Executive Summary of WEO-2011 focus on Russia Energy ...
Executive Summary of WEO-2011 focus on Russia Energy ...
Executive Summary of WEO-2011 focus on Russia Energy ...
You also want an ePaper? Increase the reach of your titles
YUMPU automatically turns print PDFs into web optimized ePapers that Google loves.
O СНОВНЫЕ П О Л ОЖ Е Н И Я<br />
WORLD<br />
ENERGY<br />
2<br />
0<br />
11<br />
OUTLOOK<br />
ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ<br />
РОССИЙСКОЙ ЭНЕРГЕТИКИ
WORLD<br />
ENERGY<br />
2<br />
0<br />
11<br />
OUTLOOK<br />
OСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ<br />
<strong>Russia</strong>n translati<strong>on</strong>
МЕЖДУНАРОДНОЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ АГЕНТСТВО<br />
В компетенцию МЭА с момента основания и до сегодняшнего дня входят два направления<br />
деятельности: поддержка энергетической безопасности стран-членов путем коллективного реагирования<br />
на перебои в поставках нефти, а также исследование и анализ путей обеспечения 28 стран – членов<br />
МЭА и других стран надежной, доступной и чистой энергией. МЭА осуществляет комплексную программу<br />
сотрудничества в области энергетики среди стран-членов, каждая из которых обязана иметь запасы нефти в<br />
объеме не менее 90 дней своего чистого импорта. Цели Агентства включают следующее:<br />
• Обеспечение странам-членам организации доступа к надежным и достаточным запасам всех видов<br />
энергоносителей, в частности путем поддержания системы эффективного реагирования на чрезвычайные<br />
ситуации в поставках нефти и нефтепродуктов.<br />
• Поддержка рациональной энергетической политики, стимулирующей экономическое развитие и<br />
охрану окружающей среды в глобальных масштабах, в частности в отношении уменьшения выбросов<br />
парниковых газов, которые вносят свой вклад в изменение климата.<br />
• Повышение информационной открытости международных рынков энергоресурсов путем сбора и<br />
анализа данных.<br />
• Поддержка сотрудничества в мировых масштабах в сфере энергетических технологий с целью<br />
обеспечить поставки нефти в будущем и смягчить их влияние на окружающую среду, в том<br />
числе посредством повышения энергоэффективности, а также разработки и широкого<br />
использования низкоуглеродных технологий.<br />
• Решение глобальных энергетических проблем путем договоренностей и диалога<br />
со странами, не являющимися членами организации, промышленными<br />
предприятиями, международными организациями и другими<br />
заинтересованными сторонами.<br />
Страны–члены МЭА:<br />
© OECD/IEA, <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g><br />
Internati<strong>on</strong>al <strong>Energy</strong> Agency<br />
9 rue de la Fédérati<strong>on</strong><br />
75739 Paris Cedex 15, France<br />
www.iea.org<br />
Пожалуйста, обратите внимание, что<br />
использование и распространение этой<br />
публикации имеет особые ограничения.<br />
Положения и условия изложены здесь:<br />
www.iea.org/about/copyright.asp<br />
Австралия<br />
Австрия<br />
Бельгия<br />
Великобритания<br />
Венгрия<br />
Германия<br />
Греция<br />
Дания<br />
Ирландия<br />
Испания<br />
Италия<br />
Канада<br />
Люксембург<br />
Нидерланды<br />
Новая Зеландия<br />
Норвегия<br />
Польша<br />
Португалия<br />
Республика Корея<br />
Словацкая Республика<br />
США<br />
Турция<br />
Финляндия<br />
Франция<br />
Чешская Республика<br />
Швейцария<br />
Швеция<br />
Япония<br />
Европейская Комиссия<br />
также участвует в работе МЭА.
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ<br />
«Если мы не свернем с пути в ближайшее время, то в конце концов<br />
окажемся там, куда шли»<br />
Признаков столь необходимых изменений в тенденциях развития мировой энергетики<br />
практически не наблюдается. Несмотря на то что стабилизация мировой экономики с<br />
2009 года имела скачкообразный характер и перспективы дальнейшего развития экономики<br />
так и остались неопределенными, всемирный спрос на первичные энергоресурсы в 2010 году<br />
вырос на 5%, и, соответственно, выбросы СО 2<br />
вышли на новый уровень. Субсидии, поощряющие<br />
расточительное потребление ископаемого топлива, увеличились до свыше 400 миллиардов<br />
долларов США. Остается неприемлемо высоким количество людей, не имеющих доступа<br />
к электричеству, – 1,3 млрд человек или около 20% мирового населения. Несмотря на то<br />
что повышение энергоэффективности во многих странах является приоритетной задачей,<br />
показатель энергоемкости в мире ухудшается второй год подряд. На этом не особо радужном<br />
фоне события, произошедшие на атомной электростанции «Фукусима Даичи», и беспорядки<br />
в некоторых районах Ближнего Востока и Северной Африки (MENA) поставили под сомнение<br />
надежность поставок энергоресурсов. В то же время в центре внимания правительств оказалась<br />
проблема сохранения целостности государственных финансовых систем, отодвинув на второй<br />
план энергетическую политику и ограничив средства для стратегического воздействия. Такая<br />
ситуация не предвещает ничего хорошего для поставленных целей по предотвращению<br />
глобального изменения климата.<br />
<str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g> <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> оценивает потенциальные угрозы и возможности, стоящие перед глобальной<br />
энергетической системой, основываясь на тщательном количественном анализе тенденций<br />
развития энергетики и климатической политики. Анализ включает три глобальных сценария<br />
и многочисленные ситуационные исследования. Основным сценарием этого <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g> является<br />
Сценарий новых стратегий, который предполагает, что последние обязательства правительств<br />
будут осуществляться осмотрительно, даже если они еще не подкреплены решительными<br />
мерами. Сравнение с результатами Сценария нынешних стратегий, не предусматривающего<br />
использования новых дополнительных стратегий, кроме тех, которые были в действии к<br />
середине <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> года, показывает затратность этих обязательств и планов. С другой стороны,<br />
сравнение также информативно для Сценария 450, который отталкивается от принятой на<br />
международном уровне цели ограничить долгосрочный рост средней мировой температуры<br />
до двух градусов по Цельсию (2°С) выше уровня доиндустриального периода и определяет<br />
возможный путь к достижению этой цели. Большая разница в результатах между этими<br />
тремя сценариями подчеркивает решающую роль правительств в определении целей и<br />
реализации стратегий, необходимых для формирования нашего энергетического будущего.<br />
Временная неопределенность не изменит долгосрочную картину<br />
Несмотря на неопределенность перспектив краткосрочного экономического роста, спрос на<br />
энергоресурсы в Сценарии новых стратегий стабильно растет, увеличиваясь на одну треть с<br />
2010 по 2035 год. Если предположить, что мировое население увеличится до 1,7 млрд человек,<br />
а среднегодовой рост мировой экономики составит 3,5%, в результате получим непрерывно<br />
растущий спрос на энергетические услуги и средства передвижения. Более низкие, чем<br />
предполагаемые в данном <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g>, темпы роста мирового ВВП в краткосрочной перспективе<br />
лишь незначительно повлияют на долгосрочные тенденции развития.<br />
Основные положения<br />
3
Динамика энергетических рынков все больше определяется странами, не входящими в ОЭСР.<br />
На эти страны приходится 90% прироста населения, 70% увеличения объема производства и 90%<br />
прироста спроса на энергоресурсы за период с 2010 по 2035 год. Китай укрепляет свои позиции<br />
крупнейшего потребителя энергоресурсов в мире: в 2035 году его энергопотребление почти на<br />
70% превысит показатели США (второй по величине потребитель энергии в мире). Однако даже<br />
в этом случае потребление энергоресурсов на душу населения в Китае не достигнет и половины<br />
уровня Соединенных Штатов. Темпы роста энергопотребления в Индии, Индонезии, Бразилии<br />
и на Среднем Востоке опережают даже Китай.<br />
Глобальные инвестиции в инфраструктуру энергетических поставок в период с <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> по<br />
2035 год должны составить 38 трлн долларов США (по курсу доллара 2010 года). Почти две<br />
трети от общего объема инвестиций приходится на страны, не входящие в ОЭСР. Нефтегазовый<br />
сектор потребует почти 20 трлн долларов США капиталовложений, поскольку необходимость<br />
инвестиций в разработку месторождений и добычу сырья, равно как и связанные с этим<br />
затраты, растут в среднесрочной и долгосрочной перспективе. Основная часть оставшихся<br />
капиталовложений будет востребована электроэнергетическим сектором, причем более 40%<br />
уйдет на сети электропередач и распределительные сети.<br />
Эра ископаемых видов топлива еще далека от завершения, но их позиции ослабевают.<br />
Спрос на все виды энергоносителей растет, но доля ископаемых видов топлива в мировом<br />
потреблении первичных энергоресурсов незначительно уменьшится с 81% в 2010 году до 75%<br />
в 2035 году. Тем не менее природный газ – единственный вид ископаемого топлива, доля<br />
которого в мировом энергетическом балансе растет на протяжении всего периода до 2035 года.<br />
В секторе электроэнергетики на возобновляемые источники энергии во главе с гидро- и<br />
ветроэнергетикой будет приходиться половина новых мощностей, введенных в действие для<br />
удовлетворения растущего спроса.<br />
Мы движемся в верном направлении, но окно возможностей<br />
ограничить рост температуры на 2°С закрывается<br />
Мы не можем позволить себе откладывать дальнейшие действия по борьбе с изменением<br />
климата. Как показывает анализ, проведенный в Сценарии 450, это невозможно если мы<br />
хотим реализовать долгосрочную цель и ограничить рост средней мировой температуры на 2°С<br />
при оправданных затратах. В Сценарии новых стратегий мир находится на пути, при котором<br />
уровень выбросов приведет к долгосрочному повышению температуры в среднем более чем<br />
на 3,5°C. Без этих новых стратегий мы находимся на еще более опасном пути – к повышению<br />
температуры на 6°С и более.<br />
Согласно Сценарию 450, четыре пятых от общего допустимого в 2035 году количества<br />
выбросов СО 2<br />
, связанных с энергопользованием, уже «зафиксированы» в существующих<br />
основных фондах (электростанции, здания, заводы и т.д.). Если до 2017 года не предпринять<br />
решительных действий, то энергетическая инфраструктура, которая будет существовать в то<br />
время, исчерпает весь лимит выбросов СО 2<br />
, предусмотренный Сценарием 450 до 2035 года.<br />
В таком случае не останется места для дополнительных электростанций, заводов и других<br />
объектов инфраструктуры, если только они не будут безуглеродными, что потребует огромных<br />
финансовых вложений. Промедление не принесет никакой экономии: каждый доллар<br />
инвестиций, не поступивших в электроэнергетику до 2020 года, обернется дополнительно<br />
4,3 долларами, вложенными после 2020 года, чтобы компенсировать рост выбросов.<br />
4 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>
Новые меры по повышению энергоэффективности действуют, но требуется гораздо больше.<br />
Благодаря более жестким стандартам во всех секторах и частичному отказу от субсидий на<br />
ископаемые виды топлива, энергоэффективность в Сценарии новых стратегий повышается в<br />
2 раза быстрее, чем на протяжении последних двух с половиной десятилетий. В Сценарии 450<br />
необходимы еще более высокие темпы изменений, а на повышение эффективности приходится<br />
половина дополнительного сокращения выбросов. Наиболее важный вклад в обеспечение<br />
энергетической безопасности и достижение климатических целей вносят энергоресурсы,<br />
которые не были потреблены.<br />
Растущий спрос в транспортном секторе и увеличивающиеся<br />
расходы на освоение месторождений и добычу сырья<br />
подтверждают конец эры дешевой нефти<br />
Временное напряжение на нефтяных рынках может ослабнуть вследствие более медленного<br />
экономического роста и ожидаемого возвращения на рынок ливийской нефти, но динамика<br />
спроса и предложения продолжает оказывать сильное влияние на цены. По нашим<br />
предположениям, в Сценарии новых стратегий средняя цена импортированной сырой нефти<br />
для стран МЭА останется высокой, приближаясь к 120 долларам США за баррель в 2035 году (по<br />
курсу доллара 2010 года), т.е. более 210 долларов за баррель в номинальном выражении, хотя<br />
на практике волатильность цен, вероятно, сохранится.<br />
Весь чистый рост спроса на нефть происходит в транспортном секторе стран с быстро<br />
развивающейся экономикой, поскольку вместе с экономическим ростом повышается спрос<br />
на индивидуальные транспортные средства и грузоперевозки. Потребность в нефти (за<br />
исключением биотоплива) повышается с 87 миллионов баррелей в день (млн барр./день)<br />
в 2010 году до 99 млн барр./день в 2035 году. Общее количество легковых автомобилей<br />
увеличится вдвое, достигнув почти 1,7 млрд в 2035 году. Продажи автомобилей на рынках<br />
стран, не входящих в ОЭСР, к 2020 году достигнут объемов продаж в странах ОЭСР, при этом<br />
до 2015 года основные центры автомобильного производства переместятся в страны, не<br />
входящие в ОЭСР. Потребление нефти будет расти, несмотря на впечатляющие результаты<br />
в сфере экономии топлива, которых удалось достичь во многих регионах, в частности для<br />
легковых автомобилей в Европе и для тяжелых грузовиков в Соединенных Штатах. Появляются<br />
альтернативные автомобильные технологии, использующие нефть гораздо эффективней или<br />
вообще не использующие ее (например, электромобили), но им необходимо время, чтобы<br />
стать рентабельными и выйти на рынки. В условиях ограниченных возможностей по замене<br />
нефти в качестве транспортного топлива, концентрация спроса на нее в транспортном секторе<br />
делает спрос менее чувствительным к изменениям цен на нефть (особенно там, где существуют<br />
субсидии на нефтепродукты).<br />
Стоимость поставки нефти на рынок растет, поскольку нефтяные компании вынуждены<br />
обращаться к более дорогостоящим и сложным для разработки источникам, чтобы<br />
компенсировать утраченные мощности и удовлетворить растущий спрос. Традиционное<br />
производство сырой нефти (крупнейший компонент нефтепоставок) остается на текущем уровне<br />
и к 2035 году незначительно спадает примерно до 68 млн барр./день. Чтобы компенсировать<br />
спад добычи сырой нефти на существующих месторождениях, потребуется дополнительный<br />
валовой рост мощностей в размере 47 млн барр./день, т.е. вдвое больше, чем сегодня<br />
добывается во всех странах ОПЕК на Ближнем Востоке. В то же время в объемах нефтедобычи<br />
растет доля газоконденсатной жидкости (более 18 млн барр./день в 2035 году) и нетрадиционных<br />
источников (10 млн барр./день). Самый большой рост нефтедобычи произойдет в Ираке, за<br />
Основные положения 5
ним следуют Саудовская Аравия, Бразилия, Казахстан и Канада. Субсидирование биотоплива в<br />
размере 1,4 трлн долларов США в течение прогнозируемого периода будет стимулировать его<br />
поставки – они увеличатся втрое, достигнув более 4 млн барр./день.<br />
Импорт нефти в США, которые на сегодняшний день являются крупнейшим импортером<br />
в мире, будет падать по мере сокращения спроса. Этому будет способствовать повышение<br />
энергоэффективности и разработка новых месторождений, таких как легкая нефть из<br />
малопроницаемых пластов. Однако растущая зависимость от импорта нефти в других странах<br />
усилит озабоченность по поводу стоимости импорта и надежности поставок. В 2035 году<br />
азиатские страны, не входящие в ОЭСР, будут импортировать четыре пятых потребляемой<br />
нефти, в то время как в 2010 году этот показатель составил чуть больше половины. Во всем мире<br />
растет зависимость от относительно небольшого числа производителей, в основном в регионе<br />
MENA; при этом нефть поставляется по уязвимым маршрутам поставок. В целом этот регион<br />
обеспечит более 90% необходимого мирового роста нефтедобычи, вследствие чего доля ОПЕК<br />
в мировой добыче нефти превысит 50% в 2035 году.<br />
Недостаточные инвестиции в освоение месторождений и добычу сырья в регионе MENA могут<br />
иметь далеко идущие последствия для мировых энергетических рынков. Такой дефицит может<br />
возникнуть в результате целого ряда факторов, в том числе более высоких предполагаемых<br />
инвестиционных рисков, целенаправленных политических стратегий правительств, стремящихся<br />
замедлить развитие добывающих мощностей, или ограничения денежных потоков в освоение<br />
месторождений и добычу сырья в связи с приоритетностью расходов на другие государственные<br />
программы. Если в период с <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> по 2015 год инвестиции в регионе MENA будут на треть<br />
ниже, чем 100 млрд долларов США в год, предполагаемых в Сценарии новых стратегий, то в<br />
ближайшем будущем потребители могут столкнуться с существенным ростом цен на нефть до<br />
150 долларов США за баррель (по курсу доллара 2010 года).<br />
Многообещающие перспективы для природного газа<br />
Гораздо меньше неопределенности в перспективах для природного газа: факторы, как со<br />
стороны спроса, так и предложения указывают на блестящее будущее и даже золотую эру<br />
природного газа. <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g> <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> подтверждает основные выводы специального доклада <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g>,<br />
изданного в июне <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> года: потребление газа растет во всех трех сценариях, что еще раз<br />
свидетельствует об успешности этого вида топлива при самом широком спектре стратегических<br />
направлений развития в будущем. В Сценарии новых стратегий спрос на газ практически<br />
сравняется со спросом на уголь, при этом 80% дополнительного спроса поступит со стороны<br />
стран, не входящих в ОЭСР. Политика диверсификации топлива способствует значительному<br />
увеличению объемов использования газа в Китае. Такой рост спроса удовлетворяется за счет<br />
роста внутренней добычи и торговли сжиженным природным газом (СПГ), а также благодаря<br />
увеличению импорта евразийскими трубопроводами. Торговля газом в мире увеличится вдвое,<br />
при этом более одной трети прироста приходится на Китай. Россия останется крупнейшим<br />
производителем газа в 2035 году и станет основным источником роста мировых поставок; за<br />
ней последуют Китай, Катар, США и Австралия.<br />
Нетрадиционный газ сегодня составляет половину расчетной базы природных ресурсов<br />
газа. Его месторождения рассредоточены на гораздо большей территории, чем<br />
традиционные ресурсы, что может позитивно повлиять на надежность газоснабжения.<br />
Доля нетрадиционного газа вырастет до одной пятой от общей добычи газа к 2035 году, хотя<br />
темпы этого роста значительно варьируются по регионам. Рост объемов производства будет<br />
также зависеть от того, насколько успешно газовая промышленность справится с решением<br />
6 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>
экологических проблем: золотая эра газа потребует безукоризненных стандартов добычи.<br />
Природный газ является самым чистым из ископаемых видов топлива, однако более широкое<br />
использование газа само по себе (без улавливания и хранения углерода) не сможет поставить<br />
нас на путь сокращения выбросов углерода, который приведет к ограничению роста средней<br />
мировой температуры до 2° C.<br />
Возобновляемые источники энергии выходят на передний план<br />
Доля возобновляемых источников энергии (исключая большую гидроэлектроэнергетику) в<br />
производстве электроэнергии увеличится с 3% в 2009 году до 15% в 2035 году. Этому будет<br />
способствовать почти пятикратное увеличение ежегодных субсидий, которые достигнут<br />
180 млрд долларов США. Экспансию возобновляемых источников энергии возглавят Китай и<br />
Европейский Союз, где будет возведено около половины новых мощностей. Хотя ожидается, что<br />
стоимость субсидий на единицу продукции будет уменьшаться, большинство возобновляемых<br />
источников энергии будут нуждаться в постоянной поддержке в течение прогнозируемого<br />
периода, чтобы конкурировать на рынках электроэнергии. Несмотря на значительные<br />
субсидии, ожидается, что это принесет долгосрочные выгоды с точки зрения энергетической<br />
безопасности и охраны окружающей среды. Рост потребления электричества, производимого<br />
из возобновляемых источников, которые иногда находятся в отдаленных местах, потребует<br />
дополнительных инвестиций в сети электропередач в размере 10% от общего объема<br />
инвестиций в сети электропередач. В Европейском Союзе эти дополнительные инвестиции<br />
составят 25% от всех инвестиций в сети электропередач. Вклад гидроэлектроэнергетики в<br />
мировое производство электроэнергии остается стабильным на уровне примерно 15%. Почти<br />
половина новых мощностей в объеме 680 гигаватт будет построена в Китае, Индии и Бразилии.<br />
Будем кружить на месте или мчаться на всех парах навстречу углю<br />
За последнее десятилетие доля угля в глобальном спросе на энергоресурсы выросла почти<br />
вдвое. Изменится ли эта тенденция, и как быстро это произойдет – вот наиболее важные<br />
вопросы для будущего мировой энергетической системы. При сохранении нынешней<br />
политики потребление угля вырастет еще на 65% к 2035 году. Таким образом, уголь обгонит<br />
нефть, которая сегодня занимает лидирующие позиции в мировом энергетическом балансе. В<br />
Сценарии новых стратегий глобальное использование угля растет в течение следующих десяти<br />
лет, но затем останавливается на отметке, превышающей уровень 2009 года на 25%. Реализация<br />
Сценария 450 предусматривает, что потребление угля достигнет своей высшей точки задолго<br />
до 2020 года, а затем пойдет на спад. Диапазон прогнозов спроса на уголь в 2035 году во всех<br />
трех сценариях сопоставим с объемом всемирного спроса на уголь в 2009 году. Таким образом,<br />
последствия выбора политических стратегий и технологий для глобального климата огромны.<br />
Китай потребляет почти половину угля в мире, а пятилетний план развития страны на<br />
<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>‐2015 годы, направленный на снижение энергоемкости и углеродоемкости экономики,<br />
станет определяющим фактором для мировых рынков угля. Превращение Китая в неттоимпортера<br />
угля в 2009 году привело к росту цен и новым инвестициям в странах-экспортерах,<br />
в том числе в Австралии, Индонезии, России и Монголии. В Сценарии новых стратегий<br />
основный рынок продажи угля продолжает смещаться из Атлантического в Тихоокеанский<br />
регион, но масштабы и направления потоков международной торговли являются весьма<br />
неопределенными, особенно после 2020 года. Китаю нужен лишь относительно небольшой<br />
сдвиг спроса или предложения на внутреннем рынке, чтобы снова стать нетто-экспортером,<br />
конкурирующим за рынки со странами, которые в настоящее время инвестируют в обеспечение<br />
Основные положения 7
его потребностей. Потребление угля Индией удваивается в Сценарии новых стратегий. Таким<br />
образом, Индия вытесняет США в качестве второго по величине потребителя угля в мире и<br />
становится крупнейшим импортером угля в 2020‐х годах.<br />
Широкомасштабное внедрение более эффективных угольных электростанций и технологий<br />
улавливания и хранения углерода (CCS) может улучшить долгосрочные перспективы<br />
для угля, однако на этом пути еще остаются значительные препятствия. Если бы средняя<br />
эффективность всех угольных электростанций была на пять процентов выше, чем в Сценарии<br />
новых стратегий в 2035 году, такой форсированный отказ от наименее эффективных технологий<br />
сжигания сократил бы выбросы СО 2<br />
от энергетического сектора на 8% и привел бы к сокращению<br />
локального загрязнения. Переход к более эффективным технологиям на новых уголных<br />
электростанциях потребует относительно небольших дополнительных инвестиций, однако<br />
повышение уровня эффективности на существующих электростанциях обойдется значительно<br />
дороже. В Сценарии новых стратегий использование технологий CCS сыграет важную роль<br />
только в конце прогнозируемого периода. Тем не менее в Сценарии 450 CCS является одним<br />
из главных вариантов борьбы с выбросами, который обеспечит почти одну пятую необходимых<br />
дополнительных объемов сокращения выбросов. Без широкомасштабного применения<br />
технологий CCS в 2020‐х годах другим низкоуглеродным технологиям будет чрезвычайно<br />
сложно обеспечить сокращение выбросов, необходимое для реализации глобальных целей<br />
климатической политики.<br />
Изменение планов относительно атомной энергетики будет<br />
иметь далеко идущие последствия<br />
События на АЭС «Фукусима Даичи» поставили под сомнение роль атомной энергетики в<br />
будущем, хотя и не повлияли на политику в Китае, Индии, России и Корее – странах, которые<br />
активно наращивают атомные мощности. В Сценарии новых стратегий доля атомной энергетики<br />
вырастет на более чем 70% на протяжении периода до 2035 года, что лишь немногим меньше,<br />
чем прогнозировалось в прошлом году. Однако мы также изучаем возможные последствия<br />
более радикального отказа от использования ядерной энергии в исследовании Low Nuclear<br />
Case (Сокращение использования ядерной энергии). В нем предполагается, что страны ОЭСР<br />
прекратят строительство новых реакторов, а страны, не входящие в Организацию, возведут<br />
только половину дополнительных мощностей, прогнозируемых Сценарием новых стратегий.<br />
В то же время сократится срок службы существующих атомных мощностей. Несмотря на то что<br />
такое низкоядерное будущее создаст более благоприятные возможности для возобновляемых<br />
источников энергии, оно также будет способствовать увеличению спроса на ископаемые виды<br />
топлива: рост глобального спроса на уголь вдвое превысит экспорт энергетических углей<br />
из Австралии, а рост спроса на газ составит две трети текущего экспорта природного газа из<br />
России. В конечном итоге цены на энергоносители будут расти, усилится обеспокоенность по<br />
поводу энергетической безопасности, борьба с изменением климата осложнится, а расходы<br />
на нее возрастут. Последствия будут особенно тяжелыми для тех стран, которые, располагая<br />
ограниченным запасом национальных энергетических ресурсов, планировали активно<br />
использовать атомную энергетику. Кроме того, странам с быстро растущей экономикой станет<br />
значительно сложнее удовлетворять свои увеличивающиеся потребности в электроэнергии.<br />
Мир нуждается в российских энергоресурсах, в то время как Россия<br />
нуждается в повышении энергоэффективности<br />
Благодаря значительным энергетическим ресурсам Россия продолжает оставаться<br />
краеугольным камнем мировой энергетической системы на протяжении ближайших<br />
десятилетий. Может показаться, что предполагаемый высокий спрос и цены на ископаемые<br />
8 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>
виды топлива в мире гарантируют России благоприятные перспективы, однако задачи, стоящие<br />
перед этой страной в энергетическом секторе, во многих отношениях не менее впечатляющи,<br />
чем размер ее ресурсов. Основные разрабатываемые нефтяные и газовые месторождения<br />
России в Западной Сибири будут истощаться, возникнет необходимость разрабатывать новое<br />
поколение более дорогостоящих месторождений, как в традиционных секторах выработки<br />
в Западной Сибири, так и на новых рубежах Восточной Сибири и Арктики. Чтобы обеспечить<br />
надлежащие стимулы для инвестиций, России потребуется налоговый режим, адаптирующихся<br />
к условиям разных проектов. Добыча нефти стабилизируется на уровне около 10,5 млн барр./<br />
день, а затем незначительно снизится до 9,7 млн барр./день в 2035 году. Добыча газа увеличится<br />
на 35% до 860 миллиардов кубических метров в 2035 году, при этом полуостров Ямал станет<br />
новой точкой опоры для российских поставок.<br />
По мере изменения географии добычи российской нефти и газа изменяется и география<br />
экспорта. Основная часть российского экспорта продолжает поступать в западном направлении<br />
на традиционные рынки в Европе, но сдвиг в сторону азиатских рынков набирает обороты. В<br />
результате российские доходы от экспорта становятся более разнообразными: доля Китая в<br />
общем объеме доходов России от экспорта ископаемых видов топлива увеличивается с 2% в<br />
2010 году до 20% в 2035 году, в то время как доля Европейского Союза падает с 61% до 48%.<br />
Россия стремится создать более эффективную экономику, менее зависимую от нефти и газа, но<br />
для этого должна ускорить темпы изменений. Если бы Россия увеличила энергоэффективность<br />
каждого сектора экономики до уровней, существующих в сопоставимых странах ОЭСР, она<br />
могла бы сэкономить почти треть своего годового потребления первичных энергоресурсов –<br />
объем, аналогичный годовому энергопотреблению Соединенного Королевства. Потенциал<br />
экономии одного только природного газа в объеме 180 млрд кубометров близок к объему<br />
чистого экспорта России в 2010 году. Согласно нашему анализу, новые стратегии в области<br />
энергоэффективности и продолжающиеся реформы цен на газ и электроэнергию несколько<br />
поправят ситуацию, но они позволят лишь частично освоить потенциал энергоэффективности<br />
страны. Форсированная реализация планов по повышению эффективности и реформ на<br />
энергетическом рынке может ускорить модернизацию экономики России, тем самым ослабив<br />
ее зависимость от изменения мировых цен на сырьевые товары.<br />
Обеспечение всего населения энергоресурсами будет отнюдь не<br />
столь дорогостоящим<br />
По нашим оценкам, в 2009 году глобальные инвестиции в обеспечение первоначального<br />
доступа к современным энергетическим ресурсам составили около 9 миллиардов долларов<br />
США. Однако чтобы обеспечить всеобщий доступ к энергии к 2030 году, необходимо ежегодно<br />
инвестировать сумму в пять раз выше указанной – 48 миллиардов долларов. Предоставление<br />
доступа к источникам энергии всему населению Земли к 2030 году является основной целью,<br />
заявленной Генеральным секретарем ООН. На сегодняшний день 1,3 миллиарда человек<br />
лишены доступа к электричеству и 2,7 миллиарда человек продолжают использовать<br />
традиционную биомассу для приготовления пищи. Объем необходимых инвестиций составляет<br />
примерно 3% от общего количества инвестиций в энергетику к 2030 г. Согласно прогнозам, без<br />
этого увеличения глобальная картина в 2030 году практически не изменится по сравнению с<br />
сегодняшним днем, а в странах Африки южнее Сахары ситуация только ухудшится. Некоторые<br />
существующие политические стратегии, направленные на помощь беднейшему населению, не<br />
достигают своей цели. Только 8% субсидий, выделенных на потребление ископаемых видов<br />
топлива в 2010 году, пошли на нужды 20% самых малообеспеченных слоев населения.<br />
Основные положения 9
В мире растет обеспокоенность проблемой доступа к энергоресурсам. ООН объявила<br />
2012 год «Международным годом устойчивой энергетики для всех», а Саммит «Рио+20»<br />
предоставит благоприятную возможность для действий. Чтобы обеспечить современными<br />
источниками энергии население всех стран, необходимо увеличить объемы финансирования,<br />
которое должно поступать из разных источников и в разных формах. Финансовые решение<br />
должны учитывать конкретные проблемы, риски и доходность каждой категории проектов.<br />
Больше всего должны увеличиться инвестиции в частный сектор, но этого не произойдет,<br />
если государства не примут решительных управленческих и нормативно-правовых мер и<br />
не будут инвестировать в наращивание потенциала. Государственный сектор, в том числе<br />
финансирующие организации, должен использовать свои инструменты для привлечения более<br />
крупных частных инвестиций в те отрасли, где возврат инвестиций в противном случае будет<br />
незначительным. Обеспечение к 2030 году всеобщего доступа к источникам энергии повлечет<br />
за собой рост мирового спроса на ископаемые виды топлива и связанные с ними выбросы СО 2<br />
.<br />
Однако этот рост составит менее 1% – ничтожная величина по сравнению с вкладом в развитие<br />
человеческого потенциала и благосостояние населения.<br />
10 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>
ГЛАВА 7<br />
ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ<br />
ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО БАЛАНСА РОССИИ<br />
Энергетика: доминирует в российской экономике<br />
или служит ей<br />
КЛЮЧЕВЫЕ АСПЕКТЫ<br />
• Россия занимает ведущие позиции на мировой энергетической арене, поэтому<br />
энергетическая стратегия, которую изберет правительство в ближайшие годы,<br />
будет определять не только перспективы развития экономики страны, но<br />
также существенно повлияет на решение вопросов, связанных с глобальной<br />
энергетической безопасностью и экологической устойчивостью.<br />
• Показатели энергоемкости российского ВВП за последние годы улучшились,<br />
но даже с учетом структуры российской промышленности и сурового климата<br />
страны, потребление энергетических ресурсов в России остается весьма<br />
неэффективным. Повышение эффективности во всех секторах экономики до<br />
уровней, существующих в сопоставимых странах ОЭСР, позволило бы ежегодно<br />
экономить более 200 млн тонн нефтяного эквивалента (млн т н. э.) первичных<br />
энергоресурсов, т.е. 30% общего энергопотребления России или годовой объем<br />
энергопотребления Великобритании.<br />
• Благодаря более активным стратегиям повышения энергетической эффективности<br />
и ценовым реформам, которые ослабят общий рост спроса на энергоресурсы,<br />
начнется освоение этого потенциала энергоэффективности. В результате разрыв<br />
между показателями энергоэффективности России и других лидирующих стран<br />
хотя и сокращается, но остается внушительным: потенциал энергосбережения в<br />
2035 году по сравнению с такими же показателями стран ОЭСР составляет 18%<br />
общего первичного энергопотребления.<br />
• Общее энергопотребление России в 2035 году увеличивается на 28%, достигая<br />
830 млн т н.э. Среднегодовой показатель роста составляет 1%. Самые высокие<br />
темпы роста наблюдаются в транспортном секторе, за которым следуют<br />
промышленность и теплоэлектроэнергетика. В Сценарии 450 рост спроса<br />
прекращается после 2015 года, и его темп составляет всего лишь 0,4% в год, в то<br />
время как в Сценарии нынешних стратегий – 1,3%.<br />
• Высокие внутренние цены на природный газ и электричество стимулируют<br />
повышение эффективности, но сами по себе не смогут существенно повлиять<br />
на структуру топливно-энергетического баланса. Доля газа незначительно<br />
уменьшается с 54% в 2009 году до 52% в 2035 году. Спрос на газ растет в среднем<br />
на 0,8% ежегодно и достигает 530 млрд м 3 в 2035 году; потребление нефти<br />
Глава 7 – Перспективы развития топливно-энергетического баланса России 11
также растет и в 2035 году постепенно приближается к 3,2 млн барр./день (по<br />
сравнению с 2,7 млн барр./день в 2009 году); спрос на уголь остается в пределах<br />
155-175 млн тонн условного топлива в год.<br />
• Производство электроэнергии увеличивается в среднем на 1,5% в год и к 2035 году<br />
достигает 1 440 ТВт·ч. Природный газ остается наиболее востребованным видом<br />
топлива в секторе электроэнергетики, несмотря на то что атомная энергетика,<br />
а после 2020 года и возобновляемые источники энергии, развиваются более<br />
высокими темпами. Показателем успеха либерализованного рынка электроэнергии<br />
станет то, сможет ли он обеспечить инвестиции вовремя и в нужном объеме;<br />
на протяжении периода до 2035 года энергетическому сектору потребуются<br />
инвестиции в размере 615 млрд долл. США (по курсу доллара 2010 года).<br />
• Реформы были направлены в основном на рынок электроэнергии, однако они<br />
пока не затронули сектор централизованного теплоснабжения в такой же мере.<br />
Спрос на централизованное теплоснабжение увеличивается лишь на 0,3% в год,<br />
поскольку оно с трудом может конкурировать с автономными котельными (и<br />
малыми ТЭЦ), используемыми в промышленности, и автономным отоплением<br />
квартир и частных домов.<br />
12 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Введение 1<br />
Для энергетического сектора России характерны колоссальные масштабы<br />
деятельности. Россия является крупнейшей нефтедобывающей страной в мире,<br />
крупнейшим производителем и экспортером природного газа и четвертым по величине<br />
потребителем энергоресурсов (после Китая, Соединенных Штатов Америки и Индии).<br />
Страна обладает уникальными запасами природного газа, нефти, угля, урана, металлов<br />
и руд, владеет мощным потенциалом гидроэлектроэнергии и других возобновляемых<br />
источников, а в Сибири сконцентрирована пятая часть лесных массивов в мире. Такие<br />
факторы как огромная территория страны и богатство ее ресурсов означают, что курс<br />
энергетической политики, избранный российским правительством на ближайшие<br />
годы, будет определять не только перспективы развития экономики страны, но также<br />
существенно повлияет на решение вопросов, связанных с глобальной энергетической<br />
безопасностью и экологической устойчивостью.<br />
Быстрые темпы роста ВВП в период с 2000 по 2008 год, поддерживаемые ростом<br />
цен на энергоносители на международных рынках, помогли России оправиться от<br />
стремительного экономического спада 1990-х (Таблица 7.1). Согласно показателям<br />
паритета покупательной способности (ППС) экономика России на сегодняшний день<br />
занимает шестое место в мире по величине. Россия значительно опережает другие<br />
лидирующие страны с быстро развивающейся экономикой (так называемые страны<br />
БРИКС – Бразилия, Россия, Индия, Китай и ЮАР) по показателям ВВП на душу населения.<br />
Ее позиция среди крупнейших энергодобывающих стран только усиливается ввиду<br />
нестабильности, с которой столкнулись некоторые другие производители. Такое<br />
7<br />
Таблица 7.1•Ключевые энергетические показатели России<br />
Единицы измерения 1991 г. 2000 г. 2010 г. 2000–2010* г.<br />
ВВП (по РОК) млрд долл. США (2010 г.) 1 300 919 1 465 4,8%<br />
ВВП (по ППС) млрд долл. США (2010 г.) 1 973 1 395 2 223 4,8%<br />
Население млн человек 148 147 142 -0,4%<br />
ВВП (по ППС) на душу населения тысяч долл. США (2010 г.) 13,3 9,5 15,7 5,1%<br />
Спрос на первичные энергоресурсы млн тонн нефтяного<br />
эквивалента (млн т н.э.) 872 620 687 1,0%<br />
Спрос на первичные энергоресурсы<br />
на душу населения т н.э. 5,9 4,2 4,8 1,4%<br />
Спрос на первичные энергоресурсы<br />
на единицу ВВП т н.э./1000 долл. США (2010, РОК) 0,67 0,67 0,47 -3,6%<br />
Чистый экспорт нефти млн барр./день 4,4 3,9 7,5 8,5%<br />
Чистый экспорт газа млрд м 3 177 185 190 0,3%<br />
Выбросы CO 2<br />
, связанные с энергетикой млн т 2 168 1 492 1 604 0,7%<br />
*Совокупный средний годовой темп роста.<br />
Примечание: РОК = рыночный обменный курс; ППС = паритет покупательной способности. Данные предоставлены<br />
для 1991 г., так как в этом году после распада Советского Союза была образована Российская Федерация.<br />
1. Консультации с российскими чиновниками, представителями промышленности и экспертами, в частности во<br />
время семинара МЭА в Москве, который состоялся в апреле <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> года, помогли значительно улучшить качество<br />
анализа, представленного в Главах 7, 8 и 9.<br />
Глава 7 – Перспективы развития топливно-энергетического баланса России 13
положение вместе с высокими ценами на ископаемое топливо, уровень которых<br />
предположительно сохранится, казалось бы, гарантируют российской энергетике<br />
блестящие перспективы. Однако проблемы, которые стоят перед этой страной в<br />
энергетическом секторе, не менее впечатляющие, чем размер ее ресурсов.<br />
Нефтегазовые месторождения Западной Сибири, обеспечивающие львиную долю<br />
нынешней добычи России, переходят или уже перешли на стадию спада добычи.<br />
В газовой отрасли то же самое происходит и с двумя сверхгигантами – низкозатратными<br />
Уренгойским и Ямбургским месторождениями, которые внесли огромный вклад<br />
в газовый баланс за последние двадцать лет. Задача компенсировать этот спад на<br />
действующих месторождениях усложняется тем, что новые регионы добычи являются<br />
высокозатратными, более сложными с технической точки зрения и зачастую более<br />
отдаленными. Неопределенность в отношении системы налогообложения и темпов<br />
роста спроса на различных рынках еще больше осложняет процесс принятия решений,<br />
касающихся сроков и объемов российских инвестиций в новые добывающие и<br />
транспортные мощности.<br />
Правительство России признало решение этих задач приоритетными направлениями<br />
стратегического развития (Вставка 7.1), но масштаб их поистине огромен. На данный<br />
момент пока неясно, в какой мере Россия реализует свой громадный потенциал<br />
энергосбережения и сможет ли она создать внутренние энергетические рынки,<br />
способные обеспечить мощные коммерческие стимулы для привлечения инвестиций<br />
и конечного потребления энергии. В течение ближайших нескольких лет экспорт<br />
энергоресурсов будет иметь большое значение для экономического роста страны<br />
в целом. Но заглядывая немного вперед, для российской экономики и энергетики<br />
открыты разные пути развития. Останется ли Россия в статусе экспортера сырья, чей<br />
экономический рост в основном зависит от нефтегазового сектора Или будет развивать<br />
многоотраслевую экономику, которой будет служить (а не доминировать в ней)<br />
энергетический сектор Ответы на эти вопросы определят не только будущее энергетики<br />
России, но также в значительной мере повлияют на темпы экономического роста и<br />
распределение его плодов среди населения страны.<br />
Тенденции спроса и поставок энергоресурсов<br />
Последние тенденции развития спроса на энергоресурсы отображают экономическую<br />
неустойчивость 1990-х и последовавший за ней подъем (Рис. 7.1). Резкий спад<br />
промышленной и деловой активности в начале 1990-х повлек за собой такой<br />
же сильный спад и в энергопотреблении: в период между 1991 и 1998 годами<br />
российский ВВП сократился на 40%, в то время как внутренний спрос на энергоресурсы<br />
уменьшился практически на треть. После финансового кризиса 1998 года в России<br />
