения концентрации поставщиков на рынке;

o путем выдачи разрешения на слияние или приобретение компаний.

При создании Наблюдательного совета имеются два альтернативных варианта : формирование из участников рынка или независимый состав Наблюдательного совета.

Способствовать соблюдению правил конкуренции могут антимонопольные и другие уполномоченные организации. Обычно они накладывают ограничения на объемы рынка, контролируемые отдельными компаниями. Так, при организации рынка в Пи-Джей-Эм власти не требовали разделения компаний, однако, часть из них была выделена в отдельные дочерние предприятия. Несмотря на достаточно мягкий вариант реструктуризации, концентрация фирм уменьшилась, так как на некоторых предприятиях внешние акционеры получили значительную долю акций.

В Аргентине правилами рынка были наложены условия, чтобы ни один из «генераторов» не имел более 10% доли участия на рынке (они также не могут иметь в собственности сетевые предприятия). В Техасе правилами рынка предусмотрено, что ни одна генерирующая компания не может иметь более 20% генерирующих мощностей данного региона. В Испании в 2000г., антимонопольные органы не позволили компании Юнион Феноза — крупнейшему производителю приобрести одну из четырех вертикально-интегрированных компаний, чтобы не ослаблять конкуренцию на рынке.

Регулируют международные отношения в области энергетики также некоторые международные организации.

Организация стран—экспортёров нефти — международная межправительственная организация (также называемая картель), созданная нефтедобывающими странами в целях стабилизации цен на нефть. В состав ОПЕК входят 12 стран: Иран, Ирак, Кувейт, Саудовская Аравия, Венесуэла, Катар, Ливия, Объединённые Арабские Эмираты, Алжир, Нигерия, Эквадор и Ангола. Штаб-квартира расположена в Вене. Генеральный секретарь (с 2007 г.) — Абдалла Салем аль-Бадри.

ОПЕК как постоянно действующая организация была создана на конференции в Багдаде 10—14 сентября 1960. Первоначально в состав организации вошли Иран, Ирак, Кувейт, Саудовская Аравия и Венесуэла (инициатор создания). К этим пяти странам, основавшим организацию, позднее присоединились ещё девять: Катар (1961), Индонезия (1962—2008, 1 ноября 2008 г. вышла из состава ОПЕК[1]), Ливия (1962), Объединённые Арабские Эмираты (1967), Алжир (1969), Нигерия (1971), Эквадор (1973—1992, 2007), Габон (1975—1994), Ангола (2007).

В настоящее время в ОПЕК входит 12 членов, с учетом изменений состава, произошедших в 2007 г.: появления нового члена организации — Анголы и возвращения в лоно организации Эквадора[2]. В 2008 году Россия заявила о готовности стать постоянным наблюдателем в картеле .

Целью ОПЕК является координация деятельности и выработка общей политики в отношении добычи нефти среди стран участников организации, поддержания стабильных цен на нефть, обеспечения стабильных поставок нефти потребителям, получения отдачи от инвестиций в нефтяную отрасль.

Министры энергетики и нефти государств членов ОПЕК дважды в год проводят встречи для оценки международного рынка нефти и прогноза его развития на будущее. На этих встречах принимаются решения о действиях, которые необходимо предпринять для стабилизации рынка. Решения об изменениях объёма добычи нефти в соответствии с изменением спроса на рынке принимаются на конференциях ОПЕК.

Страны члены ОПЕК контролируют около 2/3 мировых запасов нефти. На их долю приходится 40 % от всемирной добычи или половина мирового экспорта нефти. Из крупнейших производителей Пик нефти ещё не пройден только странами ОПЕК (за исключением Венесуэлы) и Канадой. В СССР пик нефти был пройден в 1988 году[3][4] В России с 1998 года наблюдается постоянный рост добычи, однако есть предположения что в 2007—2008 был достигнут пик.

Международное энергетическое агентство (МЭА; англ. International Energy Agency, IEA) — автономный международный орган в рамках Организации экономического сотрудничества и развития (ОЭСР). Насчитывает 28 стран-участниц. Образован в Париже в 1974 г. Основная заявочная цель организации — содействие международному сотрудничеству в сферах совершенствования мировой структуры спроса и предложения энергоресурсов и энергетических услуг. В реальности отстаивает интересы стран-импортеров энергоресурсов.

Широкую популярность имеют ежегодные общеэнергетический и отраслевые отчеты МЭА. Международное энергетическое агентство (МЭА) было создано в 1974 году после нефтяного кризиса 1973—1974 годов. Идея создания МЭА принадлежит США, которые стремились создать новую международную организацию в противовес ОПЕК. МЭА является автономным органом в структуре Организации экономического сотрудничества и развития (ОЭСР). В настоящее время членами МЭА, являются 26 стран-членов ОЭСР: Австралия, Австрия, Бельгия, Канада, Чехия, Дания, Финляндия, Франция, Германия, Греция, Венгрия, Ирландия, Италия, Япония, Южная Корея, Люксембург, Нидерланды, Новая Зеландия, Норвегия, Португалия, Испания, Швеция, Швейцария, Турция, Великобритания и США . Главная цель МЭА была определена при создании организации в 1974 году — это создание системы коллективной энергетической безопасности. Основным принципом системы является перераспределение между участниками организации имеющиеся запасы нефти при возникновении сильных перебоев с поставками. Страны-участницы МЭА также договорились координировать и другие аспекты энергетической политики. Основные цели и задачи МЭА сформулированы в Международной энергетической программе, в Программе долгосрочного сотрудничества, а также в документе «Общие цели», одобренном на встрече министров энергетики стран-членов МЭА в 1993 г.

К компетенции МЭА относятся:

— совершенствование мировой структуры спроса и предложения в области энергетики путем содействия разработке альтернативных источников энергии и повышения эффективности ее использования;

— укрепление и совершенствование системы борьбы с перебоями в снабжении энергией; — обработка текущей информации, касающейся состояния международного нефтяного рынка и источников энергии;

— содействие сочетанию экологической и энергетической политики;

— рассмотрение энергетических проблем в глобальном контексте через сотрудничество со странами, не входящими в Агентство, и с международными организациями.

МАГАТЭ (англ. IAEA, сокр. International Atomic Energy Agency) — международная организация для развития сотрудничества в области мирного использования атомной энергии. Основана в 1957 году. Штаб-квартира расположена в Вене (Международный Венский Центр).

Агентство было создано как независимая межправительственная организация в системе ООН, а с появлением Договора о нераспространении ядерного оружия его работа приобрела особое значение, поскольку ДНЯО сделал обязательным для каждого государства-участника заключить с МАГАТЭ соглашение о гарантиях.

Цель работы Агентства в стране — констатировать, что работы в мирной ядерной области не переключаются на военные цели. Государство, подписывая такое соглашение как бы гарантирует, что не проводит исследований военной направленности, поэтому этот документ и называется соглашением о гарантиях. При этом МАГАТЭ — орган сугубо технический. Оно не может давать политической оценки деятельности того или иного государства. МАГАТЭ не вправе строить догадки — Агентство работает только с наличными фактами, основывая свои выводы исключительно на осязаемом результате инспекций. Система гарантий МАГАТЭ не может физически воспрепятствовать переключению ядерного материала с мирных целей на военные, а только позволяет обнаружить переключение находящегося под гарантиями материала или использование не по назначению поставленной под гарантии установки и инициировать рассмотрение таких фактов в ООН. При этом выводы Агентства отличаются крайней осторожностью и корректностью.

В функции Агентства входит:

· поощрение исследований и разработок по мирному использованию атомной энергии;

· поощрение обмена научными достижениями и методами;

· формирование и применение системы гарантий того, что гражданские ядерные программы и разработки не будут использоваться в военных целях;

· разработка, установление и адаптация норм в области здравоохранения и безопасности

Прошедший 2008 г. оказался годом беспрецедентных, сокрушительных событий в мировой экономике, а также в ее энергетической сфере. На фоне разразившегося с середины года глобального финансово-экономического кризиса, мировые цены на нефть, стабильно нараставшие седьмой год подряд (впервые за полувековую историю) и стремительно взлетевшие в июне до рекордных высот, преодолев рубеж 147 долл./барр., внезапно обрушились, снизившись к концу 2008 г. почти в четыре раза.

По сходной траектории следовала динамика цен на другие углеводородные энергоносители — природный газ и уголь. Ценовые потрясения внесли сумятицу в объемы и структуру потребления энергоресурсов, в характер их производства, коммерческую тактику нефтегазовых компаний, озадачили неопределенностью развития рынка энергоресурсов как экспортеров, так и импортеров углеводородов.

Воздействие мирового финансово — экономического кризиса на энергетический рынок оказалось многофакторным и многовекторным. В последние годы стабильному росту цен способствовал устойчивый спрос на энергоресурсы в Китае и Индии, общехозяйственные инфляционные процессы, а также спекулятивный фактор. Все большая часть сделок по нефти стала осуществляться производными финансовыми инструментами, не обеспеченными поставками реального товара. Если в 1990-е годы сделки с физическими объемами нефти составляли примерно 30% «бумажного» оборота, то в последние несколько лет данный показатель не превысил 1%.

Значительный и быстрый рост цен начался с 2005 г., когда, в частности, американским пенсионным фондам было разрешено инвестировать финансовые средства в нефтяные фьючерсы, не обеспеченные поставками реального товара. Год назад сенат США был вынужден провести слушания относительно влияния спекулятивных операций на рост нефтяных цен. При этом была озвучена информация о размерах этого влияния, на спрос, сопоставимого со значимостью расширения закупок нефти Китаем.

В результате нефть превратилась в спекулятивный товар, цены на который определялись не только (а порой — не столько) спросом и предложением, а характером (и обеспеченностью) операций на финансовом рынке. Не случайно в разгар кризиса корректировка экспортных квот странами ОПЕК не смогла существенно смягчить размах ценовой амплитуды.

В промышленно развитых странах взлет цен повлек оживление усилий по энергосбережению, повышению энергоэффективности экономики (в частности, в США резко выросло использование попутного газа), расширению использования альтернативных источников энергии (зачастую при активной государственной поддержке). При этом произошло серьезное столкновение энергетической сферы с сельскохозяйственным сектором, поскольку высокие цены на нефть стимулировали массовое переключение продовольственных культур (кукурузы, маслосемян, сахарного тростника и др.) на производство биотоплива, вызывая тем самым повышение стоимости продуктов питания.

С обострением финансового кризиса в сентябре 2008 г. и началом падения мирового ВВП стали сокращаться глобальные потребности в топливе, а также и финансовые возможности закупки энергоресурсов. В этих условиях начался обвал цен. В конечном итоге в целом за 2008 г. расширение потребления основных видов первичной энергии, по оценке «British Petroleum», замедлилось до 1, 7% — самого низкого уровня с 2001 г. Причем в странах ОЭСР энергопотребление даже сократилось на 2, 1%, тогда как в развивающихся государствах оно продолжало увеличиваться (в Китае — на 7, 5%, Индии — на 5, 9%, Индонезии — на 5, 5%, Бразилии — на 3, 5%), таким образом, суммарное энергопотребление развивающихся стран впервые превысило общее потребление первичной энергии странами ОЭСР.