начался длительный период экономического роста, энергопотребление перестало<br />
сокращаться и начало расти.<br />
На Рис. 7.1 также показано значительное расхождение между кривыми<br />
экономического роста и роста энергопотребления с 2000 года. В период между<br />
2000 и 2009 годами показатель ВВП вырос более чем на 50%, в то время как спрос<br />
14 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Рис. 7.1•Спрос на первичные энергоресурсы в России<br />
по видам топлива и ВВП, 1990-2009 гг.<br />
Млн т н. э.<br />
1 000<br />
800<br />
600<br />
400<br />
200<br />
0<br />
1990 1995 2000 2005 2009<br />
*ВВП в ценах 2010 года.<br />
125<br />
100<br />
75<br />
50<br />
25<br />
0<br />
Индекс (1990 = 100)<br />
Прочие<br />
ВИЭ<br />
Гидроэнергия<br />
Атомная<br />
энергия<br />
Уголь<br />
Нефть<br />
Газ<br />
Индекс ВВП*<br />
(правая ось)<br />
на энергоресурсы увеличился менее чем на 5%, поскольку объемы производства<br />
переместились в сторону менее энергоемких секторов. Эти показатели<br />
свидетельствуют о том, что энергоемкость российского ВВП на протяжении<br />
указанного периода снизилась на одну треть. Тем не менее объем энергоресурсов,<br />
необходимых для производства единицы ВВП (в пересчете на ППС) в России больше<br />
чем в два раза превышает средний показатель стран ОЭСР.<br />
7<br />
Что касается энергопоставок, на Рис. 7.2 показана скачкообразная кривая добычи<br />
российской нефти и более плавная кривая добычи угля с начала 1990-х, а также<br />
намного более стабильная добыча газа. Более постоянный характер газовых поставок<br />
отчасти объясняется введением в эксплуатацию в 1980-х ключевых месторожденийсверхгигантов<br />
и преобразованием в 1989 году советского Министерства газовой<br />
промышленности в новое акционерное общество «Газпром». Добыча нефти,<br />
Рис. 7.2•Производство энергоресурсов в России по видам топлива,<br />
1990-2009 гг.<br />
Млн т н. э.<br />
1 400<br />
1 200<br />
1 000<br />
800<br />
600<br />
400<br />
200<br />
0<br />
1990 1993 1996 1999 2002 2005 2009<br />
Прочие ВИЭ<br />
Гидроэнергия<br />
Атомная энергия<br />
Уголь<br />
Нефть<br />
Газ<br />
Глава 7 – Перспективы развития топливно-энергетического баланса России 15
Вставка 7.1•Формирование политики и нормативно-правовое регулирование<br />
в энергетическом секторе России<br />
Учитывая важную роль энергетического сектора России в национальной<br />
экономике, основные решения, касающиеся энергетической политики,<br />
принимаются на высшем правительственном уровне. Уровнем ниже<br />
многочисленные министерства и прочие исполнительные органы, разрабатывают<br />
стратегические предложения для энергетики, а также работают над различными<br />
аспектами формирования энергетической политики.<br />
Министерство энергетики осуществляет ежедневное управление<br />
энергетическим сектором и контролирует его деятельность, однако оно ни<br />
в коей мере не является единственным органом, отвечающим за данный<br />
сектор. Среди других министерств, имеющих отношение к энергетическому<br />
сектору, Министерство природных ресурсов и защиты окружающей среды<br />
несет ответственность за урегулирование деятельности по освоению<br />
месторождений и добыче сырья, выдает лицензии и контролирует соблюдение<br />
соответствующих требований. Министерство финансов отвечает за налоговую<br />
политику, являющуюся основной составляющей инвестиционного климата.<br />
Министерство экономического развития осуществляет управление тарифной<br />
политикой в газовом секторе и электроэнергетике, а также обеспечивает<br />
согласованность энергетических стратегий и стратегий по повышению<br />
энергоэффективности с общими приоритетами развития национальной<br />
экономики.<br />
Важную роль для энергетического сектора играют и следующие ведомства:<br />
Федеральная антимонопольная служба (отвечает за конкурентную<br />
политику), Федеральная служба по тарифам (устанавливает транспортные<br />
и прочие регулируемые тарифы), а также Российское энергетическое<br />
агентство (подчиняется Министерству энергетики и несет ответственность<br />
за реализацию стратегий по повышению энергоэффективности и<br />
соответствующих мер, а также осуществляет контроль над их внедрением).<br />
сокращавшаяся уже в последние годы существования Советского Союза, упала<br />
еще больше в начале 1990-х в результате распределения добывающих мощностей<br />
среди многочисленных государственных предприятий, многие из которых вели свою<br />
деятельность в пределах одного района и зачастую страдали от неэффективного<br />
управления и недостатка инвестиций. Добыча нефти сократилась более чем на 40%, и<br />
только на рубеже столетий она начала расти после консолидации промышленности и<br />
частичной ее приватизации.<br />
Производство энергоресурсов в России намного больше, чем внутреннее потребление<br />
страны. Фактически энергоресурсы занимают первое место в общей структуре<br />
российского экспорта – их доля в стоимостном выражении составляет две трети<br />
экспорта. В 2010 году Россия экспортировала в среднем 7,5 млн баррелей нефти в<br />
16 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
день (барр./день), примерно две трети из которых – сырая нефть или газоконденсатные<br />
жидкости (ГКЖ), а остальное – продукты переработки. Чистый экспорт природного<br />
газа составил 190 миллиардов кубических метров (млрд м 3 ), а чистый экспорт<br />
угля – 82 миллиона тонн угольного эквивалента (млн т у.э.) 2 . Основная часть этих<br />
поставок экспортировалась по проверенным маршрутам на запад, в соседние<br />
страны и на европейские рынки. Небольшая, но растущая доля нефти, газа и угля<br />
поставляется в Китай и страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Предполагается, что<br />
этот зарождающийся сдвиг в пользу быстрорастущих рынков Азии будет набирать<br />
обороты на протяжении прогнозируемого периода.<br />
Рассматривая изложенные в этом <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g> показатели для России в целом, нельзя<br />
забывать о том, что между регионами России существует огромная разница в<br />
отношении ресурсов, цен и стратегических задач. Производство энергоресурсов<br />
сконцентрировано в определенных регионах страны, а именно в Уральском<br />
федеральном округе, включающем такие автономные округа (АО) как Ханты-<br />
Мансийский (практически 60% нефтедобычи) и Ямало-Ненецкий (примерно 90%<br />
газодобычи), и в Сибири, где находятся основные угледобывающие регионы – Кузбасс<br />
и Красноярск, и бòльшая часть мощностей и потенциала гидроэлектроэнергетики в<br />
России (Рис. 7.3). Центральный федеральный округ, куда входит Москва, напротив,<br />
имеет несущественное количество ресурсов и ископаемых видов топлива. Тридцать<br />
семь миллионов жителей данного федерального округа, наряду с другими<br />
европейскими регионами России, зависят от поставок из отдаленных регионов<br />
страны. Из-за транспортных расходов наблюдаются значительная разница между<br />
ценами на энергоносители в зависимости от региона и различия в фактической и<br />
возможной структуре топливно-энергетического баланса.<br />
7<br />
Тенденции в политике<br />
и государственном управлении<br />
Опыт экономической нестабильности 1990-х на протяжении большей части последнего<br />
десятилетия сказывается на тенденциях формирования энергетической политики и<br />
управлении энергетикой. Делая упор скорее на стабильность, чем на радикальные<br />
реформы, государство удерживало или в некоторых случаях усиливало свою роль во<br />
многих ключевых составляющих национальной экономики. Однако эта тенденция не<br />
была повсеместной (исключением стала либерализация электроэнергетики в середине<br />
2000-х годов) 3 . В России широко распространено мнение, что стране необходимо<br />
улучшить качество работы как государственных, так и коммерческих организаций,<br />
для того чтобы она смогла полностью реализовать свой потенциал. Согласно данным<br />
2. Уровень экспорта в 2009 г. резко упал вследствие финансово-экономического кризиса; предварительные данные<br />
для 2010 года указаны здесь с целью дать более объективное представление о текущих объемах экспорта.<br />
3. Другим примером является предложение продать часть государственных активов в таких компаниях, как нефтяной<br />
гигант «Роснефть», энергетическая компания «ИнтерРАО», гидроэнергетическая компания «Росгидро»,<br />
и возможно даже российский оператор магистральных нефтепроводов «Транснефть» (хотя еще неясно, когда и<br />
осуществятся ли вообще эти планы).<br />
Глава 7 – Перспективы развития топливно-энергетического баланса России 17
Рис. 7.3 •Доля населения России, энергопотребления и добычи по федеральным округам, 2009 г.<br />
Население<br />
Энергопотребление<br />
Добыча нефти<br />
Добыча газа<br />
Северо-Западный федеральный округ<br />
Уральский федеральный округ<br />
100%<br />
75%<br />
50%<br />
Дальневосточный федеральный округ<br />
Добыча угля<br />
25%<br />
25%<br />
25%<br />
0%<br />
0%<br />
0%<br />
Санкт-Петербург<br />
Центральный федеральный округ<br />
50%<br />
Москва<br />
Ямало-Ненецкий АО<br />
25%<br />
0%<br />
Нижний Новгород<br />
Ханты-Мансийский АО<br />
Ростов-на-Дону<br />
Южный федеральный округ/<br />
Северо-Кавказский федеральный округ<br />
Екатеринбург<br />
Приволжский федеральный округ<br />
Новосибирск<br />
Кемеровская<br />
область<br />
Красноярский<br />
край<br />
Сибирский федеральный округ<br />
100%<br />
75%<br />
50%<br />
25%<br />
25%<br />
25%<br />
0%<br />
0%<br />
0%<br />
Данная карта приведена только с иллюстративной целью и не претендует на определение статуса или суверенитета изображенных территорий.<br />
Хабаровск<br />
остров<br />
Сахалин<br />
км<br />
0 400 800<br />
18 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
исследований 4 , Россия все еще воспринимается как страна, испытавающая серьезные<br />
трудности в связи с коррупцией и бюрократическими помехами, которые увеличивают<br />
затраты и создают риски для ведения бизнеса. Кроме того, существуют сомнения в<br />
уважительном отношении к контрактным обязательствам и имущественным правам<br />
бизнеса. Это отбивает желание у инвесторов осуществлять капиталовложения и<br />
ограничивает полноценную реализацию потенциала страны. Другая проблема России,<br />
как и многих богатых природными ресурсами стран, – обеспечить, чтобы большой<br />
доход от природных ресурсов не сказывался на развитии других секторов экономики,<br />
успешных национальных институтов и эффективном государственном управлении.<br />
Ключевые предположения<br />
Как и в остальных главах данного <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g>, наши прогнозные оценки относительно<br />
развития российской энергетики содержатся в трех сценариях: Сценарии нынешних<br />
стратегий, Сценарии новых стратегий и Сценарии 450. Подробные результаты<br />
представлены только для Сценария новых стратегий. Этот сценарий охватывает<br />
действующие стратегии и политические планы России и включает (при наличии<br />
таковых) целевые показатели развития энергетического сектора и показатели в<br />
сфере защиты окружающей среды, изложенные в документах, касающихся<br />
национальной стратегии, и отраслевых программах, даже если соответствующие<br />
меры или инструменты для их выполнения еще не введены в действие. Мы с<br />
осторожностью оцениваем перспективы полноценного внедрения этих стратегий<br />
и достижения целевых показателей, принимая во внимание трудности, которые<br />
часто возникают с получением необходимой бюджетной и финансовой поддержки,<br />
и особенно с обеспечением эффективной работы соответствующих учреждений и<br />
административных механизмов.<br />
7<br />
ВВП и население<br />
Россия вошла в число стран, наиболее пострадавших от недавнего мирового<br />
финансово-экономического кризиса: падение ВВП на 8% в 2009 году обострило<br />
риски, связанные с восприимчивостью России к снижению цен на международные<br />
сырьевые товары и падению спроса на энергоносители. На данный момент экономика<br />
восстанавливается после глубокого шока: масштабное налогово-бюджетное<br />
стимулирование, по размерам соответствующее 9% ВВП, смягчило первоначальные<br />
последствия экономического спада в некоторых секторах, а более высокие цены<br />
на нефть помогли поддержать производство и сохранить рабочие места. Однако,<br />
по мнению Международного валютного фонда (МВФ), России потребуются более<br />
активные стратегии, чтобы не допустить сокращения экономического роста до менее<br />
4% в год в среднесрочной перспективе, что значительно меньше, чем ожидаемые до<br />
финансово-экономического кризиса темпы роста (IMF, <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>a).<br />
4. Россия занимает 123 место среди 183 стран в Индексе легкости ведения бизнеса Всемирного банка (World<br />
Bank, <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>) и 154 место среди 180 стран, исследованных организацией Transparency Internati<strong>on</strong>al в Индексе<br />
восприятия коррупции (Transparency Internati<strong>on</strong>al, 2010).<br />
Глава 7 – Перспективы развития топливно-энергетического баланса России 19
Наши предположения относительно роста ВВП на период до 2016 года составлены на<br />
основе доклада МВФ о состоянии и перспективах мировой экономики (IMF, <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>b).<br />
Ожидается, что фактический ВВП будет расти со среднегодовым темпом 4,3% на<br />
протяжении периода с 2009 по 2015 год. После 2015 года темп экономического роста<br />
будет постепенно замедляться в течение длительного срока, а среднегодовой темп<br />
за весь период с 2009 по 2035 год составит 3,6% (Таблица 7.2). Предполагается, что<br />
доля сферы услуг в ВВП будет постепенно расти, продолжая тенденцию изменений,<br />
наблюдаемую с 1990 года. Хотя существует множество факторов неопределенности,<br />
по нашим оценкам, долгосрочный рост экономики будет сдерживаться уменьшением<br />
численности населения, слабым банковским сектором, относительно низкими<br />
темпами инвестиций в новые или модернизированные производственные<br />
мощности и сохраняющимися проблемами с инвестиционным климатом. Тем не<br />
менее среднегодовой показатель роста ВВП составляет 3,6% – это выше, чем 3%,<br />
предполагавшиеся в прошлогодней публикации <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g> на период с 2008 по 2035 гг.<br />
Таблиця 7.2•Показатели и предположения относительно населения и ВВП в России<br />
2009<br />
(млн)<br />
Население<br />
1991-<br />
2009*<br />
(%)<br />
2009-<br />
2035*<br />
(%)<br />
ВВП<br />
(фактический, по ППС)<br />
2009<br />
(млрд долл.<br />
США)<br />
1991-<br />
2009*<br />
(%)<br />
2009-<br />
2035*<br />
(%)<br />
ВВП на душу населения<br />
(фактический, по ППС)<br />
2009<br />
(долл. США)<br />
1991-<br />
2009*<br />
(%)<br />
2009-<br />
2035*<br />
(%)<br />
Россия 142 -0,2% -0,3% 2 138 0,4% 3,6% 15 069 0,7% 3,9%<br />
Мир 6 765 1,3% 0,9% 70 781 3,2% 3,6% 10 463 1,9% 2,6%<br />
ЕС 501 0,3% 0,2% 14 911 1,9% 1,9% 29 755 1,5% 1,7%<br />
*Совокупный среднегодовой темп роста.<br />
Основной трудностью в среднесрочной перспективе станет мобилизация инвестиций,<br />
необходимых для модернизации и обновления производственных мощностей страны.<br />
Валовый прирост основного капитала (т.е. расходы на основные фонды, такие как<br />
оборудование, освоение земель, здания, установки, транспортные средства или<br />
технологии) составляет примерно 20% ВВП (максимальное значение в 22% пришлось<br />
на 2008 г.) – это низкий показатель по сравнению с быстро развивающимися странами.<br />
Иностранные инвестиции сыграли относительно небольшую роль: приток капитала<br />
стабильно увеличивался в 2000-х, усиленный возвратом российского капитала из-за<br />
рубежа, но даже при максимальном значении в 75 млрд долл. США в 2008 году,<br />
иностранные инвестиции не превышали 5% ВВП (РОК) 5 .<br />
Наши предположения относительно роста ВВП одинаковы во всех трех сценариях,<br />
и в целом они ниже показателей, которые использовались Россией для разработки<br />
стратегических документов и планов развития энергетического сектора. Например,<br />
5. Несмотря на ограничения по участию в нефтегазовых проектах, значительная доля иностранных инвестиций<br />
попала в энергетический сектор: данные Росстата показывают, что 30% иностранных инвестиций в 2004-2010 годах<br />
поступило в нефтегазовый сектор и электроэнергетику.<br />
20 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
основной сценарий Энергетической стратегии России до 2030 года предполагает,<br />
что средний темп роста ВВП составит почти 5% в год (Институт энергетической<br />
стратегии, 2010 г.). Разница в прогнозах ВВП, безусловно, имеет большое влияние на<br />
энергетические потребности. Чтобы напрямую сравнить наши прогнозные оценки<br />
с предположениями в российских стратегических документах, мы рассмотрели<br />
сценарий с высоким ВВП, используя более оптимистичный прогноз роста ВВП,<br />
составленный Министерством экономического развития России (благоприятный<br />
сценарий экономического роста). Результаты представлены в Главе 9.<br />
Демографические тенденции в России вызывают обеспокоенность у политиков<br />
и служат фактором неопределенности в том, что касается будущего. Численность<br />
населения России сократилась примерно на 4% по сравнению с 1990 годом, т.е. с<br />
148 миллионов до 142 миллионов человек, хотя данные Росстата показывают, что темп<br />
демографического спада в последние годы замедлился. Наши сценарии предполагают,<br />
что население России продолжит сокращаться, но более медленными темпами, и<br />
к 2035 году достигнет 133 миллиона человек. Наши предположения находятся между<br />
показателями «высокого» и «низкого» сценариев Росстата, в которых население России<br />
к 2030 году составит соответственно 128 и 139 миллионов человек. В течение периода<br />
до 2035 года доля населения России, проживающего в городах, предположительно<br />
увеличивается с 73% до 78%. Результаты переписи 2010 года помогут лучше<br />
оценить демографическую ситуацию в России. Согласно предварительным данным,<br />
предоставленным во втором квартале <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> года, население России в 2010 году<br />
составило 142,9 миллиона человек. Данные также свидетельствуют о значительных<br />
региональных отклонениях в демографических тенденциях на территории России.<br />
Так, самый высокий темп сокращения численности населения отмечен на Дальнем<br />
Востоке.<br />
ВВП на душу населения (по ППС) в 2009 году составил 15 100 долл. США, что в два раза<br />
выше, чем в Китае, и в два раза ниже, чем в Европейском Союзе. Прогнозируемый<br />
средний темп роста ВВП на душу населения к 2035 году составляет 3,9% в год, что<br />
выше, чем темп роста ВВП в целом, вследствие ожидаемого сокращения численности<br />
населения. По нашим предположениям, с повышением уровня жизни будет расти как<br />
размер жилой площади, приходящейся на одного человека (со среднего показателя<br />
22 кв. м (м 2 ) в 2009 году до 38 м 2 в 2035 году), так и количество автомобилей –<br />
с 220 легковых автомобилей на 1000 человек в 2009 г. до 390 автомобилей на<br />
1000 человек в 2035 году).<br />
7<br />
Политические стратегии: энергетика и климат<br />
Энергетическая стратегия до 2030 года (Правительство РФ, 2009) представляет<br />
детальную комплексную концепцию долгосрочных стратегических приоритетов для<br />
развития энергетического сектора. Элементы стратегии уточняются и в некоторых<br />
случаях изменяются программами развития нефтяной, газовой и угольной отраслей<br />
и аналогичным документом для сектора электроэнергетики, принятого в 2008 и<br />
позднее измененного в 2010 году. В Энергетической стратегии постоянно поднимаются<br />
вопросы, связанные с инвестициями, эффективностью, безопасностью и надежностью.<br />
Глава 7 – Перспективы развития топливно-энергетического баланса России 21
Так, согласно Стратегии, в энергетическом балансе России к 2030 году должны<br />
произойти три ключевых изменения: снижение доли природного газа в структуре<br />
первичных топливно-энергетических ресурсов до менее 50%, увеличение доли<br />
нетопливных источников энергии в потреблении первичных топливно-энергетических<br />
ресурсов до 13-14 процентов к 2030 году (с нынешних 10%) и снижение энергоемкости<br />
ВВП. Энергетическая стратегия принимает многосценарный подход к оценке влияния<br />
различных уровней спроса и поставок в будущем. Сравнение с прогнозными оценками,<br />
изложенными в данном <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g>, представлено в Главе 9.<br />
Рыночная реформа в различных секторах энергетики России продвигается разными<br />
темпами. Либерализация внутренних рынков угля, нефти и оптовой продажи<br />
электроэнергии завершена, в то время как реформы других элементов<br />
электроэнергетического сектора (розничный рынок и рынок мощности) находятся на<br />
начальной стадии, как и деятельность по реформированию внутреннего газового<br />
сектора и сектора теплоснабжения. Взаимодействие компонентов энергетического<br />
сектора России происходит в условиях разных структур рынка и систем<br />
регулирования. Таким образом, анализ перспектив развития российской энергетики<br />
усложняется, и в него вносятся факторы неопределенности. Согласно нашему<br />
анализу, внутренние рынки угля, нефти и оптовой продажи электроэнергии останутся<br />
коммерчески конкурентоспособными, а остальные сферы будут постепенно<br />
реформироваться. Мы также предполагаем, что на протяжении всего<br />
прогнозируемого периода освоение нефтегазовых ресурсов и добыча сырья и далее<br />
будут осуществляться в основном российскими компаниями, как государственными,<br />
так и частными (см. Главу 8).<br />
Российские стратегии по энергоэффективности и энергоемкости и, в меньшей<br />
степени, обязательства страны сократить выбросы парниковых газов важны,<br />
чтобы сформулировать результаты исследований в этом выпуске <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g>. Согласно<br />
договоренностям, достигнутым в Копенгагене, Россия взяла на себя обязательство<br />
сократить свои выбросы к 2020 г. на 15-25% по сравнению с показателями 1990 года 6 .<br />
Наши прогнозы отражают реализацию этих намерений: нижний предел использован<br />
в качестве показателя обычного хода деятельности в Сценарии нынешних стратегий,<br />
20%-ная цель – в Сценарии новых стратегий, а высший предел – 25% – в Сценарии 450.<br />
Все эти показатели, по нашим предположениям, вполне достижимы, поэтому<br />
они не накладывают дополнительных стратегических ограничений на период<br />
до 2020 года (см. Главу 9). Снижение энергоемкости российского ВВП на 40% к<br />
2020 году по сравнению с показателями 2007 года, напротив, представляет собой<br />
гораздо более масштабную задачу. Эта цель была провозглашена Президентом<br />
России Д.А. Медведевым в 2008 году, и ее реализация могла бы повлечь за собой<br />
существенные изменения в сфере энергопотребления (подробнее см. раздел о<br />
потенциале энергосбережения).<br />
6. Целевые показатели в пределах этого диапазона зависят от того, насколько будет учтена роль российских лесов<br />
в качестве поглотителей углерода, и от того, примут ли на себя все страны, являющиеся основными источниками<br />
выбросов, имеющие юридическую силу обязательства.<br />
22 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Таблица 7.3•Основные прогнозные оценки для России по сценариям<br />
Сценарий новых стратегий Сценарий 450<br />
Цена на электричество<br />
и природный газ<br />
Производство<br />
электроэнергии<br />
Промышленность<br />
– Цены на газ для промышленности достигают<br />
к 2020 году паритета с экспортными ценами;<br />
постепенный рост цен на электроэнергию и<br />
газ для населения выше уровня инфляции.<br />
– Государственная поддержка секторов<br />
атомной и гидроэнергетики; механизм<br />
поддержки вводится для других<br />
возобновляемых источников энергии<br />
с 2014 года.<br />
– Меры по повышению эффективности,<br />
обусловленные ценами.<br />
– Снижение доли валовой добавленной<br />
стоимости в ВВП в пользу сферы услуг.<br />
– Так же как и в Сценарии новых стратегий,<br />
но с более высоким темпом роста цен на<br />
электроэнергию и газ для населения.<br />
– Внутренняя схема торговли квотами в<br />
электроэнергетике после 2020 г.<br />
– Более сильная поддержка ядерной<br />
энергетики и ВИЭ.<br />
– Внутренняя схема торговли квотами после<br />
2020 г.<br />
Транспорт<br />
Здания<br />
– Ускоренное развитие транспортных средств,<br />
работающих на природном газе.<br />
– Новые строительные нормы и правила,<br />
установка счетчиков и программы<br />
модернизации обусловливают повышение<br />
энергоэффективности отопления – на 50%<br />
выше, чем в Сценарии текущих стратегий.<br />
– Стандарты эффективности для оборудования<br />
и бытовых приборов.<br />
– Объем жилой площади на одного человека<br />
увеличивается с 22 м 2 до 38 м 2 .<br />
– Введение стандартов по топливной<br />
эффективности.<br />
– Так же как и в Сценарии новых стратегий,<br />
но с более значительным повышением<br />
эффективности отопления – она растет на<br />
150% по сравнению со Сценарием текущих<br />
стратегий.<br />
– Более строгие стандарты эффективности для<br />
зданий и оборудования.<br />
7<br />
Выбросы CO 2<br />
– Сокращение выбросов на 20% в 2020 году по<br />
сравнению с 1990 годом.<br />
– Сокращение выбросов на 25% в 2020 году по<br />
сравнению с 1990 годом.<br />
Поставки нефти и газа<br />
(все сценарии)<br />
– Режим налогообложения для нефти и газа сможет мобилизовать необходимые инвестиции.<br />
Таким образом нефтяные ресурсы каждого региона разрабатываются на соответствующем<br />
уровне и в соответствии с экономическими возможностями (см. Главу 8).<br />
– В 2014 году достигается цель по использованию попутного газа на 95%, т. е. сокращаются<br />
объемы факельного сжигания газа.<br />
Российское правительство поставило еще одну задачу на 2020 год – увеличить долю<br />
возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в структуре электроэнергетики до 4,5%. На<br />
данный момент эта цель не подкреплена ни законодательными, ни экономическими<br />
стимулами. В Сценарии новых стратегий она не достигается, хотя мы предполагаем,<br />
что механизм поддержки ВИЭ начнет действовать с 2014 года, содействуя более<br />
быстрому росту потребления энергии из возобновляемых источников ближе к концу<br />
прогнозируемого периода. В Сценарии 450 мы предполагаем более слаженные<br />
попытки внедрить технологии с низким уровнем выбросов как в энергетическом<br />
секторе, так и в других энергоемких секторах. Многие стратегии, рассматриваемые<br />
в Сценарии 450, взяты из Плана действий по выполнению Климатической доктрины<br />
Глава 7 – Перспективы развития топливно-энергетического баланса России 23
(Правительство РФ, <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>), который был принят в апреле <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> года 7 . Этот план<br />
устанавливает ряд мер для различных секторов российской экономики, включая<br />
экономические инструменты для ограничения выбросов парниковых газов в<br />
промышленности и энергетике. В связи с этим, мы предположили внутреннюю систему<br />
торговли квотами после 2020 года в Сценарии 450.<br />
Ценообразование в энергетике<br />
На протяжении последних лет Россия значительно изменила свой подход к<br />
ценообразованию как в электроэнергетическом, так и в газовом секторе, стимулируя<br />
инвестиции и повышение эффективности. В Сценарии новых стратегий мы<br />
предполагаем, что цены на электроэнергию для промышленности по-прежнему<br />
либерализованы. Цены на газ увеличиваются, достигая в 2020 году паритета с<br />
экспортными ценами за вычетом экспортных пошлин и транспортных расходов. Мы<br />
полагаем, что регулируемые цены на газ и электричество для населения растут со<br />
скоростью, превышающей темпы инфляции, и таким образом субсидии для населения<br />
сокращаются, но не ликвидируются полностью.<br />
В электроэнергетике полная либерализация оптового рынка произошла в январе<br />
<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> года. В результате промышленные потребители покупают электроэнергию<br />
по оптовым ценам, отражающим затраты 8 . Цены на электричество для населения<br />
по-прежнему контролируются правительством: регулируемые тарифы на<br />
электроэнергию определяются региональными энергетическими комиссиями в<br />
пределах границ, установленных Министерством экономики и Федеральной службой<br />
по тарифам. Система регулирования столкнулась с трудностями в 2010-<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> гг.<br />
вследствие значительного роста тарифов на услуги распределительных сетей, что<br />
привело к введению в <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> году дополнительных ограничений цен для конечных<br />
потребителей. Даже если в данном случае это ограничение было оправданным,<br />
чрезмерные и постоянные ценовые ограничения могут привести к искажению<br />
деятельности рынка и подорвать перспективы эффективного инвестирования.<br />
В газовом секторе Федеральная служба по тарифам устанавливает оптовые тарифы<br />
на природный газ для промышленности и электроэнергетики. Тарифы на газ и<br />
электроэнергию для населения устанавливаются на местном уровне региональными<br />
энергетическими комиссиями. Закон требует от «Газпрома» поставлять<br />
предварительно согласованные объемы газа потребителям по регулируемым<br />
ценам, независимо от прибыльности таких поставок. «Газпром» или независимые<br />
производители могут поставлять дополнительные объемы газа по более высоким<br />
ценам. Этот нерегулируемый сектор растет и сегодня на него приходится примерно<br />
одна треть внутренних поставок газа.<br />
7. План действий не поддерживается финансово и в основном носит скорее характер перечня тем для стратегических<br />
исследований (и возможно, дальнейшего внедрения их результатов), чем официально заявленных стратегических<br />
целей, которые можно было бы учесть и внести в Сценарий новых стратегий.<br />
8. Оптовый рынок не покрывает всю территорию России: существуют «неценовые зоны» (на них приходится примерно<br />
5% общего потребления), где из-за ограниченной конкуренции все цены остаются регулируемыми. Северная<br />
Сибирь не является частью объединенной энергосистемы и не включена в оптовую торговлю (Solanko, <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>).<br />
24 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Средняя цена на природный газ для российской промышленности в последние годы<br />
стабильно росла с 0,4 долл. США за миллион британских тепловых единиц (млн БТЕ) в<br />
2000 году до 2,8 долл. США/млн БТЕ в 2010 году. Начиная с 2007 года заявленной целью<br />
правительства стало приведение цен на газ для промышленности к паритету с чистыми<br />
экспортными ценами, т.е. увеличение цен до уровня экспортных цен «Газпрома» для<br />
Европы за вычетом экспортных пошлин и транспортных расходов. Поскольку цены<br />
для европейских потребителей не стоят на месте, даже существенное увеличение<br />
внутренних цен в определенные периоды не успевает за более быстрым ростом<br />
контрольных цен, которые частично индексируются по ценам на нефть в соответствии<br />
с условиями договоров долгосрочных поставок в Европу. Изначально достижение<br />
паритета планировалось на <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> год, но затем было перенесено на 2014–2015 гг., и<br />
мы предполагаем, что оно снова будет переноситься на более поздние сроки. Более<br />
того, существуют большие сомнения, останется ли достижение паритета с экспортными<br />
ценами, заявленное в период более низких цен на нефть, официальной целью<br />
стратегии ценообразования в газовом секторе.<br />
Альтернативой такому ценообразованию мог бы стать регулируемый ценовой<br />
максимум для внутреннего рынка. Другой альтернативой в случае дальнейших<br />
реформ внутреннего газового сектора могла бы быть прозрачная цена, обусловленная<br />
рынком и устанавливаемая на газовой бирже. Цена, установленная на такой бирже,<br />
будет отображать долгосрочные предельные затраты на поставку российского<br />
газа (и эффективная регулируемая цена будет установлена на аналогичном уровне).<br />
Предполагаемые предельные затраты на российские поставки варьируются в<br />
зависимости от региона, из которого поставляется газ, и действующей налоговой<br />
ставки, но наш анализ предполагает, что при таком подходе в 2020 году средняя<br />
внутренняя цена на газ установится на уровне примерно 5,5 долл. США/млн БТЕ (по<br />
курсу доллара 2010 года). Фактически этот показатель всего лишь чуть ниже показателя<br />
6,4 долл. США/млн БТЕ, полученного при обратном вычислении чистой экспортной<br />
стоимости (за точку отсчета принималась цена газа, импортируемого европейскими<br />
странами ОЭСР в 2020 году). Для целей нашего анализа предполагается, что среди<br />
задач государственного планирования останется повышение средней цены на газ<br />
для промышленных потребителей, и мы приняли чистую экспортную цену в качестве<br />
максимального предела для дальнейшего повышения цен. Таким образом, средняя<br />
цена на газ для промышленности в России достигает этого уровня (т.е. 6,4 долл. США /<br />
млн БТЕ) в 2020 году, после чего темп роста реальных цен замедлится до менее 1% в год.<br />
Затраты на энергоносители, выраженные в долях ВВП, выросли во всех секторах<br />
конечного потребления России: примерно с 4% ВВП в 2000 году до предполагаемых 11%<br />
в <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> г. (Рис. 7.4). Сравнение уровней затрат на энергоносители в различных странах<br />
может привести к неправильным выводам, поскольку необходимо учитывать разницу<br />
в климатических условиях и структуре ВВП, но сравнение тенденций за последние<br />
десять лет может быть вполне информативным. Затраты России на энергоносители,<br />
выраженные как доля в ВВП, приблизились к показателям Европейского Союза и<br />
Китая, а начиная с 2007 года превысили показатели Соединенных Штатов вследствие<br />
роста цен на газ и электричество на протяжении этого периода. Более того, тот факт,<br />
что Россия (с ее относительно низкими средними ценами для конечных потребителей)<br />
7<br />
Глава 7 – Перспективы развития топливно-энергетического баланса России 25
Рис. 7.4•Общие затраты на энергоносители в процентах ВВП<br />
13%<br />
11%<br />
9%<br />
Китай<br />
Европейский<br />
Союз<br />
Россия<br />
Соединенные<br />
Штаты Америки<br />
7%<br />
5%<br />
3%<br />
2000 2003 2006 2009 <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g><br />
Примечание: на рисунке приведены предварительные данные за 2010 г. и расчетные данные за <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> год.<br />
тратит более 10% своего ВВП на энергоносители, свидетельствует о том, до какой<br />
степени нерационально потребляется энергия. В связи с этим ценовые реформы<br />
должны сопровождаться повышением энергоэффективности, что позволит смягчить<br />
удар по семейным бюджетам населения и расходам промышленности.<br />
Потенциал энергосбережения<br />
Потенциал энергоэффективности у России намного больше, чем у подавляющего<br />
большинства других стран. То, как Россия использует этот потенциал на протяжении<br />
последующих десятилетий, повлияет на формирование энергетического баланса<br />
страны и поможет определить потребность в инвестициях для освоения<br />
месторождений и добычи сырья, а также количество ресурсов для экспорта.<br />
Энергоемкость российского ВВП (количество энергоресурсов, используемых для<br />
производства единицы российской продукции), достигнув максимального значения<br />
1996 году, снижается. Но, как признало Правительство Российской Федерации<br />
(Правительство РФ, 2010), это улучшение энергоемкости вызвано в основном<br />
структурными изменениями в экономике, т.е. уменьшением доли энергоемкой<br />
продукции в ВВП. Начиная с 2000 года только относительно небольшая часть этих<br />
изменений (одна пятая) обусловлена фактическим повышением эффективности<br />
энергопотребления. В то же время, несмотря на это улучшение, энергоемкость<br />
России все еще остается одной из самых высоких в мире. Высокая интенсивность<br />
энергопотребления отчасти объясняется размерами страны, ее долгими суровыми<br />
зимами и структурой промышленности, но даже с учетом этих трех факторов<br />
потенциал повышения энергоэффективности в России все еще огромен.<br />
Если бы в 2008 году все сектора российской экономики использовали энергоресурсы<br />
так же эффективно, как сопоставимые страны ОЭСР, потребление первичных ресурсов<br />
можно было бы сократить более чем на 200 млн т н.э. Это равноценно 30%<br />
энергопотребления страны в упомянутом году и суммарному ежегодному объему<br />
26 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
потребления первичных энергоресурсов в Великобритании. Такая картина более<br />
энергоэффективной России получается в результате детального сравнительного<br />
анализа дезагрегированных данных по энергопотреблению в России и странах ОЭСР в<br />
2008 году 9 (Рис.7.5). Даже при таком уровне сбережения энергоемкость России все еще<br />
превышает средний показатель стран ОЭСР на 60% (и на 85% – показатель Европейского<br />
Союза), что объясняется более энергоемкой структурой промышленности России<br />
и проживанием значительной части населения в регионах, имеющих высокие<br />
потребности в теплоснабжении 10 . Такой уровень энергосбережения помог бы России<br />
снизить свою энергоемкость практически до уровня Канады, являющейся членом<br />
ОЭСР, у которой среднегодовые температуры, а также доля энергетики и тяжелой<br />
промышленности в ВВП наиболее сходны с российскими показателями. Результаты<br />
этого анализа также можно рассматривать с другой точки зрения: текущий уровень<br />
энергопотребления в России мог бы в действительности обслуживать экономику<br />
значительно большего масштаба. Другими словами, при эффективной реализации<br />
политики повышения энергоэффективности экономический рост в будущем<br />
необязательно должен сопровождаться повышением энергопотребления.<br />
Рис. 7.5•Потенциал экономии первичных энергоресурсов в России по сравнению<br />
с показателями энергоэффективности в странах ОЭСР, 2008 г.<br />
7<br />
Млн т н. э.<br />
700<br />
600<br />
500<br />
400<br />
30%<br />
Уголь<br />
Нефть<br />
Газ<br />
Прочие ВИЭ<br />
300<br />
200<br />
100<br />
0<br />
2008 2008 с учетом потенциала<br />
энергосбережения<br />
9. Из-за кризиса 2009 год выбивается из общей картины,. поэтому в качестве базового года для анализа был<br />
выбран 2008 год. Те же подсчеты для 2009 года показали более низкий потенциал энергосбережения (немного<br />
меньше 200 млн т н. э.), но в процентном выражении энергосбережение осталось на том же уровне – 30%. Данные<br />
сравнили с показателями европейских стран ОЭСР во всех секторах и подсекторах, кроме тех, где проявляется<br />
влияние климата, например, повышенная потребность в отоплении для сектора зданий, – в таком случае<br />
для сравнения использовались Финляндия и Канада. При анализе использовались данные МЭА (IEA, 2010, <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>),<br />
ЮНИДО (UNIDO, 2010), ЦЭНЭФ (CENEF, 2008). По результатам анализа, проведенного Всемирным банком (World<br />
Bank, 2008) и Российской академией наук (2009), потенциал энергосбережения России определялся с учетом лучших<br />
имеющихся энергетических технологий (а не в сравнении со странами ОЭСР, которым также нужно повышать<br />
свою эффективность в различных секторах), и поэтому оказался еще более высоким.<br />
10. Сравнение текущих показателей энергоемкости выражено в виде общего спроса на первичные энергоресурсы,<br />
разделенного на ВВП (по ППС); тенденции будущего развития представлены с использованием ВВП при рыночном<br />
обменном курсе (РОК).<br />
Глава 7 – Перспективы развития топливно-энергетического баланса России 27
Потенциал энергосбережения первичных видов топлива равен практически<br />
180 млрд м 3 газа, 600 тыс. барр./день нефти и нефтепродуктов и более 50 млн т у.э.<br />
угля. Текущая стоимость такого объема сэкономленных ресурсов на международных<br />
рынках составляет около 70 млрд долларов США или 46% внутренних затрат<br />
России на энергоресурсы в 2008 году. Конечное потребление электроэнергии<br />
составляло бы на 170 тераватт-часов меньше нынешнего уровня, что эквивалентно<br />
мощности примерно 75 тепловых электростанций (ТЭС) с 400-мегаваттными<br />
газотурбинными установками 11 . Среди секторов конечного потребления наибольший<br />
потенциал энергосбережения приходится на сектор зданий (включая конечных<br />
потребителей в жилищно-коммунальном секторе и секторе услуг), за которым<br />
следуют промышленность и транспортный сектор (Рис. 7.6). Электроэнергетика и<br />
сектор теплоснабжения обладают высоким потенциалом экономии первичного<br />
топлива в связи с повышением эффективности процессов преобразования, передачи<br />
и распределения энергии, а также сокращением потребности в производстве<br />
электроэнергии и тепла для поставок конечным потребителям, использующим<br />
энергию более рационально.<br />
Рис. 7.6•Потенциал энергосбережения в России по секторам, 2008 г.<br />
Электро- и теплоснабжение<br />
Другие сектора энергетики<br />
Непрямая экономия*<br />
Энергопотребление<br />
Потенциал<br />
энергосбережения<br />
Факельное сжигание газа<br />
Конечное потребление<br />
Промышленность<br />
Транспорт<br />
Здания<br />
Прочее**<br />
-100 0 100 200 300 400<br />
Млн т н. э.<br />
*Непрямая экономия энергии – это дополнительное сокращение потребления первичных энергоресурсов, которое<br />
сопровождает экономию в секторе конечного потребления. Например, экономия 1 МВт·час электроэнергии в<br />
секторе зданий приведет к экономии первичного топлива, которое могло быть использовано для производства<br />
такого количества электроэнергии.<br />
**Включает сельское хозяйство и неэнергетическое использование.<br />
Среди ископаемых видов топлива наибольший потенциал экономии приходится<br />
на природный газ. Это объясняется повышением эффективности производства<br />
тепловой и электроэнергии, а также сокращением спроса на электроэнергию за<br />
счет более рационального ее использования в экономике. В то же время сектор<br />
зданий также обладает значительной долей потенциала (Рис. 7.7). Принимая во<br />
внимание большие масштабы спроса на российский газ, стратегии, отражающиеся на<br />
11. Предполагается, что коэффициент загрузки тепловых электростанций составляет 65%.<br />
28 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Рис. 7.7•Потенциал экономии природного газа в России, 2008 г.<br />
Спрос на газ в 2008 г.<br />
Электро- и теплоснабжение<br />
Другие сектора энергетики<br />
Потенциал экономии<br />
Потенциал сокращения спроса на газ<br />
Промышленность<br />
Транспорт<br />
Здания<br />
Прочее*<br />
160 млрд м 3<br />
Непрямая экономия**<br />
Факельное сжигание газа***<br />
177 млрд м 3 Новый спрос на газ<br />
-200 -100 0 100 200 300 400 500<br />
Млрд м 3<br />
* Включает сельское хозяйство и неэнергетическое использование.<br />
** Непрямая экономия энергии – это дополнительное сокращение первичного потребления газа, которое<br />
сопровождает экономию в секторе конечного потребления.<br />
*** Факельное сжигание газа, т.е. непродуктивное использование газа, не учитывается в спросе на газ, и поэтому<br />
экономия в этой сфере отображена только в общем потенциале сбережения.<br />
7<br />
потреблении газа, сильно влияют на инвестиционные потребности в секторе газовых<br />
поставок, а также на наличие газа для экспорта. Возможная экономия газа в объеме<br />
почти 180 млрд м 3 (в том числе вследствие уменьшения спроса на газ и в результате<br />
сокращения объемов факельного сжигания газа) эквивалентна планируемому<br />
стабильному уровню добычи на трех крупнейших месторождениях полуострова Ямал<br />
вместе взятых (Бованенковском, Харасавэйском и Южно-Тамбейском). Этот уровень<br />
также близок к объему чистого экспорта российского природного газа в 2010 году (или<br />
120% чистого экспорта в 2009 году).<br />
Несмотря на выборочное инвестирование в более эффективное энергопотребление<br />
в России, в частности в ориентированные на экспорт отрасли промышленности,<br />
а также рост тарифов на газ и электроэнергию с 2000 года, на сегодняшний день<br />
искоренение практики расточительного использования энергетических ресурсов,<br />
установившейся в советские времена, происходит очень медленно. В действительности<br />
оказалось сложным реализовать даже малую часть российского потенциала<br />
энергосбережения. Ценам еще предстоит подняться до уровня, достаточного, чтобы<br />
вызвать широкомасштабное повышение эффективности. Таким образом, во многих<br />
случаях, даже невзирая на имеющийся технический потенциал энергосбережения,<br />
инвестиции в энергоэффективность характеризуются длительным периодом<br />
окупаемости и неопределенной нормой прибыли. С этим связана еще одна проблема<br />
данной сферы – отсутствие данных и недостаточный уровень осведомленности,<br />
из-за чего население и предприятия либо не знают о потенциальных преимуществах<br />
от инвестирования в эффективность, либо недооценивают их. Нередко даже после<br />
определения многообещающих инвестиционных проектов по энергоэффективности<br />
российские рынки капитала не финансируют появляющиеся возможности. Кроме<br />
Глава 7 – Перспективы развития топливно-энергетического баланса России 29
того, существует потребность в специальных знаниях по энергоэффективности среди<br />
энергопотребляющих учреждений. Знания также необходимы, чтобы поддержать рост<br />
в новом секторе энергетических услуг.<br />
Начиная с 2009 года стремительно развиваются стратегия и нормы регулирования<br />
в сфере повышения энергоэффективности. До этого момента, за исключением<br />
краткосрочного оживления деятельности в этой сфере в конце 1990-х, никаких<br />
систематических действий по внедрению стратегий энергоэффективности<br />
на национальном уровне не проводилось. Некоторые инициативы исходили от<br />
городских и региональных властей, но в промышленности и среди населения меры<br />
по энергоэффективности предпринимались отчасти в ответ на растущие цены на<br />
газ и электричество, а в большей степени в ответ на необходимость замены старого<br />
оборудования и механизмов, у которых заканчивался срок эксплуатации. Однако<br />
признание энергоэффективности стратегическим приоритетом со стороны Президента<br />
России Дмитрия Медведева, и в частности заявленная цель сократить энергоемкость<br />
на 40% к 2020 году (по сравнению с уровнем 2007 года), дали новый импульс<br />
национальной политике 12 .<br />
Основные меры по стимулированию более эффективного энергопотребления<br />
изложены в базовом законе об энергоэффективности 2009 года и Государственной<br />
программе по энергосбережению и повышению энергетической эффективности<br />
на период до 2020 года (Правительство РФ, 2010), которая была принята в конце<br />
2010 года и сегодня находится на ранней стадии внедрения. Хотя в стратегии все еще<br />
имеются недоработки, а государственным институтам не хватает потенциала для<br />
эффективного внедрения политики, сегодня реализуются и разрабатываются меры,<br />
касающиеся обязательной установки счетчиков электроэнергии на промышленных<br />
предприятиях и в жилых домах, внедрения стандартов по энергоэффективности<br />
для оборудования и бытовых приборов, введения строительных норм и<br />
правил по энергоэффективности, осуществления обязательного энергонадзора<br />
среди крупных потребителей энергии и обязательного сокращения удельных<br />
энергозатрат в общественных зданиях. Кроме того, осуществляется целевая<br />
федеральная поддержка в сфере развития и внедрения региональных программ<br />
энергоэффективности, а крупным предприятиям для этих целей предоставляются<br />
федеральные гарантии.<br />
Требования закона об энергоэффективности, для которых разработаны механизмы<br />
реализации, учтены в Сценарии нынешних стратегий. Частичное внедрение<br />
Государственной программы учитывается в Сценарии новых стратегий, а более<br />
полное – в Сценарии 450. Считается, что в рамках программы энергоэффективности<br />
12. МЭА подготовило рекомендации по реализации стратегии энергоэффективности в 25 сферах деятельности<br />
для стран Большой восьмерки и оценило прогресс этих стран относительно контрольных показателей (IEA, 2009).<br />
Россия получила оценку «полное и адекватное внедрение» только в 10% сфер деятельности, а примерно в одной<br />
трети сфер не было замечено признаков планирования мер или начала их внедрения. Однако новый цикл<br />
оценивания, проведенный российским Центром по эффективному использованию энергии (Bashmakov, <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>),<br />
показал, что с 2009 г Россия достигла значительных успехов в принятии соответствующих нормативно-правовых<br />
актов.<br />
30 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
меры государственного регулирования (например более строгие строительные<br />
нормы и правила), могут более успешно влиять на энергопотребление, чем<br />
меры (например касающиеся энергопотребления в промышленности), которые,<br />
опираясь на ограниченные государственные средства, должны привлечь<br />
частные инвестиции в значительно больших объемах 13 . При уточнении наших<br />
предположений относительно темпов повышения энергоэффективности в Сценарии<br />
новых стратегий, мы приняли во внимание институциональный потенциал и наличие<br />
специальных знаний, необходимых для полноценного внедрения программы по<br />
энергоэффективности, а также данные о невыполнении задач, поставленных в<br />
предыдущей программе 14 .<br />
Перспективы развития<br />
топливно-энергетического баланса России<br />
Краткий обзор<br />
Общий спрос на первичные энергоресурсы в России постепенно растет как в Сценарии<br />
новых стратегий (средний темп роста 1% в год с 2009 по 2035 год), так и в Сценарии<br />
нынешних стратегий (более высокий темп – 1,3% в год). По Сценарию нынешних стратегий<br />
к концу прогнозируемого периода в 2035 году Россия потребляет больше энергии, чем<br />
в первый год независимости страны (910 млн т н.э. против 872 млн т н.э. в 1991 году).<br />
По Сценарию новых стратегий показатель энергопотребления в 2035 году составляет<br />
830 млн т н.э., что намного ниже, чем в 1991 году. В Сценарии 450 общий спрос на<br />
первичные энергоресурсы растет намного умереннее, всего лишь на 0,4% в год (Рис. 7.8),<br />
и достигает уровня 720 млн т н.э. в 2035 году, что на 20% ниже, чем в Сценарии нынешних<br />
стратегий 15 .<br />
Вместе с прогнозируемым постепенным сокращением численности населения<br />
России эти тенденции приводят к существенной разнице между показателями<br />
энергопотребления на душу населения в трех сценариях: составляя 4,6 т н.э. на<br />
одного человека в 2009 году, энергопотребление на душу населения постепенно<br />
растет на протяжении прогнозируемого периода и в 2035 году составляет 5,4 т н.э. в<br />
7<br />
13. Предполагается, что федеральное финансирование программы по энергоэффективности на период с <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> по<br />
2020 год в целом составит 70 млрд рублей (2,5 млрд долл. США). Эта сумма составляет менее 1% от ожидаемого<br />
объема общих затрат в размере 9500 млрд рублей (340 млрд долл. США). Предполагается, что региональные<br />
бюджеты внесут еще 6,5% общей суммы, но подавляющее большинство средств (оставшиеся 93%) должно<br />
поступить из небюджетных источников, т. е. кредиты и международные займы или инвестиции от юридических<br />
и физических лиц.<br />
14. Федеральная целевая программа «Энергоэффективная экономика на 2002-2005 гг. и на период до<br />
2010 года»,принятая в 2001 году.<br />
15. Темпы роста энергопотребления будут ниже, если проводить расчеты с 2010 по 2035 год и таким образом<br />
исключить последствия кризиса 2009 года. В этом случае среднегодовой рост спроса на энергоносители<br />
сокращается до 0,8% по Сценарию новых стратегий, до 1,1% по Сценарию нынешних стратегий, и до 0,2% по<br />
Сценарию 450.<br />
Глава 7 – Перспективы развития топливно-энергетического баланса России 31
Рис. 7.8•Общий спрос на первичные энергоресурсы по различным сценариям<br />
Млн т н. э.<br />
950<br />
900<br />
850<br />
800<br />
750<br />
700<br />
650<br />
600<br />
550<br />
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035<br />
Сценарий нынешних<br />
стратегий<br />
Сценарий новых<br />
стратегий<br />
Сценарий 450<br />
Сценарии 450; 6,3 т н.э. на душу населения в Сценарии новых стратегий, и 6,8 т н.э.<br />
в Сценарии нынешних стратегий. Для сравнения: соответствующий показатель для<br />
Европейского Союза в 2009 году составил 3,3 т н.э. на одного человека и остается<br />
неизменным в течение всего периода до 2035 года.<br />
Оценка энергосбережения<br />
В Сценарии новых стратегий предполагается, что более высокие цены на энергоресурсы,<br />
усовершенствованная энергетическая политика и законодательная база, а также<br />
прогресс в реализации Государственной программы по энергосбережению и<br />
повышению энергетической эффективности на период до 2020 года помогут сдержать<br />
рост энергопотребления. Результаты в каждом секторе варьируются 16 , но суммарное<br />
энергосбережение на протяжении прогнозируемого периода по данному сценарию<br />
в сравнении со Сценарием нынешних стратегий составляет 715 млн т н.э – это<br />
больше, чем текущее энергопотребление страны за год. Такая экономия также<br />
позволяет сократить общие расходы российских потребителей на оплату услуг<br />
энергоснабжения (Вставка 7.2).<br />
Вставка 7.2•Каковы выгоды от повышения энергоэффективности<br />
Должным образом разработанные меры по повышению энергоэффективности<br />
сэкономят и деньги, и энергоресурсы. Даже если меры, предусмотренные в<br />
Сценарии новых стратегий, не помогут в полной мере реализовать потенциал<br />
энергосбережения России, то приведут к значительному сокращению<br />
расходов промышленных предприятий и населения России на оплату<br />
услуг энергоснабжения. На протяжении 2010-2035 гг. суммарные расходы<br />
на энергоносители во всех секторах конечного потребления в России на<br />
16. Далее в настоящей главе более подробно рассматриваются стратегии и оценки для каждого из секторов (электроэнергетики<br />
и теплоснабжения, промышленности, транспорта и зданий).<br />
32 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
230 млрд долл. США меньше (по курсу доллара 2010 года) в Сценарии<br />
новых стратегий, чем в Сценарии нынешних стратегий. Годовой уровень<br />
энергосбережения на протяжении прогнозируемого периода растет и к<br />
2035 году достигает более 25 млрд долл. США в год, что составляет почти<br />
1% прогнозируемого ВВП (РОК). Энергосбережение повышается, несмотря<br />
на предположение, что цены на энергоресурсы в Сценарии нынешних<br />
стратегий растут медленнее. Наибольшую выгоду получит население, сектор<br />
услуг и сельское хозяйство, которые в общей сложности сэкономят более<br />
100 млрд долл. США, промышленность сэкономит еще 90 млрд долл. США.<br />
Повышение энергоэффективности будет выгодно и для транспортного сектора.<br />
В то же время влияния стратегий и мер, рассмотренных в Сценарии новых стратегий,<br />
недостаточно, чтобы воспользоваться всеми потенциальными выгодами<br />
энергосбережения. Согласно Сценарию новых стратегий, если бы в 2035 году<br />
энергоэффективность во всех секторах в России соответствовала предполагаемым<br />
уровням в странах ОЭСР, российский потенциал энергосбережения составил бы<br />
150 млн т н.э., или 18% прогнозируемого потребления первичных энергоресурсов<br />
(Рис. 7.9). Такой потенциал энергосбережения в Сценарии новых стратегий – шаг<br />
вперед по сравнению с 2008 годом, когда потенциал энергосбережения<br />
относительно показателей энергоэффективности стран ОЭСР оценивался в 30%<br />
потребления первичных энергоресурсов, но это ниже показателя, к которому<br />
стремится Россия.<br />
7<br />
Рис. 7.9•Потенциал энергосбережения России на основе данных<br />
энергоэффективности для сопоставимых стран ОЭСР<br />
в Сценарии новых стратегий, 2008 и 2035 годы<br />
лн т н.э.<br />
900<br />
800<br />
700<br />
00<br />
500<br />
00<br />
300<br />
200<br />
100<br />
0<br />
Спрос<br />
на первичные<br />
энергоресурсы<br />
–30%<br />
С учетом<br />
потенциального<br />
энергосбережения<br />
Спрос<br />
на первичные<br />
энергоресурсы<br />
–18%<br />
С учетом<br />
потенциального<br />
энергосбережения<br />
Прочие В Э<br />
иомасса<br />
и отходы<br />
Гидроэнергия<br />
Атомная<br />
энергия<br />
Газ<br />
Нефть<br />
голь<br />
Примечание: данные за 2008 год соответствуют данным на Рис. 7.5. Данные за 2035 год являются упрощенной<br />
версией того же анализа, т. е. контрольные показатели ОЭСР применялись для большинства секторов, кроме тех,<br />
которые напрямую подвержены влиянию климатических факторов – в этих случаях для сравнения использованы<br />
показатели Канады и Финляндии.<br />
Глава 7 – Перспективы развития топливно-энергетического баланса России 33
Относительно умеренный темп повышения энергоэффективности, прогнозируемый<br />
в Сценарии новых стратегий, отчасти объясняется предполагаемым темпом роста<br />
ВВП, который не позволит быстро осуществить обновление и замену основных<br />
производственных фондов России. Другой фактор связан с имеющимися пробелами в<br />
энергетической политике. Несмотря на стремление России реализовать масштабные<br />
стратегические цели, а именно сократить энергоемкость на 40% к 2020 году, все<br />
меры, которые потребуются для их реализации, еще предстоит ввести в действие, а<br />
в некоторых случаях и разработать. Примером последнего является транспортный<br />
сектор, где за последние годы наблюдаются самые высокие темпы роста спроса<br />
на энергоресурсы, но для которого до сих пор не разрабатываются стандарты,<br />
способствующие повышению эффективности использования топлива или другие меры<br />
по повышению энергоэффективности. Как показывает наш анализ, чтобы в большей<br />
степени реализовать свой потенциал энергоэффективности (в том числе достичь<br />
сокращения энергоемкости к 2020 году), России необходимо осуществить дальнейшие<br />
рыночные реформы как в энергетике, так и в экономике в целом. Потребуется также<br />
усилить меры, направленные на более полное отражение затрат и внешних факторов<br />
в ценах на энергоресурсы.<br />
Еще более серьезная проблема, с которой сталкиваются многие страны мира, состоит<br />
в том, чтобы обеспечить эффективное внедрение стратегий и мер. С 2009 года<br />
Россия ускоренными темпами внедряет стратегию и систему нормативно-правового<br />
регулирования для повышения энергоэффективности, но нет никаких гарантий того,<br />
что эти инвестиции быстро окупятся в столь же короткий срок. Опыт стран ОЭСР<br />
показывает, что устранить различные препятствия организационного, финансового<br />
и поведенческого характера нелегко (IEA, 2009). Несмотря на усилия, особенно<br />
со стороны Россий ского энергетического агентства, развить институциональный<br />
потенциал России и повысить уровень знаний об энергоэффективности, особенно среди<br />
сотрудников Российского энергетического агентства, этот процесс все еще находится на<br />
начальной стадии и потребует постоянной финансовой поддержки и людских ресурсов.<br />
Предварительные результаты показывают, что некоторые важные аспекты стратегии<br />
энергоэффективности, например, региональные программы энергоэффективности и<br />
энергоаудит промышленных предприятий, постепенно внедряются, но по времени<br />
отстают от изначально разработанных планов. Контроль над реализацией политики<br />
и ее оценка, которые являются главным элементом любой успешной стратегии<br />
повышения энергоэффективности, осложняются из-за отсутствия данных по энергетике.<br />
Насколько быстро Россия сможет реализовать свою цель по сокращению энергоемкости,<br />
зависит не только от цен на энергоресурсы и стратегий. Темпы экономического<br />
роста и структурных преобразований в экономике, т.е. уход от энергоемких видов<br />
промышленности, существенно повлияют на соотношение энергопотребления и ВВП.<br />
Как уже указывалось выше, эти два фактора стали основной причиной снижения<br />
энергоемкости в период с 2000 по 2008 год. По нашему предположению, ВВП в<br />
последующие годы растет медленнее, чем в период с 2000 по 2008 год, и сдерживает<br />
темп структурных преобразований. Таким образом фактическое повышение<br />
энергоэффективности играет все более важную роль в достижении желаемого уровня<br />
34 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
энергоемкости. В Сценарии новых стратегий сокращение энергоемкости на 40% к<br />
2020 году (по отношению к уровню 2007 года), к которому стремится российское<br />
правительство, достигается в 2028 году (Рис. 7.10), а в Сценарии 450 – в 2025 году 17 .<br />
В то время как благодаря прогнозируемому снижению энергоемкости разрыв между<br />
Россией и странами ОЭСР и Европейского Союза сокращается, предполагаемые темпы<br />
изменений в России ниже, чем в других быстро развивающихся странах (БРИКС). Россия<br />
снизит энергоемкость своего ВВП наполовину в период между 2009 и 2035 годами, в то<br />
время как сокращение энергоемкости в других странах БРИКС (Бразилия, Индия, Китай<br />
и ЮАР) за этот же период составит 56%.<br />
Рис. 7.10•Энергоемкость по потреблению первичных энергоресурсов в России,<br />
странах БРИКС и Европейском Союзе в Сценарии новых стратегий<br />
Т н. э. / тыс. долларов ВВП<br />
(по курсу доллара 2010 года, РОК)<br />
0,7<br />
0,6<br />
0,5<br />
0,4<br />
0,3<br />
0,2<br />
0,1<br />
Цель 40%<br />
Россия<br />
БРИКС (без России)<br />
Европейский Союз<br />
7<br />
0<br />
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035<br />
Примечание: страны БРИКС – Бразилия, Россия, Индия, Китай и ЮАР.<br />
Тенденции развития внутреннего топливно-энергетического баланса<br />
по видам топлива<br />
На данный момент ископаемые виды топлива являются наиболее важным источником<br />
поставок энергоносителей в России и, по нашим оценкам, в Сценарии новых<br />
стратегий ситуация не изменится на протяжении всего прогнозируемого периода.<br />
В 2009 году на ископаемое топливо приходилось 90% общих поставок первичных<br />
энергоресурсов – незначительное сокращение с 93% в 1991 году. Предполагается, что,<br />
по мере постепенного роста доли атомной энергии и ВИЭ, доля ископаемого топлива<br />
продолжает уменьшаться на протяжении всего прогнозируемого периода и к 2035 году<br />
достигает 85% (Рис. 7.11).<br />
В отношении ископаемых видов топлива главным стратегическим вопросом, которому<br />
уделяется особое внимание в Энергетической стратегии до 2030 года, является<br />
17. При условии форсированного развития менее энергоемких секторов, таких как легкая промышленность и<br />
сектор услуг, достичь этой цели можно раньше. Влияние более высокого роста ВВП на энергетический сектор<br />
рассматривается в Главе 9.<br />
Глава 7 – Перспективы развития топливно-энергетического баланса России 35
Рис. 7.11•Первичный спрос на энергоносители в России по видам топлива<br />
согласно Сценарию новых стратегий<br />
лн т у.э.<br />
1 000<br />
800<br />
600<br />
400<br />
200<br />
Прочие В Э<br />
Гидроэнергия<br />
томная<br />
энергия<br />
Газ<br />
ефть<br />
голь<br />
0<br />
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035<br />
доля природного газа в структуре первичных топливно-энергетических ресурсов.<br />
Она увеличилась с 43% в 1991 году до 54% в 2009 году, а внутреннее потребление<br />
природного газа в России восстановилось практически до уровня начала 1990-х.<br />
В то же время спрос на нефть и уголь в стране почти наполовину меньше, чем в<br />
1991 году. Рост спроса на природный газ в 1990-х стимулировался внутренней ценовой<br />
политикой, которая удерживала низкую цену на газ в основном для того, чтобы<br />
справиться с последствиями постсоветского экономического кризиса в социальной<br />
сфере и промышленности, в то время как произошла либерализация цен на уголь<br />
и нефть. Повышение цен на природный газ, начиная с 2000 года, должно было<br />
ограничить рост потребления, а также помочь обеспечить необходимые инвестиции<br />
в новые добывающие мощности. Однако рост потребления природного газа в России<br />
не прекратился – его темп составил в среднем 1,4% в год в период с 2000 по 2010 гг.<br />
В Энергетической стратегии 2009 года была поставлена цель сократить долю<br />
природного газа в структуре внутреннего потребления топливно-энергетических<br />
ресурсов с нынешних 54% до 46-47% в 2030 году.<br />
В Сценарии новых стратегий потребление природного газа растет более умеренными<br />
темпами – в среднем на 0,8% в год на протяжении периода с 2009 по 2035 гг., и в<br />
2035 году достигает 530 млрд м 3 . При этом природный газ продолжает доминировать<br />
в структуре топливно-энергетического баланса. Годовой спрос на уголь остается в<br />
пределах 155-175 млн т у.э. на протяжении прогнозируемого периода, в то время<br />
как спрос на нефть увеличивается до 3,2 млн барр./день. Если сравнить структуру<br />
потребления топливно-энергетических ресурсов, используя наши оценки для 2030 г.,<br />
а не для 2035 г., с целевыми показателями, изложенными в Энергетической стратегии<br />
до 2030 г., мы увидим, что доля природного газа в 2030 году по оценкам <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g> составляет<br />
53% – это значительно выше 46-47%, намеченных в Энергетической стратегии.<br />
Соответственно, рассчитанные в <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g> доли и угля, и нефти ниже соответствующих<br />
показателей в Энергетической стратегии: 19% для нефти (в сравнении с 22%) и 15% для<br />
угля (в сравнении с 18-19%).<br />
36 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Согласно нашему анализу, даже рост цен не сможет поколебать сильную конкурентную<br />
позицию природного газа в России (Вставка 7.3), и он продолжает доминировать<br />
в структуре топливного баланса. Для того чтобы уголь или другие конкурирующие<br />
виды топлива смогли ощутимо уменьшить рыночную долю газа, соотношение цен<br />
на эти энергоносители должно еще более увеличиться. Преимущество природного<br />
газа состоит в том, что он является доминирующим топливом в крупнейших<br />
регионах европейской части России, где наблюдается самый высокий спрос на<br />
энергоносители среди промышленности и населения. Там, где разница цен является<br />
минимальной, газ остается предпочитаемым видом топлива для нового оборудования<br />
в электроэнергетике и промышленности в силу его универсальности и экологических<br />
характеристик. В жилищно-коммунальном секторе уголь не считается приемлемой<br />
конкурентоспособной альтернативой газу. Альтернативное использование угля в<br />
промышленности или в электроэнергетике сталкивается с жесткими ограничениями,<br />
которые ослабляют его конкурентную позицию. Эти ограничения в основном связаны со<br />
значительной удаленностью ведущих центров угледобычи в Сибири от главных центров<br />
спроса в европейской части России и, соответственно, высокими транспортными<br />
расходами. В некоторой степени аналогичные соображения касаются гидроэнергетики,<br />
потенциал которой также главным образом сконцентрирован в Сибири (см. Главу 8).<br />
7<br />
Вставка 7.3•Более высокие цены на газ, энергоэффективность<br />
и переход на альтернативные виды топлива<br />
Рост цен на газ для промышленности в России повлияет на эффективность<br />
потребления природного газа, а также на его привлекательность по сравнению с<br />
другими энергоносителями. При определенном уровне цен крупным потребителям<br />
природного газа в промышленности и электроэнергетике будет выгоднее перейти на<br />
альтернативные виды топлива, а именно на российский уголь. Средняя цена на газ<br />
для промышленности в России в 2010 году составила 2,8 долл. США / млн БТЕ.<br />
В Сценарии новых стратегий эта цена в 2020 году увеличивается до уровня,<br />
эквивалентного прогнозируемой экспортной цене на российский газ за вычетом<br />
экспортных пошлин и транспортных расходов, и достигает 6,4 долл. США / млн БТЕ<br />
(230 долл. США за 1 000 м 3 ; все цены в реальном выражении по курсу доллара<br />
2010 года). Реальные цены после 2020 г. растут более умеренно – менее чем на 1%<br />
в год. Средняя цена с доставкой на энергетический уголь для промышленности<br />
остается на уровне 50-60 долл. США за тонну на протяжении всего прогнозируемого<br />
периода, что вполовину меньше цены на природный газ в пересчете на<br />
энергетический эквивалент.<br />
Хотя частичная замена природного газа, который сегодня используется на<br />
внутреннем рынке, углем кажется хорошим выходом, более внимательное<br />
изучение ситуации дает понять, что в действительности такой переход может быть<br />
ограничен вследствие региональных различий в транспортных расходах. Нынешняя<br />
средняя цена на энергетический уголь удерживается на низком уровне в результате<br />
того, что основная доля поставок угля осуществляется на относительно короткие<br />
Глава 7 – Перспективы развития топливно-энергетического баланса России 37
расстояния от основных центров угледобычи в Сибири. Однако чтобы уголь завоевал<br />
значительную долю рынка природного газа, он должен составить ему конкуренцию<br />
и в европейской части России, где наблюдается самая высокая плотность населения<br />
и сконцентрирована основная часть промышленных предприятий (Центральный<br />
и Приволжский федеральные округа на Рис. 7.3). Транспортировка угля через всю<br />
страну значительно повышает его стоимость с учетом доставки. При дополнительных<br />
затратах на транспортировку железнодорожным транспортом, составляющих как<br />
минимум 30 долл. США за тонну, цена энергетического угля для промышленности<br />
или электростанций, находящихся в центре европейской части России, увеличивается<br />
до 80-90 долл. США за тонну.<br />
При таком уровне цен преимущество угля перед газом уже не столь очевидно. Кроме<br />
того, при производстве электроэнергии путем сжигания угля достигается меньшая<br />
конверсионная эффективность, чем у природного газа. Мы проанализировали<br />
долгосрочные предельные затраты на производство электроэнергии в России, и<br />
по нашим оценкам цена на газ должна вырасти до 7,5 долл. США / млн БТЕ, чтобы<br />
при цене 85 долл. США за тонну энергетического угля в европейской части России<br />
угольная электрогенерация была конкурентоспособной. В Сценарии новых стратегий<br />
средние цены на природный газ в России не достигают этого уровня ни на одном<br />
промежутке прогнозируемого периода. В результате шансов на переход с газа на<br />
уголь в электроэнергетике мало (а в секторе конечного потребления признаков<br />
такого перехода нет вообще).<br />
В настоящее время неископаемые виды топлива в российском энергетическом<br />
балансе представлены преимущественно атомной энергетикой – она обеспечивает<br />
7% спроса на первичные энергоресурсы. Доля ВИЭ небольшая и составляет 3%,<br />
которые в основном приходятся на гидроэлектроэнергетику (2%). Предполагается, что<br />
на протяжении периода до 2035 г. сектор альтернативных источников энергии растет<br />
быстрее, чем сектор ископаемого топлива. Доля атомной энергетики увеличивается<br />
в среднем на 2% в год, использование ВИЭ растет на 4% в год, при этом доля ВИЭ,<br />
не относящихся к гидроэлектроэнерегике, начав с очень низкого показателя, растет<br />
очень быстро. В результате в 2035 году суммарная доля атомной энергетики и ВИЭ в<br />
Сценарии новых стратегий увеличивается с нынешних 9% до 15% (13,5% в 2030 году,<br />
что согласуется с 13-14%, намеченными в Энергетической стратегии).<br />
Тенденции развития внутреннего топливно-энергетического баланса<br />
по секторам<br />
Рост спроса на энергоресурсы в России с 2000 года сильно варьировался по секторам.<br />
Годовое энергопотребление в секторе зданий (включая жилые здания и здания<br />
сферы услуг) ежегодно сокращалось в среднем на 0,9% в течение последних<br />
десяти лет. Энергопотребление в промышленности оставалось на одном уровне на<br />
протяжении последнего десятилетия. В наибольшей степени рост общего спроса<br />
38 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
спровоцирован транспортным сектором, где потребление ежегодно росло на 3,1% 18 .<br />
В тепло- и электроэнергетике наблюдались неоднородные тенденции: производство<br />
электроэнергии увеличивалось почти на 2% в год, в то время как централизованное<br />
теплоснабжение сокращалось в среднем на 1%.<br />
Предполагается, что в Сценарии новых стратегий спрос на энергоресурсы в<br />
транспортном секторе продолжает быстро расти, хотя темп роста замедлится и составит<br />
в среднем 1,3% в год (Рис. 7.12). За транспортным сектором следуют энергопотребление<br />
в промышленности и в секторе тепло- и электроэнергетики. Наименьший темп<br />
роста спроса на энергоресурсы наблюдается в секторе зданий (включая жилые<br />
здания и здания сферы услуг), что свидетельствует об очень высоком потенциале<br />
энергосбережения в этом секторе и отчасти о влиянии новых стратегий повышения<br />
энергоэффективности.<br />
Рис. 7.12•Прирост спроса на энергоресурсы по секторам и видам топлива<br />
в Сценарии новых стратегий, 2009-2035 гг.<br />
–0,3% 0% 0,3% 0,6% 0,9% 1,2% 1,5%<br />
Электро- и теплоэнергетика<br />
Другие сектора энергетики<br />
Промышленность<br />
Транспорт<br />
Здания<br />
Прочее<br />
–20 0 20 40 60 80 100<br />
Млн т н. э.<br />
* Совокупный среднегодовой темп роста.<br />
Конечное потребление<br />
Уголь<br />
Нефть<br />
Газ<br />
Атомная энергия<br />
Гидроэнергия<br />
Биомасса<br />
Прочие ВИЭ<br />
Электричество<br />
Тепловая энергия<br />
Среднегодовой<br />
темп роста<br />
(правая ось)*<br />
7<br />
Электро- и теплоэнергетика<br />
Электроэнергетический сектор в России является четвертым по величине в мире после<br />
Соединенных Штатов, Китая и Японии, и вместе с обширными тепловыми сетями<br />
составляет основу российской экономики. Электроэнергетические и тепловые системы,<br />
соединенные многочисленными теплоэлектроцентралями (ТЭЦ), сталкиваются с<br />
одинаковыми проблемами устаревающей инфраструктуры, хотя, по сути, на<br />
протяжении последних двух десятилетий шли разными путями развития. Спрос на<br />
электроэнергию вырос почти до уровня 1991 года, а структура и функционирование<br />
промышленности были преобразованы в результате масштабной, хотя и не полной,<br />
либерализации рынка. Централизованное теплоснабжение, напротив, сократилось<br />
примерно на 40% от уровня 1991 года. Прогнозы роста в данном секторе очень<br />
18. Данные представлены для периода 2000-2010 гг. с использованием предварительных данных за 2010 год;<br />
темпы роста за период 2000-2009 гг. ниже из-за влияния финансово-экономического кризиса.<br />
Глава 7 – Перспективы развития топливно-энергетического баланса России 39
умеренные, хотя большинство ТЭЦ перешли в частную собственность, разработке и<br />
внедрению реформ для решения конкретных проблем сектора почти не уделялось<br />
внимания.<br />
Предполагается, что реформа российского рынка электроэнергии, начавшаяся<br />
в 2003 году, окажет значительное влияние на энергетический сектор России и<br />
долгосрочное экономическое развитие. Это была одна из наиболее смелых из когдалибо<br />
проводившихся реформ электроэнергетики, поскольку она предусматривала<br />
реструктуризацию электроэнергетической системы РАО «ЕЭС» и приватизацию самого<br />
большого на данный момент электроэнергетического сектора. Генерирующие объекты<br />
суммарной мощностью 100 ГВт были проданы новым владельцам, среди которых<br />
крупные российские («Газпром», «СУЭК», «Лукойл») и иностранные (Enel, E<strong>on</strong>, Fortum)<br />
компании. Если Россия сможет обеспечить эффективное регулирование и преодолеть<br />
некоторые ограничения в межрегиональной передаче электроэнергии, появится<br />
возможность создать конкурентоспособный оптовый спотовый рынок, покрывающий<br />
европейскую часть России, Урал и большую часть Сибири.<br />
Однако создать и поддерживать конкурентную среду в электроэнергетике – непростая<br />
задача. Несмотря на то что в результате либерализации большая часть тепловых<br />
электростанций была передана в частные руки, более 60% общей мощности все<br />
еще принадлежит государству либо контролируется им. В последнее время эта<br />
цифра постепенно увеличивается. Атомные электростанции (АЭС) и большинство<br />
объектов гидроэлектроэнергетики находятся в государственной собственности, а в<br />
настоящее время крупные государственные компании, в частности «ИнтерРАО» и<br />
«Газпром», берут под контроль дополнительные тепловые электростанции 19 . На это<br />
соотношение могли бы повлиять новые попытки приватизации, например в секторе<br />
гидроэнергетики. Но в условиях наблюдающейся консолидации генерирующих<br />
мощностей в руках государственных или зависимых от государства предприятий<br />
абсолютно необходимо обеспечить независимое и объективное регулирование и<br />
контроль, иначе развитие структуры конкурентоспособного оптового рынка станет<br />
невозможным.<br />
Еще одной трудностью, с которой сталкиваются органы, формирующие политику в<br />
России, на протяжении прогнозируемого периода, станет взаимодействие между<br />
различными элементами энергорынка, находящимися на различных этапах развития. К<br />
ним относятся взаимодействие между оптовым и розничным рынками электроэнергии,<br />
теплоснабжение, рынки мощности и рынки других энергоносителей (в основном<br />
природного газа). Дальнейшее развитие электроэнергетического сектора может<br />
стать катализатором более масштабных реформ в энергетике в целом, но никакой<br />
уверенности в таком развитии событий нет. Рыночный подход к оптовым продажам<br />
электроэнергии выделяется на фоне политики относительно других секторов топливно-<br />
19. Эта тенденция усилилась в середине <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> года после того, как состоялось объединение энергоактивов «Газпрома»<br />
(36 ГВт), среди которых и компания «Мосэнерго», обслуживающая столицу, с активами частного «КЭС-<br />
Холдинга» (16 ГВт). По условиям сделки «КЭС» получит 25%-ный пакет в компании «Газпром энергохолдинг».<br />
После слияния мощности «Газпром энергохолдинга» составят 52 ГВт, т. е. одну треть всех тепловых электрогенерирующих<br />
активов России.<br />
40 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
энергетического комплекса. Правительство может поддаться искушению вмешаться в<br />
работу рынка электроэнергии, что повлечет за собой негативные последствия для<br />
эффективных инвестиций в электроэнергетику и конечного потребления энергии в<br />
долгосрочной перспективе.<br />
Общая установленная мощность электростанций в России на данный момент<br />
составляет около 225 ГВт, из которых более чем две трети – это ТЭС, 21% – ГЭС и<br />
11% – АЭС. Чуть более половины тепловых станций составляют ТЭЦ, хотя точная<br />
классификация мощностей на рис. 7.13 усложняется тем фактом, что большинство ТЭС<br />
также вырабатывают и продают небольшие объемы тепловой энергии 20 . На газовые<br />
электростанции (ТЭС и ТЭЦ) приходится 44% общей мощности.<br />
Рис. 7.13•Установленная мощность электростанций и ТЕЦ в России<br />
по видам энергоносителей, 2009 г.<br />
Прочие ВИЭ<br />
Нефть<br />
Атомная энергия<br />
Тепловые<br />
электростанции (ТЭС)<br />
Теплоэлектроцентрали<br />
(ТЭЦ)<br />
7<br />
Уголь<br />
Гидроэнергия<br />
Природный газ<br />
0 20 40 60 80 100 120<br />
ГВт<br />
По нашим предположениям, в Сценарии новых стратегий генерирующие мощности<br />
увеличиваются до 280 ГВт в 2035 году, а общий объем производимой электроэнергии<br />
растет в среднем на 1,5% в год между 2009 и 2035 годами и в конце прогнозируемого<br />
периода достигает 1 440 ТВт·ч (Рис. 7.14). Нынешний уровень годового конечного<br />
потребления электроэнергии на душу населения составляет примерно 5 МВт·ч и<br />
близок к текущему показателю для Европейского Союза (5,5 МВт·ч). Предполагается,<br />
что энергопотребление в России на душу населения растет примерно на 1,9%<br />
в год и в 2017 году превышает показатели для Европейского Союза. Наиболее<br />
распространенным топливом в электроэнергетике остается природный газ.<br />
Производство электроэнергии из газа увеличивается с 470 ТВт·ч в 2009 году до 630 ТВт·ч<br />
в 2035 году и составляет 44% от общего объема. Производство электроэнергии из угля<br />
также увеличивается до 225 ТВт·ч в 2035 году. Использование мазута для производства<br />
электроэнергии практически полностью прекращается.<br />
20. В статистике МЭА практически все тепловые электростанции классифицируются как ТЭЦ из-за того, что они<br />
производят тепловую энергию. Однако в целях создания модели этого сектора мы разделили все генерирующие<br />
мощности на ТЭС, т.е. вырабатывающие только электроэнергию, и ТЭЦ (см. Рис. 7.13) на основании технологий,<br />
применяемых на различных станциях.<br />
Глава 7 – Перспективы развития топливно-энергетического баланса России 41
Самые высокие темпы роста производства электроэнергии наблюдаются в атомной<br />
энергетике, а также, на более отдаленных сроках прогнозируемого периода, за счет<br />
ВИЭ, не связанных с гидроэлектроэнергетикой. Если рассматривать показатели для<br />
2030 года (для сравнения с целями Энергетической стратегии до 2030 года), доли<br />
атомной энергетики (19%), гидроэнергетики (15%) и прочих ВИЭ (4%) в производстве<br />
электроэнергии приближаются к целям, поставленным в Энергетической стратегии<br />
(скорее в процентном, чем в абсолютном выражении. Более подробную информацию<br />
см. в Главе 8). В результате в 2030 году доля неископаемых видов топлива в общем<br />
объеме производства электроэнергии увеличивается с 34% до 38%, что соответствует<br />
целевым показателям стратегии.<br />
Рис. 7.14•Производство электроэнергии с применением различных видов<br />
топлива в России в Сценарии новых стратегий, 1990-2035 гг.<br />
ТВт·ч<br />
1 500<br />
1 250<br />
1 000<br />
750<br />
500<br />
250<br />
Прочие ВИЭ<br />
Биомасса<br />
Гидроэнергия<br />
Атомная энергия<br />
Природный газ<br />
Нефть<br />
Уголь<br />
0<br />
1990 2000 2009 2015 2020 2025 2030 2035<br />
Важным элементом успешной электроэнергетический системы является ее<br />
способность привлекать эффективные инвестиции. Падение спроса на электроэнергию<br />
после 1990-х годов привело к тому, что за последние двадцать лет в России<br />
было введено в эксплуатацию относительно мало новых тепловых или атомных<br />
электростанций (Рис. 7.15). В результате возраст генерирующих мощностей в России<br />
значительно превышает возраст энергетических активов европейских стран – членов<br />
ОЭСР (различия с Китаем еще более существенные: в силу стремительного роста<br />
населения и экономики большинство генерирующих мощностей были построены на<br />
протяжении последних десяти лет). Высокий средний возраст оборудования ТЭС в<br />
России также означает, что их средняя эффективность находится на низком уровне.<br />
Согласно данным МЭА, средний термический КПД газовых электростанций в России (за<br />
исключением ТЭЦ) составляет 38%; для сравнения: аналогичный средний показатель<br />
для стран ОЭСР – 49%, а для новых ТЭС с газотурбинной установкой, являющихся на<br />
данный момент лучшей технологией, – до 60%. С другой стороны, тот факт, что большая<br />
часть генерирующих мощностей нуждается в замене, дает России возможность создать<br />
благоприятную нормативно-правовую базу и за короткий срок повысить эффективность<br />
и улучшить экологические показатели сектора. В этом плане у России намного больше<br />
«пространства для маневра», чем у многих ведущих промышленно развитых стран.<br />
42 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Рис. 7.15•Возрастная структура оборудования российских тепловых<br />
и атомных электростанций в сравнении с показателями<br />
выбранных стран и регионов, 2010 г.<br />
ГВт · ч<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
70%<br />
60%<br />
50%<br />
40%<br />
30%<br />
20%<br />
Атомная энергия<br />
Нефть<br />
Природный газ<br />
Уголь<br />
Доля тепловых и атомных<br />
генерирующих мощностей<br />
(правая ось):<br />
Россия<br />
10<br />
0<br />
< 10 лет 10-19 лет 20-29 лет 30-39 лет 40-49 лет > 50 лет Не<br />
определено<br />
Источник: База данных Платтс по электростанциям мира, декабрь 2010 года, IAEA (<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>).<br />
10%<br />
0%<br />
Китай<br />
Европейский Союз<br />
Новые инвестиции до 2018 года обеспечиваются при помощи контрактных<br />
обязательств, накладываемых на инвесторов в процессе приватизации. Такой<br />
административный подход вполне оправдан, когда нужно обеспечить стабильную<br />
работу системы, особенно в условиях недостаточно развитых финансовых рынков<br />
и отсутствия опыта у регулирующих органов. Однако он недостаточно гибок и<br />
ограничивает возможности для инноваций. Правительство в настоящий момент<br />
пересматривает механизм рынка мощности и ищет пути обеспечения инвестиций<br />