Вместе с тем, по оценке МЭА, выражающего в основном позицию импортеров энергоресурсов, в 2008 г. глобальный спрос на энергоносители не замедлился, а впервые снизился (на 0, 2%) и в 2009 г. ожидалось его дальнейшее сокращение на 2, 9% по сравнению с 2008 г.

Этот прогноз подкреплялся оценками развития финансово — экономического кризиса. По мнению экспертов ОЭСР, в 2009 г. снижение ВВП промышленно развитых стран — членов указанной организации составит примерно 4, 1% (самая глубокая рецессия за последние 60 лет). Напротив, в Китае, благодаря эффективным государственным мерам по стимулированию развития экономики и улучшению хозяйственной конъюнктуры предполагается, что рост ВВП составит 7, 7%, а в Бразилии экономическая активность хотя и снизится, но незначительно — примерно на 0, 8% — благодаря расширению внутреннего спроса путем правительственных мер, направленных на улучшение условий кредитования.

В последнее десятилетие в структуре глобального энергопотребления основным энергоресурсом оставалась нефть, однако среднегодовые темпы роста ее потребления были в 2 раза ниже по сравнению с аналогичным показателем для природного газа и в 2, 5 раза — угля, вследствие чего доля нефти в энергопотреблении снизилась с 38, 7% до 34, 8%. Причем в отличие от угля и газа, сохранивших свой прирост в 2008 г., потребление нефти в прошлом году впервые за 10 лет сократилось в абсолютном выражении на 0, 3%. Снизилось на 0, 5% и производство энергии на АЭС.

Конфликтный потенциал как причина геополитической напряженности.

В то время как основными потребителями нефти являются высокоразвитые страны и поднимающиеся новые гиганты, основная доля мировых запасов углеводородов сконцентрирована в сравнительно небольшой группе развивающихся стран и стран с переходной экономикой. Данное противоречие является базисным с точки зрения сценарного поведения ключевых игроков на рынке. Такие крупные потребители как США, Евросоюз и Китай сосредотачивают как экономические, так и политические ресурсы для экспансии на одни и те же рынки, что приводит к росту конкуренции между ними. То обстоятельство, что большинство ресурсно богатых стран являются нестабильными в политическом плане, закладывает основу для будущих потрясений мирового энергетического рынка и создает определенные возможности для российской экспансии.

Основные мировые углеводородные ресурсы сосредоточены под контролем национальных государственных компаний. В свою очередь, перерабатывающие мощности, логистические и транспортные схемы, а также дистрибуция углеводородов находятся под контролем транснациональных корпораций. Из этого вытекает различная стратегия поведения игроков на рынке. Крупные транснациональные корпорации стремятся нарастить свою ресурсную базу. А госкомпании, располагающие основными ресурсами, стремятся развивать переработку и пытаются получить долю в капитале транспортных и сбытовых структур. Развитие данного противоречия имеет характер усиливающейся тенденции, которая, скорее всего, сохранится в ближайшее десятилетние.

Сужается число регионов, где можно добиться резкого роста производства углеводородов без применения новейших технологий и методов добычи, сопровождающихся многомиллиардными вложениями в инфраструктуру. С учетом этого сужаются возможности для маневра ключевых потребителей на рынке, особенно после 2020 гг. Основное геостратегическое противостояние развивается между Китаем и США. К 2030 г. Китай сравняется с США по объемам импортируемой нефти. При этом китайское руководство ясно осознает, что без обеспечения надежных источников энергоресурсов дальнейший рост экономики станет невозможен. Именно поэтому энергетическая безопасность и поиск новых рынков становится для Китая вопросом «выживания» как одного из лидеров мировой экономики. В свою очередь, США не заинтересованы в усилении Китая на углеводородном рынке и готовы привлекать максимум имеющихся политических и экономических рычагов для недопущения китайских нефтегазовых компаний на рынки.

Новые проблемы России — Иран выходит на энергетический рынок

Добавить новость в:

Министр нефти Ирана Бижан Намдар Зангане

Несколько обстоятельств способствуют тому, чтобы Иран вышел на рынок сжиженного газа (LNG). В первую очередь, конечно, это огромные запасы природного газа, по которым ИРИ является одним из мировых лидеров. Тегеран подготовил и геополитическую основу для выхода на рынок LNG. Он помирился с Катаром, главным мировым экспортером сжиженного газа, и поддерживает хорошие отношения с Россией. Но главная причина того, что о давнем желании стать крупным игроком на рынке LNG в Тегеране вспомнили именно сейчас, конечно же, является устойчиво стабильный высокий спрос на сжиженный газ.

Особенно большой спрос на LNG сейчас наблюдается в Азии и, в первую очередь, естественно, в Китае, цитирует OilPrice анонимного сотрудника Министерства нефтяной промышленности ИРИ. Причем, спрос этот сохранится, по прогнозам специалистов, как минимум два следующих десятилетия.

На прошлой неделе директор National Iranian Oil Company (NIOC) по инвестициям Талин Мансурян заявил, что Иран планирует построить шесть небольших заводов по производству LNG общей мощностью полмиллиона тонн в год. В 2020 году, когда была заключена ядерная сделка по Ирану, Тегеран намеревался построить к 20 марта 2020 года пяти крупных заводов по производству сжиженного газа. Однако после одностороннего выхода США из сделки в мае прошлого года эти планы пришлось временно отложить. Тогда же было решено развивать сектор LNG поэтапно. На первом этапе было запланировано строительство шести маленьких заводов.

Важную роль в развитии иранского сектора LNG играет сотрудничество с Россией. NIOC и Газпром подписали два меморандума о намерениях: первое о сотрудничестве между энергетическими компаниями и второе о строительстве российскими специалистами инфраструктуры LNG вместе с иранским фондом Oil Industry Pension Fund.

На первом этапе будут построены два маленьких завода по производству сжиженного газа, после чего начнется строительство более крупных предприятий.

Кстати, выбор небольших заводов объясняется их более низкой стоимостью по сравнению с крупными предприятиями и небольшими сроками строительства и запуска в действие. Немаловажную роль в выборе сыграли и соображения безопасности: небольшие заводы можно строить где угодно и их трудно обнаружить даже «зорким» американским и израильским спутникам.

На втором этапе предполагается возобновление строительства крупного комплекса LNG. Его строила немецкая строительная фирма Linde, но строительство пришлось заморозить в 2020 году, после введения санкций против ИРИ. Комплекс находится неподалеку от деревни Томбак, расположенной на западе Ирана. Первоначальная стоимость проекта – 3,3 млрд долларов, мощность – 10,5 млн тонн сжиженного газа в год. Комплекс на 60% готов. Ожидается, что его можно будет достроить в течение, максимум, одного года.

Предполагалось, что после подписания ядерной сделки по Ирану Linde достроит комплекс, но этому помешало повторное введение Вашингтоном санкций в прошлом году после одностороннего выхода США из сделки. Немецкие строители готовы закончить начатое дело, но не хотят нарушать американские санкции и поэтому ищут способы, как их обойти. Поскольку процесс это долгий, то нельзя исключать, что заканчивать строительство крупного завода по производству LNG будет Россия. По крайней мере, Москва вместе с Пекином готовы предоставить как необходимые технологии, так и увеличившееся за последние годы финансирование в размере 4 млрд долларов. Экс-директор NIOC Али Кардор в принципе договорился с Алексеем Миллером, что «Газпром» в случае необходимости заменит Linde.

Оба меморандума о намерениях, как подтвердили на прошлой неделе иранские СМИ, остаются в силе. В Тегеране хотят начать новый раунд переговоров с Россией о сотрудничестве в газовой сфере и, естественно, в первую очередь, в секторе LNG. По мнению специалистов, шансы на их успешное окончание очень высоки.

Так же, как высока вероятность создания «газового ОПЕК», состоящего из России, Ирана и Катара. Идея появилась несколько лет назад, но практического исполнения не имела, потому что Доха наладила тесные союзнические отношения с Вашингтоном. Однако сейчас в Катаре вернулись к этому замыслу. Эр-Рияд приложил все силы, чтобы испортить отношения между Вашингтоном и Дохой, и сейчас катарцы стали действовать без оглядки на «большого брата» из Америки.

Топливно-энергетический комплекс России: возможности и перспективы Текст научной статьи по специальности « Энергетика и рациональное природопользование»

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Синяк Юрий Владимирович, Некрасов Александр Семенович, Воронина Светлана Алексеевна, Семикашев Валерий Валерьевич, Колпаков Андрей Юрьевич

В статье рассматриваются макроэкономические прогнозы развития ТЭК России до 2030-2040 гг., основанные на прогнозах экономического развития страны (разработанных в ИНП РАН), прогнозных оценках экономики добычи основных видов топлива, участия России в обеспечении мировых потребностей в нефти и газе, прогресса в освоении новых источников энергии. Показано, что в рассматриваемой перспективе выбросы углекислого газа объектами ТЭК в соответствии с ожидаемым спросом на энергоносители и предполагаемыми изменениями в структуре и технологической базе ТЭК не превысят уровня 1990 г., зафиксированного в Киотском протоколе. Показано, что ежегодные объемы инвестиций в ТЭК к 2030 г. должны, по крайней мере, удвоиться по сравнению с требуемыми в 2000-2020 гг., а к 2040 г. возрасти еще на 15-20%.

Похожие темы научных работ по энергетике и рациональному природопользованию , автор научной работы — Синяк Юрий Владимирович, Некрасов Александр Семенович, Воронина Светлана Алексеевна, Семикашев Валерий Валерьевич, Колпаков Андрей Юрьевич

Текст научной работы на тему «Топливно-энергетический комплекс России: возможности и перспективы»

ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС РОССИИ: ВОЗМОЖНОСТИ И ПЕРСПЕКТИВЫ

В статье рассматриваются макроэкономические прогнозы развития ТЭК России до 2030-2040 гг., основанные на прогнозах экономического развития страны (разработанных в ИНП РАН), прогнозных оценках экономики добычи основных видов топлива, участия России в обеспечении мировых потребностей в нефти и газе, прогресса в освоении новых источников энергии. Показано, что в рассматриваемой перспективе выбросы углекислого газа объектами ТЭК в соответствии с ожидаемым спросом на энергоносители и предполагаемыми изменениями в структуре и технологической базе ТЭК не превысят уровня 1990 г., зафиксированного в Киотском протоколе. Показано, что ежегодные объемы инвестиций в ТЭК к 2030 г. должны, по крайней мере, удвоиться по сравнению с требуемыми в 2000-2020 гг., а к 2040 г. — возрасти еще на 15-20%.

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) в структуре экономики России занимает гораздо большую долю, чем в развитых странах. В России ТЭК не только выполняет инфраструктурную функцию (снабжения энергией и топливом), но и является центральным комплексом национальной экономики, обеспечивая существенную часть доходов страны — две трети экспортных доходов, более 40% налоговых доходов бюджета и около 30% ВВП. Поэтому перспективам развития этого комплекса неизменно уделяется повышенное внимание.