после 2018 года, намереваясь перейти к более гибкому подходу, который создаст<br />
условия для привлечения эффективных и своевременных инвестиций в генерирующие<br />
мощности при наименьших затратах. Для этого потребуется дополнительное<br />
усовершенствование нормативно-правовой базы. Органам, формирующим политику,<br />
также необходимо учесть последствия изменений годового спроса на электроэнергию<br />
на протяжении последующих десятилетий, которые отчасти объясняются вероятным<br />
увеличением потребности в кондиционировании в летний период (Вставка 7.4).<br />
7<br />
Вставка 7.4•Прохлада для россиян: аномально высокие температуры<br />
и потребность в кондиционировании воздуха<br />
Лето 2010 года было самым жарким в истории России. В европейской части<br />
страны и на южном Урале температура летом превысила свой средний показатель<br />
более чем на 6°С (Росгидромет, <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>). Хотя лето <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> года не было настолько<br />
жарким, оно все же продолжило тенденцию более высоких температур. Так<br />
как уровень жизни в России становится выше, а меняющийся климат повышает<br />
вероятность более жарких летних периодов, потребность в охлаждении воздуха,<br />
вполне возможно, будет расти. Кондиционеры еще не получили широкого<br />
распространения: согласно данным Росстата за 2009 год только 6 из 100 семей<br />
имеют дома такую бытовую технику, но этот рынок стремительно растет.<br />
Глава 7 – Перспективы развития топливно-энергетического баланса России 43
Влияние, которое более широкое использование систем охлаждения воздуха<br />
имеет на сезонное потребление электроэнергии, можно видеть в странах южной<br />
Европы – во всех на протяжении последних десятилетий наблюдается скачок<br />
спроса на электроэнергию в летний период. В Италии количество кондиционеров<br />
воздуха увеличивалось ежегодно на 15% с 2001 по 2009 год, с 11 до 34 единиц<br />
на 100 семей (продажам в Италии также способствовала аномальная жара в<br />
2003 году). Это спровоцировало летний пик спроса на электроэнергию, который<br />
теперь постоянно превышает зимний пик.<br />
Очень маловероятно, что сезонный спрос в России изменится до такой степени.<br />
Спрос на электроэнергию в зимний период в России примерно на 30% выше<br />
летнего показателя. Тем не менее даже небольшое выравнивание показателей<br />
спроса в течение года повлияет на работу электроэнергетической системы.<br />
России понадобится больше мощностей для обеспечения базовой нагрузки<br />
по отношению к другим мощностям, поэтому графики ремонта и сервисного<br />
обслуживания станций, которые обычно проводятся летом, нужно будет<br />
пересмотреть. Повышенный спрос на системы охлаждения воздуха также будет<br />
способствовать росту доли спроса на электроэнергию по отношению к спросу<br />
на тепловую энергию, что повлияет на принятие решений относительно новых<br />
мощностей и ограничит ввод в эксплуатацию новых ТЭЦ.<br />
По нашим предположениям, в Сценарии новых стратегий требуемый объем<br />
инвестиций в электроэнергетику в <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>-2035 гг. составляет 615 млрд долларов<br />
США (по курсу 2010 года), из которых более 250 млрд долл. (40%) должны<br />
поступить в сектор передачи и распределения энергии, а 360 млрд долл. – в<br />
электрогенерацию (Рис. 7.16). Инвестиции в генерирующие мощности обусловлены<br />
в основном ожидаемым выводом из эксплуатации устаревшего оборудования<br />
или модернизацией установленной мощности. Принимая во внимание возраст<br />
действующих электростанций, мы предполагаем, что свыше 80% установленных<br />
мощностей тепловых электростанций будут заменены или модернизированы на<br />
протяжении прогнозируемого периода, в т.ч. 64 ГВт мощности ТЭС и 68 ГВт мощности<br />
ТЭЦ. Предполагается, что конкурентоспособный рынок электроэнергии обеспечит ввод<br />
в эксплуатацию новых тепловых электростанций, близких по уровню эффективности<br />
к лучшим имеющимся технологиям. В результате значительно вырастет общая<br />
эффективность российской электроэнергетики: производство электроэнергии на ТЭС в<br />
2035 году повышается более чем на 30% по сравнению с 2009 годом, но потребление<br />
ископаемого топлива за этот период вырастет лишь на 5% 21 . По сравнению с другими<br />
секторами российской энергетики, электроэнергетика (в частности производство<br />
электроэнергии) вносит наибольший вклад в сокращение разрыва с прогнозируемыми<br />
показателями энергоэффективности в странах ОЭСР на протяжении периода до<br />
2035 года.<br />
21. Этот показатель включает как потребление ископаемого топлива на ТЭС, так и предполагаемое потребление<br />
топлива на ТЭЦ, производящих электроэнергию.<br />
44 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Рис. 7.16•Суммарные инвестиции в электроэнергетику в России по видам<br />
энергоресурсов в Сценарии новых стратегий, <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>-2035 гг.<br />
Млрд долл. США (2010)<br />
400<br />
350<br />
300<br />
250<br />
200<br />
150<br />
100<br />
50<br />
0<br />
<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>-2020 2021-2035<br />
Передача и<br />
распреледение<br />
Прочие ВИЭ<br />
Гидроэнергия<br />
Атомная энергия<br />
Нефть<br />
Природный газ<br />
В секторе передачи и распределения электроэнергии две трети требуемых<br />
инвестиций необходимы для замены или модернизации старой инфраструктуры,<br />
а одна треть – для удовлетворения растущего спроса на электроэнергию. Как и в<br />
секторе электрогенерации, после распада Советского Союза инвестиции в сети<br />
передачи и распределения электроэнергии почти отсутствовали. Особенно пострадали<br />
распределительные системы, которые характеризуются высокой степенью износа и<br />
требуют капитального ремонта. По нашим оценкам, в 2009 году 3,7% российских сетей<br />
передачи и распределения электроэнергии достигли возраста 40 лет, что значительно<br />
выше среднего показателя в мире – 1,6% или показателя европейских стран ОЭСР –<br />
1,8%. Это лишь одна из причин, по которой потери во время передачи и распределения<br />
энергии в России составляют около 11%. В 1990 году потери электроэнергии находились<br />
на уровне 8%, и сегодня они значительно превышают средние 6% в странах ОЭСР, даже<br />
если учитывать дальность передачи электроэнергии по территории России.<br />
Реформы были направлены в основном на рынок электроэнергии и пока<br />
не затронули сектор теплоснабжения в такой же мере. В связи с этим будущее<br />
централизованного теплоснабжения в России характеризуется значительной<br />
степенью неопределенности (см. «Фокус»). Потребление тепла, произведенного<br />
централизованными станциями (ТЭЦ и большими котельными), сократилось в 1990-х<br />
и впоследствии продолжало снижаться, в отличие от потребления электроэнергии,<br />
которое начало расти после 2000 года (Рис. 7.17). Отказ от услуг централизованного<br />
теплоснабжения и падение спроса со стороны имеющихся потребителей, в частности<br />
больших промышленных предприятий, перевесили рост спроса, спровоцированный<br />
строительством новых жилых домов. В Сценарии новых стратегий, по нашим прогнозам,<br />
спрос на теплоснабжение остается относительно стабильным на протяжении периода<br />
до 2035 года, увеличиваясь в среднем всего на 0,3% в год.<br />
Сектор теплоэнергетики служит одним из крупнейших сырьевых рынков<br />
в России. Потребляя примерно одну треть первичных топливных ресурсов в<br />
стране, теплоэнергетика играет особо важную роль в энергосбережении и охране<br />
окружающей среды. Статистические данные по теплоэнергетике в основном<br />
Уголь<br />
7<br />
Глава 7 – Перспективы развития топливно-энергетического баланса России 45
Рис. 7.17•Централизованное теплоснабжение по секторам<br />
в Сценарии новых стратегий, 2009-2035 гг.<br />
Млн т н. э.<br />
250<br />
200<br />
150<br />
100<br />
2,5<br />
2,0<br />
1,5<br />
1,0<br />
Прочее*<br />
Здания<br />
Промышленность<br />
Соотношение<br />
централизованного<br />
тепло- и электроснабжения<br />
(правая ось)<br />
50<br />
0,5<br />
0<br />
0<br />
1990 2000 2009 2015 2020 2025 2030 2035<br />
*Включает сельское хозяйство, неэнергетическое использование и другие потребности энергетического сектора,<br />
также с учетом потерь в сетях теплоснабжения.<br />
отсутствуют, но, согласно статистике МЭА, общие поставки энергии от источников<br />
централизованного теплоснабжения в 2009 году составили 5 650 петаджоулей (ПДж)<br />
(135 млн т н.э. или 1 570 ТВт·ч), что в пересчете на энергию примерно в 1,6 раза<br />
превышает выработку электричества. Более 40% этого тепла производится примерно<br />
500 ТЭЦ, 50% – тепловыми котельными, а остальное – промышленными и другими<br />
источниками 22 .<br />
По нашим оценкам, около 70–80% жилищного фонда и почти 3 млрд м 2 отапливаемой<br />
площади сегодня подключены к централизованному теплоснабжению, которое<br />
служит основным источником тепла примерно для 100 миллионов людей. Однако<br />
рынок централизованного теплоснабжения в настоящее время испытывает<br />
трудности из-за переноса промышленных предприятий за городскую черту и<br />
растущей популярности частных домов, расположенных вдали от центральной части<br />
городов. Сочетание низкого уровня обслуживания и растущих цен (особенно для<br />
промышленности) также заставляет имеющихся клиентов отказываться от таких<br />
услуг. Так, в Челябинске на протяжении периода с 1992 по 2002 год централизованная<br />
система теплоснабжения лишилась более 660 МВт тепловой нагрузки, так как<br />
промышленные потребители установили собственные котельные. Некоторые более<br />
обеспеченные потребители в жилищно-бытовом секторе также стремятся перейти<br />
на децентрализованное отопление своих квартир. Эти тенденции вызывают массу<br />
проблем в секторе централизованного теплоснабжения. У поставщиков остается<br />
относительно маленькая клиентская база, которая еще в меньшей степени способна<br />
покрыть затраты и обеспечить крайне необходимые инвестиции. Что касается ТЭЦ,<br />
то их эффективность снижается из-за сокращения тепловой нагрузки по сравнению<br />
со спросом на электричество.<br />
22. Следует принять во внимание, что в статистике МЭА в производстве тепловой энергии учитывается только<br />
произведенная тепловая энергия, которая поступила в продажу. Тепло, вырабатываемое промышленностью и<br />
населением для собственного использования не учитывается в этой категории.<br />
46 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Ф о к у с<br />
Какое будущее ожидает централизованное теплоснабжение в России<br />
Широкая распространенность централизованного теплоснабжения и высокая<br />
доля ТЭЦ зачастую считаются признаком эффективного энергопотребления,<br />
но только не в случае России. На данный момент этот сектор поставляет<br />
ограниченный объем низкокачественных услуг теплоснабжения с большими<br />
потерями энергии, при этом постоянно повышая тарифы (хотя в большинстве<br />
случаев они все равно остаются ниже уровня себестоимости). Одна из целей<br />
Энергетической стратегии России до 2030 года состоит в усовершенствовании<br />
системы теплоснабжения страны, в том числе посредством увеличения доли<br />
рынка ТЭЦ за счет тепловых котельных. Такой шаг будет соответствовать мировым<br />
тенденциям. Но в действительности производство тепла на ТЭЦ в России<br />
уменьшилось более чем на треть с 1990 года, и признаков улучшения в этом<br />
секторе не наблюдается. Хотя ТЭЦ имеют огромный потенциал эффективности<br />
по сравнению с раздельным производством тепло- и электроэнергии, сектор<br />
страдает от неблагоприятных рыночных условий и в целом по-прежнему<br />
крайне нуждается в инвестициях. Вполне вероятно, что отдельные предприятия<br />
или изолированные населенные пункты будут массово устанавливать малые<br />
и микро-ТЭЦ, но отсутствие единства в функционировании и возможностях<br />
свободного рынка электроэнергии и нереформированного теплового сектора<br />
вряд ли будут стимулировать введение в эксплуатацию новых крупных ТЭЦ.<br />
Главным приоритетом российской политики является установка счетчиков<br />
и систем контроля, которые будут предоставлять точную информацию о<br />
производстве тепла и его потреблении, позволят подсчитать фактические<br />
расходы и затраты (а также дадут потребителям возможность регулировать<br />
теплопотребление). Создание конкурентоспособного сектора централизованного<br />
теплоснабжения также затронет болезненный вопрос тарифов и способов<br />
их вычисления: тарифы должны полностью отражать затраты эффективного<br />
теплоснабжения и устранить перекрестное субсидирование. В то же<br />
время не менее важной проблемой реформирования централизованного<br />
теплоснабжения (которое существенно продвинулось с момента принятия в<br />
2010 году Закона о теплоснабжении) является отсутствие единого министерства<br />
или федерального ведомства, несущего полную ответственность за этот сектор,<br />
который состоит из тысяч поставщиков тепла, распределительных компаний и<br />
местных муниципалитетов.<br />
7<br />
Российская система теплоснабжения имеет огромный потенциал энергосбережения<br />
при производстве тепла на ТЭЦ и в котельных, а особенно в тепловых сетях. Показатель<br />
эффективности российских ТЭЦ и котельных намного ниже, чем международные<br />
показатели для электростанций с наилучшими существующими технологиями.<br />
Согласно данным Министерства энергетики РФ, возраст 80% российских котельных<br />
превышает 30 лет (20% перешагнули 50-летний рубеж), а изношенные теплопроводы<br />
Глава 7 – Перспективы развития топливно-энергетического баланса России 47
протяженностью почти 200 000 км приводят к высоким и все увеличивающимся<br />
потерям тепла. Произвести точную оценку этих потерь тяжело из-за отсутствия<br />
данных и измерительных приборов, но в Энергетической стратегии до 2030 года их<br />
уровень составляет 19% от общего производства тепла. Потери при теплоснабжении<br />
жилых домов еще выше и достигают 30% и более из-за большей протяженности<br />
распределительных сетей (для сравнения: аналогичный показатель в Финляндии<br />
составляет 5–15%).<br />
Рассматривая перспективы развития централизованного теплоснабжения в Сценарии<br />
новых стратегий, мы руководствовались предположением о том, что реформы в<br />
теплоэнергетике и дальше будут носить неопределенный характер и будут сильно<br />
отличаться в зависимости от региона. В целом поступающих инвестиций достаточно<br />
для того, чтобы поддерживать в рабочем состоянии опирающиеся на ТЭЦ городские<br />
системы теплоснабжения. Однако незначительное повышение энергоэффективности<br />
теплоснабжения вряд ли сможет вернуть утраченных потребителей или заставит<br />
расти уменьшающуюся долю рынка, тем более что тенденция перехода на<br />
децентрализованное теплоснабжение в промышленности и жилом секторе набирает<br />
обороты. Это означает, что несоответствие между тепловым и электроэнергетическим<br />
сектором будет расти, и в первую очередь его почувствуют региональные<br />
электроэнергетические компании, которые поставляют оба вида энергии. Как показано<br />
на Рис. 7.17, мы предполагаем, что соотношение спроса на тепло- и электроэнергию<br />
сокращается на протяжении периода до 2035 года, а значит доля ТЭЦ в производстве<br />
электроэнергии в России будет уменьшаться.<br />
Промышленность<br />
Российская промышленность ежегодно потребляет примерно 125 млн т н.э.<br />
энергоресурсов, т.е. 29% общего конечного энергопотребления, при этом на<br />
природный газ, электричество и тепло приходится 76% этого объема. Основными<br />
промышленными потребителями энергоресурсов в России являются предприятия<br />
черной металлургии и сталелитейной промышленности (29%), химической<br />
промышленности (23%), производители нерудных материалов, таких как цемент (12%),<br />
и цветных металлов (5%), таких как алюминий. Энергоемкость российского<br />
промышленного производства достигла максимального значения в середине 1990-х,<br />
а затем уменьшилась вдвое. Это стало возможным вследствие более интенсивного<br />
использования производственных мощностей, закрытия наиболее неэффективных<br />
заводов и внедрения некоторых мер по энергоэффективности, но секторальный<br />
анализ показывает, что российская промышленность до сих пор использует намного<br />
больше энергоресурсов на единицу продукции, чем зарубежная.<br />
Наглядным примером служат черная металлургия и сталелитейная промышленность.<br />
В этом секторе на протяжении последних двух десятилетий произошли значительные<br />
структурные изменения. Так, доля сталеварения с применением мартеновских<br />
печей (наиболее неэффективная технология) уменьшилась с более 50% в 1990 году до<br />
менее 10% в 2009 году, что свидетельствует о более быстром отказе от этой технологии,<br />
чем наблюдается на Украине (World Steel Associati<strong>on</strong>, 2000, 2010). Несмотря на это,<br />
48 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
по нашим оценкам, потенциал энергосбережения в России остается значительным –<br />
5,3 ГДж на тонну произведенной стали (IEA, 2010) 23 . Повышение энергоэффективности<br />
черной металлургии и сталелитейной промышленности в России до уровня стран<br />
ОЭСР может сэкономить 5,3 млн т н.э. (общее энергопотребление сектора составляет<br />
примерно 35 млн т н.э.). В целом для промышленного сектора, по нашим оценкам,<br />
потенциал энергосбережения относительно показателей эффективности стран ОЭСР<br />
составляет 27 млн т н.э. или 21% текущего энергопотребления.<br />
В Сценарии новых стратегий энергопотребление в промышленности на протяжении<br />
периода с 2009 по 2035 год увеличивается на 27%. Средний показатель роста составляет<br />
0,9% в год. Рост энергопотребления за этот период ниже, чем рост общего объема<br />
производства в промышленности, благодаря снижению энергоемкости и постепенному<br />
переходу к менее энергоемким видам производства. Структурные изменения наряду<br />
с изменением соотношения цен на газ и электроэнергию в пользу электроэнергии<br />
приводят к повышению промышленного спроса на нее: в среднем спрос растет<br />
почти на 2% в год и к 2035 году электричество становится самым востребованным<br />
энергоносителем в секторе (Рис. 7.18). Ожидается, что спрос промышленности на<br />
централизованное теплоснабжение останется на том же уровне, поскольку предприятия<br />
строят больше собственных ТЭЦ и котельных (для которых предпочитаемым видом<br />
топлива остается природный газ).<br />
7<br />
Рис. 7.18•Спрос российской промышленности на энергоресурсы по видам<br />
топлива в Сценарии новых стратегий, 2010-2035 гг.<br />
Млн т н. э.<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
2000 2009 2020 2035<br />
Уголь<br />
Нефть<br />
Природный газ<br />
Электроэнергия<br />
Тепловая энергия<br />
Биомасса<br />
Предполагается, что повышение энергоэффективности в промышленности происходит<br />
благодаря внедрению нового оборудования и технологий, так как срок эксплуатации<br />
производственных фондов подходит к концу. Темпы такого обновления отчасти зависят<br />
от цен на энергоресурсы, особенно для тех секторов промышленности, которые<br />
конкурируют на экспортных рынках. В то же время во многих случаях доля энергоресурсов<br />
в общем объеме производственных затрат является относительно низкой, поэтому нельзя<br />
23. Это значение получено при сравнении с наилучшими имеющимися технологиями. Показатель энергосбережения,<br />
рассматриваемый в нашем анализе, несколько меньше, поскольку при сравнении использовались показатели<br />
стран ОЭСР.<br />
Глава 7 – Перспективы развития топливно-энергетического баланса России 49
однозначно утверждать, что повышение цен само по себе сможет стимулировать более<br />
масштабные инвестиции в новые технологии. Из этих соображений законодательство<br />
об энергоэффективности содержит положение, обязывающее проводить энергоаудит<br />
на всех промышленных предприятиях, затраты которых на энергоносители превышают<br />
10 миллионов рублей в год (350 тыс.долл. США по курсу доллара в середине <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> года).<br />
Это положение касается примерно 150 тысяч компаний. Энергоаудит и выдаваемые<br />
по его итогам энергетические «паспорта» должны повысить осведомленность о<br />
возможностях энергосбережения и стимулировать компании внедрять проекты по<br />
энергоэффективности, однако на данный момент реализация энергоаудита продвигается<br />
очень низкими темпами 24 . Рынок энергетических услуг, который мог бы помочь компаниям<br />
воспользоваться возможностями энергосбережения, все еще относительно малоразвит<br />
из-за некоторых технических и законодательных препятствий, а также ограниченных<br />
возможностей долгосрочного финансирования.<br />
Транспорт<br />
На транспортный сектор в России приходится 21% конечного энергопотребления<br />
или 90 млн т н.э. Энергопотребление в этом секторе росло самыми высокими<br />
темпами: спрос на энергоресурсы увеличивался в среднем на 3,4% ежегодно с 2000<br />
по 2008 год, а в 2009 году снизился на 8%. Общее энергопотребление в транспортном<br />
секторе распределяется между пассажирским и грузовым транспортом (65% общего<br />
объема) и транспортировкой нефти и газа. В Сценарии новых стратегий спрос<br />
на энергоресурсы в транспортном секторе ежегодно растет на 1,3% (Рис. 7.19).<br />
Наибольший прирост энергопотребления наблюдается в двух подсекторах:<br />
Рис. 7.19•Энергопотребление в транспортном секторе по видам транспорта<br />
в Сценарии новых стратегий, 2000-2035 гг.<br />
Млн т н. э.<br />
140<br />
120<br />
100<br />
80<br />
60<br />
40<br />
20<br />
Прочее<br />
Судоходный<br />
транспорт<br />
Внутренние<br />
авиаперевозки<br />
Железнодорожный<br />
транспорт<br />
Автодорожный<br />
транспорт<br />
Трубопроводы *<br />
0<br />
2000 2009 2015 2020 2025 2030 2035<br />
* Под энергопотреблением трубопроводов имеются в виду энергетические ресурсы, используемые для<br />
транспортировки нефти и газа.<br />
24. Первый этап проведения энергоаудита на соответствующих промышленных предприятиях должен закончиться<br />
к концу 2012 года. Это требование также касается всех коммунальных служб, энергопоставляющих компаний,<br />
общественных организаций и правительственных учреждений. Российское энергетическое агентство пытается<br />
ускорить этот процесс, но из-за сравнительно медленного старта и большого количества предприятий, срок завершения<br />
энергоаудита, возможно, придется отложить.<br />
50 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
трубопроводный транспорт (33%) и автомобильные перевозки (28%). Однако самые<br />
высокие темпы роста спроса приходится на железнодорожный транспорт (3,5% в год)<br />
и внутренние авиаперевозки (2,9% в год).<br />
Российский автомобильный рынок стремительно вырос за последние десять лет,<br />
особенно если принимать во внимание сокращение численности населения. Согласно<br />
данным Росстата, количество личных пассажирских автомобилей увеличилось с<br />
почти 20 миллионов в 2000 году до свыше 31 миллиона в 2009 году (в 1991 году этот<br />
показатель составлял менее 10 миллионов). Российский рынок легковых автомобилей<br />
был самым быстрорастущим в мире, однако он сильно пострадал от экономического<br />
кризиса: в 2009 году продажи упали почти на 50% по сравнению с предыдущим годом.<br />
Рынок постепенно восстанавливается, но его стабильный и быстрый рост в будущем<br />
ограничивается большими расстояниями между российскими городами и относительно<br />
слабыми темпами развития инфраструктуры. Ожидается, что эти факторы будут<br />
сдерживать энергопотребление в секторе автомобильного транспорта после 2015 года.<br />
Россия ставит цель удвоить протяженность своих дорог к 2030 году, расширить<br />
железнодорожную сеть сообщения, увеличить объемы внутренних авиаперевозок,<br />
а также более эффективно использовать внутренние водные пути (Правительство<br />
РФ, 2008). По международным меркам нынешняя плотность национальной сети<br />
автодорог в России низкая, что объясняется громадными размерами страны. Общая<br />
протяженность асфальтированных дорог в России составляет 776 000 км – это<br />
на 20% меньше, чем в Японии, хотя площадь России в 45 раз больше. В то<br />
же время увеличивается несоответствие между ростом автопродаж и развитием<br />
инфраструктуры: российский автомобильный парк вырос на 60% в 2000-2009 годах,<br />
а сеть дорог за это же время увеличилась только на 3%. В Сценарии новых стратегий<br />
количество автомобилей постепенно растет на протяжении прогнозируемого периода<br />
и в 2035 году достигает около 390 автомобилей на 1 000 жителей, но этот рост<br />
медленнее, чем в 2000-2009 годах, когда количество автомобилей на 1 000 жителей<br />
увеличилось с 140 до 220 единиц (Таблица 7.4).<br />
7<br />
Таблица 7.4•Количество пассажирских легковых автомобилей в отдельных<br />
странах в Сценарии новых стратегий (автомобилей на 1 000 человек)<br />
2000 2009 2020 2035 2009-2035*<br />
Россия 140 220 300 390 2,2%<br />
Китай 4 30 110 300 9,5%<br />
Европейский Союз 430 475 520 560 0,7%<br />
*Совокупный среднегодовой темп роста.<br />
По нашим оценкам, средний расход топлива автомобильным парком в России<br />
превышает 13 литров на 100 км. Если бы топливная эффективность в России<br />
соответствовала уровню европейских стран ОЭСР (где средняя эффективность<br />
составляет примерно 8 литров на 100 км), это позволило бы ежегодно экономить<br />
нефтепродукты в объеме около 12 млн т н.э. (примерно 240 тыс. барр./день). В Сценарии<br />
Глава 7 – Перспективы развития топливно-энергетического баланса России 51
новых стратегий при отсутствии конкретных политических мер, стимулирующих<br />
топливную эффективность и обновление автомобильного парка, Россия довольно<br />
медленно осваивает этот потенциал энергосбережения. По нашим прогнозам,<br />
средняя топливная эффективность российского автомобильного парка постепенно<br />
повышается на протяжении прогнозируемого периода и к 2035 году достигает<br />
8 литров на 100 км. Такое повышение объясняется более широким распространением<br />
в России международных тенденций в конструкции и эффективности автомобилей.<br />
Эти тенденции передаются вместе с импортированными автомобилями и при<br />
российской сборке иностранных марок автомобилей 25 , при этом они отражаются и на<br />
топливной эффективности продукции российского автопрома. Повышению топливной<br />
эффективности также способствует переход от автомобилей премиум-класса к более<br />
дешевым и экономичным моделям, которые присутствуют на более массовых рынках.<br />
Предполагается, что использование автомобилей, работающих на природном<br />
газе, в России будет стремительно расти при поддержке «Газпрома» и<br />
соответствующих нормативных актов, удерживающих цену на сжатый природный<br />
газ ниже цены на бензин. На данный момент в России насчитывается примерно<br />
100 000 автомобилей, работающих на природном газе, и 250 автомобильных<br />
газонаполнительных компрессорных станций. «Газпром» поддерживает постепенное<br />
расширение инфраструктуры для сжатого природного газа, и ожидается, что это<br />
будет способствовать использованию природного газа в транспортных целях –<br />
его потребление растет в среднем на 13% в год. В Сценарии новых стратегий<br />
ежегодные продажи автомобилей, работающих на природном газе, к 2035 году<br />
увеличиваются более чем на 200 000 единиц (10% общего объема автопродаж в<br />
России). Предполагается, что ежегодное потребление природного газа автомобильным<br />
транспортом, находясь изначально на низком уровне, к 2035 году достигает 3 млрд м 3<br />
или около 5% общего энергопотребления в секторе автоперевозок.<br />
Мы предполагаем, что потребление энергии для транспортировки нефти и газа<br />
по трубопроводам постепенно растет на протяжении прогнозируемого периода,<br />
ежегодно увеличиваясь примерно на 1,4%. Этому способствует рост добычи и экспорта<br />
газа, а также последующее расширение транспортной системы трубопроводов. По<br />
нашим оценкам, потенциал энергосбережения за счет повышения эффективности<br />
транспортировки газа составляет примерно 6 млн т н.э. или 7 млрд м 3 . «Газпром»<br />
осуществляет капиталовложения в замену неэффективного оборудования<br />
и компрессорных станций (согласно годовым отчетам «Газпрома», инвестиции<br />
составили свыше 5 млрд долл. США в период с 2006 по 2009 год). Однако, по<br />
имеющимся данным, потребление энергии для транспортирования российского<br />
газа за этот период не уменьшилось: объем энергоресурсов, необходимый для<br />
транспортировки 1 млн м 3 газа на 1 км по трубопроводу, остался неизменным и<br />
составляет приблизительно 20 кг н.э. Следовательно, можно сделать вывод о том, что,<br />
хотя инвестиции «Газпрома» могут противодействовать влиянию естественного износа<br />
применяемого оборудования, они не повышают эффективность системы в целом.<br />
25. Согласно данным Росстата, на иностранные марки автомобилей приходится более одной трети российского автомобильного<br />
парка, а в двух крупнейших городах – Москве и Санкт-Петербурге – они составляют более половины.<br />
52 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
В газовом секторе основное внимание и инвестиции направлены на газотранспортные<br />
сети (ГТС) высокого давления. Но с точки зрения эффективности и воздействия на<br />
окружающую среду, большей проблемой является газораспределительная система,<br />
значительно превышающая их по протяженности. Согласно данным МЭА, потери<br />
при транспортировке и распределении газа составляют примерно 6 млрд м 3 (хотя<br />
фактический показатель может быть значительно выше). По нашим скромным<br />
подсчетам, основывающимся на ранее проведенном исследовании (IEA, 2006), объем<br />
утечек всей российской ГТС за год может достигать 12 млрд м 3 природного газа.<br />
Вложение инвестиций, необходимых для сокращения утечек в распределительных<br />
сетях, сложно обосновать с экономической точки зрения, даже при наличии квот на<br />
выбросы углерода, поскольку утечки случаются в трубопроводе протяженностью более<br />
чем полмиллиона километров.<br />
Сектор зданий<br />
На сектор зданий (включая жилые здания и здания сферы услуг) в России приходится<br />
35% конечного энергопотребления, что в 2009 году составило 147 млн т н.э. Таким<br />
образом, здания стали самым большим сектором конечного потребления энергии.<br />
Потребление тепла составляет наибольшую долю энергопотребления (45%),<br />
за ним следуют природный газ (30%) и электричество (16%). Энергоресурсы в<br />
основном используются для подогрева воды и отопления помещений. Общая<br />
доля энергоносителей, потребляемых бытовыми и осветительными приборами,<br />
а также используемых для приготовления пищи, оценивается менее чем в 20%.<br />
Энергопотребление зданий с 1991 года снижалось со скоростью 2,3% в год, но с<br />
2000 года темп спада замедлился. Тем не менее фонд зданий остается одним из<br />
главных источников энергосбережения в России. Сравнивая энергопотребление<br />
жилых домов в России и Канаде, которая входит в ОЭСР и имеет средние температуры,<br />
наиболее сходные с российскими, мы пришли к заключению, что в России используется<br />
в два раза больше энергоресурсов для отопления квадратного метра жилой<br />
площади (Рис. 7.20) 26 . Наши выводы совпадают с данными, полученными в результате<br />
проектов, реализованных в России: в ходе проекта Всемирного банка в Череповце в<br />
конце 1990-х было модернизировано 650 зданий, вследствие чего потребление тепла<br />
в домах сократилось на 45% (World Bank, 2010). Общий потенциал энергосбережения<br />
в зданиях составляет 64 млн т н.э., из которых почти 47 млн т н.э. приходятся на<br />
отопление помещений.<br />
Для России трудности с повышением энергоэффективности в жилищном хозяйстве<br />
состоят в ускорении темпа модернизации существующих зданий. За последние<br />
десятилетия этот темп замедляется. На протяжении 1970-1980-х годов капитальный<br />
ремонт проводился в 3% жилых зданий ежегодно, но к 2009 году этот показатель<br />
снизился до 0,6%. В многоквартирных домах тяжело скоординировать инициативы<br />
по повышению энергоэффективности зданий в целом из-за большого количества<br />
7<br />
26. Расчет был скорректирован с учетом различного состава жилищного хозяйства в двух странах: большинство<br />
домов в России – многоквартирные дома, в то время как в Канаде большинство людей проживают в частных<br />
домах на одну семью.<br />
Глава 7 – Перспективы развития топливно-энергетического баланса России 53
владельцев жилья, а у жилищных кооперативов трудности возникают с получением<br />
кредита на проведение капитального ремонта. Упрощение процедур получения<br />
финансирования для модернизации жилых зданий станет важным шагом для<br />
достижения Россией целей по повышению энергоэффективности.<br />
В Сценарии новых стратегий рост энергопотребления в зданиях сдерживается рядом<br />
новых стратегий и мер, не все из которых на сегодня подкреплены разработанными<br />
механизмами внедрения. Эти стратегии в случае распространения и полноценного<br />
внедрения могли бы оказать сильное влияние на сектор зданий 27 . К ним относятся<br />
более жесткие строительные нормы и правила для новых зданий, новые стандарты<br />
эффективности для бытовых приборов и отказ от использования ламп накаливания,<br />
требования к модернизации существующего фонда зданий с сопутствующим<br />
повышением энергоэффективности, а также обязательная установка счетчиков<br />
электричества, тепла, воды и природного газа во всех зданиях. Особое внимание<br />
уделяется повышению энергоэффективности в государственном секторе: так, по<br />
состоянию на 2010 год все государственные предприятия обязаны ежегодно сокращать<br />
удельное потребление воды и энергии как минимум на 3% на протяжении пяти лет<br />
до 2015 года 28 . В некоторых сферах эти федеральные постановления повторяют<br />
действующие меры, принятые на законодательном уровне отдельными регионами<br />
или городами (Вставка 7.5), хотя в большинстве случаев они представляют собой<br />
абсолютно новое направление в российской политике.<br />
Вставка 7.5•Также эффективно как … в Москве<br />
Строительный бум в Москве в течение последнего десятилетия ежегодно<br />
добавляет свыше 3 млн м 2 жилой площади в жилищное хозяйство; темп<br />
модернизации существующих зданий здесь также выше, чем где-либо в России.<br />
Столица не только выросла, она стала богаче. На протяжении периода с 2000<br />
по 2009 год, фактический ВВП Москвы ежегодно увеличивался более чем на<br />
6% (8,5% ежегодно, исключая 2009 год). Тем не менее этот рост благосостояния<br />
и увеличение жилой площади не отразился на показателях энерго- и<br />
водопотребления. Водопотребление ежегодно сокращалось на протяжении<br />
указанного периода в среднем почти на 4%, а потребление горячей воды – на<br />
1,4%. Спрос на услуги теплоснабжения оставался стабильным, а потребление<br />
газа населением незначительно снижалось на 0,3% в год. Из всех основных<br />
показателей возросло только потребление электроэнергии.<br />
Показатели Москвы выделяются по двум причинам: из-за высокой концентрации<br />
строительства и богатства в столице, а также из-за того, что Москва, наряду<br />
с Татарстаном и Челябинском, была в авангарде движения по повышению<br />
27. В Сценарии новых стратегий мы предполагаем, что эти меры внедрены частично (или в некоторых случаях с<br />
задержкой) (Таблица 7.3).<br />
28. Этот тип стратегий вызывает много вопросов относительно концепции некоторых мер по повышению энергоэффективности<br />
в России: правильно ли выбран баланс между административными мерами и финансовыми<br />
стимулами, поощряющими выбор более энергоэффективных технологий.<br />
54 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
энергоэффективности зданий в России. Опережая федеральное законодательство,<br />
Москва ввела новые строительные нормы и правила в 1994 году, снова<br />
ужесточила требования в 1999 году и была среди первых городов, начавших<br />
установку счетчиков электроэнергии. Помимо стимулирования повышения<br />
энергоэффективности, применение счетчиков в некоторых случаях показало,<br />
что фактическое потребление было намного ниже предполагаемого уровня, на<br />
который насчитывалась ежемесячная оплата.<br />
Аналогичные меры в настоящее время принимаются повсеместно. По состоянию<br />
на 2009 год 53 из 83 российских регионов ввели строительные нормы и<br />
правила, устанавливающие стандарты энергоэффективности, а политические<br />
стратегии теперь также подкреплены более жесткими постановлениями<br />
федеральных органов. Успешное распространение, а затем и опережение опыта<br />
Москвы по всей стране станет значительным достижением на пути повышения<br />
энергоэффективности в России.<br />
Политические меры, предусмотренные в Сценарии новых стратегий, недостаточно<br />
жесткие, чтобы поддерживать спад энергопотребления, начавшийся в 1991 году, на<br />
протяжении прогнозируемого периода. Общий спрос на энергоресурсы в секторе<br />
зданий (включая жилые здания и здания сферы услуг) растет ежегодно в среднем<br />
на 0,7% за счет спроса в сфере услуг, который увеличивается на 1% в год, и за<br />
счет предполагаемого увеличения жилой площади в расчете на одного человека.<br />
В жилищном секторе имеет место повышение энергоэффективности: среднее<br />
количество требуемых энергоресурсов для отопления одного квадратного метра<br />
площади снижается с 0,023 т н.э. в 2009 г. до 0,018 т н.э. в 2035 году (Рис. 7.20).<br />
Однако даже при предполагаемых темпах повышения энергоэффективности Россия в<br />
2035 году использует на 50% больше энергоресурсов для обогрева одного квадратного<br />
метра площади, чем Канада в 2009 году.<br />
7<br />
Рис. 7.20•Эффективность энергопотребления для отопления жилых помещений,<br />
2009-2035 гг.<br />
Т н. э. / м 2<br />
0.025<br />
0.020<br />
Россия<br />
Канада, 2009 г.<br />
0.015<br />
0.010<br />
0.005<br />
0<br />
2009 2015 2020 2025 2030 2035<br />
Глава 7 – Перспективы развития топливно-энергетического баланса России 55
ГЛАВА 8<br />
РОССИЙСКИЙ ПОТЕНЦИАЛ<br />
РЕСУРСОВ И ПОСТАВОК<br />
Создание нового поколения сверхресурсов<br />
КЛЮЧЕВЫЕ АСПЕКТЫ<br />
• Россия обладает огромными топливно-энергетическими ресурсами, которые<br />
помогают ей сохранять позицию лидера по добыче и экспорту энергоресурсов<br />
на протяжении всего прогнозируемого периода и в дальнейшем. Согласно<br />
нашим предположениям, добыча будет ограничиваться не отсутствием<br />
доступа к капиталу, а длительностью и техническими трудностями разработки<br />
новых месторождений в отдаленных регионах, когда добыча на действующих<br />
месторождениях пойдет на спад.<br />
• В Сценарии новых стратегий добыча нефти в течение ближайших пяти лет<br />
стабилизируется на уровне около 10,5 млн барр./день, а затем начинает<br />
понемногу снижаться до 9,7 млн барр./день к 2035 году. Экспорт нефти<br />
сокращается с 7,5 млн барр./день в 2010 году до 6,4 млн барр./день в<br />
2035 году. Происходят важнейшие изменения в отношении нефтедобывающих<br />
регионов: усиливается роль новых высокозатратных регионов в Восточной<br />
Сибири, Каспийском регионе и впоследствии в Арктике. Роль газоконденсатных<br />
жидкостей также постепенно растет.<br />
• Мы предполагаем, что режим налогообложения обеспечит надлежащее<br />
стимулирование как для разработки новых регионов, так и для долгосрочного<br />
инвестирования в основной нефтедобывающий регион Западной Сибири.<br />
Однако если в традиционных регионах добычи сохранятся действующие<br />
эффективные налоговые ставки, то наши оценки по добыче (и экспорту) в<br />
2035 году будут примерно на 1,8 млн барр./день ниже.<br />
• Добыча природного газа увеличивается с 637 млрд м 3 в 2010 году до<br />
860 млрд м 3 в 2035 году. Чистый экспорт газа значительно растет с<br />
190 млрд м 3 почти до 330 млрд м 3 в 2035 году. Добыча газа на полуострове<br />
Ямал становится новой точкой опоры для российских газовых поставок.<br />
Наряду с месторождениями в Баренцевом море и Восточной Сибири,<br />
добыча природного газа на этом полуострове помогает компенсировать<br />
предполагаемый спад в остальных регионах Западной Сибири и<br />
удовлетворять растущий спрос. Предполагается, что другие компании,<br />
помимо «Газпрома», увеличат свою долю в добыче природного газа, но при<br />
этом нефтегазовые ресурсы будут по-прежнему разрабатываться в основном<br />
российскими государственными и частными компаниями.<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 57
• Добыча угля увеличивается до 270 млн тонн угольного эквивалента (млн т у.э.) к<br />
середине 2020-х годов, а затем начинает понемногу спадать. Внутренний спрос<br />
на уголь остается стабильным на протяжении этого времени, а уровень экспорта<br />
начинает снижаться к концу прогнозируемого периода, поскольку спрос на уголь<br />
в мире стабилизируется и России становится сложнее конкурировать с другими<br />
экспортерами.<br />
• Россия строит широкомасштабные планы по увеличению роли атомной и<br />
гидроэнергетики. Несмотря на то что данные наших оценок для новых мощностей<br />
АЭС ниже, чем в официальных планах России, производство электроэнергии на<br />
атомных станциях растет на 2% в год и увеличивается на две трети в период до<br />
2035 года. Темпы роста в секторе крупной гидроэнергетики составляют 1% в год.<br />
Доля возобновляемых источников энергии (исключая гидроэнергетику) растет<br />
наиболее быстро, но все же остается на низком уровне по сравнению с другими<br />
видами топлива и значительным потенциалом.<br />
58 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Обзор<br />
Россия обладает огромными энергоресурсами: 13% мировых извлекаемых запасов<br />
традиционной нефти, 26% природного газа и 18% угля (Рис. 8.1), а также определенны м<br />
потенциалом роста производства электроэнергии из возобновляемых источников.<br />
Несмотря на свое месторасположение в отдаленных регионах с суровым климатом,<br />
эти ресурсы помогают России сохранять позицию лидера по добыче и экспорту<br />
энергоресурсов на протяжении всего прогнозируемого периода и в дальнейшем.<br />
Согласно нашим предположениям, добыча будет ограничиваться не отсутствием<br />
доступа к капиталу (хотя он мог бы быть улучшен), а длительностью и техническими<br />
трудностями разработки новых месторождений в отдаленных регионах, когда добыча<br />
на действующих месторождениях пойдет на спад.<br />
Рис. 8.1•Доля России в мировых запасах, добыче и экспорте<br />
ископаемых видов топлива, 2010 г.<br />
30%<br />
25%<br />
20%<br />
Уголь<br />
Нефть<br />
Газ<br />
15%<br />
10%<br />
8<br />
5%<br />
0%<br />
Ресурсы Добыча Экспорт<br />
Примечания: Учитывались только традиционные запасы нефти и природного газа. Если учитывать запасы<br />
нетрадиционного газа, доля газовых ресурсов России сократится до 22%. Данные по добыче и экспорту<br />
приведены за 2010 год; объем экспорта показывает долю России в чистом экспорте всех рассматриваемых в <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g><br />
регионов.<br />
Источник: Базы данных МЭА.<br />
В Сценарии новых стратегий добыча нефти в течение пяти ближайших лет стабилизируется<br />
на уровне около 10,5 млн барр./день, а затем начинает понемногу снижаться до<br />
9,7 млн барр./день в 2035 году (Рис. 8.2). Чистый экспорт сырой нефти и нефтепродуктов<br />
сокращается по мере постепенного роста внутреннего спроса, особенно в транспортном<br />
секторе. Таким образом ожидается, что чистый экспорт российской нефти достигнет<br />
максимальной отметки до 2015 года. На протяжении прогнозируемого периода центр<br />
тяжести нефтедобычи в России смещается от традиционных регионов Западной Сибири<br />
дальше на восток. При этом ожидается также переориентация экспортных потоков в<br />
пользу быстрорастущих рынков Азии.<br />
Добыча природного газа увеличивается с 637 млрд м 3 в год в 2010 году до 690 млрд м 3<br />
в 2020 году и 860 млрд м 3 в 2035 году (Рис. 8.3) 1 . Умеренный рост внутреннего<br />
спроса, по мере того как Россия начинает использовать природный газ более<br />
1. Пояснения к способу, используемому МЭА для определения объемов добычи газа в различных странах, изложены<br />
во Вставке 8.3.<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 59
Рис. 8.2•Баланс российской нефти в Сценарии новых стратегий<br />
Млн барр./день<br />
12<br />
10<br />
8<br />
6<br />
Фактическая<br />
добыча<br />
Фактическое<br />
потребление<br />
Чистый<br />
экспорт<br />
4<br />
2<br />
0<br />
1990 2000 2010 2020 2030 2035<br />
Рис. 8.3•Баланс российского природного газа в Сценарии новых стратегий<br />
лрд м 3<br />
1 000<br />
800<br />
00<br />
актиче ская<br />
добыча<br />
актиче ское<br />
потребление<br />
истый<br />
экспорт<br />
400<br />
200<br />
0<br />
10 2000 2010 2020 2030 2035<br />
рационально, позволяет увеличить чистый экспорт почти до 330 млрд м 3 в год к<br />
2035 г. На протяжении прогнозируемого периода ожидается существенное изменение<br />
экспортных потоков: экспорт природного газа из России в Китай начинается ближе к<br />
2020 г. После 2020 г. торговля стремительно растет и в 2035 году достигает 75 млрд м 3<br />
в год. Российские традиционные поставки на европейские рынки растут медленнее<br />
и достигают примерно 235 млрд м 3 в 2035 году (для сравнения: этот показатель в<br />
2010 году составил 200 млрд м 3 ) 2 .<br />
К середине 2020-х годов добыча угля увеличивается почти до 270 млн т у.э., а<br />
затем постепенно сокращается (Рис. 8.4). Внутренний спрос на уголь остается<br />
стабильным, так как повышение эффективности использования угля компенсирует рост<br />
энергопотребления, вызванный экономическим ростом. Несмотря на значительное<br />
увеличение объемов экспорта в последние годы, конкурентоспособность российского<br />
угля как на внутреннем, так и на международном рынке сдерживается высокими<br />
2. «Газпром» также сбывает объемы газа, импортированные из Каспийского региона, поэтому суммарный объем<br />
газа, экспортируемого Россией, выше, чем показатели чистого экспорта.<br />
60 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Рис. 8.4•Баланс российского угля в Сценарии новых стратегий<br />
лн т у.э.<br />
300<br />
250<br />
200<br />
150<br />
актиче ская<br />
добыча<br />
актиче ское<br />
потребление<br />
истый<br />
экспорт<br />
100<br />
50<br />
0<br />
–50<br />
1990 2000 2010 2020 2030 2035<br />
транспортными расходами. Поскольку спрос на импортный уголь в Европе снижается,<br />
экспорт российского угля переключается на восточное направление. Из-за относительной<br />
близости Китая к основным российским запасам угля в Сибири основные направления<br />
экспорта переориентируются на китайские рынки. Однако в целом России с трудом<br />
удается конкурировать с другими экспортерами, по мере того как мировой спрос на<br />
уголь стабилизируется после 2025 года в Сценарии новых стратегий.<br />
Россия, помимо богатых запасов ископаемых видов топлива, владеет развитой<br />
атомной промышленностью и огромным потенциалом гидроэнергетики и других ВИЭ.<br />
По нашим предположениям, использование атомной энергии и ВИЭ на протяжении<br />
прогнозируемого периода постепенно растет и их суммарная доля в поставках<br />
первичной энергии увеличивается с 10% в 2009 году до 15% в 2035 году. Больше<br />
всего увеличивается доля атомной энергетики (в среднем она растет на 2% в<br />
год) и гидроэнергетики (средний ежегодный рост составляет 1%). Однако самые<br />
быстрые темпы роста ожидают возобновляемые источники энергии, не связанные с<br />
гидроэнергетикой, – их изначально очень низкая доля в среднем растет на 7% в год. При<br />
этом рост в основном наблюдается ближе к концу прогнозируемого периода благодаря<br />
внедрению программ поддержки и снижению технологических затрат (Рис. 8.5).<br />
Львиная доля электроэнергии, производимой атомными электростанциями и ВИЭ,<br />
потребляется внутренним рынком, хотя на данный момент рассматриваются или<br />
разрабатываются проекты, ориентированные на экспортные рынки. Примерами могут<br />
служить проекты гидроэлектростанций вдоль китайской границы и предложенный<br />
проект атомной электростанции в Калининградской области – на территории<br />
российского анклава на Балтийском побережье. В будущем проекты по производству<br />
электроэнергии из ВИЭ и биомассы также могут быть ориентированы на экспорт в<br />
Европейский Союз и способствовать достижению стратегических целей по более<br />
широкому использованию ВИЭ. Ключевыми фигурами российской атомной энергетики<br />
являются государственные компании. Кроме того, в последние годы наблюдается<br />
консолидация гидроэнергетических мощностей в компании «РусГидро», основная<br />
часть активов которой находится в государственной собственности, хотя некоторые<br />
гидроэлектростанции контролируются частными российскими промышленными<br />
8<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 61
Рис. 8.5•Производство электроэнергии на АЭС и из ВИЭ<br />
в Сценарии новых стратегий<br />
лн т н.э.<br />
0<br />
0<br />
00<br />
80<br />
60<br />
рочие ВИЭ<br />
Биомасса<br />
и отходы<br />
Гидроэнергетика<br />
томная<br />
энергетика<br />
0<br />
0<br />
0<br />
990 000 00 00 00 0<br />
группами (также есть основания полагать, что правительство может сократить свою<br />
долю собственности в «РусГидро» в течение ближайших нескольких лет). Ожидается,<br />
что рост сектора ВИЭ откроет новые возможности как для новых участников рынка, так<br />
и для действующих электроэнергетических компаний.<br />
Основными фигурами сектора нефтедобычи являются российские компании: две<br />
компании, основная часть активов которых принадлежит государству, – «Роснефть»<br />
и «Газпром» (включая «Газпром нефть» – дочернее предприятие, занятое в<br />
основном нефтедобычей), и семь частных или публично котируемых компаний:<br />
«Лукойл», «ТНК-ВР», «Сургутнефтегаз», «Татнефть», «Башнефть», «Русснефть» и<br />
«Славнефть» (контролируется совместно «ТНК-ВР» и «Газпром нефтью»). В общей<br />
сложности на эти компании приходится около 90% добычи нефти в стране (Рис. 8.6).<br />
Figure 8.6•Предполагаемые показатели добычи нефти и природного газа<br />
в России с разбивкой по типам компаний, 2010 г.<br />
Газ<br />
Нефть<br />
«Газпром»<br />
«Новатек»<br />
Российские нефтяные компании<br />
Российские государственные<br />
нефтяные компании<br />
Семерка крупнейших российских<br />
частных нефтяных компаний<br />
Прочие российские<br />
нефте-/газодобывающие<br />
компании<br />
Иностранные компании<br />
0 2 4 6 8 10 12<br />
Млн барр. н. э. / день<br />
Примечание: «ТНК-ВР» считается российской компанией. Данные приведены в миллионах баррелей<br />
нефтяного эквивалента (млн барр. н.э.), что позволяет провести сравнение по энергетическому эквиваленту:<br />
10,5 млн барр. н.э./день для природного газа соответствует 637 млрд м 3 в год.<br />
62 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Остальная часть добывается менее крупными частными российскими нефтяными<br />
компаниями и небольшим числом иностранных компаний (Exx<strong>on</strong>Mobil, Shell, Total,<br />
Statoil, Wintershall, ENI 3 ), работающих по различным схемам (для Exx<strong>on</strong>Mobil – это<br />
соглашения о разделе продукции в проекте «Сахалин-1», как и для Total в проекте<br />
«Харьяга»; в отношении других участников – это долевое участие с правом выполнения<br />
функции оператора или без него). Даже находясь в частной собственности, все крупные<br />
российские нефтяные компании поддерживают крепкие связи с правительством.<br />
Нефтепроводы большой протяженности являются монополией государственной<br />
компании «Транснефть» 4 .<br />
В России действуют примерно 80 газодобывающих компаний (Henders<strong>on</strong>, 2010).<br />
Большинство из них – небольшие региональные предприятия, в то время как лидером<br />
по добыче газа является «Газпром» (80%). Увеличиваются доли производства частной<br />
газодобывающей компании «Новатек» (6%) и нефтяных компаний, добывающих<br />
нефтяной газ (10%), а остальной объем добычи принадлежит иностранным компаниям и<br />
небольшим местным частным предприятиям. Власть «Газпрома» над российской газовой<br />
промышленностью обеспечивается монополией на международные газотранспортные<br />
трубопроводы и экспорт природного газа, однако его лидирующая позиция в сфере<br />
добычи российского природного газа может несколько пошатнуться в связи с ростом<br />
компании «Новатек» и других российских газодобывающих компаний.<br />
Мы предполагаем, что на протяжении прогнозируемого периода нефтегазовые<br />
ресурсы по-прежнему разрабатываются в основном российскими государственными<br />
и частными компаниями. Несмотря на периодические заявления российского<br />
правительства о намерениях открыть нефтегазовую отрасль для иностранных<br />
инвестиций, история подсказывает, что это длительный процесс. Возможным<br />
исключением в среднесрочной перспективе могло бы быть участие китайских (и<br />
вероятно индийских) компаний в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, возможно<br />
в качестве кредиторов, а не инвесторов. Предыдущие попытки китайских компаний<br />
укрепить свои позиции в секторе разведки и добычи российских ресурсов принесли<br />
незначительные плоды 5 . В то же время, учитывая увеличивающийся вес Китая<br />
в мировой энергетической промышленности и его роль в качестве рынка для<br />
энергоресурсов в восточной части России, такое развитие событий может быть<br />
вполне естественным, хотя и деликатным с точки зрения политики. Участие западных<br />
иностранных компаний, вероятно, будет ограничиваться в основном арктическими<br />
ресурсами или глубокими залежами на шельфе, которые требуют больших<br />
8<br />
3. Wintershall и ENI (совместно с ENEL) являются партнерами, добывающими конденсат на газовых месторождениях.<br />
4. Единственным исключением является трубопровод Каспийского трубопроводного консорциума («КТК»), который<br />
пролегает с Северного Каспия до Новороссийска, портового города России на Черном море. «Транснефть»<br />
является миноритарным акционером в этой компании. Около 80% мощностей «КТК» используется для транспортировки<br />
казахской сырой нефти.<br />
5. Компания «Синопек» образовала совместное предприятие с компанией «Роснефть» («Удмуртнефть»), занимающейся<br />
добычей нефти в Волго-Уральском регионе, а Китайская национальная нефтегазовая корпорация (КННК)<br />
образовала совместное геолого-разведывательное предприятие с «Роснефтью» в Восточной Сибири («Восток<br />
Энерджи»). Также следует обратить внимание на ссуды Китая на строительство трубопровода Восточная Сибирь<br />
– Тихий океан в обмен на льготные поставки в будущем.<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 63
капиталовложений и применения передовых технологий. Примером может служить<br />
участие компаний Total и Statoil в Штокмановском проекте, компании Total и других<br />
иностранных компаний в проекте «Ямал-СПГ» и соглашение между Exx<strong>on</strong>Mobil и<br />
«Роснефтью» о глубоководной разведке в Черном море и Карском море в Арктике. Еще<br />
одной хорошей возможностью могло бы стать участие западных компаний в крупных<br />
проектах по строительству заводов, перерабатывающих газ в жидкое топливо. С другой<br />
стороны, весьма вероятно, что нефтепромысловые сервисные услуги будут в большей<br />
степени предоставляться независимыми нефтепромысловыми компаниями, так как<br />
сервисные службы, ранее входившие в структуру вертикально-интегрированных<br />
нефтегазовых компаний, продолжают отделяться, усиливая конкурентную борьбу и<br />
повышая эффективность.<br />
В условиях постсоветского экономического кризиса реструктуризация российской<br />
угольной промышленности осуществлялась медленнее, чем нефтяной. В настоящее<br />
время этот сектор полностью либерализован, а с 1999 года добыча угля стабильно<br />
росла до наступления экономического кризиса в 2009 году. Среди десяти основных<br />
угледобывающих компаний, чей объем добычи превышает 10 млн тонн угольного<br />
эквивалента (млн т у.э.) в год, крупнейшей является «СУЭК». Несколько ключевых<br />
компаний входят в крупные многоотраслевые объединения, занимающиеся<br />
производством электроэнергии и стали, добычей полезных ископаемых и<br />
изготовлением листового метала, например «Мечел», «Евраз», «Северсталь». Эти<br />
предприятия предпочитают использовать добытый уголь в пределах объединения,<br />
а не продавать его. «СУЭК» является крупнейшим экспортером, на него приходится<br />
30 млн т у.э. от общего чистого экспорта, составившего в 2010 году 80 млн т у.э. Мы<br />
предполагаем, что рационализация угольной промышленности будет продолжаться.<br />
Нефть<br />
Ресурсы<br />
По нашим оценкам, доказанные запасы нефти в России насчитывают около<br />
77 миллиардов баррелей. Эта оценка соответствует цифрам, заявленным<br />
компанией British Petroleum (ВР) в ежегодном статистическом анализе (BP, <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>),<br />
и данным Института геонаук и природных ресурсов Германии (BGR, 2010). Она<br />
также соответствует суммарным данным, опубликованным ключевыми российскими<br />
нефтяными компаниями. Учитывая то, что все основные российские нефтекомпании<br />
проводят тщательную проверку своих запасов (согласно правилам Комиссии по<br />
ценным бумагам и биржам США [SEC] и рекомендациям Системы управления<br />
углеводородными ресурсами [PRMS]), объем доказанных ресурсов можно считать<br />
достоверным. Объем максимально извлекаемых ресурсов (МИР) рассчитан менее<br />
точно. МЭА, основываясь на данных Геологической службы США за 2000 год (USGS,<br />
2000) и более поздних данных 6 , оценивает объем максимально извлекаемых ресурсов<br />
6. Мы использовали: обновленные данные по ресурсам Геологической службы США, опубликованные после 2000<br />
года; показатели суммарной добычи согласно базам данных МЭА; и некоторые упрощающие предположения<br />
относительно мирового распределения показателя «прироста запасов», используемого для оценки ресурсов Геологической<br />
службой США.<br />
64 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
на уровне 480 миллиардов баррелей (сырая нефть и газоконденсатные жидкости), из<br />
которых примерно 144 миллиарда уже добыты.<br />
Принимая во внимание размеры России и разнообразие ее регионов, в данной<br />
публикации <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g> мы отдельно рассмотрели и смоделировали основные<br />
ресурсосодержащие районы страны. На Рис. 8.7 показаны восемь основных<br />
бассейнов (где добываются нефть и природный газ). Основная часть этих ресурсов<br />
находится в традиционных нефтедобывающих районах Западной Сибири и Волго-<br />
Уральского региона, на которые в общей сложности приходится почти 65% общего<br />
объема оставшейся извлекаемой традиционной нефти (Таблица 8.1). Однако<br />
существуют два фактора, которые могут поставить под сомнение лидирующую<br />
позицию традиционных областей нефте- и газодобычи, а именно:<br />
• Данным регионам может приписываться слишком большой прирост запасов. С одной<br />
стороны, месторождения в этих регионах достаточно зрелые, а с другой стороны,<br />
незначительное увеличение коэффициентов отдачи на огромных традиционных<br />
месторождениях может обеспечить большие дополнительные резервы;<br />
• Геологическая служба США дает довольно невысокие оценки ресурсам в новых<br />
регионах. Более того, другие источники указывают бóльшие объемы максимально<br />
Таблица 8.1•Ресурсы традиционной нефти в различных регионах России<br />
по состоянию на конец 2010 года (миллиардов баррелей)<br />
(сырая нефть + газоконденсатные жидкости)<br />
8<br />
Доказанные<br />
запасы*<br />
Максимально<br />
извлекаемые<br />
ресурсы<br />
Суммарная<br />
добыча<br />
Всего<br />
Остаток извлекаемых ресурсов<br />
% остатка % остатка<br />
извлекаемых извлекаемых<br />
ресурсов России ресурсов России<br />
по версии ABCD**<br />
Западная Сибирь 48 266 80 186 55% 55%<br />
Волго-Уральский<br />
регион 16 81 51 29 9% 10%<br />
Тимано-Печорский<br />
регион 4 28 5 22 7% 7%<br />
Восточная Сибирь 5 21 0 21 6% 14%<br />
Сахалин 2 9 1 7 2% 3%<br />
Каспийский регион 2 25 5 20 6% 5%<br />
Баренцево море 0 18 0 18 5% 3%<br />
Другие зоны<br />
арктического шельфа<br />
0 30 0 30 9% 3%<br />
Прочие 0 2 1 0 0% 0%<br />
Всего по России 77 480 144 336 100% 100%<br />
*Доказанные запасы приблизительно распределены по бассейнам в соответствии с отчетами компаний.<br />
**Эта графа содержит оценочные данные МЭА, основанные на российской классификационной системе («ABCD»,<br />
см. Вставку 8.1), с учетом коэффициентов отдачи и возможностей использования различных категорий для оценки<br />
среднего значения.<br />
Источники: Геологическая служба США; данные, предоставленные МЭА Геологической службой США; базы<br />
данных и аналитические данные МЭА.<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 65
Рис. 8.7•Нефтегазоносные бассейны России<br />
Примечания: «Западная Сибирь» включает только береговую зону; шельф (Карское море) включен в «Другие шельфовые зоны Арктики». «Восточная Сибирь» включает северную часть<br />
Красноярского административного округа (месторасположение Ванкорского нефтегазового месторождения); хотя эта зона геологически относится к Западносибирскому региону, она<br />
считается Восточной Сибирью, к которой она принадлежит административно. «Сахалин» включает остров Сахалин и Охотское море. Каспийский регион включает российский сектор<br />
Каспийского моря и Прикаспийский бассейн: сюда также включен Северо-Кавказский округ, так как месторождения на Северном Кавказе геологически относятся к Прикаспийскому<br />
бассейну, а также потому, что добыча и запасы в данном регионе считаются государственной тайной, что усложняет процесс составления отдельных прогнозов.<br />
66 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
извлекаемых ресурсов в Восточной Сибири (Efimov, 2009), на Сахалине и на<br />
арктическом континентальном шельфе (Правительство РФ, 2009; K<strong>on</strong>torovich,<br />
2010; Piskarev, 2009), включая зоны Баренцева моря, Карского моря и почти<br />
неразведанные зоны моря Лаптевых, а также Восточно-Сибирского и Чукотского<br />
морей. Глубинные залежи Черного моря не исследовались Геологической службой<br />
США, но бытует мнение, что они хранят 7 миллиардов баррелей извлекаемых<br />
ресурсов.<br />
Сравнение наших оценок на основе данных Геологической службы США с<br />
оценками ресурсов по классификации «ABCD», опубликованными российским<br />
правительством (Таблица 8.2), свидетельствует, что в той мере, в какой эти две<br />
системы поддаются сравнению, результаты вполне сопоставимы (Вставка 8.1 содержит<br />
подробную российскую классификацию нефтяных и газовых ресурсов, а также ее<br />
сравнение с другими международными системами).<br />
Дополнительные доказанные, допустимые и возможные запасы основных российских<br />
нефтяных компаний (проверенные согласно схеме Системы управления ресурсами<br />
нефти) в общей сложности насчитывают примерно 150 миллиардов баррелей. Сюда<br />
включены только лицензированные месторождения и не включены обширные<br />
Таблица 8.2•Ресурсы традиционного углеводородного сырья в различных<br />
регионах России по состоянию на конец 2009 года согласно<br />
российской классификационной системе<br />
8<br />
Нефть<br />
(млрд барр.)<br />
Газоконденсатные жидкости<br />
(млрд барр.)<br />
Природный газ<br />
(трлн м 3 )<br />
ABC1, C2 C3, D1, D2 ABC1, C2 C3, D1, D2 ABC1, C2 C3, D1, D2<br />
Западная Сибирь 111 208 16 30 41 71<br />
Волго-Уральский регион 28 23 0,6 0,9 0,9 2<br />
Тимано-Печорский регион 15 31 0,5 3 0,7 4<br />
Восточная Сибирь 19 79 3 20 8 40<br />
Сахалин 3 15 0,7 4 1 8<br />
Каспийский регион 4 15 8 4 6 8<br />
Баренцево море 3 9 0,5 12 5 12<br />
Другие зоны<br />
арктического шельфа 0,1 28 0,0 11 4 18<br />
Прочие 0,4 5 0,0 0,0 0,5 0,2<br />
Всего в России 183 414 29 85 68 163<br />
Примечания: Что касается нефти, то запасы в категориях ABC считаются государственной тайной, поэтому точно<br />
определить общие и региональные объемы сложно. Министерство природных ресурсов публикует данные<br />
о запасах категории D, а также всех категориях запасов природного газа и газоконденсатных жидкостей. Эта<br />
таблица обобщает ключевые значения по регионам, включая оценки МЭА по запасам нефти в категориях<br />
ABC. Ранее использовавшаяся категория неразведанных ресурсов C3 была включена в D1 в последней версии<br />
классификационной системы, которая полностью вступает в силу в январе 2012 года.<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 67
нелицензированные и плохо разведанные регионы, в том числе большая часть<br />
континентального шельфа Арктики. Следовательно, общий объем максимально<br />
извлекаемых ресурсов в размере 480 миллиардов баррелей, составляющих основу<br />
наших предположений относительно будущей добычи, вполне достоверен.<br />
Вставка 8.1•Сравнение российской системы классификации запасов<br />
с Системой управления углеводородными ресурсами<br />
Несмотря на то что запасы нефтегазовых компаний России все чаще подаются<br />
в соответствии с классификационной Системой управления углеводородными<br />
ресурсами (PRMS) и/или правилами Комиссии по ценным бумагам и биржам США<br />
для подачи отчетов о запасах, в документации правительства России и научных<br />
учреждений в основном используется российская система классификации<br />
запасов. В этой системе используются классы, обозначенные буквами алфавита<br />
(A, B, C1, C2, D1, D2 и D3), соответствующие уменьшению вероятности технической<br />
извлекаемости ресурсов:<br />
• «A» – запасы, которые полностью доказаны разведочным бурением и добычей.<br />
• «B» – запасы, установленные по результатам испытания скважин.<br />
• «C1» – оценки для установленных месторождений, включая участки, где еще<br />
не проводилось бурение и испытания, но для которых есть геофизические<br />
данные.<br />
• «C2» – это предварительные оценки на основании разведки.<br />
• «D1» – это оценки углеводородного потенциала на основании данных<br />
наземной сейсморазведки.<br />
• «D2» – возможные ресурсы в новых регионах на основании региональных<br />
геологических исследований.<br />
• «D3» – представляет прогноз для углеводородных ресурсов новых бассейнов<br />
на основании общих геологических факторов.<br />
Однозначного совпадения между российской классификацией и стандартами<br />
PRMS нет. Однако в целом эксперты в данной сфере предполагают, что<br />
запасы A, B и C1 (ABC1) находятся в пределах доказанных и доказанных +<br />
вероятных ресурсов; C2 и часть C1 соответствуют вероятным и возможным<br />
запасам; в то время как ресурсы D1, D2 и D3 приближаются к оценкам<br />
неразведанных углеводородных ресурсов. Кроме того, ресурсы D1, D2 и D3<br />
обычно расцениваются как запасы нефти, а не как извлекаемая нефть. C1 и C2 –<br />
обычно технически извлекаемые, но не обязательно экономически извлекаемые<br />
запасы. A и B обычно и технически, и экономически извлекаемы, поскольку они<br />
основаны на утвержденном плане разработки 7 .<br />
7. Для оценки газовых запасов в России традиционно применяется фактор извлечения 100%, что является одной<br />
из причин, почему оценки PRMS дают меньшие значения, чем ABC1.<br />
68 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Добыча<br />
Нефть или конденсат добывается на более чем на 1 000 различных месторождений<br />
России, при этом около 35 крупных месторождений обеспечивают 50% общего<br />
объема добычи. Добыча достигла своего максимума в объеме приблизительно<br />
11,5 миллионов баррелей в день (млн барр./день) во времена Советского Союза в<br />
1980-е годы, затем в середине 1990-х резко упала всего до 6 млн барр./день.<br />
В 2000-х годах начался постепенный подъем, и уже в 2007 году объемы добычи<br />
превысили 10 млн барр./день. Энергетическая стратегия до 2030 года (Правительство<br />
РФ, 2009) предусматривает постепенный рост добычи на протяжении последующих<br />
десятилетий до 530–555 миллионов тонн в 2030 году (около 11 млн барр./день).<br />
Генеральная схема развития нефтяной отрасли до 2020 года (Министерство<br />
энергетики Российской Федерации, <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>) больше ориентирована на сохранение<br />
постоянного уровня добычи благодаря налоговым льготам, повышению<br />
эффективности и проведению более обширной разведки и бурения. На основании<br />
этих стратегических документов мы делаем предположение о том, что на<br />
протяжении прогнозируемого периода политика (включая налоговую политику)<br />
будет разрабатываться и корректироваться таким образом, чтобы максимально<br />
долго удерживать нынешний уровень добычи, т.е. примерно 10 млн барр./день.<br />
Это предположение обосновывает наши оценки относительно поставок.<br />
В Сценарии новых стратегий добыча нефти в России стабилизируется на уровне<br />
около 10,5 млн барр./день на протяжении последующих нескольких лет, после чего<br />
начинает понемногу спадать. Тем не менее объем нефтедобычи не опускается ниже<br />
9,6 млн барр./день в течение всего прогнозируемого периода до 2035 года (Рис. 8.2).<br />
Это происходит в результате того, что спад выработки на старых (Волго-Уральский<br />
регион) или стареющих месторождениях (Западная Сибирь) уравновешивается<br />
освоением новых месторождений, находящихся зачастую в отдаленных регионах.<br />
Несмотря на значительный прогнозируемый рост добычи газоконденсатных<br />
жидкостей (подробнее см. раздел о природном газе и Вставку 8.4), в отрасли<br />
ожидается общий небольшой спад добычи.<br />
8<br />
Новейшая история нефтедобычи в России делится на два основных этапа (Рис. 8.8).<br />
Во время первого этапа, который длился примерно до 2006 года, наблюдалось<br />
восстановление поставок из Западной Сибири, обусловленное применением более<br />
современных технологий эксплуатации месторождений. Второй этап, включающий<br />
последние пять лет, характеризуется введением в эксплуатацию новых нефтяных<br />
месторождений: в Тимано-Печорском регионе, на Сахалине и совсем недавно в<br />
Восточной Сибири, и стабилизацией или даже сокращением объемов добычи в<br />
Западной Сибири. Следует отметить удивительно стабильный уровень добычи в<br />
Волго-Уральском бассейне на протяжении всего периода, несмотря на то что за<br />
семьдесят лет с начала его эксплуатации уже добыто более 60% предполагаемых<br />
извлекаемых запасов. Это также связано с применением современных технологий –<br />
процессом, начавшимся позже, чем в Западной Сибири.<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 69
Рис. 8.8•Тенденции в нефтедобыче по регионам России<br />
в последние годы<br />
Млн барр./день<br />
12<br />
10<br />
8<br />
6<br />
4<br />
2<br />
Другие<br />
Восточная Сибирь<br />
Сахалин<br />
Каспийский регион<br />
Тимано-Печорский<br />
регион<br />
Волго-Уральский<br />
регион<br />
Западная Сибирь<br />
0<br />
2002 2004 2006 2008 2010<br />
Учитывая лидирующую позицию Западной Сибири в нефтедобывающей отрасли<br />
России (на данный регион приходится примерно две трети общего объема<br />
добычи), развитие показателей добычи в этом регионе составляет основу любых<br />
оценок относительно будущего нефтедобычи. Стабилизация добычи в данном<br />
регионе с 2006 года может свидетельствовать о том, что все легкие пути с<br />
применением современных технологий уже использованы. В то же время большой<br />
объем оставшихся извлекаемых ресурсов дает повод полагать, что существует<br />
возможность сохранить или даже увеличить текущий уровень добычи при наличии<br />
соответствующих инвестиций. Действующие налоговые каникулы и прочие льготы в<br />
основном способствуют инвестированию в новые месторождения в таких регионах,<br />
как Восточная Сибирь, поэтому для Западной Сибири – и соответственно для<br />
нефтедобывающей отрасли России в целом – критическим моментом является<br />
реструктуризация налоговой системы, которая бы способствовала инвестициям<br />
в небольшие и пока еще не освоенные месторождения или в повышенные<br />
нефтеотдачи на действующих месторождениях.<br />
Как упоминалось выше, наши прогнозы для различных регионов в Сценарии новых<br />
стратегий основаны на предположении, что политика России будет корректироваться<br />
с целью сохранить текущие уровни общих объемов добычи (или максимально<br />
близкие к ним). Фактически для моделирования российских поставок это означает,<br />
что налоговому режиму удастся мобилизовать необходимые инвестиции, чтобы<br />
обеспечить соответствующий уровень эксплуатации нефтяных ресурсов в каждом<br />
из регионов сообразно с их экономическими возможностями. Такой метод подобен<br />
дифференцированному подходу, применяемому в настоящее время налоговыми<br />
органами для стимулирования разработки новых месторождений в Восточной Сибири,<br />
однако он является абсолютно новым для традиционных районов добычи в Западной<br />
Сибири и Волго-Уральском регионе (Вставка 8.2).<br />
70 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Вставка 8.2•Компромисс между налогами и экономическими показателями 8<br />
Инвестиции в нефтедобывающую отрасль в России, как и во многих других<br />
странах, очень восприимчивы к изменениям в налоговом режиме. Действующая<br />
система налогообложения для нефтяных месторождений состоит из трех<br />
основных компонентов: налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) за<br />
каждый добытый баррель 9 , экспортная пошлина за каждый экспортированный<br />
баррель 10 и налог на прибыль предприятия со ставкой 20% 11 . При таком<br />
положении вещей очень тяжело выйти на уровень рентабельности при<br />
разработке нового месторождения. Проект, в котором эксплуатационные<br />
расходы составляют 6 долл. США/баррель, капитальные затраты – 6 долл. США/<br />
баррель и транспортные расходы – 6 долл. США/баррель имеет внутреннюю<br />
норму рентабельности (ВНР) менее чем 5% (при цене 80 долл. США/баррель<br />
нефти марки «Urals»). Этого недостаточно для обоснования инвестиций,<br />
особенно принимая во внимание политические и логистические риски в России.<br />
В приведенном примере эффективная налоговая ставка для экспортируемой<br />
нефти составляет 84%.<br />
По этой причине российское правительство предоставляет ряд налоговых<br />
льгот или налоговые каникулы до достижения определенного уровня добычи<br />
некоторым проектам по освоению новых месторождений в Восточной Сибири,<br />
Ямало-Ненецком округе, а с 2012 года также в Черном и Охотском морях.<br />
Это целенаправленные политические меры, поддерживающие освоение<br />
новых районов добычи и региональное экономическое развитие. Также<br />
существует возможность получения налоговых льгот для отдельных проектов.<br />
Откорректировав налоговую ставку, правительство вполне может позволить<br />
нефтяным компаниям иметь ВНР на уровне примерно 15%, если они смогут<br />
продемонстрировать, что достижение экономической эффективности для них<br />
является трудновыполнимой задачей.<br />
Этот индивидуальный подход имеет свои преимущества, однако ставит под<br />
сомнение стабильность налогового режима, что особенно важно для нефтяных<br />
компаний. Между различными министерствами и компаниями велись и до сих<br />
пор ведутся оживленные споры относительно необходимости реформирования<br />
8<br />
8. Данная статья касается нефти, но аналогичные вопросы касаются и газовых проектов, хотя действующая налоговая<br />
нагрузка на газовые проекты значительно меньше (в пересчете на энергетический эквивалент). Ежегодный<br />
рост налогов в газовой отрасли планируется в 2012, 2013 и 2014 годах.<br />
9. НДПИ рассчитывается в долл. США/баррель по формуле: 0,22*(P-15), где P – это рыночная цена нефти марки<br />
«Urals» в долл. США/баррель. Например, при цене на нефть (марки «Urals») 80 долл. США/баррель, НДПИ будет<br />
равен 14,24 долл. США/баррель. Более старые месторождения получают скидку от 30% до 70% на уплату НДПИ,<br />
в зависимости от степени истощения их запасов.<br />
10. Экспортная пошлина вычисляется в долл. США/баррель по формуле 4+ (0.65*(P-25)). Например, при цене на<br />
нефть (марки «Urals») 80 долл. США/баррель, пошлина составляет 39,75 долл. США/баррель. Обсуждается возможность<br />
снижения коэффициента с 0,65 до 0,60 в рамках введения новой системы налогообложения «60-66», в<br />
которой выравниваются экспортные пошлины на сырую нефть и нефтепродукты.<br />
11. Налог на прибыль определяется регионами: региональные администрации могут сократить его до минимальной<br />
ставки 15,5%.<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 71
налоговой системы. В ходе любой подобной реформы потребуется найти баланс<br />
между сохранением уровня государственного дохода (учитывая большое<br />
значение поступлений от нефтяных налогов для государственного бюджета) и<br />
предоставлением компаниям достаточных стимулов для инвестиций в новые<br />
проекты (поддерживая таким образом экономическое развитие в новых<br />
добывающих регионах). В то же время необходимо сохранить мотивацию к<br />
сокращению затрат благодаря внедрению новых технологий.<br />
Формирование налоговой системы, которая бы как минимум стимулировала<br />
сохранение существующего уровня добычи в основном регионе Западной<br />
Сибири, будет иметь важнейшее значение, поскольку недостаток инвестиций<br />
в этот регион может привести к стремительному сокращению общих объемов<br />
добычи российской нефти. Текущая эффективная ставка налогообложения для<br />
экспортируемой нефти в традиционных районах добычи в Западной Сибири<br />
и Волго-Уральском регионе составляет примерно 75%. По нашим оценкам, в<br />
случае сохранения этой ставки на протяжении прогнозируемого периода общий<br />
объем добычи (и экспорта) российской нефти сократится еще на 1,8 млн барр./<br />
день в 2035 году. Хотя налоговые поступления в казну остались бы примерно на<br />
том же уровне (более высокие налоги компенсировали бы меньшие объемы<br />
добычи), велика вероятность того, что это повлечет за собой значительное<br />
сокращение темпов экономического роста, учитывая значение нефтяного<br />
сектора для ВВП России 12 .<br />
При таких предположениях относительно налогового режима прогнозные оценки<br />
нефтедобычи в каждом из основных бассейнов (Таблица 8.3) в некоторой степени<br />
соответствуют пропорциональному распределению оставшихся региональных<br />
ресурсов, показанному в Таблице 8.1. Спад в Волго-Уральском регионе сначала<br />
замедляется, а потом ускоряется после 2020 года, уровень добычи в Тимано-<br />
Печорском регионе и на Сахалине остается стабильным или почти стабильным,<br />
в то время как Восточная Сибирь и Каспийский регион за счет своего потенциала<br />
демонстрируют значительный рост добычи. Важно то, что добыча в Западной<br />
Сибири остается относительно активной, демонстрируя незначительный спад<br />
в период до 2025 года, однако снова увеличиваясь к концу прогнозируемого<br />
периода за счет ожидаемого роста добычи газоконденсатных жидкостей в газовом<br />
секторе. У арктического континентального прибрежного шельфа также имеется<br />
большой потенциал, но логистические трудности, вероятно, будут препятствовать<br />
его превращению в основную зону добычи вплоть до конца прогнозируемого<br />
периода.<br />
Более детально останавливаясь на Западной Сибири, следует отметить, что добыча<br />
стабилизируется на уровне примерно 5,9 млн барр./день в 2020-х годах. Перспективы<br />
12. В целях данного анализа чувствительности к налоговым ставкам мы предполагаем, что рост ВВП останется<br />
без изменений.<br />
72 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Таблица 8.3•Прогнозы нефтедобычи* по основным бассейнам (млн барр./день)<br />
2010 2015 2020 2025 2030 2035<br />
Западная Сибирь 6,75 6,33 5,87 5,80 5,98 6,19<br />
Волго-Уральский регион 2,10 2,07 1,90 1,72 1,46 1,15<br />
Тимано-Печорский регион 0,60 0,62 0,59 0,57 0,58 0,59<br />
Восточная Сибирь 0,43 0,72 0,76 0,75 0,74 0,72<br />
Сахалин 0,31 0,30 0,31 0,31 0,32 0,29<br />
Каспийский регион 0,23 0,27 0,34 0,35 0,38 0,41<br />
Баренцево море 0,00 0,00 0,01 0,05 0,10 0,13<br />
Другие зоны арктического шельфа 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,01<br />
Прочие 0,02 0,11 0,11 0,11 0,16 0,18<br />
Всего в России 10,45 10,42 9,89 9,68 9,72 9,66<br />
* Включает сырую нефть, газоконденсатные жидкости и нетрадиционную нефть.<br />
Примечание: «Прочие» включают прогнозы для присадок (см. определение присадок, используемое МЭА (IEA,<br />
2010a, глава 4)) и газоконденсатных жидкостей для всей России, что объясняет рост этой категории. Данные за<br />
2010 год не учитывают присадки из-за недостаточного количества статистических данных.<br />
этого региона зависят от многих месторождений (Рис. 8.9), крупнейшими из которых<br />
являются 13 :<br />
• Самотлорское месторождение – супергигантское месторождение,<br />
открытое в 1965 году, изначальные извлекаемые запасы которого составляли<br />
28 миллиардов баррелей. Добыча достигла максимального уровня 3 млн барр./<br />
день в 1980 году. Запасы данного месторождения все еще содержат<br />
примерно 7 млрд баррелей, а добыча недавно стабилизировалась на уровне<br />
500 тысяч баррелей в день (тыс. барр./день), который «ТНК-ВР» планирует<br />
поддерживать за счет постоянных инвестиций.<br />
8<br />
• Приобское месторождение – одно из более «молодых» гигантов региона, запасы<br />
которого насчитывают примерно 7 миллиардов баррелей. Река Обь разделяет это<br />
месторождение на две части. На левом берегу добыча началась в 1988 году, на<br />
правом – в 1999 году. За последние десять лет добыча увеличилась примерно до<br />
800 тыс. барр./день, что является самым высоким показателем в России.<br />
• Красноленинское месторождение – это фактически группа месторождений, чьи<br />
запасы нефти сопоставимы с запасами Приобского месторождения. Хотя добыча<br />
началась в 1980-х годах, это сложный бассейн, широкомасштабная разработка<br />
которого началась лишь недавно. На сегодняшний день здесь добывается около<br />
150 тыс. барр./день.<br />
• Уренгойское месторождение, больше известное своей добычей природного<br />
газа, также имеет огромные запасы нефти и конденсата – примерно 1 миллиард<br />
13. В большинстве случаев мы следуем российскому ГОСТу (государственному стандарту) 7.79-2000 для транслитерации<br />
названий российских месторождений, кроме случаев, когда в английском языке есть широко применяемое<br />
название.<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 73
Рис. 8.9•Основные нефтяные месторождения и инфраструктура поставок в России<br />
Норвегия<br />
Швеция<br />
Основной трубопровод<br />
Планируемый трубопровод<br />
Нефтяные терминалы<br />
Основные нефтяные<br />
месторождения<br />
Черное<br />
море<br />
Украина<br />
Балтийское море<br />
Каспийский<br />
регион<br />
Грузия<br />
Армения<br />
Азербайджан<br />
Финляндия<br />
Волго-Уральский<br />
регион<br />
Казахстан<br />
Баренцево море<br />
Тимано-Печорский<br />
регион<br />
Баренцево море<br />
Карское море<br />
Другие шельфовые<br />
зоны Арктики<br />
море Лаптевых<br />
Каспийское<br />
море<br />
Туркменистан Узбекистан<br />
Иран<br />
Китай<br />
Монголия<br />
Данная карта приведена только с иллюстративной целью и не претендует на определение статуса или суверенитета изображенных территорий.<br />
Другие шельфовые<br />
зоны Арктики<br />
Всточно-Сибирское<br />
море<br />
Китай<br />
Чукотское<br />
море<br />
Берингово<br />
море<br />
Сахалин<br />
Охотское<br />
море<br />
о. Сахалин<br />
Япония<br />
Латвия<br />
Эстония<br />
Польша<br />
Новороссийск<br />
Туапсе<br />
Литва<br />
Беларусь<br />
Усть-Луга<br />
Москва<br />
Приморск<br />
Санкт-Петербург<br />
Самара<br />
Ромашкино<br />
Мурманск<br />
Месторождение<br />
Харьяга<br />
Уват<br />
Приразломное<br />
месторождение<br />
Уренгой<br />
Сургут<br />
Самотлор<br />
Западная Сибирь<br />
Томск<br />
Тайшет<br />
Восточная Сибирь<br />
Иркутск<br />
Сковородино<br />
Дацин<br />
Находка<br />
Ванино<br />
Хабаровск<br />
Козьмино<br />
BPS-2<br />
BPS<br />
Красноленинское<br />
месторождение<br />
Месторождения<br />
им. Требса и Титова<br />
Приобское<br />
месторождение<br />
Ванкорское<br />
месторождение<br />
Р О С С И Я<br />
Федоровское месторождение<br />
Верхнечонское<br />
месторождение<br />
74 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
баррелей нефти и 4 миллиарда баррелей конденсата. На данный момент здесь<br />
добывается примерно 70 тыс. барр./день конденсата и менее 10 тыс. барр./день<br />
сырой нефти.<br />
• Лянторское и Федоровское месторождения – пример старых, затухающих<br />
гигантов с максимальными извлекаемыми запасами в размере 10 миллиардов<br />
баррелей. Они все еще являются лучшими месторождениями «Сургутнефтегаза»,<br />
чья добыча в Западной Сибири сокращается. Показатели добычи на каждом из этих<br />
месторождений превышают 150 тыс. барр./день.<br />
• Тевлинско-Русскинское, Повховское, Ватьеганское месторождения – также<br />
стареющие гиганты, формирующие основу нефтедобычи «Лукойла» в Западной<br />
Сибири. При оставшихся запасах в 2,5 миллиарда баррелей, показатель добычи<br />
на этих месторождениях недавно пошел на убыль со скоростью около 6% в год,<br />
снизившись приблизительно до 400 тыс. барр./день в 2010 году. Однако по<br />
словам «Лукойла», это было отчасти вызвано ограничениями в электроснабжении,<br />