Внешние и внутренние проблемы развития ТЭК России. На ближайшие десятилетия основные проблемы и тенденции развития мировой энергетики (и российского ТЭК как составной части этой большой системы) следующие:

— выход к 2030 г. мировой добычи нефти на максимальный уровень после 2020 г. При этом речь может идти, скорее, об экономическом феномене, а не о физическом истощении ресурсов нефти. Вследствие этого процесса цены на нефть на мировом рынке будут медленно расти. Эта тенденция присутствует во всех прогнозах развития мировой энергетики;

— природный газ в мировом топливно-энергетическом балансе выходит на ведущие позиции в мире, которые сохранятся до середины века. Большие надежды во многих странах связаны со сланцевым газом, хотя перспективы его освоения пока остаются неопределенными;

— глобальное потепление и требования сохранения климата планеты могут оказать сильное влияние на структуру потребления энергоресурсов, сократив в ней долю углеродосодержащих топлив (особенно угля);

— политика энергобезопасности ведущих импортеров энергоресурсов уже приводит к сокращению импорта энергоресурсов из регионов с нестабильным политическим положением, к диверсификации поставок, к развитию собственных источников энергии;

— возможны ограничения на развитие ядерной энергетики как следствие аварий в Чернобыле и на Фукусиме.

К этим глобальным следует добавить проблемы, характерные для российского ТЭК, которые необходимо учитывать при разработке долгосрочных прогнозов. К этим специфическим проблемам относятся:

— обширность территории страны и неравномерность размещения центров производства и потребления энергоресурсов. Это приводит к большим затратам на

доставку энергоресурсов, что снижает их конкурентоспособность на мировых и внутренних рынках;

— продолжающееся снижение численности населения страны может стать ограничением для развития ряда производств, особенно в восточных районах. В первую очередь может пострадать угольная промышленность, наиболее трудоемкая отрасль ТЭК;

— сохранение сильной зависимости экономики страны от экспорта энергоресурсов;

— медленное обновление энергетического оборудования, особенно в электроэнергетике, где износ достигает 50%, а сроки возврата капитала — десять лет и более;

— холодный климат приводит к необходимости повышенных расходов энергоресурсов на отопление и вентиляцию, предъявляет особые требования к ограждающим конструкциям зданий. Это отражается в увеличении затрат на строительство и теплоснабжение;

— высокие цены на энергоносители (в пересчете по ППС) в сравнении с другими странами лишают российскую экономику конкурентных преимуществ на мировых рынках.

В перспективе до 2030-2040 гг. базовыми направлениями инновационного развития ТЭК остаются:

— использование природного газа в связи с его более высокой конкурентоспособностью по сравнению с другими энергоносителями;

— развитие электрификации экономики на базе передовых технологий (газовых турбин, ядерной энергии и новых источников энергии);

— энергосбережение и повышение эффективности использования энергии.

Эти направления являются общими для широкого круга сценарных вариантов, рассматриваемых на ближайшие два десятилетия, что делает стратегии развития

ТЭК во многом инвариантными по отношению к параметрам социально-

Макроэкономические параметры, положенные в основу долгосрочных прогнозов развития ТЭК. Приведенные ниже количественные оценки рассчитаны применительно к двум сценариям экономического развития России, рассматриваемым в материалах ИНП РАН: «Инерционное развитие экономики России» (сценарий 1) и «Использование потенциалов экономического роста России» (сценарий 2) [1]. В этих сценариях отражены различные гипотезы динамики социально-экономического развития страны, изменение структуры производства, эффективность усилий по энергосбережению и ряд других макроэкономических параметров, влияющих на темпы и пропорции развития ТЭК.

Долгосрочные прогнозы развития ТЭК России в разрезе трех крупных макрорегионов страны — Европейская часть РФ; Урал и Западная Сибирь; Восточная Сибирь и Дальний Восток — выполнены с использованием модельного комплекса ИНП РАН, ориентированного на выбор оптимального варианта развития ТЭК по критерию минимума затрат за рассматриваемый период2. В основу прогнозов положены следующие основные сценарные условия:

— среднегодовой темп прироста ВВП в период 2020-2030 гг. принят в соответствии с параметрами двух указанных сценариев ИНП РАН:

— численность населения страны до 2020 г. остается стабильной, а затем начинает медленно расти;

1 Не исключено, что в этот список направлений может быть включено требование ограничений на выбросы парниковых газов, которое пока официальными российскими органами серьезно не рассматривается. Это может привести к значительным изменениям в структуре ТЭК.

2 Инструментарий для разработки прогнозов развития ТЭК и результаты прогнозирования были неоднократно описаны в работах А. С. Некрасова и Ю. В. Синяка, опубликованных в пер-иод 2000-2020 гг. (см. напр., [2]). Математическая модель и сопутствующие модули (базы данных, выдача результатов, сравнение сценариев) постоянно совершенствуются и уточняются в связи с возникновением новых требований к прогнозам, появлением новых технологий и идей.

— темпы энергосбережения и повышения эффективности ТЭК в двух сценариях приняты различными, исходя из предпосылки, что при более высоких темпах экономического развития модернизация ТЭК будет осуществляться более интенсивно. При этом повышение эффективности использования энергии происходит за счет двух факторов: структурных изменений в экономике и инновационных технологий в области использования энергии;

— экспорт энергоресурсов задан экзогенно, исходя из потребности, конкурентоспособности и доходности экспорта. В сценарии 2 нарастающий экспорт углеводородов будет ресурсом для модернизации ключевых секторов экономики;

— ограничения на выбросы СО2 не вводятся.

Ожидаемые цены на нефть на мировом рынке энергоресурсов как ориентир для прогнозных расчетов. Цены на нефть на мировом рынке играют определяющую роль во всех долгосрочных экономических и энергетических прогнозах. В расчетах на долгосрочные перспективы развития ТЭК России были использованы прогнозы, опубликованные EIA3 в International Energy Outlook за 2020 г. [3]. Согласно этим прогнозам, мировая цена сырой нефти к 2030 г. может составлять от 50 до 200 долл.(2009)/барр. (средняя оценка 125 долл.(2009)/барр.). Учитывая вероятность приближения пика мировой добычи нефти, можно полагать, что долгосрочная тенденция роста мировых цен нефти, скорее всего, сохранится. Поэтому прогнозы развития ТЭК России выполнены с ориентацией на верхний диапазон цен (125-200 долл.(2009)/барр. со средним значением около 150 долл./барр.

Ресурсная обеспеченность ТЭК. Для построения перспективных оценок были привлечены российские и зарубежные публикации по ресурсам органических топлив и стоимости их извлечения из недр. Несмотря на определенную фрагментарность исходных данных, это позволило получить представление о возможной динамике экономических показателей добычи отдельных видов топлива и их конкурентоспособности на российском рынке.

Все стоимостные оценки приведены в современных ценах4. В рассматриваемых вариантах развития энергетического комплекса ресурсы каждого месторождения были представлены тремя стоимостными категориями, которые отражают экономику их извлечения: I — дешевые, II — умеренной стоимости и III — дорогие (см. подробнее [4]).

Нефть. Текущие разведанные запасы и ресурсы распределенного фонда недр в основных районах добычи нефти и газа могут обеспечить современный уровень добычи сырой нефти только в ближайшие 13-15 лет. Остальные запасы должны быть приращены на новых объектах, в том числе на новых территориях и акваториях России. Это позволит отсрочить наступление пика добычи нефти в России в рассматриваемой перспективе до 2030-2040 гг. На весь период до 2040 г. главными районами прироста запасов углеводородного сырья будут Западно-Сибирская, Лено-Тунгусская и Тимано-Печорская нефтегазоносные провинции. Учитывая географическое распределение прогнозных ресурсов нефти и газа и достигнутый уровень геолого-геофизической изученности, необходимо обеспечить рост подготовки запасов углеводородов в российском секторе Каспийского моря, на шельфе Баренцева, Карского и Охотского морей. Все это приведет к существенному росту затрат на добычу нефти.

Большие надежды возлагаются на освоение ресурсов континентального шельфа арктических морей. В настоящее время начальные суммарные извлекаемые ресурсы углеводородов континентального шельфа в мире оцениваются примерно в 55 млрд. т н.э. (из них 18 млрд. т нефти с конденсатом и 47 трлн. куб. м газа) [5]. Из них на долю России приходится 7,6 млрд. т нефти и 37 трлн. куб. м газа. Освоение этих ресурсов может отодвинуть наступление пика добычи нефти в лучшем случае на 5-10 лет. Разведанность начальных суммарных ресурсов углеводородов российского шельфа незначительна. Стоимость добычи этих углеводородов будет чрезвычайно высокой. Не исключено, что затраты и последствия для экологии в результате освоения арктических ресурсов могут намного превышать ожидаемые эффекты их использования. В табл. 1 приведены укрупненные оценки извлекаемых запасов нефти на территории России и ожидаемые затраты в соответствии с принятой классификацией запасов.

В связи с увеличением сложности процессов добычи нефти и связанных с этим затрат уже в ближайшее время необходимо начать поиск альтернативных путей удовлетворения потребности в моторных топливах. В качестве таких альтернатив могут выступать синтетические моторные топлива, получаемые на базе угля или природного газа, электроэнергия, водород, которые уже в ближайшие годы могут оказаться конкурентоспособными по сравнению с извлечением природной нефти в маргинальных условиях.

Природный газ. Российская Федерация занимает лидирующее положение в мире по начальным суммарным ресурсам (НСР) газа, на ее долю приходится 248 трлн. куб. м (43,2% НСР на планете). Сегодня разведанные запасы газа оцениваются в размере 48 трлн. куб. м. Это означает, что степень разведанности НСР в стране в целом не превышает 25%. При этом на суше она равна 32,6%, а в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке — всего 6,9 и 10,3%, соответственно. Опыт развития газовой индустрии СССР свидетельствует о том, что прирост запасов газа должен превышать уровень его добычи в 1,3-1,5 раза. Только при таких пропорциях воспроизводства ресурсной базы можно надежно обеспечить рост добычи газа в России до 2040 г.

Оценки потенциала сланцевого газа в России не проводились, но учитывая его дороговизну и высокую трудоемкость добычи, а также конкуренцию с располагаемыми ресурсами традиционного природного газа, вряд ли в перспективе до 2040 г. он сможет играть заметную роль в энергоснабжении страны.

3 U.S. Energy Information Administration — Информационное энергетическое агенство США.

4 Для этого оценки, использованные в ранее опубликованных работах авторов, были пересчитаны в цены 2020 г. с использованием соответствующих дефляторов по типовому энергетическому оборудованию (см. например, оценки по нефти и газу, регулярно публикуемые в Oil and Gas Journal).

Оценка извлекаемых ресурсов нефти и технико-экономические показатели ее добычи

Регион Категория ресурсов* Объем запасов, млрд. т Себестоимость добычи, долл./т в год Удельные капиталовложения, долл./т Удельные затраты**, долл./т в год

Европейская часть РФ

Прикаспийский район I 500 78 78 170

II 1000 155 140 322

III 2000 310 202 552

Коми I 500 78 68 159

II 850 155 140 322

III 1500 310 202 552

Прочие регионы I 400 109 93 220

II 425 217 155 403

III 1000 388 248 685

Урал и Западная Сибирь

I 2500 47 62 121

II 5000 93 124 242

III 10000 186 248 484

Восточная Сибирь и Дальний Восток

Сахалин I 700 124 109 254

II 825 248 171 453

III 2000 372 264 688

Прочие регионы I 500 155 124 304

II 650 310 217 570

III 2000 388 310 760

Всего ресурсов — 33120 — — —

* Категория I: 80% от А+В+С1; Категория II: 20% от А+В+С1 + 50% от величины неоткрытых место-

рождений (по оценкам и808); Категория III: 50% от величины неоткрытых месторождений (и$&3).

** Здесь и далее в табл. 2 и 3 удельные затраты рассчитаны исходя из сроков эксплуатации объектов в те-

чение десяти лет при норме прибыли на капитал в размере 12% в год.

Источники: [6-9], экспертные оценки.

Освоение арктического шельфа может дать существенный прирост разведанных запасов, но из-за больших трудностей и рисков их добыча может стать запредельно дорогой. Восстановление окружающей среды в этом регионе после деятельности добывающих компаний также может стоить колоссальных затрат. Все это требует тщательного рассмотрения и изучения, прежде чем переходить к широкомасштабному освоению арктических месторождений нефти и газа.

В табл. 2 даны оценки извлекаемых ресурсов природного газа и экономические параметры их извлечения.

Уголь. Ресурсы угля на территории России значительны. Основные освоенные районы угледобычи находятся в Кузбассе и в Канско-Ачинском бассейне. Необходимо дальнейшее геологическое изучение угольного потенциала страны, особенно запасов коксующихся углей: обширных площадей Ленского, Тунгусского и Таймырского бассейнов, а также Якутии и Северо-Востока России. Ресурсных ограничений по энергетическим и коксующимся углям в рассматриваемой перспективе не предвидится. В табл. 3 даны оценки ресурсов угля и экономические показатели их добычи, принятые в прогнозных расчетах.

Уран. Запасы природного урана на территории России оцениваются величиной около 660 тыс. т, в том числе разведанные — 280 тыс. т (2009 г.). По данным МАГАТЭ (2003 г.), на уран себестоимостью добычи менее 80 долл./кг приходится всего 158 тыс. т. Это означает, что такого урана хватит всего на 40 лет для обеспечения действующих в настоящее время АЭС с легководными реакторами. Кроме того, значительное количество производимых в России ядерных материалов экспортируется, и объем экспорта из года в год растет. В перспективе одного-двух десятилетий в связи с вводом в строй новых российских АЭС и увеличением поставок за рубеж может возникнуть дефицит ядерного топлива. Выходом из этого положения должно стать расширение геолого-поисковых работ для выявления рентабельных месторождений урана на территории страны, в частности кооперация с Казахстаном (разведанные запасы урана 848 тыс. т) и Узбекистаном (разведанные запасы 119 тыс. т). Однако принципиально вопрос может быть решен при широком освоении реакторов на быстрых нейтронах, для которых имеется больше ресурсов и которые потребляют многократно меньше ядерного топлива, а также разработка реакторов на основе ториевого цикла. Освоение технологии термоядерного синтеза, если окажется реальным, сможет оказать влияние на ядерную энергетику только за пределами середины века.

Возобновляемые источники энергии. Целесообразность освоения возобновляемых источников энергии определяется целым рядом факторов географического, технологического и экономического характера.

Во-первых, возможности рентабельного использования технологий на базе возобновляемых источников энергии зависят от локальных физических условий размещения технологии (характеристики ветрового кадастра, солнечной инсоляции, климатических условий и т. п.5).

5 Традиционные технологии в меньшей степени зависят от локальных географических условий.

Оценки извлекаемых ресурсов природного газа и технико-экономические показатели добычи газа

Регион Категория ресурсов Объем запасов, трлн. куб. м Себестоимость добычи, долл./1000 куб. м / год Удельные капиталовложения, долл./1000 куб. м Удельные затраты, долл./1000 куб. м / год

Европейская часть РФ

Прикаспийский район I 1500 14 34 55

и 1575 29 72 114

III 315G 57 100 177

Прочие регионы I 8GG 17 4б 72

и 5425 4G 74 129

III 13875 8б 143 257

Урал и Западная Сибирь

I 129GG 11 29 4б

и 1715G 23 72 109

III 1275G 51 143 223

Восточная Сибирь и Дальний Восток

Якутия I 5GG 29 57 97

и 7GG 43 8б 14б

III 6GG 8б 114 223

Сахалин I 5GG 29 57 97

и 875 43 8б 14б

III 1125 8б 114 223

Иркутская обл. I 1GGG 29 43 80

и 1G75 43 72 129

III 225 8б 100 20б

Прочие регионы I 5GG 43 57 112

и 55G 72 100 192

III 15G 1GG 200 340

Всего ресурсов — 7б925 — — —

* Категория I: 80% от Л+B+Cl; Категория II: 20% от Л+B+Cl + 50% от величины неоткрытых место-

рождений (по оценкам USGS); Категория III: 50% от величины неоткрытых месторождений (USGS).

Источники: [6-9], экспертные оценки.

Во-вторых, плотность энергетического потока возобновляемых источников энергии во много раз меньше, чем технологий на базе сжигания органических топлив или ядерной энергии. Это определяет необходимость сооружения значительно более крупных объектов, чем при традиционных технологиях, для получения одинакового полезного отпуска энергии. В результате материалоемкость технологий на базе возобновляемых источников энергии всегда будет оставаться более высокой. Как следствие энергоотдача6 этих технологий будет значительно ниже, чем традиционных.

В-третьих, указанные два фактора делают возобновляемые источники энергии более дорогими по сравнению с традиционными в настоящее время. Однако в перспективе следует ожидать повышения экономичности и конкурентоспособности новых источников энергии за счет увеличения их эффективности и снижения затрат на их изготовление, с одной стороны, и роста стоимости органических топлив с другой.

Интерес к возобновляемым источникам энергии определяется в значительной мере меньшим загрязнением окружающей среды, чем при использовании традиционных технологий на базе органического топлива или ядерной энергии. Разумеется, при сопоставлении «чистых» и «грязных» технологий необходимо проводить анализ с учетом жизненного цикла технологий (life cycle analysis) и всех этапов их изготовления и эксплуатации. В контексте текущих мировых проблем наибольший приоритет должен принадлежать безугле-родным технологиям, способным ослабить угрозу катастрофического изменения климата планеты.

Обширная территория России обладает разнообразными видами возобновляемых источников энергии. Осторожная оценка суммарного потенциала этой категории энергоресурсов — около 3 млрд. т н.э. в год. В табл. 4 приведены оценки различных типов возобновляемых источников энергии. При этом в состав ресурсов дополнительно включены две технологии: фотоэлектрические преобразователи и электростанции, использующие сухое тепло Земли, которые могут существенно изменить картину электроэнергетики в XXI в., особенно если придется вводить серьезные ограничения на выбросы парниковых газов.

Из приведенных приблизительных данных (детальная оценка потенциала возобновляемых источников энергии никогда не проводилась) экономический потенциал всех возобновляемых источников энергии в несколько раз превышает годовую потребность страны в энергии в течение всего XXI в.

6 Энергоотдача — отношение выработки энергии за весь пер-иод эксплуатации к полным затратам энергии на создание и эксплуатацию технологии в течение срока службы.

Оценки извлекаемых запасов угля и технико-экономические показатели его добычи

Регион Категория ресурсов Объем запасов, млрд. т н. э. я н оси, э.. 2 * я я 3 4 Єю £ 2 8 ч 5 б ол ео о 4 Удельные капиталовложения, долл./т н. э. Удельные затраты, долл./т н. э./год

Европейская часть РФ

Печерский бассейн і 1600 38 13 54

її 1700 77 19 100

ііі 4900 115 26 146

Прочие регионы і 1800 64 26 95

її 2600 115 51 177

ш 7000 192 77 284

Урал и Западная Сибирь

Кузнеций бассейн і 11000 18 6 26

іі 15000 36 13 51

ііі 14700 64 20 89

Прочие регионы і 7700 38 19 61

іі 12000 77 26 108

ііі 10500 154 32 192

Восточная Сибирь и Дальний Восток

Канско-Ачинский бассейн і 7000 13 5 19

іі 10500 26 10 38

ііі 12200 51 15 70

Прочие регионы і 8200 38 13 54

іі 12200 77 26 108

ііі 79600 154 32 192

Всего ресурсов — 220200 — — —

* Категория I: 50% от А+В+С1; Категория II: 50% от А+В+С1 и 50% от С2; Категория III: 10% от Р1.

Источники: [6], экспертные оценки.

Оценки ресурсов возобновляемых источников энергии России, млн. т н.э./год

валовой технический экономический

Малые ГЭС 250 90 45

Энергия биомассы 7х103 35 25

Энергия ветра 18х103 1400 7

Солнечные коллекторы 1,6х106 1610 9

Фотоэлектрические преобразователи* — — 2000

Геотермальное тепло — — 80

Тепло Земли** — — 730

Низкопотенциальное тепло 365 75 22

Итого 1,7х106 3210

* При использовании 1% территории России с солнечной инсоляцией около 1300-1500 кВт-ч/кв. м (наклон панели 35-45°) с КПД устройства 20%.

** При осторожном допущении, что территория с благоприятными параметрами для использования глубинного

тепла Земли (до 10 км с температурой породы около 200-250°С) составляет всего 10% территории России, а под-

земные коллекторы сооружаются на 1% площади этой территории. Полезный съем энергии на электростанции,

использующей сухое тепло Земли, может достигать 100 МВт (э)/кв. км, что при использовании установленной мощности 5000 час./год обеспечивает получение 500млн. кВт-ч/кв. км.

Источники: [10], оценки авторов.

Большая часть ресурсов возобновляемых источников энергии пригодна для получения электрической энергии. Потенциал возобновляемых энергоресурсов составляет (млрд. кВт-ч):

Крупные гидроэлектростанции 850

Малые гидроэлектростанции 755

Ветровые электростанции 115

Солнечные электростанции 23000

Сухое тепло Земли 8500

Как видно, потенциал получения электроэнергии от возобновляемых источников энергии примерно в 30 раз больше, чем текущая выработка электроэнергии в стране.

Следует учитывать, что оценки ресурсов возобновляемых источников энергии в России весьма приблизительны. В настоящее время вследствие значительного снижения стоимости технологий использования возобновляемых источников энергии, а также роста цен на органическое топливо экономический потенциал этой категории энергоресурсов может быть значительно выше указанных значений.

Между тем следует понимать, что оценка потенциала информирует только о возможностях получения энергии от рассматриваемой категории энергоресурсов, но не гарантирует целесообразности широкомасштабного использования этих ресурсов. Считается, что XXI в. будет переходным от энергетики, основанной на исчерпаемых ресурсах органических топлив, к энергетике, основанной на неограниченных ресурсах. К последним принадлежат все виды возобновляемых источников энергии.