необходимом для подъема содержащей все больше воды продукции<br />
скважин, поэтому добыча может стабилизироваться после дополнительных<br />
капиталовложений.<br />
• Уватское месторождение – интересный случай разработки нового месторождения<br />
«с нуля», демонстрирующий, что Западносибирский регион все еще имеет<br />
значительные нетронутые запасы 14 . Месторождение расположено в южной части<br />
бассейна, вдали от существующей инфраструктуры, а его разработка только<br />
начинается. Извлекаемые ресурсы оцениваются примерно в 2 миллиарда баррелей,<br />
а плановый стабильный уровень добычи составляет около 150 тыс. барр./день. В<br />
той же части нефтеносного региона есть и другие месторождения, которые могли<br />
бы использовать инфраструктуру, созданную для Уватского месторождения.<br />
Несмотря на незаурядные показатели на протяжении последнего десятилетия,<br />
по нашим прогнозам, добыча в Волго-Уральском регионе начнет неотвратимо<br />
сокращаться после 2016 года вследствие истощения запасов. В данном регионе<br />
сосредоточено несколько старых месторождений-гигантов, таких как:<br />
• Арланское месторождение в Башкирии, имеющее более 8 000 скважин и<br />
добывающее нефть с содержанием воды более 93%. При изначальных запасах в<br />
объеме около 2 миллиардов баррелей это месторождение уже сильно истощено,<br />
и сейчас здесь добывается примерно 60 тыс. барр./день нефти.<br />
• Ромашкинское месторождение в Татарстане – предок всех месторожденийсверхгигантов<br />
в России. Месторождение было открыто в 1948 году, и его<br />
изначальные извлекаемые запасы оценивались в 18 миллиардов баррелей. В<br />
настоящее время доказанные запасы все еще составляют около 2 миллиардов<br />
баррелей. В течение многих лет «Татнефть» удерживает стабильную добычу на<br />
отметке приблизительно 300 тыс. барр./день.<br />
8<br />
14. Другим примером потенциала для новых больших месторождений в Западной Сибири является Гыданский<br />
полуостров в Ямало-Ненецком округе, который расположен вблизи северной части Красноярского округа.<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 75
В Тимано-Печорском регионе насчитывается множество месторождений среднего<br />
размера, разработка которых была начата совсем недавно. По нашим оценкам,<br />
добыча здесь сохраняется на уровне примерно 0,6 млн барр./день до 2035 года.<br />
Следует отметить следующие месторождения:<br />
• Приразломное месторождение в Печорском море (не путать с береговым<br />
месторождением с таким же названием в Западной Сибири). Это первая шельфовая<br />
разработка в российской Арктике и, следовательно, ей уделяется много внимания,<br />
как предшественнице возможных будущих разработок. На этом месторождении<br />
используется выведенная из эксплуатации в Северном море и перестроенная<br />
платформа Hutt<strong>on</strong>. Добыча, вероятно, начнется, в 2012 году и достигнет стабильного<br />
показателя 120 тыс. барр./день.<br />
• Месторождение Харьяга, эксплуатируемое компанией Total согласно договору о<br />
разделе продукции. На сегодняшний день добыча составляет 25 тыс. барр./день, а<br />
доказанные и вероятные запасы превышают 1 миллиард баррелей.<br />
• Месторождения им. Требса и Титова, вместе представляющие одно из последних<br />
известных лицензированных сверхгигантов. Доказанные и вероятные запасы этих<br />
месторождений оцениваются примерно в 1 миллиард баррелей. Лицензию на их<br />
разработку получила «Башнефть» в конце 2010 года, которая планирует осваивать<br />
месторождения в сотрудничестве с компанией «Лукойл».<br />
Предполагается, что месторождения Восточной Сибири сделают наибольший вклад<br />
в рост российских поставок (Рис. 8.10) в течение периода до 2035 года, при этом<br />
на протяжении последующих пяти – восьми лет поставки вырастут более чем<br />
на 300 тыс. барр./день, достигнув в общем около 0,8 млн барр./день. Добыча<br />
стабилизируется примерно на этом же уровне на протяжении прогнозируемого<br />
Рис. 8.10•Изменения в российской нефтедобыче по регионам<br />
в Сценарии новых стратегий<br />
Восточная Сибирь<br />
Каспийский регион<br />
Другие<br />
Баренцево море<br />
Другие шельфовые зоны Арктики<br />
Тимано-Печорский регион<br />
Сахалин<br />
Западная Сибирь<br />
Волго-Уральский регион<br />
2009-2020<br />
2020-2035<br />
-1,0 -0,8 -0,6 -0,4 -0,2 0 0,2 0,4<br />
Млн барр./день<br />
Примечание: «Другие» включают прогнозы для присадок и газоконденсатных жидкостей для всей России, что<br />
объясняет рост этой категории.<br />
76 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
периода. Спады на недавно открытых месторождениях будут компенсироваться<br />
постепенным ростом добычи на новых месторождениях, находящихся дальше от<br />
существующей инфраструктуры. В целом в Восточной Сибири находятся следующие<br />
недавно открытые месторождения:<br />
• Ванкорское месторождение, запасы которого оцениваются в 3 миллиарда<br />
баррелей, было введено в эксплуатацию в 2009-2010 гг. С тех пор именно<br />
это месторождение в основном обеспечивает рост добычи российской нефти.<br />
Объемы выработки в 2010 году достигли 250 тыс. барр./день, а в июле <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> года –<br />
315 тыс. барр./день. Планы увеличить добычу до 500 тыс. барр./день не были<br />
полностью подтверждены и могут зависеть от переговоров с правительством<br />
относительно действующего налогового режима. Хотя Ванкорское месторождение<br />
административно относится к Красноярскому региону и поэтому обычно считается<br />
восточносибирским, геологически оно относится к Западносибирскому региону<br />
и расположено очень близко к Ямало-Ненецкому округу, поэтому может<br />
подключиться к действующей здесь транспортной инфраструктуре. «Роснефть»<br />
также построила новый трубопровод протяженностью 500 километров, который<br />
соединяет Ванкорское месторождение с системой «Транснефть» (в пос. Пурпе),<br />
создав связь между Ямало-Ненецким округом и трубопроводом «Восточная<br />
Сибирь – Тихий океан» (ВСТО) и восточными рынками. Такое увеличение<br />
доступа к рынкам устраняет основное препятствие на пути к разработке других<br />
месторождений в регионе.<br />
8<br />
• Верхнечонское месторождение находится в Иркутской области 15 . При запасах,<br />
превышающих миллиард баррелей, его разработка стала возможной благодаря<br />
строительству трубопровода ВСТО, который проходит рядом с месторождением<br />
и обеспечивает транспортировку нефти из этого отдаленного региона. Добыча<br />
в настоящее время составляет 60 тыс. барр./день и постепенно растет до<br />
прогнозируемого максимального уровня в 150 тыс. барр./день.<br />
• Талаканское месторождение, имеющее 800 миллионов баррелей запасов,<br />
расположено рядом с Верхнечонским и, следовательно, с трубопроводом ВСТО. Это<br />
месторождение играет центральную роль в стратегии расширения «Сургутнефтегаз»<br />
в Восточной Сибири. Добыча составляет 40 тыс. барр./день и находится в стадии<br />
роста.<br />
Промышленная добыча в российском секторе Каспийского моря началась в 2010 году.<br />
Значение этой области для российского нефтедобывающего сектора в настоящее<br />
время незначительное, но увеличивается со временем – объемы выработки<br />
постепенно растут с текущего показателя 230 тыс. барр./день до 400 тыс. барр./<br />
15. Верхнечонское месторождение и несколько подобных ему в Восточной Сибири необычны тем, что на них<br />
добыча производится из докембрийских горных пород. Эта особенность и отсутствие соседних материнских пород<br />
были использованы авторами теории небиологического происхождения нефти в качестве доказательства.<br />
Однако более поздние исследования полностью подтвердили биологическое происхождение нефти в данном<br />
регионе и ее возникновение из материнских пород, расположенных на значительном расстоянии (Evere, 2010).<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 77
день в 2035 году (включая береговые Прикаспийские и Северо-Кавказские районы<br />
бассейна):<br />
• Месторождение имени Юрия Корчагина – первое большое прибрежное<br />
месторождение, которое подлежит разработке в российском секторе Каспийского<br />
моря. Его освоение ведет компания «Лукойл», а доказанные запасы составляют<br />
более 200 миллионов баррелей. Впервые добыча нефти началась в 2010 году.<br />
• Месторождение имени Владимира Филановского – крупнейшее прибрежное<br />
месторождение, обнаруженное в российском секторе Каспийского моря, запасы<br />
которого насчитывают более 1 миллиарда баррелей извлекаемых ресурсов.<br />
Оно является следующим прибрежным каспийским месторождением,<br />
запланированным для разработки.<br />
Основные разработки на острове Сахалин обеспечивают значительные объемы<br />
газоконденсатных жидкостей, кроме того, здесь содержатся обширные запасы<br />
извлекаемых ресурсов. Но пока некоторые дополнительные сахалинские проекты<br />
находятся на стадии обсуждения (Сахалин-3, -4, -5…), мы предполагаем, что высокие<br />
затраты вызовут задержки в освоении месторождений, и до 2035 года добыча<br />
останется на уровне примерно 300 тыс. барр./день.<br />
• Чайво, Одопту и Аркутун-Даги – тройка основных нефтяных месторождений,<br />
входящих в состав проекта Сахалин-1, оператором которого является Exx<strong>on</strong>Mobil.<br />
При разведанных запасах 300 миллионов баррелей, на Чайво в 2010 году<br />
добывалось примерно 100 тыс. барр./день, что на 50% меньше, чем во время пика<br />
добычи в 2007 году. Этот спад не обязательно свидетельствует о первых признаках<br />
угасания, поскольку добыча здесь ограничивается отсутствием инфраструктуры<br />
для экспорта природного газа. С другой стороны, добыча на Одопту растет,<br />
компенсируя тем самым сокращающиеся объемы добычи на Чайво.<br />
• Пильтун-Астохское и Лунское месторождения, входящие в проект Сахалин-2,<br />
являются в основном проектом добычи природного газа и экспорта сжиженного<br />
природного газа (СПГ), но у них также имеются обширные извлекаемые запасы<br />
нефти, насчитывающие примерно 700 миллионов баррелей. В настоящее время<br />
здесь добывается примерно 150 тыс. барр./день нефти.<br />
Баренцево море является главным образом газоносной провинцией, но разработка<br />
Штокмановского месторождения, которую предполагается начать после 2020 года,<br />
обеспечит значительный объем добычи газоконденсатных жидкостей.<br />
Инвестиции и затраты<br />
По нашим предположениям, для того чтобы обеспечить прогнозируемые в Сценарии<br />
новых стратегий уровни добычи нефти, общий объем инвестиций в освоение<br />
месторождений и добычу сырья в России в течение периода с <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> по 2035 год<br />
составит 740 млрд долл. США (по курсу доллара 2010 года) или в среднем свыше<br />
29 млрд долл. США ежегодно. Эти инвестиции необходимы для компенсации спада<br />
добычи на действующих месторождениях, так как в Сценарии новых стратегий к<br />
78 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
2035 году добыча сырой нефти на месторождениях, которые эксплуатировались<br />
в 2010 году, снижается с 9,8 млн барр./день до 3 млн барр./день, то есть на<br />
70% (Рис. 8.11). Исходя из этого, на протяжении прогнозируемого периода потребуется<br />
увеличить добычу нефти из традиционных источников на 5 млн барр./день, чтобы<br />
выйти на предполагаемый уровень добычи. Примерно две трети добытой сырой<br />
нефти в 2035 году поступает из уже разведанных месторождений, в то время как<br />
оставшуюся треть необходимо добывать на новых месторождениях, которые еще<br />
предстоит разведать или открыть. Мы предполагаем, что большинство этих новых<br />
месторождений будут открыты в Сибири, как Восточной так и Западной, в Каспийском<br />
регионе и, в меньшей степени, в Тимано-Печорском бассейне.<br />
Рис. 8.11•Добыча российской нефти по типам в Сценарии новых стратегий<br />
Млн барр./день<br />
12<br />
10<br />
8<br />
6<br />
4<br />
2<br />
Газоконденсатные<br />
жидкости<br />
Нетрадиционная нефть<br />
Сырая нефть<br />
из месторождений:<br />
еще не обнаруженных<br />
подлежащих разработке<br />
ныне эксплуатируемых<br />
8<br />
0<br />
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035<br />
Оценка темпов спада на существующих российских нефтяных месторождениях<br />
осложняется тем фактом, что за последние двадцать лет на добычу влияет<br />
множество факторов, не относящихся к геологии. Во-первых, как уже упоминалось во<br />
Вставке 8.2, темпы добычи меняются под влиянием изменений в налоговом режиме.<br />
Большинство старых месторождений также продемонстрировало рост добычи в<br />
период с 2000 по 2010 год вследствие применения новых технологий (гидравлический<br />
разрыв пласта, горизонтальное бурение и оптимизация откачки). Кроме того, в этот<br />
период началась разработка спутниковых месторождений, расположенных вокруг<br />
основных зон добычи, или пластов, которые изначально остались над или под<br />
основными зонами добычи. Колебания объемов добычи природного газа, связанные<br />
с экономическим кризисом 2009 года, также повлияли на добычу газоконденсатных<br />
жидкостей и, следовательно, на общие объемы их добычи. Однако существует<br />
несколько примеров месторождений, демонстрирующих явную тенденцию спада,<br />
темп которого составляет примерно 5–6% в год, что свидетельствует о вероятном<br />
появлении такой же тенденции в будущем среди крупных месторождений в<br />
традиционных регионах добычи 16 .<br />
16. Это соответствует результатам исследований МЭА (IEA, 2008), согласно которым спад добычи на береговых<br />
месторождениях-гигантах, после того как они пройдут стадию стабильной добычи, составит 5,5%.<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 79
В освоенных добывающих районах Западной Сибири и Волго-Уральском регионе<br />
затраты на добычу низкие, а эксплуатационные расходы (включая издержки сбыта и<br />
прочие общие расходы) оцениваются на уровне примерно 4–8 долл. США/баррель.<br />
Однако эти расходы постоянно увеличиваются – по мере старения месторождений<br />
содержание воды в добытой нефти растет, равно как и цены на электроэнергию<br />
на либерализованном рынке электроэнергии и инфляция стоимости технического<br />
обслуживания по всему миру. Разработка месторождений «с нуля» как в Западной<br />
Сибири вдали от основной инфраструктуры, так и в новых регионах (Каспийском,<br />
Восточной Сибири, на Сахалине, в Тимано-Печорском бассейне) предполагает<br />
более высокие эксплуатационные расходы в пределах 6–10 долл. США/баррель<br />
из-за своей отдаленности и ограниченной инфраструктуры. При освоении морских<br />
месторождений, таких как Сахалин-1 и Приразломное (начало добычи в Печорском<br />
море запланировано на конец <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> года), эксплуатационные расходы еще выше,<br />
вероятно, порядка 15 долл. США/баррель.<br />
Капитальные расходы для месторождений, разрабатываемых «с нуля»,<br />
находятся в пределах 5–10 долл. США/баррель. Хотя можно было бы ожидать<br />
повышенной капиталоемкости освоения месторождений в новых регионах в<br />
связи с необходимостью создания инфраструктуры, вероятнее всего, этот процесс<br />
будет проводиться пошагово, что значительно сократит капитальные затраты.<br />
Первыми будут реализовываться те проекты, которые расположены ближе всего<br />
к существующей инфраструктуре, а последующие проекты будут осуществляться<br />
на основе постепенного развития предыдущих. Капитальные затраты в таких<br />
случаях подобны затратам, необходимым для поддержания добычи на старых<br />
месторождениях, о чем свидетельствует инвестиционный бюджет компании<br />
«ТНК-ВР» на Самотлорском месторождении: 4,6 млрд долл. США, вложенные за<br />
последние пять лет в сохранение добычи на уровне около 500 тыс. барр./день,<br />
соответствуют капитальным затратам порядка 8 долл. США/баррель. Прибрежные<br />
месторождения требуют бóльших капиталовложений. К примеру, затраты на<br />
Приразломном месторождении оцениваются в 10–12 долл. США/баррель. В связи<br />
со значительной удаленностью большинства месторождений от рынков сбыта<br />
транспортные расходы также играют ключевую роль при расчете экономических<br />
показателей добычи нефти (и природного газа). Для большинства экспортеров<br />
нефти среднестатистические расходы составляют 5–10 долл. США за баррель (при<br />
этом нижний порог применим к Волго-Уральским экспортным поставкам в Европу, а<br />
верхний порог к Западносибирским поставкам в Китай по трубопроводу ВСТО).<br />
Экспортные поставки<br />
По нашим прогнозам, в Сценарии новых стратегий экспортные поставки нефти (сырой<br />
и нефтепродуктов) постепенно уменьшаются и достигают максимального объема в<br />
размере 7,7 млн барр./день в 2012 году (немного больше, чем в 2010 году), а к<br />
2035 году экспорт составляет 6,4 млн барр./день. При этом добыча сырой нефти<br />
сокращается, а внутренний спрос на транспортное топливо продолжает расти.<br />
Экспорт все также будет осуществляться различными путями: через действующие<br />
80 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
трубопроводы в Европу, отгрузки из северных, восточных и черноморских портов,<br />
а также через законченный трубопровод ВСТО и его ответвления до побережья<br />
Тихого океана и Китая. Согласно нашим предположениям, ожидается постоянное<br />
увеличение экспортных потоков нефти на запад через российские экспортные<br />
терминалы в Приморске и Усть-Луге на Балтийском море, отчасти чтобы избежать<br />
транзита через третьи страны. Однако главным изменением на протяжении<br />
прогнозируемого периода становится расширение восточного коридора в Китай и<br />
на рынки Азиатско-Тихоокеанского региона.<br />
Экспорт российской нефти на восток развивался медленнее, чем можно было ожидать<br />
в соответствии с коммерческой логикой. Потребовалось время для достижения<br />
компромисса между коммерческими и государственными интересами, который<br />
бы способствовал продвижению и развитию проектов как в пределах России (где<br />
изначальное лидерство «Юкоса» в переговорах о трубопроводе с Китаем было<br />
утрачено после банкротства компании), так и между Россией и другими основными<br />
региональными участниками – Китаем и Японией. Договора о кредитовании,<br />
заключенные в 2009 году между Китаем и «Роснефтью» (15 млрд долл. США)<br />
и «Транснефтью» (10 млрд дол. США), способствовали принятию решений как<br />
относительно маршрута трубопровода, так и относительно объемов поставок<br />
(поскольку займы были предоставлены в счет будущих поставок нефти).<br />
Первая очередь проекта ВСТО, запущенная в декабре 2009 года,– трубопровод<br />
протяженностью 2 700 км от Тайшета до Сковородино с пропускной способностью<br />
600 тыс. барр./день. С января <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> года по отводу трубопровода начались поставки<br />
300 тыс. барр./день в южном направлении из Сковородино в Дацин, Китай.<br />
Оставшийся объем на сегодняшний день транспортируется железной дорогой в<br />
бухту Козьмина на тихоокеанском побережье России. На втором этапе проекта<br />
ВСТО, который реализуется в настоящее время, трубопровод будет продлен из<br />
Сковородино до побережья, т.е. его протяженность увеличится еще на 2 100 км,<br />
а общая пропускная способность – до 1 млн барр./день. Также существует<br />
возможность удвоить пропускную способность ответвления трубопровода, ведущего<br />
в Китай (до 600 тыс. барр./день). Мы предполагаем, что мощность ВСТО достигает<br />
1 млн барр./день в 2013 году, а дальнейшее расширение системы позволит<br />
увеличить пропускную способность до 1,6 млн барр./день в начале 2020-х годов.<br />
Такое расширение, а также возможность дальнейшего усиления экспортных путей<br />
в восточном направлении на более поздних сроках прогнозируемого периода<br />
в ответ на возрастающий спрос на нефть на азиатских рынках позволяют России<br />
сбалансировать экспорт в восточном и западном направлениях (см. Главу 9).<br />
8<br />
Разделение между экспортными поставками сырой нефти и нефтепродуктов<br />
будет определяться в основном налоговой политикой. За последние десять<br />
лет правительство России предпринимает различные попытки стимулировать<br />
экспорт нефтепродуктов за счет экспорта сырой нефти. Благоприятный налоговый<br />
режим для экспорта продукции изначально должен был стимулировать крайне<br />
необходимую модернизацию российских нефтеперерабатывающих заводов,<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 81
увеличивая объем добавленной стоимости, который остается в России. Однако до<br />
сих пор эта политика не имела успеха: несмотря на то, что в 2010 году примерно<br />
треть российского экспорта была представлена нефтепродуктами, бóльшую часть<br />
их составлял недорогой мазут с низкой добавленной стоимостью, поскольку<br />
российские нефтеперерабатывающие заводы не имели надлежащего оборудования<br />
для производства и поставки высококачественных топливных продуктов.<br />
Предполагаемые изменения в налоговом режиме в <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> году 17 в сочетании с более<br />
строгими техническими требованиями для бензина на внутреннем рынке призваны<br />
способствовать достижению изначальной цели.<br />
Природный газ<br />
Ресурсы<br />
Разведанные запасы природного газа России обычно оцениваются приблизительно<br />
в 45 триллионов кубических метров (трлн м 3 ) 18 . Эти данные полностью совпадают<br />
с цифрами, опубликованными основными добывающими компаниями, которые<br />
пользуются российской классификационной системой «ABC1» для классификации<br />
запасов. Однако по версии СУУР, разведанные запасы насчитывают примерно<br />
26 трлн м 3 . «Газпром», например, сообщает о запасах 33 трлн м 3 по системе «ABC1»<br />
и лишь о 19 трлн м 3 разведанных запасов согласно СУУР. Более низкое значение по<br />
СУУР обусловлено показателями фактической добычи на больших традиционных<br />
месторождениях и тем фактом, что разработка новых больших месторождений, таких<br />
как Ямальское или Штокмановское, все еще находится на стадии разработки.<br />
Используя методологию, аналогичную примененной для анализа нефтересурсов<br />
в данном разделе и основанную на публикациях Геологической службы США,<br />
мы оцениваем максимально извлекаемые запасы традиционного природного<br />
газа на уровне 130 трлн м 3 , из которых уже добыт 21 трлн м 3 . Распределение<br />
определенных нами объемов максимально извлекаемых ресурсов между основными<br />
бассейнами (Таблица 8.4) демонстрирует лидирующую позицию Западной Сибири,<br />
где сосредоточены все крупнейшие месторождения «Газпрома», на которых уже<br />
добывается природный газ (Уренгойское, Ямбургское, Заполярное), либо находящиеся<br />
в стадии разработки (полуостров Ямал), а также большая часть природного газа<br />
с нефтяных месторождений, добываемого нефтяными компаниями. Хотя на<br />
сегодняшний день добыча в Баренцевом и Карском морях не ведется, эти регионы<br />
считаются очень перспективными.<br />
17. Как, например, активно обсуждаемая реформа «60-66» для экспортных пошлин, которая предположительно<br />
должна уменьшить маржинальную ставку налога на экспорт сырой нефти с 65% до 60%, в то время как налог на<br />
экспорт некоторых нефтепродуктов будет установлен на уровне 66% от экспортного налога на сырую нефть. На<br />
момент подготовки данной публикации последняя часть реформы была принята, а первая часть находится на<br />
стадии обсуждения.<br />
18. 45 в отчетах компании BP, <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> г.; 48 – в отчетах компании O&GJ, 2010 г.; 46 – в отчетах компании Cedigaz,<br />
<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> г.; 48 – в отчетах Правительства РФ, 2009.<br />
82 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Таблица 8.4•Запасы традиционного газа в различных регионах России<br />
по состоянию на конец 2010 года (трлн м 3 )<br />
Разведанные<br />
запасы*<br />
Максимально<br />
извлекаемые<br />
ресурсы<br />
Суммарная<br />
добыча<br />
Остаток извлекаемых ресурсов<br />
Всего<br />
Из них<br />
в России<br />
Из них в России<br />
по ABCD**<br />
Западная Сибирь 22 59 18 41 39% 53%<br />
Волго-Уральский регион 1 5 1 4 3% 1%<br />
Тимано-Печорский регион 1 3 1 2 2% 2%<br />
Восточная Сибирь 1 7 0 7 7% 18%<br />
Сахалин 1 3 0 3 3% 3%<br />
Каспийский регион 1 7 1 6 6% 7%<br />
Баренцево море 0 23 0 23 21% 7%<br />
Другие зоны арктического шельфа 0 20 0 20 19% 9%<br />
Прочие 0 1 0 1 1% 0%<br />
Всего по России 26 127 21 106 100% 100%<br />
* Разведанные запасы приблизительно разделены по бассейнам в соответствии с отчетами компании.<br />
**Эта графа содержит оценочные данные МЭА, основанные на российской классификационной системе («ABCD»,<br />
см. Вставку 8.1), с учетом коэффициентов отдачи и возможностей использования различных категорий для оценки<br />
среднего значения.<br />
Источники: Геологическая служба США; данные, предоставленные МЭА Геологической службой США; базы<br />
данных и аналитические данные МЭА; Министерство природных ресурсов Российской Федерации для данных<br />
«ABCD» (Вставка 8.1 и Таблица 8.2) с анализом МЭА для оценки средних извлекаемых ресурсов.<br />
8<br />
Как и по отношению к нефти, методология, основывающаяся на оценке Геологической<br />
службы США, может переоценивать увеличение запасов в Западной Сибири и<br />
недооценивать ресурсы в недостаточно разведанных регионах Восточной Сибири<br />
и Арктического прибрежного континентального шельфа (кроме зоны Баренцева<br />
моря). В целом, наши данные, основанные на показателях Геологической службы<br />
США, традиционно сравниваются с показателями по российской классификационной<br />
системе, даже с учетом разницы в определениях (Таблица 8.2). По российской системе<br />
«ABCD», в частности, количество ресурсов в абсолютном выражении больше, чем по<br />
нашим аналитическим данным, основанным на оценке Геологической службы США, а<br />
показатели для Западной и Восточной Сибири выше 19 .<br />
Вставка 8.3•Что представляет собой один млрд м 3 <br />
Миллиард метров кубических (млрд м 3 ) природного газа – это широко<br />
применяемая единица измерения в добыче и торговле газом, но что собой<br />
представляет этот «млрд м 3 » зависит от способа измерения и количества<br />
содержащейся в нем энергии. Стандарт МЭА предполагает исчисление объема<br />
газа как фактического физического объема, измеренного при температуре<br />
19. Некоторые российские данные включают Карское море в Западную Сибирь, что увеличивает показатели Западной<br />
Сибири и уменьшает показатели других зон арктического шельфа.<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 83
15°C и атмосферном давлении. Это означает, что 1 млрд м 3 российского<br />
газа в энергетическом эквиваленте может отличаться от 1 млрд м 3 газа из<br />
другой страны. Фактически, значительное содержание метана приводит к<br />
тому, что один среднестатистический российский млрд м 3 (при 15°C) содержит<br />
38,2 петаджоулей (ПДж) энергии (согласно коэффициентам преобразования,<br />
используемым МЭА) по сравнению с 41,4 ПДж в 1 млрд м 3 газа из Катара. В<br />
случае России возникают дополнительные поводы для путаницы, потому что<br />
согласно российским стандартам объемы газа измеряются при температуре 20°C<br />
и атмосферном давлении, что немного отличается от условий измерения МЭА20.<br />
Преодоление многочисленных подводных камней в виде различных тепловых<br />
эквивалентов и коэффициентов преобразования может быть непростой<br />
задачей, для решения которой существует несколько способов 21 . Подход<br />
МЭА заключается в ведении учета базовых балансов для каждой страны<br />
в энергетическом выражении (а не в объемном) и ведении базы данных<br />
о различном энергетическом эквиваленте импорта, экспорта, добычи и<br />
потребления газа для каждой страны (IEA, 2010b). Для данных, представленных<br />
в млрд м 3 в данном <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g>, 1 млрд м 3 российского газа равен 0,82 млн т н.э.;<br />
1 млрд м 3 также равен 1,017 млрд м 3 согласно российскому стандарту с учетом<br />
различных температур, при которых были произведены измерения.<br />
Добыча<br />
В Сценарии новых стратегий общая добыча газа в России увеличивается с 637 млрд м 3<br />
в 2010 году до 690 млрд м 3 в 2020 году, до 820 млрд м 3 в 2030 году и 860 млрд м 3 в<br />
2035 году (Вставка 8.3 объясняет принцип представления данных МЭА относительно<br />
объемов газа). Добыча на уровне 820 млрд м 3 в 2030 году опускает наши прогнозы<br />
примерно на 7% ниже уровня, запланированного в Энергетической стратегии России<br />
до 2030 года. Это частично объясняется нашими более низкими прогнозными<br />
показателями спроса на внутреннем рынке. Согласно показателям оставшихся<br />
извлекаемых ресурсов, добыча газа в России будет все также сконцентрирована в<br />
Западной Сибири. Однако общая доля этого региона в суммарных объемах российской<br />
добычи, вероятно, будет уменьшаться примерно с 90% в 2010 году до 78% в 2035 году<br />
вследствие стремительного роста добычи в Восточной Сибири и Баренцевом море.<br />
Распределение последних показателей добычи по регионам (Рис. 8.12) подчеркивает<br />
лидерство месторождений Западной Сибири по отношению к другим регионам России.<br />
20. Еще одной трудностью является то, что энергетический эквивалент углеводородов может рассчитываться на<br />
основании высшей теплотворной способности (ВТС) или низшей теплотворной способности (НТС); для газа НТС<br />
приблизительно равна 90% ВТС. Россия предоставляет данные на основании НТС; МЭА использует ВТС при предоставлении<br />
энергетических данных в джоулях, а НТС – при исчислении в млн т н.э. (чтобы упростить сравнение с<br />
другими видами топлива).<br />
21. Другие организации, как например ВР в своих годовых статистических публикациях или Cedigaz, подают отчеты<br />
об объемах на основании энергетического эквивалента, т.е. они применяют «стандартные» кубические метры<br />
газа с высшей теплотворной способностью 41,87 МДж/м 3 (BP) или 40 МДж/м 3 (Cedigaz). Этот подход равноценен<br />
выражению нефтедобычи в тоннах нефтяного эквивалента, который фактически является энергетической единицей,<br />
а не единицей массы.<br />
84 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Рис. 8.12•Последние тенденции добычи газа по регионам<br />
Млрд м 3 /год<br />
700<br />
600<br />
500<br />
400<br />
300<br />
200<br />
100<br />
Прочие<br />
Восточная Сибирь<br />
Сахалин<br />
Каспийский регион<br />
Тимано-Печорский<br />
регион<br />
Волго-Уральский<br />
регион<br />
Западная Сибирь<br />
0<br />
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010<br />
В Западной Сибири особенно выделяются три месторождения: гиганты добычи –<br />
Уренгойское и Ямбургское месторождения 22 , которые за последние двадцать лет<br />
были основой российской газодобычи, и Заполярное, введенное в эксплуатацию в<br />
2001 году. Однако доля других регионов в российском газовом балансе увеличивается,<br />
особенно по мере развития добычи газа на Сахалине и его экспорта.<br />
На протяжении последних лет Россия могла удовлетворить внутренний спрос<br />
на газ и выполнить свои экспортные обязательства, разрабатывая небольшие<br />
спутниковые месторождения в Западной Сибири, а также за счет стабильного<br />
роста добычи частных компаний, таких как «Новатек», и объемов попутного газа,<br />
добываемого нефтяными компаниями. Уменьшение спроса вследствие финансовоэкономического<br />
кризиса ослабило давление на поставки и существенно сократило<br />
потребность в широкомасштабных импортных поставках из Центральной Азии.<br />
Хотя в недавнем прошлом даже незначительное увеличение поставок было<br />
достаточным для удовлетворения российского внутренного спроса, стремительный<br />
рост мирового спроса на газ и необходимость для России компенсировать спады<br />
добычи на традиционных Уренгойском, Ямбургском и Медвежьем месторождениях<br />
(с темпом 50 млрд м 3 каждые четыре-пять лет) вызовут потребность в проведении<br />
новых геолого-разведочных работ и наращивании добычи за счет новых<br />
месторождений.<br />
8<br />
Стратегическим вопросом для российской газовой отрасли является то, насколько сильно<br />
Россия будет зависеть от «Газпрома» и его мегапроектов, таких как «Ямал» и «Штокман»,<br />
для удовлетворения этого будущего спроса. Иными словами, вопрос заключается<br />
в том, смогут ли многочисленные небольшие месторождения других российских<br />
газодобывающих компаний, таких как «Новатек» и российских нефтяных компаний,<br />
владеющих значительными, но недостаточно используемыми газодобывающими<br />
22. Это два месторождения из традиционной «большой тройки» российских месторождений газа в Западной<br />
Сибири. Третьим в этой тройке считается Медвежье месторождение. Но добыча на этом месторождении была<br />
меньше 15 млрд м 3 в 2009 году, поэтому название «большая тройка» уже не совсем точно отображает картину<br />
(если только не включить в эту «большую тройку» Заполярное месторождение).<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 85
мощностями, обеспечить большую долю добычи (см. Фокус). Мы предполагаем,<br />
что структура российского газового рынка будет медленно меняться на протяжении<br />
прогнозируемого периода, при этом сверхдоминирование «Газпрома» в добыче газа,<br />
его транспортировке и продаже немного уменьшится, но все же сохранится. Даже<br />
при относительно несущественных улучшениях доступа к транспортным мощностям<br />
и газовому бартеру 23 (и посредством совместных предприятий с «Газпромом» по<br />
реализации газа) поддерживающая роль компаний, не входящих в «Газпром», в общем<br />
балансе российского газа предположительно будет увеличиваться, в значительной<br />
степени устраняя предыдущую зависимость от среднеазиатского газа.<br />
Наши прогнозы относительно поставок газа по регионам (Таблица 8.5) демонстрируют<br />
постепенное увеличение объема добычи в Западной Сибири с 564 млрд м 3 в<br />
2010 году до примерно 665 млрд м 3 в 2035 году. За этим показателем стоит изменение<br />
географической направленности добычи в Западной Сибири, вне Надым-Пур-Тазовского<br />
региона, где сосредоточено большинство добывающих месторождений. Спад добычи<br />
в Надым-Пур-Тазовском регионе до сих пор удавалось частично компенсировать<br />
разработкой близлежащих спутниковых месторождений и более глубоких горизонтов<br />
на основных месторождениях, но главным образом разработкой Заполярного<br />
месторождения, начатой в 2000-х годах (добыча на котором сейчас остается на<br />
стабильном уровне – примерно 110 млрд м 3 в год). На протяжении прогнозируемого<br />
периода происходит постепенное перемещение добычи на полуостров Ямал благодаря<br />
новой транспортной инфраструктуре, построенной для разработки находящегося<br />
здесь сверхгиганта ‒ Бованенковского месторождения. Введение Бованенковского<br />
месторождения в эксплуатацию ожидается в 2012 году, на первом этапе объем добычи<br />
после стабилизации предполагается на уровне 110 млрд м 3 в год, а открытие других<br />
близлежащих месторождений планируется в последующие годы.<br />
Таблица 8.5 • Прогнозы добычи газа по основным бассейнам (млрд м 3 в год)<br />
2010 2015 2020 2025 2030 2035<br />
Западная Сибирь 564 604 604 630 646 665<br />
Волго-Уральский регион 24 20 16 14 11 10<br />
Тимано-Печорский регион 3 3 2 2 2 2<br />
Восточная Сибирь 5 7 24 61 67 77<br />
Сахалин 23 25 25 26 27 28<br />
Каспийский регион 17 18 17 17 17 17<br />
Баренцево море 0 1 2 27 50 58<br />
Другие зоны арктического шельфа 0 0 0 1 1 1<br />
Прочие 1 1 1 1 1 1<br />
Всего по России 637 679 692 779 822 858<br />
23. Пилотный бартер российского газа осуществлялся с 2006 по 2008 год; с тех пор вносились различные проекты<br />
предложений повторного введения его уже на постоянной основе, но никаких решений относительно его формы<br />
или масштаба так и не было принято.<br />
86 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Ф о к у с<br />
Последний мегапроект<br />
В России разрабатываются два газовых мегапроекта: «Ямал», разработка<br />
которого была начата в 2008 году, с ожидаемым началом добычи в 2012 году,<br />
и Штокмановский проект, сроки которого неоднократно переносились, с<br />
ожидаемым началом добычи газа в конце текущего десятилетия 24 . По всем<br />
подсчетам, эти две разработки, особенно Ямальский проект, будут играть важную<br />
роль в российских поставках. Хотя теперь эти проекты представляются менее<br />
значимыми для перспектив российских поставок, чем в прошлом. Причиной<br />
этого изменения является расширение возможностей поставок, особенно со<br />
стороны компаний, не входящих в группу «Газпром». Увеличение доли таких<br />
добывающих компаний предполагается Правительством в Энергетической<br />
стратегии, которая прогнозирует рост их доли в добыче от нынешних 20%<br />
до более чем 25% к 2030 году. Подробный индивидуализированный анализ<br />
(Henders<strong>on</strong>, 2010) определяет потенциал добычи газа такими компаниями на<br />
еще более высоком уровне, увеличивающемся приблизительно с 150 млрд м 3<br />
в 2010 году до более 300 млрд м 3 в 2020 году и 370 млрд м 3 в 2030 году<br />
(достигая примерно 45% общей добычи). Часть этого роста уже предусмотрена в<br />
инвестиционных планах заинтересованных компаний и может быть реализована<br />
в полном объеме за счет упрощенного доступа к трубопроводам «Газпрома» и к<br />
более прибыльным сегментам внутреннего рынка.<br />
Такой масштабный рост обеспечил бы выполнение всего нашего<br />
запланированного роста российской газодобычи по Сценарию новых стратегий,<br />
оставляя за «Газпромом» задачу сохранить относительно стабильный<br />
уровень добычи, равный нынешнему показателю. В таком случае разработки<br />
на полуострове Ямал и Штокмановском месторождении будут необходимы<br />
для компенсации спада на нынешних месторождениях «Газпрома», однако<br />
существует вероятность, что объем добычи, особенно на Штокмановском<br />
месторождении, будет увеличиваться медленнее, чем ожидается на<br />
сегодняшний день.<br />
Акцент на большее количество малых проектов с меньшим сроком реализации<br />
(наряду с повышенным вниманием к эффективности потребления газа на<br />
внутреннем рынке) стал бы последовательным стратегическим ответом России<br />
на неопределенность темпов роста спроса на газ в Европе. В некоторой степени,<br />
это уже отображено в собственных планах «Газпрома»: после разработки<br />
Бованенковского (с предусматриваемым пиком добычи на уровне 110 млрд м 3 в<br />
год) и Штокмановского месторождений (70–90 млрд м 3 в год) объем добычи<br />
на других крупнейших месторождениях, запланированных для разработки,<br />
снижается до 30–40 млрд м 3 в год. При условии налаженной инфраструктуры<br />
на полуострове Ямал у «Газпрома» будет больше возможностей определять<br />
8<br />
24. На момент подготовки данной публикации решение о разработке еще не было принято партнерами данного<br />
проекта.<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 87
объемы инвестиций в дополнительные небольшие месторождения в ответ на<br />
рыночные конъюнктуры в Европе и других странах.<br />
Но это отнюдь не означает, что данные мегапроекты будут последними в своем<br />
роде. На протяжении прогнозируемого периода спрос на быстрорастущих<br />
неевропейских рынках вполне может стать основанием для масштабных работ<br />
по разведке и добыче. «Газпром» уже рассматривает возможности реализации<br />
сжиженного природного газа с Штокмановского месторождения в Индию,<br />
а «Новатек» ищет рынки для сжиженного природного газа из полуострова<br />
Ямал в Азиатско-Тихоокеанском регионе. Может возникнуть новое поколение<br />
российских мегапроектов в Восточной Сибири, хотя и меньшего масштаба, чем<br />
«Ямал» и «Штокман», ориентированных на экспорт в азиатском направлении.<br />
Другой крупный проект на полуострове Ямал – строительство завода СПГ, предложенное<br />
компанией «Новатек», – ориентирован на добычу и последующее сжижение газа<br />
с Южно-Тамбейского месторождения-гиганта и близлежащих месторождений в<br />
объеме 20 млрд м 3 в год к 2016 году. Экономическое обоснование этого проекта<br />
получило большую поддержку, когда добыча на Ямальских газовых месторождениях,<br />
предназначенных для производства СПГ, была освобождена от налога на добычу<br />
природных ископаемых (Вставка 8.2) на период, пока общий объем добычи газа не<br />
достигнет 250 млрд м 3 (а добыча конденсата – 20 млн т).<br />
По нашим прогнозам, разработки в Западной Сибири будут играть важную роль в<br />
обеспечении общего уровня добычи до начала 2020-х годов, после чего будут введены<br />
в эксплуатацию новые месторождения, например, прибрежное Штокмановское<br />
месторождение в Баренцевом море. Планы относительно этого месторождения все<br />
еще неоднозначны, главным образом из-за неопределенности, на каких рынках и<br />
каким образом будет реализовываться этот газ. Ближайший срок первой добычи<br />
запланирован приблизительно на 2017 год, но мы предполагаем, что добыча<br />
начнется не раньше конца этого десятилетия. Согласно нашим прогнозам, объем<br />
добычи в Баренцевом море увеличится примерно до 60 млрд м 3 в 2035 году.<br />
Наряду с неопределенностью относительно даты запуска это предположение<br />
потенциально может быть улучшено, так как по предварительным планам «Газпрома»<br />
производительность Штокмановского месторождения после стабилизации добычи<br />
предполагается на уровне 70 млрд м 3 .<br />
Два крупных месторождения в Восточной Сибири – Ковыкта, чьи запасы насчитывают<br />
порядка 2 трлн м 3 , и Чаяндин, с запасами газа свыше 1 трлн м 3 ‒ предположительно<br />
будут играть ключевую роль в поставках газа по активно обсуждаемому газопроводу<br />
в Китай. На протяжении последних нескольких лет велись жаркие споры по<br />
вопросу права собственности на Ковыктинское месторождение, что сдерживало<br />
его разработку. В начале <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> года «Газпром» приобрел месторождение и смог<br />
обеспечить добычу практически 40 млрд м 3 в год. Проблемой разработки многих<br />
восточносибирских газовых месторождений, включая Ковыктинское, является<br />
88 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
высокое содержание гелия. Хотя он является ценным и все более дефицитным во<br />
всем мире продуктом, рентабельную транспортировку гелия из очень отдаленных<br />
регионов Восточной Сибири на рынки сбыта обеспечить сложно. Так как российскими<br />
нормативными документами на правовом уровне ограничиваются утечки этого<br />
ценного ресурса, разработчики проектов изучают различные подходы, включая<br />
подземные хранилища, которые дали бы возможность начать добычу. Основываясь<br />
на нашем предположении о том, что Россия и Китай достигнут соглашения о<br />
взаимовыгодных условиях продажи природного газа, мы прогнозируем, что объем<br />
добычи в Восточной Сибири вырастет с 5 млрд м 3 в 2010 году до более чем 60 млрд м 3<br />
к середине 2020-х годов и более чем 75 млрд м 3 к 2035 году, заняв таким образом<br />
второе место в тенденции общего роста поставок и уступив первенство Западной<br />
Сибири (Рис. 8.13). Даже без соглашения о трубопроводе с Китаем предполагается<br />
наличие возможностей для значительного роста добычи природного газа в Восточной<br />
Сибири и для его экспорта в виде СПГ в страны Азии, в частности Японию, Корею и,<br />
опять же, Китай.<br />
Рис. 8.13•Изменения в добыче российского природного газа по регионам<br />
в Сценарии новых стратегий<br />
Западная Сибирь<br />
Восточная Сибирь<br />
Баренцево море<br />
Сахалин<br />
Другие зоны<br />
арктического шельфа<br />
Прочие<br />
Каспийский регион<br />
Тимано-Печорский регион<br />
Волго-Уральский регион<br />
2009-2020<br />
2020-2035<br />
-20 0 20 40 60 80 100 120<br />
Млрд м 3<br />
8<br />
На Дальнем Востоке, в Сахалинском регионе, проект «Сахалин-2» включает<br />
строительство первого в России завода СПГ производительностью 14 млрд м 3 . Это<br />
совместное предприятие, созданное компаниями Shell, «Газпром», Mitsui и Mitsubishi,<br />
разрабатывающими Лунское и Пильтун-Астохское месторождения. Обсуждается вопрос<br />
расширения производства завода путем создания дополнительной технологической<br />
линии на 7 млрд м 3 , при этом предполгается возможность поступления природного<br />
газа из проекта «Сахалин-1» или других газовых месторождений Сахалинского региона.<br />
Часть объемов добычи природного газа на Сахалине (и Восточной Сибири), как и<br />
в отношении газа для экспорта, зарезервирована для внутреннего использования.<br />
Правительство продвигает проект строительства новых сетей газоснабжения и<br />
распределения, чтобы сделать газ широкодоступным для местного промышленного<br />
и бытового использования, начиная с Владивостока (через построенный недавно<br />
трубопровод «Владивосток ‒ Хабаровск ‒ Сахалин»). Наш прогноз предполагает очень<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 89
небольшое увеличение общей добычи природного газа, которая в 2035 году достигнет<br />
28 млрд м 3 в год.<br />
Другим крупным регионом добычи газа в России является Каспийский бассейн, где<br />
расположено газовое месторождение-сверхгигант – Астраханское, извлекаемые запасы<br />
которого насчитывают более 3 трлн м 3 . Добыча на уровне примерно 10 млрд м 3 в<br />
год является низкой для месторождения такого масштаба и связана с техническими<br />
трудностями и дополнительными затратами, вызванными высоким содержанием<br />
сероводорода. Добыча могла бы увеличиться благодаря развитию технологии,<br />
применяемой для такого типа газовых месторождений с высоким уровнем кислотности.<br />
Также в данном регионе существует несколько среднемасштабных проектов разработки<br />
прибрежного шельфа Каспийского моря: Центральное и Хвалынское месторождения.<br />
Энергетическая стратегия до 2030 года (Правительство РФ, 2009) предусматривает<br />
постепенный рост добычи природного газа с прибрежного шельфа Каспийского моря<br />
до 21-22 млрд м 3 в год к 2030 году; наш же прогноз более осторожен и предполагает<br />
уровень 17 млрд м 3 .<br />
В целом, российская газодобыча будет постепенно продвигаться на север и восток,<br />
при этом полуостров Ямал, Баренцево море и Восточная Сибирь к 2035 году будут<br />
обеспечивать одну треть общей добычи. В традиционных регионах Западной Сибири<br />
внимание сконцентрируется на более глубоких и менее продуктивных горизонтах,<br />
при этом по возможности будет использоваться существующая инфраструктура.<br />
Также будут предприниматься попытки продавать газоконденсатные жидкости (ГКЖ),<br />
добыча которых предположительно удвоится в период между 2010 и 2035 годами и<br />
достигнет показателя свыше 1,3 млн барр./день (Вставка 8.4).<br />
Вставка 8.4•Курьезный случай пропажи газоконденсатной жидкости…<br />
Особенностью российской добычи природного газа в сравнении с другими<br />
крупными производителями, такими как Катар, является относительно низкое<br />
содержание ГКЖ. Это объясняется тем, что традиционная добыча природного<br />
газа на месторождениях, расположенных в наземной части Западной Сибири,<br />
происходит главным образом из самого верхнего сеноманского горизонта.<br />
В нем содержится очень сухой газ, представляющий собой практически<br />
чистый метан. Это также касается новых проектов, таких как Бованенковское<br />
и Штокмановское месторождения, которые также будут добывать природный<br />
газ из этого же горизонта. Так как этот горизонт являлся главной опорой<br />
российской газодобычи в течение многих лет, исторически сложилось<br />
так, что Россия добывала относительно немного ГКЖ, и, следовательно,<br />
производительность ее газоперерабатывающих заводов была ограничена.<br />
По сути, данных по добыче ГКЖ мало, а различные источники приводят<br />
различные показатели. По оценкам МЭА, в 2010 году добыча ГКЖ в России<br />
составила примерно 650 тыс. барр./день.<br />
90 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Более глубокие залежи (валанжинские и ачимовские) традиционных<br />
месторождений, содержащих более влажный природный газ, были совсем<br />
недавно введены в эксплуатацию и имеют потенциал увеличения добычи ГКЖ.<br />
В новых регионах, таких как Восточная Сибирь и Сахалин, природный газ также<br />
более влажный. Сокращение сжигания попутного газа, являющегося естественно<br />
обогащенным, также способствует добыче ГКЖ. Темп инвестирования<br />
газоперерабатывающих заводов в извлечение ГКЖ был низким, поэтому на<br />
сегодняшний день продается только небольшая часть этана и примерно<br />
половина бутана и пропана. Дальнейшее развитие ГПЗ является важной<br />
составляющей стратегии Министерства энергетики. В последующие десять<br />
лет планируется строительство нескольких новых заводов и модернизация<br />
существующих, поэтому мы прогнозируем рост извлечения и использования<br />
ГКЖ на протяжении всего прогнозируемого периода, что в конечном итоге к 2035<br />
году приведет к удвоению показателя добычи ГКЖ. Цена на нефть и налоговый<br />
режим на сегодняшний день очень благоприятны для добычи ГКЖ, что побудило<br />
такие компании, как «Новатек» инвестировать средства в ГПЗ и экспортировать<br />
ГКЖ. Это не только положительно сказывается на экономических показателях их<br />
газовых месторождений, но также обеспечивает доступ на экспортные рынки, в<br />
то время как их доступ на внутренний газовый рынок ограничен.<br />
8<br />
Инвестиции и затраты<br />
По прогнозам в Сценарии новых стратегий общий объем инвестиций в сектор разведки<br />
и добычи газа в период между <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> и 2035 годом составит свыше 730 млрд долл.<br />
США (по курсу доллара 2010 года). Основная доля инвестиций будет необходима для<br />
восполнения уменьшающейся добычи на эксплуатируемых месторождениях. Темпы<br />
спада нелегко оценить по данным добычи, в частности ввиду того, что «Газпром»<br />
регулировал уровни добычи на крупных месторождениях Западной Сибири для<br />
приведения поставок в соответствие со спросом (как можно было заметить во время<br />
экономического кризиса 2009 года, хотя некоторым нефтяным компаниям также<br />
был ограничен доступ к трубопроводам «Газпрома» на протяжении этого периода).<br />
В целом, по нашим оценкам, к 2035 году России нужно будет ввести в эксплуатацию<br />
новые мощности в объеме 640 млрд м 3 , чтобы обеспечить прогнозный показатель<br />
поставок в Сценарии новых стратегий.<br />
Затраты традиционных наземных месторождений Западной Сибири и новых проектов<br />
разработки месторождений «с нуля», которые требуют создания новых объектов<br />
инфраструктуры, как, в частности, Ямальское, Штокмановское и Ковыктинское<br />
месторождения, существенно отличаются. Для традиционных месторождений<br />
требуются очень низкие капитальные затраты – порядка 4 долл. США на тысячу<br />
кубических метров (тыс. м 3 ), что доказано примером некоторых последних<br />
разработок компании «Новатек», в то время как капитальные затраты новых проектов<br />
составляют от 30 до 60 долл. США/тыс. м 3 . Аналогично, эксплуатационные расходы<br />
колеблются приблизительно от 5 долл. США/тыс. м 3 для традиционных береговых<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 91
месторождений до 50 долл. США/тыс. м 3 для будущих проектов производства СПГ<br />
в Арктике. Транспортные расходы, вероятно, будут варьироваться в пределах от<br />
10 долл. США/тыс. м 3 до 55 долл. США/тыс. м 3 , хотя в случае транспортировки по<br />
трубопроводу, являющемуся монополией «Газпрома», расходы не всегда верно<br />
отображаются в ценах.<br />
Налоговый режим для газового сектора сейчас более благоприятен, чем для нефтяного,<br />
так как экспортная пошлина не превышает 30%, а налог на добычу полезных<br />
ископаемых в десять раз меньше, чем для нефти, если считать по энергетическому<br />
эквиваленту. Однако Правительство России уже объявило о существенном увеличении<br />
налога на добычу газа в течение последующих нескольких лет, начиная с 2012<br />
года, а также о реформе экспортной пошлины. Как и для нефти, проекты новых<br />
месторождений будут привлекательны для капиталовложений даже при нынешнем<br />
налоговом режиме, при условии «налоговых каникул», которые предоставляются<br />
для каждого проекта индивидуально (как например, для проекта «Ямал-СПГ»).<br />
Проекты в традиционных регионах добычи теоретически дают привлекательные<br />
экономические расчеты, которые, однако, частично теряют свою привлекательность<br />
из-за трубопроводной и экспортной монополии «Газпрома», что означает снижение<br />
цены реализации для других газодобывающих компаний.<br />
Экспорт подлежит обложению пошлиной в размере 30% от реализованной экспортной<br />
цены. На данный момент имеется несколько случаев освобождений от налогов: для<br />
газа, экспортируемого в Турцию по трубопроводу «Голубой поток», который пролегает<br />
по дну Черного моря, для некоторых экспортных поставок газа в соседние страны и<br />
пока что для всех проектов экспорта СПГ. Тот факт, что экспорт СПГ освобожден<br />
от пошлин, в то время как проекты трубопроводной передачи обычно облагаются<br />
пошлиной до 30%, имеет особое значение для «Штокмановского» проекта, так как<br />
его партнеры рассматривают различные варианты продаж природного газа с этого<br />
месторождения.<br />
Сжигание газа<br />
Объем утилизации попутного нефтяного газа, добываемого нефтяными<br />
компаниями, постоянно повышается, так как постоянно растет объем газа, добытого<br />
(но не сожженного) нефтяными компаниями, как в абсолютном выражении, так<br />
и по отношению к объемам добычи нефти. Заявленные показатели утилизации<br />
попутного газа колеблются между 50% и 95%, в зависимости от компании, при<br />
этом средний показатель составляет примерно 75%, но относительно этих данных<br />
высказывался определенный скептицизм. Государственные компании – «Роснефть»<br />
и «Газпром нефть», общая доля которых в сжигании газа составляет более 50%,<br />
имеют самые низкие показатели.<br />
С 2002 года показатель увеличения объема производства попутного газа превысил<br />
показатели роста нефтедобычи, т.е. увеличилось отношение добычи попутного<br />
газа к добыче нефти (Рис. 8.14). Эти данные согласуются с той точкой зрения, что<br />
объем сжигаемого газа за последние годы уменьшился. Тем не менее, стремление<br />
92 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Рис. 8.14•Добыча попутного газа в объемном выражении<br />
и относительно добычи нефти, 2002-2010 гг.<br />
Млрд м 3<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
0,18<br />
0,15<br />
0,12<br />
0,09<br />
Объем производства<br />
попутного газа<br />
Отношение производства<br />
попутного газа (млрд м 3 )<br />
к добыче нефти (млн т)<br />
(правая ось)<br />
20<br />
10<br />
0<br />
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010<br />
Источник: Росстат.<br />
0,06<br />
0,03<br />
0<br />
регуляторных органов достичь показателя объема утилизации попутного газа к<br />
2012 году на уровне 95% вряд ли осуществимо – есть основания полагать, что эта<br />
цель может быть достигнута только в 2014 году.<br />
Точный объем сжигаемого газа не определен, так как более 50% факельных<br />
установок не оборудовано счетчиками. Различные министерства и официальные<br />
лица называют цифры, варьирующиеся от 16 млрд м 3 до свыше 20 млрд м 3 в<br />
2010 году. Глобальное партнерство по борьбе с факельным сжиганием газа (Global<br />
Gas Flaring Reducti<strong>on</strong> Partnership ‒ GGFRP) дает оценку на основе спутниковых<br />
измерений, составляющую 35 млрд м 3 в 2010 году (GGFRP, <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>), но методика и<br />
калибровка спутниковых измерений все еще совершенствуется. По сути, данные<br />
GGFRP подтверждают значительное сокращение объемов сжигания газа в России<br />
с 2009 по 2010 год, в то время как российская статистика говорит об их увеличении<br />
вследствие начала эксплуатации новых месторождений в отдаленных регионах<br />
Восточной Сибири. По другим оценкам (PFC, 2007), показатель сжигания газа<br />
составляет примерно 30 млрд м 3 (после корректировки, учитывающей сокращение<br />
сжигания с момента начала исследования).<br />
С целью поощрения утилизации попутного газа правительство планирует в 100 раз<br />
увеличить действующий (довольно невысокий) штраф, которым облагаются компании<br />
за сжигание газа, а также облагать дополнительными штрафами за сжигание газа в<br />
факелах без счетчиков. Однако улучшенный доступ к трубопроводам «Газпрома» и<br />
дальнейший рост цен на газ на внутреннем рынке могут стать более эффективным<br />
способом стимулирования сокращения объемов сжигания. По нашим оценкам, в<br />
случае достижения объема утилизации попутного газа на уровне 95% и учитывая<br />
вероятность нынешнего неполного предоставления данных, высвобожденные<br />
дополнительные объемы газа составили бы около 20 млрд м 3 в год 25 .<br />
8<br />
25. Экономия 17 млрд м 3 газа за счет сокращения сжигания газа включена в расчет потенциального энергосбережения<br />
в России, описанного в Главе 7.<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 93
Транспортировка и хранение<br />
Все объекты по добыче, переработке, хранению и распределению интегрированы<br />
в единую систему газоснабжения, владельцем и оператором которой является<br />
«Газпром». Двадцать пять подземных газохранилищ рабочей емкостью 65 млрд м 3<br />
были введены в эксплуатацию в конце 2009 года. Их максимальная суточная выработка<br />
составляла 0,62 млрд м 3 /день. «Газпром» вкладывает средства в строительство<br />
дополнительных хранилищ, чтобы соответствовать ожидаемым показателям роста<br />
внутреннего спроса, поэтому на 2030 год запланировано 87 млрд м 3 рабочей<br />
емкости и 1 млрд м 3 /день возможной выработки, а также дальнейшая разработка<br />
распределительной системы для поставок газа в регионы, которые на данный момент<br />
имеют ограниченное газоснабжение (особенно в Дальневосточном округе России).<br />
Прогнозы для экспортных потоков<br />
природного газа<br />
Чистый экспорт газа растет почти на 75% c показателя 190 млрд м 3 в 2010 году почти<br />
до 330 млрд м 3 к 2035 году (Рис. 8.3). Общий экспорт газа на протяжении этого же<br />
периода растет примерно с 215 млрд м 3 до 360 млрд м 3 ; темп увеличения экспорта в<br />
Европу будет умеренным, а темп роста экспорта в виде СПГ по трубопроводу в Азию<br />
будет намного выше.<br />
Трубопроводы и в дальнейшем будут играть роль маршрутов для сбыта основной<br />
части российских поставок на протяжении прогнозируемого периода. В дополнение<br />
к существующим трубопроводам, которые проходят через территорию Беларуси<br />
и Украины и ведут в Европу, трубопровод «Северный поток», который проходит<br />
по Балтийскому морю, предоставит новые возможности и увеличит гибкость<br />
экспортных маршрутов. Первая очередь «Северного потока» пропускной мощностью<br />
27 млрд м 3 в год должна быть введена в эксплуатацию в конце <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> года.<br />
Его пропускная мощность должна удвоиться после завершения второго этапа<br />
строительства, который предполагается закончить в 2013 году. На данный момент<br />
нет каких-либо однозначных решений компании относительно строительства<br />
трубопровода «Южный поток» по дну Черного моря. Если он будет построен<br />
согласно графику, предусмотренному «Газпромом» и его партнерами по проекту, с<br />
первыми поставками, запланированными на 2015 год, то дополнительная пропускная<br />
мощность «Южного потока», составляющая 63 млрд м 3 , могла бы значительно<br />
изменить схему российских экспортных потоков (см. Главу 9). Частично заменяя<br />
существующие экспортные каналы, трубопроводы смогут сократить предполагаемые<br />
риски транзита через Украину, а также транзитные ставки. Однако «Южный поток»<br />
остается пока дорогостоящим проектом. Предварительные капитальные затраты<br />
оцениваются в объеме 22 млрд долл. США (South Stream, <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>), что значительно<br />
больше оценочных затрат в 3 млрд долл. США для модернизации украинской системы<br />
трубопроводов (эти оценки не включают дополнительные объекты инфраструктуры,<br />
которые понадобятся на территории России, чтобы транспортировать большие<br />
объемы газа к отправной точке трубопровода «Южный поток» на черноморском<br />
побережье России).<br />
94 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Строительство нового газопровода в Китай зависит от соглашения о ценах на будущие<br />
поставки. В целом, пакет соглашений, необходимых, чтобы начать двустороннюю<br />
торговлю газом, мог бы включать договора с Китаем о займах или предоплате<br />
за газ, но на данном этапе участие Китая в разведке и добыче российского газа<br />
считается маловероятным (как было в случае газовых договоров между Китаем и<br />
Туркменистаном). Сейчас обсуждаются два маршрута нового трубопровода, одному<br />
из которых ‒ через Алтай, или Западному ‒ Россия отдает предпочтение на первом<br />
этапе (Рис. 8.15). Второй этап строительства мог бы продлить трубопровод восточнее<br />
и ближе к рынкам Манчжурии и севера Китая. В Китай природный газ изначально<br />
поставлялся бы из Западной Сибири за счет существующей здесь инфраструктуры,<br />
а впоследствии – из новых разрабатываемых месторождений Восточной Сибири,<br />
например из Ковыктинского месторождения-гиганта. Если соглашение о ценах<br />
будет достигнуто в <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> году, трубопровод может быть введен в эксплуатацию уже с<br />
2016 года. По нашим прогнозам, российский экспорт газа в Китай достигнет 30 млрд м 3<br />
в 2020-е годы и 75 млрд м 3 в 2035 году.<br />
Россия также ставит перед собой цель диверсифицировать экспорт газа путем<br />
развития экспортных мощностей для СПГ. Эта цель была сформулирована, когда<br />
Северная Америка стала рассматриваться как перспективный рынок, но эти ожидания<br />
не оправдались из-за активного развития добычи нетрадиционного газа в Северной<br />
Америке и, следовательно, значительно снизившейся потребности в импорте. В то<br />
время как восточные проекты («Сахалин» и «Владивосток») могли бы обслуживать<br />
растущие рынки импорта СПГ в Азии, рыночные перспективы для СПГ-проектов<br />
в Арктике («Ямал» и «Штокман») менее ясны, что привносит дополнительную<br />
неопределенность относительно временных рамок, когда Россия заявит о себе как<br />
мировой поставщик СПГ.<br />
В дополнение к действующему заводу «Сахалин-2», было предложено несколько<br />
новых СПГ-проектов, основными среди которых являются:<br />
• Добавление третьей технологической линии на заводе «Сахалин-2»<br />
производительностью 7 млрд м 3 /год. Для нее, в частности, мог бы поставляться газ<br />
с месторождений Сахалин-1, что устранило бы некоторые затруднения, связанные<br />
с нефтедобычей на этом месторождении.<br />
• Предложенное «Газпромом» возведение во Владивостоке завода СПГ<br />
производительностью 14 млрд м 3 /год, поставки газа на который будут осуществляться<br />
либо с месторождений в Восточной Сибири по новому трубопроводу, либо из<br />
Сахалина. Предварительное соглашение, уже достигнутое с консорциумом японских<br />
компаний относительно технико-экономического обоснования этого проекта<br />
стоимостью 7 млрд долл. США, говорит о том, что запланированная дата начала работ<br />
(2017 год) вполне обоснована.<br />
• Проект завода «Ямал-СПГ» компании «Новатек» производительностью 20 млрд м 3 /год.<br />
По этому проекту планируется поставлять СПГ по северному маршруту на азиатские<br />
рынки (Вставка 8.5). Окончание работ запланировано на 2016 год, хотя, вероятнее<br />
всего, эта дата будет перенесена на более поздний срок.<br />
8<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 95
Рис. 8.15•Основные газовые месторождения и инфраструктура поставок в России<br />
Нидерланды<br />
Дания<br />
Штокмановское<br />
м-ние<br />
Северный поток<br />
Германия<br />
Чехия Польша Эстония<br />
Южно-Тамбейское м-ние<br />
Бованенковское<br />
Экспорт Латвия<br />
м-ние<br />
в Европу Литва Санкт-Петербург r<br />
Заполярное м-ние<br />
Словакия<br />
Ямбургское<br />
Южно-Русское<br />
Ухта<br />
Венгрия Беларусь<br />
м-ние<br />
м-ние<br />
Якутск<br />
Сахалин<br />
Медвежье<br />
Уренгойское Восточная Сибирь<br />
Румыния<br />
Москва<br />
м-ние<br />
м-ние<br />
Украина<br />
Сургут<br />
Сияние севера<br />
Сирия<br />
Планируемые экспортные<br />
терминалы СПГ Norway<br />
Финляндия<br />
Экспорт<br />
в Европу<br />
Основные газовые месторождения<br />
Существующий газопровод<br />
Строящийся/планируемый<br />
трубопровод<br />
Существующие экспортные<br />
терминалы СПГ<br />
Швеция<br />
Оренбург<br />
Р О С С И Я о. Сахалин<br />
Комсомольск<br />
Томск<br />
Красноярск<br />
Иркутск<br />
Монголия<br />
Чаяндинское<br />
м-ние<br />
Дацин<br />
Китай<br />
Хабаровск<br />
Южный поток<br />
Турция<br />
Грузия<br />
Арм.<br />
Астраханское м-ние<br />
Хвалынское м-ние<br />
Центральное м-ние<br />
Азерб.<br />
Экспорт<br />
в Финляндию<br />
Волгоград<br />
Мурманск<br />
Казахстан<br />
Тюмень<br />
Оренбургское м-ние<br />
п-ов<br />
Ямал<br />
Новосибирск<br />
Другие зоны<br />
арктического шельфа<br />
Китай<br />
Кемерово<br />
Другие зоны<br />
арктического шельфа<br />
Баренцево море<br />
Тимано-Печорский<br />
регион<br />
Балтийское море<br />
Западная Сибирь<br />
Волго-Уральский<br />
регион<br />
Каспийский<br />
регион<br />
Баренцево море<br />
Карское море<br />
Данная карта приведена только с иллюстративной целью и не претендует на определение статуса или суверенитета изображенных территорий.<br />
море Лаптевых<br />
Ковыткинское<br />
м-ние<br />
Восточно-Сибирское море<br />
Чукотское<br />
море<br />
Харбин<br />
Охотское<br />
море<br />
Северная<br />
Корея<br />
Берингово<br />
море<br />
Черное море<br />
Владивосток<br />
Япония<br />
Каспийское<br />
море<br />
96 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
• Проект «Штокман» в Баренцевом море предполагает поставки природного газа по<br />
трубопроводу, а на втором этапе также завод СПГ производительностью 10 млрд м 3 в<br />
год. Согласно предварительному графику добыча начинается с 2017 года, но решение<br />
еще не было подтверждено. Мы предполагаем, что этот проект будет введен в<br />
эксплуатацию в конце этого десятилетия.<br />
Хотя относительно этих проектов есть некоторые неопределенности, а также<br />
вероятность задержки выполнения арктических проектов, учитывая суровые<br />
климатические условия, мы прогнозируем постоянное увеличение мощности<br />
производства СПГ с нынешнего показателя 14 млрд м 3 /год до 33 млрд м 3 /год в<br />
2020 году и 70 млрд м 3 /год в 2035 году. К концу прогнозируемого периода СПГ<br />
будет насчитывать примерно 20% общего объема российского экспорта. Требуемые<br />
инвестиции для объектов инфраструктуры заводов СПГ оцениваются на уровне<br />
примерно 80 млрд долл. США (по курсу доллара 2010 года).<br />
Вставка 8.5•Северный путь на рынок<br />
Северный морской путь (или Северо-западный проход) от Атлантического до<br />
Тихого океана через российские арктические моря в течение многих столетий<br />
привлекал мореплавателей и торговцев, хотя он всегда оставался лишь крайним<br />
вариантом для мировой торговли из-за чрезвычайно суровых климатических<br />
условий. Однако постепенное уменьшение ледяного покрова в Арктике<br />
вследствие изменения климата может увеличить количество дней летом, когда<br />
поверхность моря свободна ото льда и доступна для судоходства, и уменьшить<br />
потребность в помощи ледоколов. Это привлекло внимание потенциальных<br />
производителей СПГ, находящихся на дальнем севере российской Арктики, в<br />
особенности из-за того, что спрос на импорт на их изначальном целевом рынке,<br />
т.е. в Северной Америке, практически исчез. Примером возобновленного<br />
интереса к этому пути стали поставки конденсата компанией «Новатек» из<br />
Мурманска в Китай через российскую Арктику летом 2010 года и повторно в<br />
июле <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> года, причем июльская поставка была одной из самых ранних летних<br />
отправок по этому пути.<br />
В случае проходимости, Северный морской путь является вне всяких сомнений<br />
самым быстрым морским путем из Европы в Северо-Восточную Азию.<br />
Поставка компании «Новатек» длилась примерно 22 дня, что вполовину<br />
меньше, чем поставки по другому оптимальному пути, проходящему через<br />
Суэцкий канал. Для поставщиков СПГ Северный морской путь мог бы означать<br />
рейс из Мурманска до СПГ-терминалов в Китае всего лишь примерно<br />
на 30% длиннее, чем рейс из Катара. Но этот путь все еще далек от<br />
совершенства в плане круглогодичного функционирования, а его постоянное<br />
использование приведет к значительным дополнительным расходам. Для<br />
его эксплуатации понадобятся специальные ледово-упрочненные танкеры<br />
СПГ, вероятно, с более низкой, чем у обычных танкеров, вместительностью<br />
8<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 97
из-за ограниченных размеров для проходимости через узкие проливы 26 , а<br />
также использование сопровождающих ледоколов (услуги которых также<br />
повлекут значительные затраты), как минимум для подстраховки. В летние<br />
месяцы, когда Северный морской путь свободен для судоходства, было бы<br />
выгодно заключать сезонные договора с азиатским рынком, в то время как<br />
в другие периоды можно было бы продавать природный газ в Европу или<br />
страны Атлантического региона. Во избежание приостановки добычи в связи<br />
с транспортной ненадежностью понадобится возведение дорогостоящих<br />
дополнительных хранилищ.<br />
Нетрадиционные ресурсы<br />
Из-за огромных запасов традиционной нефти и природного газа нетрадиционным<br />
ресурсам в России уделяется относительно мало внимания, а объем имеющихся<br />
нетрадиционных ресурсов в целом почти неизвестен. Тем не менее, Россия имеет<br />
значительный потенциал в этой сфере. По мере дальнейшего усовершенствования<br />
технологий и снижения затрат (в основном благодаря инвестициям в других регионах<br />
мира) возможности России развивать свой потенциал нетрадиционных ресурсов<br />
возрастут.<br />
Сверхтяжелая и битуминозная нефть<br />
Известно, что Россия обладает обширными ресурсами битуминозной и сверхтяжелой<br />
нефти, но публикуемые оценки очень отличаются. BGR определяет объем в<br />
345 миллиардов баррелей извлекаемых ресурсов (BGR, 2010), в то время как<br />
российские источники более осторожны в своих оценках и озвучивают цифру<br />
примерно в 250 миллиардов баррелей, что уже обсуждалось в World <strong>Energy</strong><br />
Outlook 2010 (IEA 2010a). Последние данные Правительства России еще более<br />
осторожны, они оценивают запасы в объеме более 120 миллиардов баррелей,<br />
около одной трети которых находятся в Татарстане, половина – в Восточной Сибири,<br />
и еще немного – в окрестностях Санкт-Петербурга. В Татарстане («Татнефть») и в<br />
Тимано-Печорском регионе («Лукойл») выполнялось несколько экспериментальных<br />
проектов с применением термальных методов добычи на основе пара, как например<br />
гравитационное дренирование при закачке пара. Однако крупномасштабные<br />
разработки находятся практически в зачаточном состоянии. Например, Генеральная<br />
схема развития нефтедобывающей промышленности до 2020 года предусматривает<br />
разработки в Татарстане только в умеренном масштабе, с производительностью<br />
порядка 40 тыс. барр./день в 2020-х годах. Следовательно, мы прогнозируем, что<br />
объем добычи будет равен примерно 100 тыс. барр./день к 2035 году, хотя имеющиеся<br />
ресурсы позволяют значительно увеличить эту цифру.<br />
26. Ограничения размеров: максимальная осадка судна – 12,5 м, максимальная ширина – 30 м (Ragner, 2008) по<br />
сравнению с 12 м осадки и 50 м ширины для танкеров СПГ Q-Flex и похожими габаритами (12 м и 53 м) для Q-Max.<br />
98 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Горючие сланцы<br />
Горючие сланцы, также известные как нефтяные сланцы, малоизвестны в России. BGR<br />
и Геологическая служба США (IEA, 2010a) оценивают приповерхностные ресурсы на<br />
уровне примерно 290 миллиардов баррелей, хотя их извлекаемый объем неизвестен.<br />
Более изученные залежи находятся возле Балтийского моря и в Волго-Уральском<br />
бассейне. Также известно о наличии некоторого количества залежей в Восточной<br />
Сибири. Прибалтийские залежи всегда использовались в качестве твердого топлива<br />
для электростанций (например, находящиеся неподалеку от Эстонии), но затем<br />
предпочтение было отдано природному газу. На данный момент в России нет плана<br />
по использованию приповерхностных ресурсов горючих сланцев.<br />
Также следует уделить внимание битуминозным сланцам баженовской свиты,<br />
являющимся материнской породой, залегающей по всему Западносибирскому<br />
бассейну (IEA, 2010a). Будучи, вероятно, наиболее обширными залежами сланцев в<br />
мире, они содержат некоторое количество легкой нефти в малопроницаемых пластах,<br />
подобно нефтеносным сланцам с месторождения Баккен в Соединенных Штатах<br />
Америки, и громадные остаточные объемы горючесланцевых веществ. Технология<br />
рентабельной добычи таких сланцев, залегающих на глубине 3 000 метров, стала бы<br />
прорывом, который бы продлил жизнь объектам инфраструктуры в Западной Сибири<br />
на много лет вперед. Мы не включали добычу горючих сланцев в свои прогнозы до<br />
2035 года.<br />
8<br />
Переработка газа и угля в жидкое топливо<br />
Переработка газа в жидкое топливо (GTL) могла бы стать для России перспективным<br />
способом эксплуатации газовых месторождений, расположенных вдали от<br />
трубопроводов, обеспечивая при этом подстраховку от разделения цен на нефть<br />
и на газ. Было предложено несколько проектов, например, в Якутской области,<br />
предполагающих производство либо дизеля и нафты, либо метанола. Однако, похоже,<br />
пока ни один проект не прошел стадию разработки концепции. Учитывая возможные<br />
технологические разработки мелкомасштабного производства GTL (IEA, 2010a), мы<br />
предполагаем, что такое производство начнется в России в 2020-х годах и достигнет<br />
объемов 120 тыс. барр./день к 2035 году. Крупный проект переработки газа, добытого<br />
в Арктике, как альтернатива или дополнение к некоторым будущим заводам СПГ,<br />
мог бы стать вполне реальным способом выгодного использования некоторых<br />
высокозатратных газовых месторождений Арктики, но такие разработки не включены<br />
в наши прогнозы.<br />
Переработка угля в жидкое топливо (CTL) также является потенциально перспективной,<br />
так как Россия имеет обширные запасы угля, залегающие далеко от рынков сбыта.<br />
Имеется информация о предварительных обсуждениях проектов CTL (к которым<br />
проявила интерес китайская корпорация Shenhua Group), но ввиду отсутствия<br />
конкретной информации о разработке проекта мы не включали CTL в наши прогнозы<br />
до 2035 года.<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 99
Метан угольных пластов<br />
Использование метана угольных пластов (CBM) наиболее перспективно в<br />
сравнении с остальными нетрадиционными углеводородными ресурсами России.<br />
Экспериментальные проекты уже запущены «Газпромом» в Кемеровской области, а<br />
также есть конкретные планы перейти на широкомасштабное производство на уровне<br />
4 млрд м 3 /год к 2016 году, а в более долгосрочной перспективе выйти на показатель<br />
20 млрд м 3 /год. Мы прогнозируем, что интерес к этим ресурсам не исчезнет и добыча<br />
увеличится до 38 млрд м 3 /год к 2035 году. Извлекаемые ресурсы оцениваются на<br />
уровне 17 трлн м 3 , что вполне достаточно, чтобы поддерживать такой уровень добычи.<br />
Сланцевый газ и газ в плотных породах<br />
Запасы сланцевого газа в России очень мало изучены, и большинство оценок до<br />
сих пор проводится на основании новаторской исследовательской работы Рогнера<br />
(Rogner, 1997). Анализ МЭА оценивает запас извлекаемого сланцевого газа в России<br />
на уровне 4 трлн м 3 (IEA, 2009). Пласты сланцевого газа в России находятся в регионах,<br />
которые не так суровы, как Арктика, в основном это Волго-Уральский регион,<br />
Балтийский регион и даже Московская область, следовательно этот ресурс потребует<br />
усиленного внимания. Аналогично, недостаточно информации и о других запасах газа<br />
в плотных породах (газа, содержащегося в пластах с очень малой проницаемостью) в<br />
России. Если такие пласты будут расценены как требующие применения технологии<br />
гидравлического разрыва пласта для достижения рентабельности, то, по нашим<br />
подсчетам, нынешний показатель уровня добычи газа из плотных пород в России<br />
достигнет примерно 20 млрд м 3 /год. В Сценарии новых стратегий мы прогнозируем,<br />
что добыча сланцевого газа и газа из плотных пород будет увеличиваться медленно и<br />
к 2035 году достигнет примерно 30 млрд м 3 .<br />
Гидраты метана<br />
Несмотря на то, что общий объем метана в гидратных пробках по всему миру является<br />
предметом широко варьирующихся оценок, нет сомнений в огромных запасах этого<br />
ресурса (IEA, 2009) и в том, что их значительная часть расположена в российской<br />
Арктике ‒ как в наземной вечной мерзлоте, так и в континентальном шельфе<br />
арктических морей. Несмотря на частые сообщения о том, что на месторождении<br />
Мессояха на севере Западной Сибири добывался газ из гидратов метана, по-видимому,<br />
это произошло по стечению обстоятельств, когда залежь традиционного газа случайно<br />
пополнилась сверху путем нарушения герметизации гидратов метана. Но даже эта<br />
интерпретация событий не полностью подтверждена.<br />
Несмотря на значительные запасы ресурсов, нехватка испытанных технологий для<br />
добычи метана из гидратов и наличие огромных запасов традиционного газа в<br />
тех же регионах российской Арктики служат причиной отсутствия конкретного<br />
пилотного проекта по добыче метана из гидратов в России. По сути, гидраты метана,<br />
присутствующие в вечной мерзлоте, чаще считаются угрозой безопасности бурения<br />
100 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
на севере, чем ресурсом, не говоря уже об их потенциальной угрозе для окружающей<br />
среды (Вставка 8.6). По нашим прогнозам, добыча метана из гидратов не начнется на<br />
протяжении периода, рассматриваемого в данном <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g>.<br />
Вставка 8.6•Гидраты метана и климатические риски<br />
Гидраты метана являются не только потенциальным газовым ресурсом, но и<br />
возможным основным фактором, влияющим на изменение климата. Глобальное<br />
потепление может вызвать распад гидратов метана, что в свою очередь приведет<br />
к колоссальному выбросу метана в атмосферу. Так как метан провоцирует<br />
парниковый эффект, в 25 раз превышающий эффект углекислого газа на единицу<br />
массы за 100 лет, то такие выбросы могут спровоцировать катастрофическую<br />
цепь событий с обратной связью.<br />
С этой точки зрения, гидраты, находящиеся в Арктике, считаются группой риска<br />
из-за стремительного потепления в Арктике, наблюдающегося в последние<br />
годы, а также из-за небольшой глубины морей и прибрежных зон неглубоко<br />
залегающей вечной мерзлоты, в которой они содержатся. В частности,<br />
регион Восточно-Сибирского моря считается наиболее уязвимым. Последние<br />
предварительные измерения (Sakhova and Semiletov, 2010) говорят о том, что<br />
темпы распада гидратов метана намного выше, чем изначально предполагалось.<br />
Учитывая, что предполагается существование громадных объемов метана в<br />
виде гидратов в данном регионе, и если эти объемы будут подтверждены,<br />
можно ожидать резкого всплеска интереса к добыче этого метана, до того как он<br />
попадет в атмосферу естественным путем. Например, при долгосрочной цене на<br />
углекислый газ, составляющей 50 долл. США/тонну CO 2 -эквивалента, стоимость<br />
превентивного выброса метана в атмосферу будет на ошеломляющем уровне –<br />
890 долл. США / тыс. м 3 (25 долл. США/млн брит. тепл. ед.).<br />
8<br />
Уголь<br />
Россия обладает огромными запасами угля. Максимально извлекаемые ресурсы<br />
оцениваются на уровне порядка 4 трлн тонн и занимают третье место в мире, уступая<br />
Соединенным Штатам и Китаю. Примерно две трети этого объема составляет<br />
антрацит, а одну треть – бурый уголь. Разведанные запасы насчитывают примерно<br />
160 млрд тонн согласно классификации СУУР (190 млрд тонн по российской<br />
классификации «ABC1»), из которых примерно 70 миллиардов тонн – антрацит,<br />
а остальное – бурый уголь (BGR, 2010).<br />
Хотя угольные залежи есть во многих регионах России, один только Кузнецкий<br />
угольный бассейн (Кузбасс) в Кемеровской области в Сибири обеспечивает 60%<br />
объема добычи. Вторым по величине бассейном является Канско-Ачинский<br />
бассейн, расположенный неподалеку от южной части Красноярского края. Его доля<br />
добычи составляет примерно 15%, добывается здесь в основном лигнит. Остальной<br />
уголь добывается в различных частях Восточной Сибири и Дальнего Востока, и,<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 101
в меньшей степени, в Тимано-Печорском бассейне и российской части Донецкого<br />
бассейна (Донбасса), неподалеку от границы с Украиной. Для многих угольных<br />
бассейнов характерны суровые климатические условия, а также в большинстве<br />
случаев отдаленность и ограниченное количество объектов инфраструктуры для<br />
транспортировки угля. Доминирование Кузбасса и Канско-Ачинского бассейна<br />
является следствием наличия в них значительных ресурсов и их расположения вблизи<br />
Транссибирской магистрали на юге Сибири. Тунгусский угольный бассейн в Сибири и<br />
Ленский угольный бассейн, имеющие громадные запасы разработаны незначительно<br />
вследствие их удаленности.<br />
Добыча угля стабильно росла последние десять лет (Рис. 8.16), кроме 2009 года,<br />
когда промышленность пострадала от экономического кризиса. Такой характер<br />
роста был обусловлен скорее увеличением экспорта, чем ростом внутреннего<br />
спроса. В результате, Россия стала третьим по величине экспортером угля в мире<br />
(после Австралии и Индонезии). Основным рынком экспорта является Европейский<br />
Союз, доля которого составляет примерно 60% российского экспорта, но наши<br />
предположения в Сценарии новых стратегий указывают на то, что ориентированность<br />
экспорта переключится с запада на восток, в частности на Китай. Это соответствует<br />
ожиданиям, изложенным в стратегических документах России, о том, что основные<br />
зоны роста добычи угля будут на востоке страны, в частности в Канско-Ачинском<br />
бассейне и Восточной Сибири. При таких обстоятельствах логично было бы ожидать<br />
большего участия Китая в угольном секторе, равно как и в нефтяном и газовом<br />
секторах России. Помимо обсуждений возможного предоставления ссуд для развития<br />
угольного сектора, уже есть явные признаки заинтересованности китайских компаний<br />
в непосредственном участии в совместных предприятиях по разработке российского<br />
угольного сектора. Импорт угля в Россию остается на стабильном показателе около<br />
20 млн т у.э./год. Уголь поставляется главным образом из Казахстана, так как<br />
некоторые электростанции в России привязаны к своему традиционному источнику<br />
снабжения еще с советских времен.<br />
Рис. 8.16•Добыча и экспорт российского угля<br />
Млн т у.э.<br />
300<br />
250<br />
200<br />
Чистый экспорт<br />
Внутренние<br />
поставки<br />
150<br />
100<br />
50<br />
0<br />
1990 1995 2000 2005 2010<br />
102 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Энергетическая стратегия России ставит несколько амбициозных целей по увеличению<br />
добычи угля в течение последующих десятилетий с планируемым объемом<br />
производства в рамках 315‒375 млн т у.э. к 2030 году, в зависимости от сценария<br />
развития. Внедрение стратегии, подробно изложенной в долгосрочной программе<br />
развития угольного сектора, аналогичным образом устанавливает значение в<br />
320 млн т у.э. в качестве нижнего предела будущего объема производства в 2030 году.<br />
Наши предположения более осторожны (Таблица 8.6), так как транспортные расходы<br />
ограничивают возможность российского угля конкурировать на экспортных рынках, а<br />
внутренний спрос постепенно сокращается за счет повышения энергоэффективности.<br />
Мы предполагаем, что добыча угля в России в 2035 году будет на уровне примерно<br />
250 млн т у.э./год после достижения пика при показателе чуть ниже 270 млн т у.э. в<br />
середине 2020-х.<br />
Таблица 8.6•Добыча угля в России по видам в Сценарии новых стратегий (млн т у.э.)<br />
2009 2015 2020 2025 2030 2035<br />
Коксующийся уголь 58 61 62 60 59 58<br />
Паровичный уголь 126 158 162 167 161 154<br />
Бурый уголь 35 38 38 39 37 36<br />
Всего 219 258 262 267 257 248<br />
Чистый экспорт 77 94 96 96 88 80<br />
8<br />
Несмотря на существующую стратегическую цель по увеличению потребления<br />
угля на внутреннем рынке, доля угля в потреблении первичных энергоресурсов<br />
в России непрерывно падает: с 22% в 1990 году до 19% в 2000 году и до 15%<br />
в 2009 году. Потребление угля в России столкнулось с проблемой сильной<br />
конкуренции в виде дешевых и легкодоступных внутренних поставок природного<br />
газа. Как уже упоминалось в Главе 7, ценовое преимущество природного газа<br />