Экспорт энергоресурсов. Анализ роста экономики страны и хода выполнения структурных реформ показывает, что в течение длительной перспективы экспорт энергоресурсов останется на высоком уровне. Сегодня нефть и природный газ — основные экспортируемые энергоресурсы. В 2020 г. за рубеж направлено около 237 млн. т сырой нефти, или 46,5% объема ее добычи, и свыше 130 млн. т нефтепродуктов, что превысило половину объема их производства в стране. В настоящее время почти 90% экспорта жидкого топлива поставляется в страны дальнего зарубежья, тогда как в начале 1990-х годов в страны СНГ шло более половины российской нефти и почти 18% нефтепродуктов. В 2020 г. поставки природного газа из России достигли 182 млрд. куб. м и обеспечили 33% общего спроса в Европе.

Основным партнером России в области торговли энергоресурсами остается Европейский Союз (ЕС), который потребляет около 14% энергии в мире и является крупнейшим нетто-импортером энергоресурсов. По прогнозам Е1А [3], рост потребления первичных энергоресурсов в ЕС ежегодно будет составлять около 0,5% (при росте экономики в странах ЕС на 1,8% в год). Таким образом, к 2030 г. внутреннее потребление первичных энергоресурсов в ЕС увеличится на 12% по сравнению с 2008 г. и достигнет около 1800 млн. т н.э. в год.

Можно ожидать, что в период до 2020 г. российский экспорт нефти несколько возрастет, прежде всего, за счет развития нового экспортного направления в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. В период 2020-2030 гг. добыча сырой нефти в России выйдет на практически постоянный уровень, что приведет к неизбежному сокращению экспорта нефти и нефтепродуктов. Эта тенденция проявится более остро после 2030 г., когда добыча нефти начнет сокращаться в связи с исчерпанием ресурсов дешевой нефти. Поддержание экспорта нефти на высоком уровне может потребовать создания в России производств синтетической нефти на базе дешевых углей7.

Что касается природного газа, то по прогнозам МЭА [11], спрос на него в странах ЕС может возрасти с 536 млрд. куб. м в 2008 г. до 621 млрд. куб. м в 2030 г. Сегодня сложно говорить о том, сможет ли российский газ сохранить свою долю на европейском рынке в долгосрочной перспективе. В последнее время наметился ряд политических и экономических факторов, которые могут повлиять на контуры развития западного направления экспорта природного газа из России в ближайшие несколько десятилетий. Важнейшими из них являются:

— стремление Европы диверсифицировать источники и направления импортных поставок природного газа для повышения собственной энергетической безопасности;

— развитие глобального рынка сжиженного природного газа (СПГ) и появление новых конкурентов России на европейском рынке газа;

— риски ненадежности поставок природного газа в Европу, обусловленные «газовым конфликтом» России с Украиной;

— высокие затраты на добычу и транспортировку российского газа, обусловленные удаленностью и сложными условиями разработки новых газовых месторождений России, ограничивают диапазон цен, при которых российский газ сохраняет свою конкурентоспособность;

— значительный потенциал возможного развития добычи сланцевого газа в Европе.

В ближайшие несколько лет угроза для российских позиций на европейском рынке природного газа пока невелика — реальных альтернатив у европейских потребителей нет. Однако уже к концу текущего десятилетия можно ожидать рост предложения газа на европейском рынке как со стороны существующих конкурентов (Катар, страны Северной Африки), так и за счет выхода на рынок новых поставщиков (Азербайджан, Туркменистан, Иран). Определенные возможности развития поставок СПГ на европейский рынок открываются и для США за счет «бума» добычи сланцевого газа, излишки которого могут быть направлены европейским потребителям. Положение России на европейском рынке газа осложняется тем, что она занимает позицию замыкающего поставщика. Поэтому объемы поставок российского газа в Европу будут очень чувствительны к экспортным возможностям стран-конкурентов, предлагающих свой газ на более гибких условиях, по более низким и мобильным ценам спотового рынка.5

В связи с этим объемы поставок российского газа в Европу9 могут снизиться со 180 млрд. куб. м в 2020 г. до 160 млрд. куб. м в 2030 г., а если в Европе начнется активное освоение сланцевого газа, спрос на российский газ может сократиться до 120 млрд. куб. м. При этом доля России в обеспечении европейского спроса на газ снизится до 20% по сравнению с 33% в настоящее время. В 2040 г. вследствие резкого падения собственной добычи и поставок из стран Южной Америки спрос Европы на российский газ может превысить 240 млрд. куб. м. (вариант с низкими ценами на газ на западноевропейском рынке, сильным ростом добычи сланцевого газа в регионе и позицией России как замыкающего поставщика газа на европейский рынок).

Глобализация мирового рынка природного газа заметно ослабила инфраструктурную привязку Европы к России, важную роль начинает играть спотовый рынок. В условиях изменившейся конъюнктуры единственным способом удержания и возможного расширения собственной ниши на европейском рынке для России является отказ от жесткой стратегии в отношении европейских потребителей в пользу более гибкой ценовой

7 Это обстоятельство в настоящем прогнозе не рассматривается.

8 Подробнее см. Колпаков А.Ю. «Влияние европейского рынка природного газа на состояние ТЭК России» (магистерская диссертация, 2020).

Здесь Европа — страны ЕС, а также европейская часть СНГ и Турция.

политики10. При проведении грамотной политики, способной обеспечить приоритетность российских поставок газа в ЕС, объемы экспорта российского газа в Европу могут возрасти до 260 млрд. куб. м к 2030 г. и до 310 млрд. куб. м к 2040 г. В этом случае доля российского газа в удовлетворении спроса Европы поднимется до 35% (вариант с высокими ценами на газ, слабым развитием добычи сланцевого газа в Европе и приоритетным положением России среди конкурирующих поставщиков газа).

Энергопотребление и энергосбережение. Центральной задачей перспективного развития ТЭК страны должно стать решение проблемы энергосбережения, в первую очередь на основе смены устаревших технологий и оборудования. По имеющимся оценкам, технический потенциал энергосбережения составляет не менее 45% текущего потребления энергии, а экономический потенциал достигает 75-80% технически достижимого уровня [12]. Энергосберегающий путь развития требует в несколько раз меньше инвестиционных средств, чем в расширение мощностей по производству энергоресурсов.

Инновации являются той материальной базой, которая может гарантировать выполнение долгосрочных программ развития ТЭК и обеспечить снижение энерго- и электроемкости национальной экономики. В определенной мере повышение эффективности использования энергии будет достигнуто за счет изменения структуры экономики, т.е. увеличения доли неэнергоемких производств и секторов и решающего вклада новых технических решений, способных замедлить рост потребления энергии в стране, способствовать снижению затрат, сокращению вредных выбросов в окружающую среду и росту производительности труда.

Основу стимулирования сбережения энергии должны составить система законодательных мер, энергосберегающие стандарты и нормативы использования энергии, всесторонняя информация о новых типах материалов, оборудования и технологий, мотивированное потребление энергии и энергосберегающей продукции. Государство должно взять под свой контроль потребление энергии в стране. Необходимо обеспечить в долгосрочной перспективе ежегодные темпы сокращения энергоемкости ВВП не менее 3-4% в год.

Прогнозы развития ТЭК России до 2030-2040 гг. В табл. 5 приведен ряд итоговых показателей перспективного развития ТЭК страны для двух рассмотренных сценариев.

В результате энергосберегающей политики индексы роста ВВП и потребления энергии внутри страны в период 2020-2040 гг. будут существенно различаться (табл. 6).

Это означает, что энергоемкость ВВП к 2030 г. должна сократиться до 53% (сценарий 1) и 44% (сценарий 2) от уровня 2020 г., а к 2040 г. соответственно до 37% (сценарий 1) и 32% (сценарий 2). Значительное снижение энергоемкости российской экономики должно быть обеспечено в обоих сценариях за счет значительных усилий по повышению эффективности использования энергии. Среднегодовые темпы снижения энергоемкости ВВП в период 2020-2040 гг. должны составлять не менее 3-3,2% в год (сценарий 1) и 3,6-3,8% в год (сценарий 2).

В свете рассматриваемых прогнозов органическое топливо остается преобладающим энергоресурсом в структуре производства первичных энергоресурсов. К 2040 г. его доля сократится незначительно: с 98% в 2020 г. до 91-95% к 2040 г. При этом доля угля в структуре органического топлива возрастет от 12,5 до 21% за тот же период. Можно ожидать, что к 2040 г. около половины извлекаемых ресурсов нефти и около трети ресурсов природного газа будут добыты из недр. Степень истощения ресурсов угля за тот же период не превысит 3% (табл. 7).

Модельные расчеты сценариев перспективного топливно-энергетического баланса страны указывают на рост в период с 2020 по 2040 г. затрат на добычу сле-

дующих органических топлив :

Нефть — себестоимость добычи: от 90 до 235 долл./т,

удельные капиталовложения: от 990 до 2300 долл./т, удельные затраты: от 210 до 510 долл./т.

Природный газ — себестоимость добычи: от 17 до 33 долл./1000 куб. м, удельные капиталовложения: от 415 до 805 долл./1000 куб. м, удельные затраты: от 65 до 130 долл./1000 куб. м.

Уголь — себестоимость добычи: от 35 до 55 долл./т н.э.,

удельные капиталовложения: от 130 до 175 долл./т н.э., удельные затраты: от 52 до 75 долл./т н.э.

10 Речь идет не о поощрительных скидках, а о систематизированном изменении формулы цены на газ, ослаблении влияния корзины нефтепродуктов, т.е. включении в нее привязки к другим ненефтяным компонентам и цене природного газа на спотовом рынке. Гибкость контрактов должны обеспечивать более короткие сроки контрактов, смягчение механизмов пересмотра их основных условий, а также снижение пределов минимальных обязательных отборов.

11 Оценка удельных затрат дана с учетом нормы прибыли на капитал в размере 12% в год.

Сводные показатели развития ТЭК России до 2030-2040 гг.

Показатель Сценарий 1: Оценка инерции экономического роста России* Сценарий 2: Оценка потенциала экономического роста**

2020 г. 2020 г. 2030 г. 2040 г. 2020 г. 2020 г. 2030 г. 2040 г.

Производство первичных энер-

горесурсов, млн. т н.э.*** 1231,9 1291 1335 1336 1231,9 1354 1408 1399

уголь 151 155 205 260 151 185 225 265

нефть 502 530 540 460 502 530 540 460

природный газ 551 570 540 550 551 600 560 550

ядерная энергия 13,3 21 30 40 13,3 23 39 57

гидроэнергия 14,6 15 18 21 14,6 16 22 23

новые источники энергии — — 2 15 — — 22 44

млн. т н.э. 580,3 550 532 478 580,3 648 677 633

уголь 48,5 63 70 55 48,5 63 65 55

нефть 249 260 265 220 249 260 265 220

нефтепродукты 115 110 75 45 115 110 70 40

природный газ 165 130 115 150 165 210 270 310

электроэнергия 2,8 5 7 8 2,8 5 7 8

млрд. кВт-ч 1038 1200 1355 1390 1038 1345 1820 2585

ТЭС 699 780 750 650 699 897 785 675

АЭС 171 250 370 460 171 270 430 640

ГЭС 168 170 185 190 168 175 190 190

новые источники энергии — — 50 90 — 3 415 1080

Установленные мощности элек-

тростанций, млн. кВт 230 271 270 275 230 270 394 590

ТЭС 158 155 150 130 158 180 160 135

АЭС 24 36 53 65 24 39 61 90

ГЭС 48 50 53 55 48 50 55 55

новые источники энергии — — 14 25 — 1 118 310

Выработка тепла в СЦТ,

млн. Гкал 1355 1405 1445 1500 1355 1440 1590 1565

ТЭЦ 650 700 750 850 650 720 845 900

котельные 705 705 695 650 705 720 490 315

тепловые насосы — — — — — 185 350

Спрос на инвестиции (за 10 лет)

млрд. долл. (2020 г.) — 1455 2000 2265 — 1560 2040 2325

Выбросы СО2, Гт СО2 1,94 1,90 2,09 2,20 1,94 2,04 1,95 1,92

* Вариант сценария при неблагоприятном развитии ситуации для российского природного газа на ев-

ропейском рынке — низкие цены на природный газ, успешное освоение ресурсов сланцевого газа, Россия как замыкающий поставщик газа в Европу.

** Вариант сценария при благоприятном развитии ситуации на европейском рынке газа для российских

поставщиков — высокие цены на газ, слабое развитие добычи сланцевого газа Россия как приоритетный

поставщик газа в Европу.

*** В расчетах ИНП РАН безуглеродные технологии (ядерная энергия, гидроэнергия и энергии) даны в пересчете по физическому эквиваленту 1 кВт-ч=860 ккал. новые источники

Индексы роста ВВП и потребление энергии, раз к 2020 г.

Сценарий ВВП Энергопотребление

2030 г. 2040 г. 2030 г. 2040 г.

Сценарий 1 2,13 3,17 1,15 1,18

Сценарий 2 2,93 5,01 1,29 1,56

Оценка объемов извлечения органических топлив нарастающим итогом в период 2020-2040 гг.

Показатель Исходная оценка извлекаемых ресурсов на начало периода, принимаемая в расчетах (округленно) 2020 гг. 2021-2030 гг. 2031-2040 гг. Степень извлечения располагаемых ресурсов за период 2020-2040 гг., %

Нефть, млрд. т 33 5,2 5,4 5 47

Природный газ, трлн. куб. м 77 6,9-7,1 6,8-7,1 6,7-6,8 26-27

Уголь, млрд. т н.э. 220 1,5-1,7 1,8-2,1 2,3-2,5 2,5-2,9

Такая динамика ожидаемого роста затрат на добычу органических топлив при одновременном снижении затрат в новые источники энергии уже после 2020 г. будет оказывать сдерживающее влияние на использование традиционных технологий, основанных на сжигании органического топлива. Особенно это будет проявляться в электроэнергетике, где к 2040 г. в сценарии 2 доля новых (безуглеродных) источников энергии в структуре установленных мощностей может достичь даже половины.

Ниже приведено краткое описание прогнозов развития отдельных отраслей ТЭК России.

Отраслевые прогнозы развития ТЭК.

Нефтедобыча. Роль нефти, нефтепродуктов и природного газа как основных источников валютных поступлений будет сохраняться до тех пор, пока в стране не появятся другие соизмеримые финансовые источники. Поэтому центральной задачей российского углеводородного экспорта должно быть как минимум удержание российских позиций на мировом рынке. При этом безусловным должно оставаться полное обеспечение внутренних нужд страны в углеводородах.

Необходимо расширить масштабы применения современных методов увеличения нефтеотдачи. Обеспечить инновационное развитие технологий разработки месторождений с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами нефти и газа, в первую очередь Баженовской свиты. Для этого структурная перестройка нефтяного комплекса должна одновременно идти в двух направлениях. С одной стороны, необходимо интенсивное стимулирование геологоразведки на устойчивые приросты запасов нефти и газа в районах с «традиционным» уровнем затрат на их добычу, чтобы сдержать переход к эксплуатации месторождений в экстремальных районах Арктики. Создание для этих условий новых технологий должно обеспечивать цены на извлекаемые углеводороды, адекватные перспективным мировым ценам на нефть и газ. Это направление необходимо стимулировать путем увеличения государственных вложений в разведку, которые затем могут быть компенсированы за счет высокой цены лицензий на разработку участков месторождений.

Для каждого разрабатываемого месторождения государство должно устанавливать отвечающие мировым стандартам уровни извлечения основных и сопутствующих углеводородов и размеры штрафов, вычитаемых из чистой прибыли компаний, например, равные рыночной цене потерянных углеводородов. В настоящее время коэффициент извлечения нефти при добыче составляет примерно 35%, что ниже среднемирового уровня. Утилизация попутного газа и извлечение газового конденсата — также ниже возможных величин.

В районах нового освоения нефтегазовых ресурсов (прежде всего, Восточной Сибири и на Дальнем Востоке) для организации добычи необходимо развитие

транспортной и энергетической инфраструктуры. При этом наряду с традиционной для России трубопроводной и железнодорожной транспортировкой нефти должна получить развитие и морская транспортировка. Это потребует формирования новых, так называемых транспортно-логистических, коридоров для экспортных поставок нефти в рамках развития региональных кластеров конкурентоспособности. Производственная инфраструктура для освоения новых регионов, прежде всего акваторий континентального шельфа, должна включать: технологии и оборудование для работы в арктических условиях, портовую инфраструктуру и специализированный флот, навигационное и ледокольное обеспечение.

Учитывая различное качество направляемых на экспорт нефтей, которые затем смешиваются в экспортной трубе, целесообразно перейти к другой схеме формирования российских сортов нефти, экспортируемых в европейские страны. Следует выделить из Российской экспортной смеси сырых нефтей (ИЕВКО), торгуемой под брендом «Юралс», высокосернистые татарскую, башкирскую, удмуртскую и аналогичные по качеству другие нефти. Их следует перерабатывать на отечественных НПЗ. Тогда вся экспортируемая российская нефть будет примерно отвечать по качеству и экспортной цене сорту Сибирской сырой нефти (БЮСО), который на мировом рынке торгуется несколько выше, чем «Юралс». При этом следует предусмотреть схему компенсации выпадающих валютных средств, которые должны получать регионы с выпадающими из экспорта сернистыми нефтями. Это позволит повысить доходность экспорта российской нефти.

По оценкам ИНП РАН, добыча нефти в стране будет медленно возрастать до 2030 г. и достигнет максимума 535-545 млн. т, далее ожидается сокращение добычи нефти до 460-470 млн. т к 2040 г. С ростом добычи нефти до 2030 г. будет возрастать и ее экспорт до 255-265 млн. т, по сравнению с 249 млн. т в 2020 г., с последующим снижением до 220 млн. т к 2040 г.

Нефтепереработка. В советское время нефтепереработка была ориентирована на выпуск больших количеств низкокачественного дизельного топлива для нужд сельского хозяйства, строительства и армии и низкокачественного бензина, потреблявшихся преимущественно внутри страны. Мазут как остаточный продукт использовался в котельных и на электростанциях. Часть мазута поступала на экспорт, где он перерабатывался на зарубежных НПЗ с получением дополнительных продуктов.

За последние годы произошли серьезные изменения в структуре внутреннего спроса на нефтепродукты. Прежде всего, сократился спрос на дизельное топливо внутри страны. В связи с широкой газификацией, проводимой в последние годы, произошло вытеснение мазута из внутреннего потребления с направлением его на экспорт. Между тем структура производства практически не изменилась. При почти полном удовлетворении внутреннего спроса на бензины значительная часть дизельного топлива оказалась невостребованной внутри страны и стала экспортироваться. При этом качество нефтепродуктов осталось достаточно низким, так как существенных изменений в технологии нефтепереработки не произошло. В результате глубина переработки остается на низком уровне (72% за последние годы), а индекс Нельсона в целом по стране не превышает 4, по сравнению с 9-12 в развитых странах и крупных нефтяных компаниях.

В этой связи основная задача развития нефтепереработки заключается в ее модернизации на основе инновационных технологий с целью выхода на мировой уровень по индексу Нельсона и глубине переработки. Это позволит снизить внутреннее потребление сырой нефти при удовлетворении внутреннего спроса на нефтепродукты и расширить возможности для экспорта сырой нефти в период выхода мировой нефтяной промышленности на максимум добычи.

Что касается экспорта нефтепродуктов, то в предлагаемом прогнозе принята концепция медленного сокращения его. Скорее всего, в связи с ожидаемым пиком добычи нефти и ее переходом в стадию сокращения не стоит предпринимать решительных шагов для наращивания мощностей нефтепереработки в стране с целью увеличения экспорта нефтепродуктов.

В российской нефтепереработке должна быть осуществлена государственная программа выполнения технических регламентов, введенная в 2007 г., но отложенная в связи с экономическим кризисом. При этом как следствие увеличения глубины переработки объемы экспортируемого мазута будут сокращаться, что снизит валютную выручку от продажи этого продукта. Поэтому в первую очередь при модернизации нефтепереработки следует предусмотреть совершенствование установок, повышающих качество экспортируемого в больших объемах дизельного топлива. Перестройка технологий вполне возможна для ВИНК с высокими уровнями доходов. Устранение финансовых потерь российских поставщиков углеводородов на мировом рынке чрезвычайно необходимо как из-за высокой волатильности экспортных цен, так и четко наметившегося сжатия мирового рынка моторных топлив.

В перспективе ожидаемого пика добычи нефти следует приступить к поиску оптимальных для России альтернатив замены моторных топлив, получаемых из сырой нефти. В мире идет активная подготовка к смене энергообеспечения автомобильного транспорта, и Россия должна определить здесь свои приоритеты. В прилагаемых прогнозах учтен выход на российский автомобильный рынок автомобилей с топливными элементами на водороде и электромобилей.

По оценкам ИНП РАН, внутренний спрос на сырую нефть возрастет с 248 млн. т в 2020 г. до 265-270 млн. т в 2030 г. с последующим сокращением до 225-235 млн. т к 2040 г. в обоих сценариях. При этом глубина переработки нефти увеличится до 90-93%. Экспорт нефтепродуктов будет сокращаться со 115 млн. т (2020 г.) до 65-75 млн. т в 2030 г.

Газовая промышленность. Накопленных запасов природного газа в целом достаточно для использования и внутри страны, и экспорта до 2040 г. В то же время разработка месторождений на севере Тюменской области (п-вы Ямал и Гыдан, Карское море и др.) требует больших сроков освоения, высоких капиталовложений и эксплуатационных затрат по сравнению с более южными месторождениями. Поэтому здесь экономически целесообразна разработка только уникальных и очень крупных месторождений. Для этого необходима экономическая переоценка запасов газа северных районов. Все они ориентированы на поставку газа в западном направлении. Запасы газа на Дальнем Востоке полностью обеспечивают спрос этого региона на длительный период и возможный объем экспорта.

Особое внимание должно быть уделено уникальным месторождениям газа Восточной Сибири, который не имеет выхода на рынки из-за их удаленности. Газ этих месторождений содержит огромные запасы этана и всей цепочки непредельных углеводородов. На этой базе могут быть созданы мощные производства полимерной химии для нужд страны и масштабного экспорта. Но пока освоения этих месторождений, за исключением обеспечения малого местного спроса, не проводится. Серьезной проблемой является наличие гелия в составе природного газа, являющегося перспективным продуктом для инновационных технологий и других целей. По этому вопросу должна быть принята специальная программа освоения и развития гелийсодержащих месторождений в Восточной Сибири.

По имеющимся оценкам, спрос на мировых рынках на российский природный газ может возрасти к 2030 г. в 2,4-2,6 раза по сравнению 2020 г. (см. напр., [13]), хотя эти прогнозы выглядят слишком оптимистичными. По оценкам ИНП РАН, поставки российского газа в Европу могут увеличиться на 25-30% с учетом сокра-

щения поставок по Украинской газотранспортной системе и сооружения в обход ее двух газовых потоков — Северного потока через Балтийское море и Южного потока через Черное море и Балканский полуостров.

Стремление к максимальному использованию ресурсного газового потенциала для увеличения его экспорта нецелесообразно даже при чрезвычайно высоких ценах на мировом рынке. Это может привести к заметному росту цен на внутреннем рынке и снижению рентных платежей в связи с необходимостью освоения дорогих месторождений. Здесь требуется углубленный анализ складывающейся ситуации.

По расчетам ИНП РАН, добыча природного газа в стране, учитывая ожидаемый рост затрат и ожидаемый спрос на внешних рынках, скорее всего, может возрасти незначительно: с 651 млрд. куб. м в 2020 г. до 660-670 млрд. куб. м в 2030 г. и оставаться примерно на этом уровне в течение последующего десятилетия.

Угольная промышленность. Развитие угольной промышленности возможно по двум существенно различным направлениям в зависимости от принятых государством и обществом решений: 1) использования огромных запасов энергетических углей открытой добычи для развития топливной базы электроэнергетики или 2) ориентации на жесткие экологические требования по сокращению выбросов СО2 и других тепличных газов при сокращении добычи углей уже в ближайшей перспективе.

В обоих вариантах сохраняется обеспечение металлургии углями для коксования за счет основных сегодня Кузнецкого и Печерского угольных бассейнов преимущественно с подземной добычей таких углей. В стадии освоения, но задерживаемого кризисом, находятся два очень крупных угольных месторождения с высококачественными углями для коксования в Р. Тыва и Р. Саха (Якутия). Предусматривается строительство железных дорог протяженностью несколько сотен километров в каждом случае. Ввод в эксплуатацию этих месторождений удовлетворит перспективный спрос отечественной металлургии, позволит увеличить экспорт высококачественных углей и одновременно решить стратегические задачи по соединению Р. Тыва с железнодорожной сетью страны. Это позволит приступить к освоению ряда полиметаллических и других месторождений в зоне прохождения дороги, а также загрузить частично БАМ перевозкой углей.

По расчетам ИНП РАН, в отсутствие государственной политики по сокращению выбросов тепличных газов добыча угля в стране будет возрастать с 151 млн. т н.э. (322 млн. т угля) в 2020 г. до 205-225 млн. т н.э. (400-450 млн. т угля) к 2030 г. с дальнейшим ростом до 260-265 млн. т н.э. (520-530 млн. т) к 2040 г. При этом в Европейской части РФ будет добываться около 35-37 млн. т н.э. угля (Печорский, Донецкий бассейн и др.), в регионе Урала и Западной Сибири — 110-115 млн. т н.э. (Кузбасс) и в регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока — 65-80 млн. т н.э. (Канско-Ачинский бассейн, Якутские угли и др.). Возможный экспорт угля оценивается в 65-70 млн. т н.э. в 2030 г. и 50-60 млн. т н.э. в 2040 г.

Электроэнергетика. Электроэнергетика является наиболее сложным объектом ТЭК. В результате реформы РАО ЕЭС не оправдались надежды на приход инвесторов, поэтому цены на электроэнергию не снизились: более того, они сегодня уже в 1,5-3 раза выше, чем в развитых странах, в пересчете по ППС. Вместо единого органа управления отраслью появились сотни независимых хозяйствующих субъектов, ориентированных на получение максимальной прибыли при минимальной ответственности перед потребителями электроэнергии. Сохранилась высокая степень монополизации электроснабжения. Раздробленность электрогенерирующих компаний не позволяет им концентрировать достаточное количество средств для модернизации и развития производства. Это стало основной причиной низкой инвестиционной привлекательности и высоких затрат в отрасли.

Проведенная реформа электроэнергетики не оправдала себя: не созданы ни рынок электроэнергии с конкурирующими участниками, ни эффективная отрасль. Последствия проведенной структурной перестройки электроэнергетики не оценены.

Современная российская электроэнергетика характеризуется быстрым устареванием генерирующего и сетевого оборудования, малым вводом новых электроэнергетических мощностей, не обеспечивающим необходимого масштаба их выбытия, большими потерями электроэнергии, низкой надежностью электроснабжения, а также недостаточным финансированием инвестиций. В результате, на собственные нужды и потери расходуется примерно пятая часть всей произведенной электроэнергии, происходят многочисленные отказы в ряде регионов от присоединения новых потребителей из-за отсутствия свободных мощностей, а достаточных средств для развития мощностей в компаниях не имеется. Неразвитость государственных нормативных и экономических рычагов управления электроэнергетикой позволяет частным электроэнергетическим компаниям использовать разные предлоги для сокращения обязательных для них инвестиционных программ, не проводить энергосбережения.

Основу электроэнергетики составляют тепловые электростанции (70% по мощности), из них 60% работают на природном газе (в Европейской части РФ — до 90%). Прогресс в тепловой генерации связан с использованием газовых турбин на парогазовых электростанциях, имеющих более высокие КПД при сроках сооружения около трех лет. Сегодня практически полностью прекращено строительство новых угольных электростанций, особенно в восточных районах, имеющих достаточные запасы дешевых углей.

Основная часть потребителей электроэнергии находится в европейской части страны, не имеющей достаточных энергоресурсов для их обеспечения. В прогнозном варианте развития угольной энергетики прирост электропотребления обеспечивается или за счет транспорта угля из сибирских месторождений для новых тепловых электростанций (ТЭС), или за счет передачи электроэнергии от ТЭС, расположенных в Сибири у источников угля и воды.

Варианты железнодорожной перевозки углей для новых электростанций потребуют или расширения пропускной способности и модернизации существующих железных дорог в направлении «восток-запад», или сооружения специальной угле-возной дороги. Представляется, что по объемам и срокам выполнения всех работ и экономическим показателям вариант с углевозной дорогой будет малоэффективен.

Другим возможным решением проблемы электроснабжения европейской части страны при угольном варианте развития будет размещение электростанций вдоль западного берега р. Енисей с использованием дешевого бурого угля Канско-Ачинского бассейна. Электроснабжение европейских потребителей от этих ТЭС большой мощности может быть осуществлено, по мнению ряда энергетических организаций, по линиям электропередачи большой пропускной способности. По срокам выполнения, показателям затрат, энергетической и экономической эффективности этот вариант представляется предпочтительным. В то же время проблемными остаются возможности обеспечения разработки котлов большой мощности и оборудования для дальних ЛЭП большой пропускной способности из-за многолетнего перерыва в спросе на это оборудование и потери производственной и строительной базы.

Экономический потенциал гидроэнергетики почти полностью исчерпан в европейской части страны, отсутствует на Урале, относительно невелик в Западной Сибири. В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке возможные крупные ГЭС с хорошими экономическими показателями крайне удалены от районов перспективного спроса, что делает их экономически проблемными.

В атомной энергетике, быстрое развитие которой позволило бы решить многие вопросы перспективного электрообеспечения европейского и уральского регионов, слабая машиностроительная база реально не позволяет вводить более одного-двух атомных энергоблоков в год при желательном росте ввода до трех-четырех блоков и более. При этом значительная часть производственных и строительных мощностей занята выполнением зарубежных заказов.

Затруднен выбор новых строительных площадок для атомных электростанций. Негативное отношение к атомным электростанциям населения заставило сооружать новые АЭС на площадках уже существующих атомных электростанций, выработавших возможные сроки их продления. С одной стороны, это удешевляет строительство АЭС за счет использования созданной производственной, социальной инфраструктуры и линий электропередач. Но с другой — не позволяет строить новые АЭС в соответствии с новым размещением электрических нагрузок, что создает дополнительные нагрузки в электрических сетях, требует их развития, приводит к излишней концентрации атомных мощностей в одном месте.

В ограниченном масштабе смогут найти применение малые АЭС (единичной мощности до 30-40 МВт) в удаленных районах с дорогим привозным топливом. Но сегодня предлагаемая стоимость таких станций экономически неоправданна, и без государственной поддержки соответствующие проекты не могут быть реализованы.

Необходимо разработать разумную стратегию развития ядерной энергетики России, так как все предыдущие не были реализованы. Следует также уточнить, какого типа реакторы: традиционные водо-водяные или на быстрых нейтронах, -будут развиваться в перспективе. Появление первых термоядерных электростанций лежит за пределами периода прогноза.

По оценкам специалистов, сооружение новых АЭС целесообразно только при их стоимости не более 2500 долл./кВт и сроках строительства менее пяти лет. Отклонение от этих параметров будет сокращать возможные вводы новых АЭС.

Снижение единичных мощностей генерирующего оборудования на газе обеспечивает получение ряда новых энергетических и экономических эффектов, но пока нет обобщенных оценок возможных масштабов широкого применения у потребителей рассредоточенных энергогенерирующих мощностей и изменения производственной инфраструктуры.

Разрушение энергоремонтной базы и неспособность российского энергетического машиностроения обеспечить замену выбывающего оборудования и ввод новых мощностей сформировали новую для российской электроэнергетики нарастающую ориентацию на зарубежные фирмы с их дорогим сервисным обслуживанием.

Сетевое электрохозяйство страны, оставшееся в руках государства после реформирования электроэнергетики, пока не имеет должного развития. Электрические сети, сооруженные в советское время в условиях плановой экономики, с конфигурацией электрических потоков, рассчитанной на централизованное управление ими, не могут обеспечить экономичный транспорт электроэнергии в рыночных условиях. Это приводит к росту потерь электроэнергии. Федеральная сетевая компания должна иметь финансовые средства, достаточные для перестройки и развития сетей напряжением 110 кВ и выше. Необходимо обеспечить связи между работающими изолированно тремя частями ЕЭС России: энергосистемой Европейской части и Урала, энергосистемой Сибири и энергосистемой Дальнего Востока. Эта связь может дать существенный энергетический и экономический эффект, так как позволит обеспечить резервирование электрических мощностей и тем самым снизить остроту их современного дефицита. Ряд Объединенных генерирующих компаний и Теплогенерирующих компаний не выполняет своих инвестиционных обя-

зательств, что сдерживает развитие экономики страны. В таких случаях действенным шагом будет последовательное возвращение под контроль государства крупнейших в стране тепловых электростанций, которые являются опорными мощностями в формировании и развитии ЕЭС России и всей электроэнергетики страны. Без такого маневра надежно развивать и перестраивать экономику страны нельзя из-за возможного возникновения глубоких дисбалансов как в самой ЕЭС России, так и в территориальном росте потребительского спроса.

Многие из перечисленных вопросов нашли отражение в разрабатываемой Минэнерго России программе модернизации электроэнергетики до 2030 г.

По расчетам ИНП РАН, выработка электроэнергии в стране должна возрасти с 1038 млрд. кВт-ч в 2020 г. до 1355 млрд. кВт-ч (Сценарий 1) и 1820 млрд. кВт-ч (Сценарий 2) в 2030 г., а установленные мощности — с 230 млн. кВт до 270 млн. кВт (Сценарий 1) и 395 млн. кВт (Сценарий 2). К 2040 г. выработка может возрасти до 13902585 млрд. кВт-ч, а установленные мощности электростанций — до 275-590 млн. кВт.

Теплоснабжение. Неблагополучие с теплообеспечением страны уже признается на государственном уровне, но новая парадигма развития теплоснабжения не разрабатывается, а предпочтение отдается уже давно проложенному пути. Основными источниками теплоснабжения остаются котельные и ТЭЦ в системах централизованного теплоснабжения (СЦТ). Остальные источники по объему отпуска тепла (АЭС, электробойлерные, утилизация тепловых отходов производств, геотермальные) малозначительны. Обеспечение потребителей теплом осуществляется большей частью от СЦТ, однако в последние годы проявилась тенденция перехода к децентрализованному теплоснабжению, доля которого достигла, по нашим оценкам, 25-30% в суммарном объеме производства тепла в РФ. Развитие этого способа теплоснабжения связано как с ростом индивидуального домостроения, отвечающего современному уровню комфорта, так и со стремлением избавиться от высоких тарифов на тепло в СЦТ и от огромных потерь в тепловых сетях.

При правильном применении принцип комбинированной выработки тепловой и электрической энергии (теплофикация), способный обеспечить более высокую эффективность по сравнению с раздельной выработкой энергии, сохранит свои преимущества в центрах потребления энергии с высокой плотностью тепловых нагрузок при растущих ценах на энергоресурсы, особенно при выработке электроэнергии на угольных электростанциях. Необходимо четко определить зоны эффективного использования теплофикации. В районах со средними и малыми нагрузками должны получить развитие системы энергоснабжения на базе мини- и микро-ТЭЦ с газотурбинными установками или газопоршневыми машинами.

Устранение потерь тепла в теплотрассах, связанное с заменой трубопроводов на новые из современных материалов при использовании эффективных методов прокладки и замены трубопроводов, должно стать приоритетной задачей в СЦТ. Однако сегодня это пока финансово недоступно для подавляющей части теплоснабжающих компаний. В то же время рост износа трубопроводов и потерь тепла стал критическим. В ряде населенных пунктов потери тепла в теплотрассах достигают 30% и более12. Оплачивать эти потери приходится населению.

В теплоснабжении не может быть единого решения для всех случаев. Необходимую структурную перестройку следует осуществлять применительно к конкретным реальным условиям, которые по существу индивидуальны для каждого населенного пункта. Из всех секторов ТЭК именно теплоснабжение нуждается в структурной перестройке в первую очередь.

12 По некоторым оценкам, в отдельных случаях потери тепла от ТЭЦ до потребителя составляют более 50% [14].

По оценкам ИНП РАН, спрос на тепло в системах централизованного теплоснабжения за счет сокращения потерь тепла в зданиях (на 30% за каждые десять лет) и снижения потерь при транспорте тепла потребителям до 10% практически может остаться не современном уровне. Ожидается, что к 2030 г. выработка тепла в СЦТ при условии проведения активной политики энергосбережения и сокращения теплопотерь в сетях может составить около 1445-1520 млн. Гкал по сравнению с 1369 млн. Гкал в 2020 г. К 2040 г. она может достичь 1500-1565 млн. Гкал. Проведение разумной политики в области развития теплофикации позволит увеличить выработку тепла на ТЭЦ всех типов при сокращении отпуска от котельных. После 2030 г. активную роль в теплоснабжении потребителей должны получить тепловые насосы, доля которых в 2040 г. может достигать 20% и более в суммарной выработке тепла в СЦТ.

Новые источники энергии и технологии. Технологии использования возобновляемых источников энергии, кроме крупных ГЭС, в настоящее время имеют высокие удельные капиталовложения и высокую себестоимость электроэнергии. В 2020 г. их доля в энергетическом балансе страны не превышала 1,5%. На перспективу прогнозируется ее увеличение до 3-4%. Имеющиеся оценки экономической эффективности и высокие темпы развития возобновляемых источников энергии за рубежом свидетельствуют в пользу освоения и внедрения новых технологий энергопроизводства в промышленное использование.

Прогресс в использовании новых источников энергии будет определяться двумя факторами: 1) темпами снижения стоимости новых источников энергии и стоимости дублирующих мощностей в энергосистемах; 2) активной государственной поддержкой в случае принятия ограничений на выбросы СО2.

На этом фоне наибольший интерес для России в рассматриваемой перспективе будут представлять:

— использование органических отходов промышленности, сельского и коммунально-бытового хозяйства, включая биогаз;

— солнечные фотоэлектрические преобразователи нового поколения пленочного типа с КПД более 20%;

— тепловые насосы, работающие на низкопотенциальном тепле водоемов, рек, морей (для крупных потребителей, снабжаемых теплом от СЦТ) и тепле грунта (для индивидуальных потребителей);

— ветровая энергетика преимущественно в районах, отрезанных от систем централизованного электроснабжения;

— глубинное тепло Земли при условии освоения новых дешевых технологий бурения глубинных скважин;

— другие «прорывные» технологии, которые пока проходят лабораторные испытания, но в перспективе одного-двух десятилетий могут оказать значительное влияние на эффективность выработки энергии.

Выбросы углекислого газа. Предлагаемая траектория развития топливноэнергетического баланса страны в период до 2040 г. даже без применения специальных мер по ограничению выбросов обеспечивает сохранение на протяжении всего периода выбросов СО2 на уровне ниже 1990 г., зафиксированного в Киотском протоколе. При этом небольшой рост будет наблюдаться до 2030 г. с последующим сокращением к 2040 г. до уровня на 10-20% ниже 1990 г. Ожидаемая карбоноем-кость ВВП (отношение выбросов СО2 объектами ТЭК к объему ВВП) сокращается в 2,7-4,7 раза по сравнению с 2000 г.

Между тем, если будут приняты международные соглашения по сокращению выбросов углекислого газа после срока действия Киотского протокола и ограничениям роста температуры планеты не более 2оС к 2050 г., то придется вводить спе-

циальные ограничения на выбросы СО2, что потребует радикальных изменений в структуре топливно-энергетического баланса страны в сторону увеличения доли безуглеродных видов энергии.

Инвестиции. Оценки ожидаемого спроса на инвестиции в ТЭК по десятилетним периодам (см. табл. 5) показывают, что к 2030 г. ежегодные инвестиции должны, по крайней мере, удвоиться по сравнению с требуемыми капиталовложениями в период 2000-2020 гг., а к 2040 г. возрасти еще на 15-20%. При этом в структуре инвестиций следует предусмотреть опережающий рост вложений в электро- и теплоэнергетику. Доля этого сектора в суммарных инвестициях в ТЭК должна возрасти более чем в 2 раза: с 13% в период 2000-2020 гг. до 27% к 2040 г. Соответственно следует ожидать некоторого относительного сокращения инвестиционного спроса в топливодобывающих отраслях, где будут преобладать вложения в нефте- и газодобывающую промышленность при незначительной величине капитальных затрат в угольной промышленности, несмотря на ее заметный рост.

Рассмотренные прогнозы соответствуют «умеренным» представлениям о внешних и внутренних условиях развития ТЭК страны. Между тем с определенной долей вероятности можно допускать ряд ситуаций, которые могут в корне изменить предполагаемые темпы и пропорции развития ТЭК. К числу таких ситуаций можно отнести:

1) наступление пика мировой добычи нефти;

2) введение ограничений на выбросы СО2;

3) отход от принципов централизации в энергоснабжении и интенсивный переход на децентрализованные (рассредоточенные) схемы электро- и теплоснабжения;

4) появление на рынке принципиально новых энергетических технологий, как например, LENR — Low Energy Nuclear Reactions13, глубинное тепло Земли, космическая энергетика и другие, кажущиеся сегодня экзотическими, способы получения энергии.

1. Ивантер В.В., Ксенофонтов М.Ю. Концепция конструктивного прогноза роста российской экономики в долгосрочной перспективе//Проблемы прогнозирования. 2020. № 6.

2. Некрасов А. С., Синяк Ю.В. Прогнозные оценки развития топливно-энергетического комплекса России до 2030 года (Сценарный подход). ИНПРАН. М., 2007.

3. U.S. Energy Information Administration. International Energy Outlook 2020.

4. Некрасов А.С., Синяк Ю.В. Проблемы и перспективы развития российской энергетики на пороге XX века //Проблемы прогнозирования. 2004. № 4.

5. USGS. Circum-Arctic Resource Appraisal: Estimates of Undiscovered Oil and Gas North of the Arctic Circle. http://pubs.usgs.gov/fs/2008/3049/fs2008-3049.pdf (21.08.2020)

6. Недра России. Т. 1. Полезные ископаемые. Санкт-Петербургский горный институт (технический университет). СПб.-М., 2001.

7. USGS. World Petroleum Assessment 2000.

8. Masters C. D., Root D. H., Turner R. M. World Resource Statistics for Electronic Assess. USGS. 1997.

9. BP Energy Statisctis. 2002.

10. Потенциал возобновляемых источников энергии в России. Существующие технологии. Аналитический обзор. Российско-Европейский Технологический Центр. 2002.

11. International Energy Agency. «World Energy Outlook 2020. Are We Entering a Golden Age of Gas?».

12. Энергоэффективность в России: скрытый резерв. Мировой банк. Электронный ресурс Режим доступа. http://www.cenef.ru/file/FINAL_EE_report_rus.pdf (21.08.2020)

13. Министерство экономического развития РФ. Сценарные условия долгосрочного прогноза социальноэкономического развития Российской Федерации до 2030 года. Москва, апрель 2020 Режим доступа. http://www.economy.gov.ru/minec/activity/sections/macro/prognoz/doc20200428_0010 (21.08.2020)

14. Российская газета. 9 августа 2020. № 182.

Получить бонусы за открытие бинарного счета:
  • Бинариум
    Бинариум

    1 место в рейтинге! Лучший брокер судя по отзывам трейдеров! Идеален для новичков и средне-опытных трейдеров. Заберите бонусы за регистрацию счета:

Добавить комментарий
» На рынок сжиженного газа выходит новый крупный игрок

| 13 ноябрь 2020 | Экономика и финансы / Экономика: Новость дня |