на внутреннем рынке России постепенно уменьшается, так как цены на него<br />
растут. Это дает возможность увеличить долю угля в российском энергетическом<br />
балансе, особенно в том случае, если развитие мощностей ядерной энергетики не<br />
пойдет по запланированному пути. Однако, несмотря на относительно низкую по<br />
международным стандартам себестоимость добычи российского угля, расстояние<br />
от основных мест добычи угля в Сибири до основных центров его потребления в<br />
европейской части России ограничивает возможность установить для него цену,<br />
конкурирующую с ценой на природный газ на внутреннем рынке, тем более что<br />
запасы России на западных месторождениях в Печорском и Донецком бассейнах<br />
быстро истощаются 27 . Кроме того, в потреблении угля доминируют сектора теплои<br />
электроэнергетики (примерно две трети от общего объема), а также сектор<br />
27. См. Вставку 7.4 в Главе 7. Возможной альтернативой могло бы быть размещение электроэнергетических станций,<br />
работающих на угле, ближе к залежам в Сибири, и передача выработанной электроэнергии оттуда, что выгоднее,<br />
чем транспортировка угля. Пока что реализация такого варианта сдерживается недостаточным количеством<br />
мощностей передачи электроэнергии через всю страну. Это ограничение предположительно будет уменьшено<br />
(но не устранено) благодаря новым инвестициям в электрические сети на протяжении прогнозируемого периода.<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 103
металлургии и сталеварения. У обоих секторов имеется значительный потенциал<br />
повышения энергоэффективности. Также существуют логистические и, возможно,<br />
экологические проблемы, которые необходимо решить, прежде чем уголь сможет<br />
применяться в более широких масштабах для производства электроэнергии и тепла<br />
для самых крупных городов России. Особенно это касается теплоэлектроцентралей<br />
(ТЭЦ), которые зачастую расположены в жилых районах.<br />
Перспективы экспорта в Сценарии новых стратегий определяются ожидаемым<br />
смещением баланса спроса и предложения на европейских и китайских рынках.<br />
Основным нынешним направлением экспорта является Европейский Союз (ЕС),<br />
поставки в который предположительно будут сокращаться, так как потребность<br />
в импорте в ЕС снижается с пиковой отметки свыше 190 млн т у.э. в 2008 году до<br />
155 млн т у.э. в 2020 году и 110 млн т у.э. в 2035 году. Чистый спрос на импорт в<br />
Китае (около 125 млн т у.э. в 2010 году) увеличивается на протяжении нынешнего<br />
десятилетия, достигая примерно 190 млн т у.э. в 2018 году, а затем снижаясь до<br />
80 млн т у.э. в 2035 году, и при любых обстоятельствах остается восприимчивым<br />
к незначительным изменениям внутреннего баланса спроса и предложения в<br />
Китае. В результате, общий чистый экспорт в России увеличивается примерно до<br />
100 млн т у.э. в 2018 году, а затем снижается менее чем до 80 млн т у.э. в 2035 году,<br />
по мере спада потребности Китая в импорте.<br />
Конкурентная позиция российского угля на международных рынках, как и в самой<br />
России, подвержена влиянию относительно высоких транспортных расходов, которые<br />
составляют значительную часть экспортных затрат. Россия находится на верху<br />
международной кривой денежных средств и затрат для продаваемого по всему миру<br />
паровичного угля, что обеспечивает ей самую низкую маржу для международной<br />
торговли и означает, что Россия, вероятно, окажется среди экспортеров, которые<br />
в первую очередь пострадают от каких-либо спадов международного спроса.<br />
Ключевым стратегическим вопросом, сформулированным в предварительной<br />
программе российских властей для угольного сектора, является адекватная<br />
пропускная способность железных дорог и портов, а также эффективное управление<br />
логистикой. Расценки в российских портах, например, могут добавить к затратам<br />
10 долл. США/тонну, в то время как обычные расценки в других портах мира<br />
составляют 2–5 долл. США/тонну.<br />
Атомная энергетика<br />
После катастрофы в Чернобыле российская атомная промышленность оставалась<br />
ослабленной на протяжении долгих лет, но за последнее десятилетие ситуация<br />
улучшилась благодаря усиленной политической поддержке, государственному<br />
финансированию национальной программы строительства и существенно возросшей<br />
роли атомной энергетики в российской энергетической стратегии. Государственная<br />
атомная энергетическая корпорация «Росатом» и правительство России имеют<br />
разработанные планы, которые позволят более чем в два раза увеличить ядерный<br />
потенциал России на протяжении последующего двадцатилетия. На сегодняшний день<br />
104 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
на эти планы не повлияли никакие изменения политики после аварии на Фукусиме,<br />
и Россия имеет достаточно сырья и промышленно-технологическую базу для<br />
восстановления своей атомной промышленности. Однако пока что реализация планов<br />
сдерживается высокими капитальными затратами, ограниченностью финансовых<br />
ресурсов и слишком длинными сроками введения в эксплуатацию. Мы предполагаем,<br />
что эти ограничения останутся как минимум до 2020 года. Обязательства России по<br />
нескольким международным ядерным проектам также, вероятно, замедлят темп<br />
роста внутреннего сектора атомной энергетики.<br />
Мы предполагаем, что ядерный потенциал России вырастет с нынешнего показателя<br />
в 24 гигаватт (ГВт) до 31 ГВт в 2020 году и 37 ГВт в 2035 году, увеличиваясь в среднем<br />
на 1,7% в год на протяжении прогнозируемого периода (Рис. 8.17). Это более чем на<br />
25% ниже нижнего предела диапазона, намеченного Энергетической стратегией до<br />
2030 года и другими планами развития секторов электро- и атомной энергетики.<br />
Однако учитывая, что спрос на электроэнергию в Сценарии новых стратегий<br />
значительно ниже уровня, предусматриваемого стратегическими документами<br />
России, доля атомной энергетики в общем объеме производства электроэнергии<br />
по-прежнему увеличивается с нынешнего показателя 17% до 19% в 2035 году и 18,6%<br />
в 2030 году, что соответствует росту, запланированному Энергетической стратегией<br />
до 2030 года. Атомная энергетика играет более важную роль в Сценарии 450,<br />
поддерживаемая предполагаемым введением схемы торговли квотами на<br />
внутренние выбросы после 2020 года. Согласно этому сценарию ядерный потенциал<br />
увеличивается до 50 ГВт, а производство электроэнергии – более чем до 365 ТВт·ч<br />
в 2035 году.<br />
По состоянию на <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> год Россия имеет 32 ядерных реактора, установленных на<br />
десяти электростанциях. Оператором всех этих станций является государственная<br />
компания по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях<br />
8<br />
Рис. 8.17•Установленная мощность АЭС и доля выработки электроэнергии<br />
в Сценарии новых стратегий<br />
ГВт<br />
40<br />
35<br />
30<br />
25<br />
20<br />
32%<br />
28%<br />
24%<br />
20%<br />
16%<br />
Новые мощности<br />
Существующие<br />
мощности<br />
Доля выработки<br />
электроэнергии<br />
(правая ось)<br />
15<br />
10<br />
12%<br />
8%<br />
5<br />
0<br />
0%<br />
2010 2015 2020 2025 2030<br />
2035<br />
Примечание: График выведения из эксплуатации существующих мощностей основан на предположении, что все<br />
ныне имеющиеся станции получают разрешение на продление срока работы на 15 лет в дополнение к своему<br />
изначальному 30-летнему сроку.<br />
4%<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 105
«Росэнергоатом» (входящая в состав «Росатома» и являющаяся второй в мире<br />
компанией по производственным мощностям в атомной энергетике после EdF) 28 .<br />
За последнее десятилетие были введены в эксплуатацию три реактора: «Ростов-1»<br />
(также известный как «Волгодонск-1») в 2001 году, «Калинин-3» в 2004 году и «Ростов-2»<br />
в 2010 году. Еще два реактора были запущены в 1990-х годах. Все остальные реакторы<br />
(27 из 32) были введены в эксплуатацию в 1970-х и 1980-х годах с первоначальным<br />
сроком работы 30 лет. «Росатом» уже дал разрешение или рассматривает вариант<br />
выдачи разрешения на продление срока эксплуатации этих реакторов в среднем еще<br />
на пятнадцать лет.<br />
Объем производства российских АЭС увеличивается со 130 ТВт·ч в 2000 году до<br />
164 ТВт·ч в 2009 году, главным образом за счет увеличения коэффициента нагрузки<br />
почти до 80% в 2009 году. Предполагается, что производство электроэнергии на<br />
АЭС в 2035 году достигнет 270 ТВт·ч. Учитывая, что практически все существующие<br />
станции запланированы к выведению из эксплуатации к концу прогнозируемого<br />
периода, ожидается значительное ускорение ввода в эксплуатацию новых<br />
реакторов. Предполагается, что из дополнительных мощностей производство<br />
12 ГВт будет обеспечено путем завершения станций, строительство которых было<br />
ранее остановлено, а остальное будет обеспечено новыми реакторами, как на<br />
существующих объектах, так и на двенадцати новых АЭС по всей России 29 .<br />
Стремительное развитие российского потенциала производства электроэнергии<br />
на АЭС будет очень капиталоемким, при этом затраты могут увеличиться еще<br />
больше, если авария на Фукусиме приведет к введению дополнительных<br />
требований к безопасности. Наша оценка общего объема затрат на увеличение<br />
ядерного потенциала, предусмотренного в Сценарии новых стратегий, составляет<br />
115 млрд долл. США (по курсу доллара 2010 года) – в среднем 4,6 млрд долл. США/<br />
год. Это в целом соответствует опубликованным компанией «Росатом» данным за<br />
2010 год в рамках общей инвестиционной программы стоимостью 163 млрд рублей<br />
(5,2 млрд долл. США), из которых примерно три четверти были выделены на<br />
возведение новых станций. По состоянию на 2010 год «Росатомом» велось<br />
строительство десяти новых реакторов на шести объектах, а также плавучей АЭС для<br />
отдаленных регионов Арктики 30 .<br />
28. Четырнадцать из действующих реакторов используют технологию ВВЭР (водо-водяного энергетического<br />
реактора – советская технология, подобная технологии, применяемой в странах ОЭСР), пятнадцать используют<br />
технологию канального реактора большой мощности (советского образца с графитовым замедлителем, которая<br />
применялась в Чернобыле и сейчас считается устаревшей), а также есть один реактор на быстрых нейтронах.<br />
Стандартным энергоблоком для новых построенных реакторов является обновленный вариант ВВЭР, обеспечивающий<br />
1 200 МВтэ.<br />
29. Не все новые мощности будут ориентированы на российский рынок. Один из двух проектируемых энергоблоков<br />
производительностью 1200 МВтэ с технологией ВВЭР, в Калининградской области России, недалеко от<br />
границы с Литвой, который предварительно планируется ввести в эксплуатацию в 2016 году, нацелен на продажу<br />
более половины своей выработанной электроэнергии Германии, Польше и странам Прибалтики.<br />
30. Первая плавучая АЭС «Академик Ломоносов», оборудованная двумя реакторами по 35 МВт, была введена<br />
в эксплуатацию в 2010 году. Согласно планам, она начнет подавать электроэнергию на прибрежную буровую<br />
площадку в Арктике с 2012 года. Небольшие кассетные реакторы являются новой технологией, которая вызывает<br />
существенный интерес; однако к этому типу небольших АЭС есть ряд вопросов, экономических и связанных с<br />
политическими рисками.<br />
106 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Наряду со стабильно высокими уровнями государственного финансирования,<br />
программа развития атомной энергетики потребует своевременной и достаточной<br />
заинтересованности со стороны российской промышленности, например для<br />
строительства огромных корпусов для реакторов. Она также потребует привлечения<br />
большого количества специалистов-ядерщиков высокого уровня. Как и в других<br />
странах, это не простая задача, учитывая, что в 1990-х годах в атомной промышленности<br />
работало мало молодых инженеров-специалистов. Имеющиеся промышленные<br />
и человеческие ресурсы должны быть достаточными не только для национальной<br />
ядерной программы, но также для растущего количества международных проектов.<br />
«Атомстройэкспорт», также входящий в «Росатом», становится все более активным<br />
конкурентом иностранным компаниям. Россия имеет проекты ядерной энергетики<br />
на стадии планирования или разработки в пятнадцати странах мира, причем самые<br />
перспективные проекты находятся в Китае (где строительство двух реакторов было<br />
завершено в 2006-2007 гг. на Тайване), Индии, Турции, Беларуси, Вьетнаме, Армении<br />
и Украине. Все эти факторы заставляют нас быть осторожными в оценке перспектив<br />
очень быстрого роста ядерного потенциала России на внутреннем рынке.<br />
Россия обладает значительными запасами урана, достаточными для поддержания<br />
ее амбиций в сфере ядерной энергетики. Эти запасы оцениваются на уровне<br />
648 тыс. тонн (килотонн), из которых 100 килотонн являются разведанными запасами,<br />
что составляет примерно 4% общих мировых запасов (BGR, 2010) 31 . Разведанные<br />
ресурсы согласно российской классификации «ABC1» составляют 284 килотонны.<br />
Большинство этих запасов сосредоточены в Республике Саха на Дальнем Востоке<br />
России и вдоль границы с Монголией, в частности в Забайкалье. В 2009 году Россия<br />
добыла 3,6 килотонн, или 7% мирового объема добычи. В отличие от ископаемых<br />
видов топлива, рудниковая добыча урана меньше, чем его потребление, так как на<br />
коммерческие и военные запасы приходится около одной четверти мировых поставок.<br />
Но рост спроса на уран для ядерной энергетики, как в России, так и за рубежом,<br />
предположительно ужесточит мировой баланс.<br />
В настоящее время основные источники российских поставок находятся в<br />
Забайкальском крае, но Россия планирует увеличить добычу урана за счет<br />
использования запасов из более отдаленных месторождений в Республике<br />
Саха. Основным проектом в этой сфере является крупномасштабная разработка<br />
месторождения Элькон, где предполагается начать добычу в 2015 году и достичь<br />
показателя 5 килотонн к середине 2020-х годов, что превышает весь нынешний<br />
объем добычи России. Основными трудностями, как и для остальных залежей,<br />
является расстояние от существующих объектов инфраструктуры и суровый климат.<br />
Несколько иностранных компаний из Европы, Японии, Индии и Китая участвуют или<br />
заинтересованы в участии в совместных проектах по добыче урановых руд в России<br />
в партнерстве с государственным предприятием «Атомредметзолото» (АРМЗ). АРМЗ<br />
также расширяет свою деятельность за пределами России, получив контрольный пакет<br />
акций канадской компании Uranium One (которая является оператором нескольких<br />
8<br />
31. В отличие от других энергетических ресурсов, запасы и ресурсы урана классифицируются согласно себестоимости<br />
добычи; данные запасов согласно BGR меньше 80 долл. США/кг.<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 107
проектов в Казахстане). Россия обладает большими возможностями в области<br />
конверсии, обогащения и производства ядерного топлива, чтобы обеспечивать<br />
топливом и обслуживать не только российские станции, но и иностранных операторов<br />
АЭС. Россия также создала Международный центр по обогащению урана в Ангарске<br />
(Сибирь), который является многосторонней инициативой, нацеленной на обеспечение<br />
гарантированных поставок урановой продукции в страны – участницы инициативы<br />
(помимо России, в данной инициативе на сегодняшний день участвуют Армения,<br />
Казахстан и Украина) в качестве альтернативы разработкам своих собственных<br />
обогатительных мощностей 32 .<br />
Гидроэнергетика и прочие ВИЭ<br />
Работа сектора гидроэнергетики в России хорошо налажена, так как он развивался<br />
в основном еще в советские времена. Однако Россия далеко не исчерпала свой<br />
гидроэнергетический потенциал и не использовала даже часть возможностей<br />
производства энергии из негидроэнергетических возобновляемых источников.<br />
Нынешняя доля возобновляемой энергии в российском энергетическом балансе<br />
остановилась на уровне 48 ГВт установленной мощности ГЭС, что составляет 18% от<br />
общего объема произведенной электроэнергии в 2009 году (Рис. 8.18). Кроме того,<br />
существенный вклад среди возобновляемых источников энергии вносит биомасса, в<br />
частности топливная древесина, используемая для отопления в сельской местности.<br />
Современные технологии ВИЭ применяются крайне мало.<br />
Рис. 8.18•Доля возобновляемых источников энергии в российских<br />
общих поставках первичных энергоресурсов, выработке<br />
тепло- и электроэнергии, 2009 г.<br />
20%<br />
15%<br />
Прочие ВИЭ<br />
Биомасса и отходы<br />
Гидроресурсы<br />
10%<br />
5%<br />
0%<br />
Общий спрос<br />
на первичную энергию<br />
Производство<br />
электроэнергии<br />
Производство<br />
тепла<br />
32. Инициатива также включает идею создания «топливного банка» согласно договору с Международным агентством<br />
по атомной энергии, который обеспечит запас урана, доступного странам, столкнувшимся с проблемой<br />
нарушения энергоснабжения, не связанного с техническими или коммерческими причинами.<br />
108 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Гидроэнергетика<br />
Российская гидроэнергетика, также как и атомная промышленность, выходит из<br />
стадии существенного упадка в 1990-х годах, когда строительство большого количества<br />
новых станций было приостановлено ввиду недостаточного финансирования.<br />
Как и в отношении атомного сектора, имеются обширные планы по развитию<br />
гидроэнергетического сектора в последующие десятилетия, но определенности в<br />
темпах их реализации нет. В 2009 году имел место сильный упадок, когда авария<br />
в Сибири на Саяно-Шушенской ГЭС производительностью 6400 мегаватт (МВт)<br />
полностью вывела из строя три из десяти турбин на крупнейшей гидроэлектростанции<br />
России и нанесла ущерб остальным турбинам.<br />
В 2009 году общий объем производства российских ГЭС и гидроаккумулирующих<br />
электростанций (ГАЭС) был немного ниже пиковой отметки периода после 1990-х<br />
годов, которая была достигнута в 2007 году и составила 177 тераватт-часов (ТВт·ч).<br />
Крупнейшей гидроэнергетической компанией в России является компания<br />
«РусГидро», основная доля которой принадлежит государству. Другие мощности<br />
принадлежат региональным энергетическим компаниям, а некоторые также связаны<br />
с энергоемкими промышленными объектами и промышленными группами. Объем<br />
производства на Красноярской ГЭС (6 ГВт), например, практически полностью<br />
потребляется большим Красноярским алюминиевым заводом.<br />
Мы прогнозируем, что общий объем производства электроэнергии на ГЭС будет<br />
медленно расти в начале прогнозируемого периода, а после 2020 года темп<br />
роста усилится, и в 2035 году достигнет отметки 218 ТВт·ч. Доля гидроэнергетики<br />
в общей структуре электроэнергии сокращается с 18% в 2009 году, но остается<br />
на уровне примерно 15% после 2020 года. Общая производительность растет<br />
с нынешнего показателя 48 ГВт до 51 ГВт в 2020 году, а в 2035 году до 61 ГВт.<br />
Дополнительная мощность в начале прогнозируемого периода обеспечивается<br />
главным образом завершением неоконченных проектов, многие из которых находятся<br />
в Северо-Кавказском регионе. Со временем предполагается рост в европейской части<br />
России (преимущественно в виде аккумулирующих бассейнов), но в основном рост<br />
производительности ожидается в Сибири и, в меньшей степени, на Дальнем Востоке.<br />
Проблема инвестирования в гидроэнергетический сектор России не связана с<br />
нехваткой ресурсов: в целом Россия использует 20% своего гидроэнергетического<br />
потенциала, пригодного для коммерческого использования 33 . Наибольшим<br />
препятствием, как и для угольного сектора (о чем говорилось ранее), является<br />
удаленность от рынков сбыта. Большая часть имеющегося гидроэнергетического<br />
потенциала сосредоточена в Сибири, вдали от основных центров потребления<br />
электроэнергии. Предполагается, что использование гидроэнергетического<br />
потенциала России останется ограниченным лимитированной мощностью передачи<br />
электроэнергии через всю страну, хотя инвестиции в электрические сети немного<br />
уменьшают эти ограничения под конец прогнозируемого периода. Альтернативным<br />
8<br />
33. Этот показатель для России составляет 852 ТВт·ч в год (WEC, 2010) и определяется как объем полной теоретической<br />
мощности, которая может быть использована в пределах нынешней технологии при существующих и<br />
прогнозируемых местных экономических обстоятельствах.<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 109
решением проблемы ограниченного местного спроса могло бы быть расширение<br />
международной торговли электроэнергией с Китаем. Двусторонние заявления и<br />
коммерческие интересы еще предстоит трансформировать в конкретные инициативы,<br />
основным препятствием на пути к которым является нехватка мощности для передачи<br />
электроэнергии на большие расстояния.<br />
В этом секторе также есть серьезная проблема, заключающаяся в устаревании<br />
оборудования и объектов инфраструктуры: из 510 функционирующих ГЭС по<br />
всей стране 72% имеют возраст более тридцати лет, а возраст 38% из них уже<br />
превышает 50 лет. Поэтому часть будущих инвестиций должна идти на обновление<br />
существующих объектов, а компания «РусГидро» должна в краткосрочной<br />
перспективе реконструировать Саяно-Шушенскую ГЭС. Окончание ремонтных работ<br />
на этой станции запланировано к 2014 году, а оценочная стоимость составляет<br />
33 млрд рублей (1,2 млрд долл. США).<br />
Прочие ВИЭ<br />
За исключением хорошо развитой гидроэнергетики, современные ВИЭ на<br />
сегодняшний день занимают незначительную нишу в российской энергетической<br />
структуре, значительно меньше имеющегося у этого сектора потенциала. В Сценарии<br />
новых стратегий предполагается увеличение роли негидроэнергетических ВИЭ<br />
до 2035 года. Их доля в общих поставках первичных энергоресурсов в 2035 году<br />
достигает 4% по сравнению с 1% в 2009 году, что является значительным ростом<br />
в процентном выражении, но все же остается лишь малой толикой в общей<br />
энергетической структуре России.<br />
Использование ВИЭ для производства электроэнергии на данный момент<br />
ограничивается небольшим количеством местных и региональных проектов, ни один<br />
из которых не был присоединен к объединенной сети. Совокупная мощность малых<br />
объектов гидроэнергетики (оцененных менее чем в 25 МВт) составляет примерно<br />
250 МВт. На Дальнем Востоке (на Камчатке) есть геотермальные электростанции,<br />
обеспечивающие дополнительные 80 МВт мощности, а также примерно 16 МВт<br />
обеспечиваются пилотными проектами по производству электроэнергии из<br />
энергии ветра. С 1968 года в Баренцевом море функционирует пилотный проект<br />
с использованием энергии приливов и отливов производительностью 1,7 МВт.<br />
Традиционная биомасса (дрова) повсеместно используется для отопления помещений<br />
в сельской местности и обеспечивает 2% российских поставок тепла 34 , хотя этот<br />
показатель не достаточно стабилен, а дрова зачастую сжигаются неэффективно.<br />
Значительное увеличение масштабов внедрения технологий ВИЭ – цель,<br />
изложенная во многих стратегических документах России 35 . Наиболее<br />
34. Оценки доли биомассы в российском производстве тепла зачастую выше и составляют примерно 4%; использование<br />
дров в качестве топлива часто не полностью отображается в национальной статистике.<br />
35. Увеличение доли ВИЭ в правительственных документах установлено в качестве приоритета, в частности в<br />
Энергетической стратегии до 2030 года, Концепции долгосрочного социально-экономического развития до 2020<br />
года, Российской климатической доктрине и Плану действий по ней, а также в Государственной программе по<br />
энергосбережению до 2020 года.<br />
110 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
важной среди множества задач является достижение к 2020 году доли ВИЭ<br />
в производстве электроэнергии на уровне 4,5% (за исключением крупной<br />
гидроэнергетики), с сопутствующими промежуточными показателями: на 2010 год –<br />
1,5% (показатель уже упущен) и на 2015 год – 2,5%. На основании прогнозов<br />
спроса на электроэнергию мы оцениваем, что для достижения цели на 2020 год<br />
потребуется 55 ТВт·ч электроэнергии, произведенной из ВИЭ (исключая крупную<br />
гидроэнергетику). Это подразумевает создание дополнительных мощностей по<br />
производству электроэнергии из ВИЭ примерно на уровне 15 ГВт на протяжении<br />
последующих девяти лет, или 1,6 ГВт/год 36 . Для сравнения, Китай только за<br />
2009 год увеличил мощность производства электроэнергии из ВИЭ более чем<br />
на 37 ГВт без посторонней помощи.<br />
Инвестиции, необходимые для достижения этой цели в 2020 году, оцениваются на<br />
уровне 26 млрд долл. США (по курсу доллара 2010 года), или 3 млрд долл. США в<br />
год. На данный момент не существует поддерживающих политических стратегий или<br />
льгот для привлечения таких капиталовложений в сектор ВИЭ. Сейчас обсуждаются<br />
различные схемы, но на фоне озабоченности относительно высокими ценами на<br />
электричество для конечных потребителей правительство, по-видимому, не проявляет<br />
особого желания привнести более высокие затраты в структуру оптовой торговли,<br />
дав свое согласие на включение надбавки в тарифы на электроэнергию из ВИЭ. В<br />
Сценарии новых стратегий мы предполагаем, что некоторые формы механизмов<br />
поддержки будут введены в России к 2014 году (см. Главу 7). Поскольку схема<br />
поддержки будет введена только с этого времени, доля электроэнергии из ВИЭ в<br />
объеме 4,5% не будет достигнута к официально планируемой дате, т.е. к 2020 году<br />
(Рис. 8.19). В Сценарии 450 мы предполагаем наличие более согласованных действий<br />
для продвижения низкоуглеродных технологий, что приведет к их более раннему и<br />
более быстрому внедрению.<br />
8<br />
Рис. 8.19•Доля ВИЭ в производстве электроэнергии в России в Сценарии<br />
новых стратегий (за исключением крупной гидроэнергетики)<br />
7%<br />
6%<br />
5%<br />
4%<br />
3%<br />
2%<br />
1%<br />
Цель 4,5%<br />
Малые ГЭС<br />
Фотоэлектрическая<br />
солнечная энергия<br />
Геотермальная<br />
энергия<br />
Энергия ветра<br />
Биомасса и отходы<br />
0%<br />
2009 2015 2020 2025<br />
2030 2035<br />
36. Наши оценки основаны на сочетании технологий, применяющих ВИЭ, которые предположительно будут использоваться<br />
в России, когда объем производства электроэнергии из ВИЭ достигнет 55 ТВт·ч в год (в 2028 году).<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 111
В России существуют возможности производства электроэнергии из ВИЭ,<br />
которые в меньшей степени зависят от государственной поддержки. Главной из<br />
них является снабжение электроэнергией изолированных населенных пунктов.<br />
Огромная часть Сибири и Дальнего Востока очень слабо заселена и не подключена<br />
к объединенной сети 37 . Электроэнергия зачастую производится небольшими<br />
дизельными генераторами, а поставка топлива в такие населенные пункты<br />
требует больших затрат, так как в некоторых случаях его необходимо доставлять<br />
вертолетом. Мелкомасштабные технологии производства электроэнергии из ВИЭ,<br />
наряду с поддержкой электроснабжения существующими генераторами, могут быть<br />
конкурентным предложением для таких регионов, и не обязательно потребуют<br />
финансового стимулирования. При улучшенном финансировании на коммерческих<br />
условиях, более полной информации и устранении административных и прочих<br />
барьеров, использование несетевой электроэнергии из ВИЭ, главным образом энергии<br />
ветра, геотермальной энергии и биомассы, могло бы значительно увеличиться.<br />
Внедрение технологий производства электроэнергии из ВИЭ в России может<br />
изначально сдерживаться ограниченными возможностями промышленности<br />
поставлять компоненты или продукцию (за исключением малых ГЭС и, в некоторой<br />
степени, геотермической энергии). Правительство принимает меры по решению<br />
этого вопроса, но понадобится время, чтобы развить внутреннюю производственную<br />
базу в секторе ВИЭ (в то же время лишь небольшое количество влиятельных<br />
национальных компаний (за исключением «РусГидро») требуют внедрения более<br />
сильных политических стратегий). Тем не менее, благодаря прогрессирующему<br />
ослаблению этого ограничения и введению схем поддержки для рынка оптовой<br />
продажи электроэнергии, мы прогнозируем более стремительный рост ряда<br />
технологий производства электроэнергии из ВИЭ. Возможности применения малых<br />
ГЭС сосредоточены в основном на Северном Кавказе и в некоторых районах Сибири.<br />
Геотермальный потенциал сконцентрирован на Дальнем Востоке и на Северном<br />
Кавказе. Хотя основная часть потенциала производства электроэнергии из энергии<br />
ветра локализована вдоль побережья северных морей и тихоокеанского побережья,<br />
где плотность населения очень низкая, на юге европейской части России также<br />
имеется потенциал для увеличения производства электроэнергии из энергии ветра<br />
(IEA, 2003, и Попел и др., 2010).<br />
Россия также имеет громадные возможности использования отходов лесного<br />
хозяйства и прочей биомассы для производства электроэнергии и тепла. В России уже<br />
есть примеры котельных, которые перешли на использование биомассы (древесных<br />
топливных гранул), однако лишь 1 600 из 66 000 ТЭС в жилых районах России работают<br />
на ВИЭ (Министерство природных ресурсов и экологии РФ, 2010). Районы с самыми<br />
богатыми источниками такого сырья находятся на северо-востоке и в Сибири. На<br />
северо-востоке России оцененные годовые ресурсы отходов лесной промышленности<br />
насчитывают более 30 млн м 3 на основании фактического производства<br />
37. Эти проекты исключены из оптовой торговли (и вся электроэнергия продается по регулированным ценам);<br />
схема поддержки, разработанная для оптового рынка (обсуждаемая в данный момент), ни при каких обстоятельствах<br />
не будет влиять на проекты производства электроэнергии из ВИЭ в обособленных районах.<br />
112 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> - OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
деревообрабатывающей промышленности (Gerasimov, Y. and T. Karjalainen, <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>).<br />
Это эквивалентно более 5 млн т у.э., или 60 ТВт·ч электроэнергии, из которых<br />
используется лишь незначительная часть. В соседней Финляндии применение твердой<br />
биомассы в объеме 7 млн т у.э. обеспечивает практически 20% поставок первичной<br />
энергии. На северо-востоке России доля всех ВИЭ насчитывает около 2%.<br />
Увеличение использования биомассы возможно за счет совместного сжигания.<br />
Кроме того, конверсия существующих котельных и ТЭЦ, работающих на биомассе,<br />
могла бы помочь России достичь цели использования ВИЭ на уровне 4,5%. Во многих<br />
восточных регионах страны более широкое применение биомассы для отопления и<br />
комбинированное производство тепла и электроэнергии могло бы быть эффективной<br />
альтернативой программе газификации, которая на данный момент находится в<br />
стадии планирования. В восточных регионах также есть большой потенциал для<br />
разработки проектов по использованию ВИЭ, главным образом с целью экспорта<br />
электроэнергии в Европейский Союз. В дополнение к возможным экспортным<br />
поставкам самой биомассы, любая электроэнергия, произведенная из ВИЭ для<br />
экспорта в Европейский Союз, помогла бы достичь целей странам – членам ЕС 38 .<br />
8<br />
38. Директива ЕС 2009/28 о продвижении ВИЭ нацелена на стимулирование совместных энергетических проектов<br />
между членами ЕС и странами, не входящими в Союз; электроэнергия, импортированная из новых проектов<br />
по использованию ВИЭ для производства электроэнергии, запущенных в соседних странах, может помочь достижению<br />
цели применения электроэнергии из ВИЭ страны – участницы ЕС. В большинстве случаев для этого может<br />
потребоваться увеличение мощностей линий электропередачи для межсистемной связи между ЕС и Россией.<br />
Глава 8 - Российский потенциал ресурсов и поставок 113
ГЛАВА 9<br />
РАЗВИТИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО СЕКТОРА РОССИИ<br />
Национальное и глобальное значение<br />
КЛЮЧЕВЫЕ АСПЕКТЫ<br />
• Хотя энергопотребление в России постепенно становится более эффективным, а<br />
зависимость национальной экономики от нефти и газа уменьшается, темпы этих<br />
изменений скромнее, чем устремления России. Доля нефтегазового сектора<br />
в ВВП России уменьшается с оценочных 24% в <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> году до 15% в 2035 году.<br />
Более быстрое внедрение мер по повышению энергоэффективности могло бы<br />
ускорить модернизацию российской экономики и таким образом уменьшить<br />
риск излишней зависимости от нефтегазового сектора на более раннем этапе.<br />
• России понадобятся инвестиции в сумме свыше 2,5 трлн долл. США (по курсу<br />
доллара 2010 года), чтобы обеспечить требуемый уровень энергоснабжения по<br />
Сценарию новых стратегий. При этом львиная доля инвестиций будет отдана<br />
сектору газа (43%), за ним следует сектор нефти (31%) и сектор электроэнергетики<br />
(25%); среднегодовой показатель потребности в финансировании превышает<br />
100 млрд долл. США, т.е. 7% нынешнего уровня ВВП России (РОК).<br />
• Китай становится основным источником дохода России от экспорта ископаемого<br />
топлива, его доля увеличивается с 2% до 20% на протяжении прогнозируемого<br />
периода, в то время как доля Европейского Союза снижается с 61% до менее<br />
50%. Совокупный доход от экспорта ископаемого топлива увеличивается с<br />
255 млрд долл. США в 2010 году до 420 млрд долл. США в 2035 году (по курсу<br />
доллара 2010 года). По мере роста внутренних цен на газ усиливается значение<br />
национального рынка газа.<br />
• Добывая 9,7 млн барр./день в 2035 году, Россия остается самой крупной<br />
нефтедобывающей страной, не входящей в состав ОПЕК. Она также займет<br />
второе место в мире по объемам нефтедобычи, что отображает ее важную<br />
роль на нефтяных рынках, даже несмотря на незначительное снижение<br />
объемов экспорта российской нефти на протяжении прогнозируемого периода.<br />
Новые трубопроводы в западном и восточном направлении создают более<br />
разветвленную и гибкую систему экспортирования нефти, а также способствуют<br />
укреплению роли России как страны – транзитера каспийской нефти.<br />
• К концу прогнозируемого периода Россия поставляет более 30% природного<br />
газа, импортируемого Европейским Союзом (свыше 170 млрд м 3 ) и Китаем<br />
(75 млрд м 3 ). Таким образом, она играет ключевую роль в обеспечении<br />
надежного газоснабжения в Евразии и в мире. Маршруты поставок газа из<br />
Глава 9 – Развитие энергетического сектора России 115
России в Китай начинают превращаться в одну из главных артерий мировой<br />
торговли газом, хотя и не достигают такого объема, как западное направление<br />
поставок в Европу.<br />
• Россия выигрывает от большего разнообразия экспортных рынков газа, которое<br />
создает определенный градус конкуренции между Европой и Азией за долю<br />
в российских поставках. Однако меняющаяся динамика мировых рынков<br />
газа и давление на традиционные модели ценообразования бросают вызов<br />
конкурентоспособности России, в то время как страна начинает разрабатывать<br />
более дорогостоящие месторождения и стремится расширить свои позиции на<br />
рынке сжиженного природного газа.<br />
116 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> – OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Энергетика и развитие национальной экономики<br />
Характер энергопотребления в России меняется. Значительная часть объектов<br />
российской промышленной и социальной инфраструктуры (заводы, электростанции,<br />
здания и сети) требуют реконструкции или замены на протяжении последующих<br />
десятилетий, поскольку сроки их эксплуатации в большинстве случаев уже истекают.<br />
Учитывая низкую эффективность объектов нынешнего фонда, по сравнению с<br />
усредненными показателями доступных на рынке технологий, все три сценария,<br />
рассматриваемые в <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g> (как и практически любой возможный сценарий<br />
развития экономики России), предусматривают повышение общей эффективности<br />
энергопотребления. Скорость и масштаб такого улучшения будут зависеть от выбора<br />
Россией политической стратегии. Движущей силой в этом направлении будут<br />
устремления России по созданию более эффективной, динамичной и универсальной<br />
экономики, в меньшей степени зависящей от нефтегазового сектора (Вставка 9.1).<br />
Вставка 9.1•Нефть и газ в российской экономике<br />
Часто отмечается, что Россия чрезмерно зависит от нефти и газа, но, как не<br />
удивительно, точно определить долю этих секторов в российской экономике<br />
достаточно сложно. Есть несколько полезных косвенных показателей,<br />
например доля экспорта нефти и газа в общем доходе России, насчитывающая<br />
примерно две трети (Рис. 9.1), и доля дохода от нефти и газа в наполнении<br />
федерального бюджета, составляющая практически его половину1. Однако в<br />
валовом внутреннем продукте (ВВП) России указаны другие показатели размера<br />
нефтегазового сектора.<br />
По данным Федеральной службы государственной статистики (Росстат) за<br />
2004–2009 гг., добыча нефти и газа в совокупности с сопутствующими услугами<br />
занимает относительно малую долю в национальном продукте, всего лишь<br />
примерно 6–8%. Статистика ООН также показывает, что весь сектор добычи,<br />
включая нефть и газ, насчитывает 9% в российском ВВП. Для сравнения,<br />
аналогичный показатель в Норвегии составляет 29%, а в Саудовской Аравии –<br />
свыше 50%.<br />
Различные исследования по вопросу, почему показатели России ниже, чем<br />
у других стран – экспортеров нефти и газа (World Bank, 2005, и Kub<strong>on</strong>iwa<br />
et al., 2005), указали на то, что часть деятельности в сфере нефти и газа<br />
осуществляется торговыми компаниями, которые, хотя и сотрудничают с<br />
добывающими предприятиями, но ведут свою деятельность отдельно. Такие<br />
компании зачастую продают нефть и газ на внутреннем и международном<br />
рынках. В статистике это приводит к тому, что прибыль и добавленная<br />
стоимость переходят от нефтегазового (добывающего) сектора к торговому<br />
(сектору услуг).<br />
9<br />
1. Доля 43% нефтегазового сектора в наполнении бюджета в 2010 году (3,6 триллионов рублей из 8,3 триллионов)<br />
включает налог на добычу природных ископаемых, НДС и акцизный сбор, а также экспортные пошлины.<br />
Глава 9 – Развитие энергетического сектора России 117
Министерство экономического развития России определило долю нефти и газа<br />
в 2007 г. на уровне 18,7% ВВП (Правительство РФ, 2008), а в публикации Гурвича<br />
(2010), также содержащей анализ данных, получены более высокие показатели.<br />
Для данного <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g> нами была подсчитана добавленная стоимость в нефтегазовом<br />
секторе на основании дохода, полученного от продажи нефти и газа на<br />
внутреннем и внешнем рынках, за вычетом соответствующих производственных,<br />
транспортных и промежуточных затрат. По нашим оценкам, доля секторов нефти<br />
(за исключением нефтепереработки) и газа составила 18% ВВП в 2007 году,<br />
24% – в 2008 году, и 21% – в 2010 году после резкого падения в 2009.<br />
Повышение энергоэффективности играет решающую роль в модернизации<br />
российской экономики (OECD, <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>): более эффективное производство и потребление<br />
энергоресурсов будет сопровождаться и поддерживаться более масштабными<br />
технологическими изменениями и новаторством, в то время как российская экономика<br />
подстроится под спрос на более энергоэффективное оборудование и сопутствующие<br />
энергетические услуги. Промышленные предприятия, выпускающие ходовые<br />
товары, особенно ищущие выход на экспортные рынки, выиграют от более низких<br />
производственных затрат и большей конкурентоспособности. Энергосбережение в<br />
жилом секторе и промышленности поможет освободить ресурсы для их дальнейшего<br />
вложения в производство. Энергоэффективность также сокращает необходимость<br />
инвестирования средств в энергоснабжение на территории страны (или, наоборот,<br />
освобождает дополнительные ресурсы для экспорта), а также ослабляет вредное<br />
воздействие на окружающую среду.<br />
Выгоды от энергоэффективности, прогнозируемые в Сценарии новых стратегий,<br />
относительно небольшие по сравнению с потенциалом России, но некоторые из них,<br />
тем не менее, очевидны и вполне измеримы в результате анализа, представленного в<br />
Главе 7 2 . Так, суммарные затраты на энергообеспечение на 230 млрд долл. США меньше<br />
(по курсу доллара 2010 года), чем в Сценарии нынешних стратегий (см. Вставку 7.2);<br />
потребность в инвестициях в разведку и добычу нефти, газа и угля сокращена до<br />
общего показателя 130 млрд долл. США; выбросы парниковых газов и основных<br />
загрязнителей воздуха значительно снижены.<br />
Улучшая среднесрочные перспективы экономического развития России, ресурсы и<br />
доход, освобожденные за счет повышения эффективности, также помогают справиться<br />
с еще одной слабой стороной России – чрезмерной зависимостью национальной<br />
экономики от нефти и газа (Вставка 9.1), о которой свидетельствует большая доля<br />
ископаемого топлива в стоимости экспорта (Рис. 9.1). Как продемонстрировал<br />
2. Общее потребление первичных энергоресурсов в 2035 году в Сценарии новых стратегий составляет 830 миллионов<br />
тонн нефтяного эквивалента (млн т н.э.), для сравнения этот же показатель в Сценарии нынешних стратегий<br />
составляет более 900 млн т н.э. Однако по Сценарию новых стратегий Россия реализует относительно небольшую<br />
часть своего потенциала повышения энергоэффективности. В рамках анализа, представленного в Главе 7, предполагается,<br />
что потенциальная экономия за счет повышения энергоэффективности, по отношению к аналогичным<br />
странам ОЭСР, составляет 30% энергопотребления России в 2008 году и остается на уровне 18% в 2035 году.<br />
118 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> – OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Рис. 9.1•Структура российского экспорта по стоимости, 2009 г.<br />
Промышленные товары<br />
6%<br />
Химическая продукция<br />
6%<br />
Прочее<br />
9%<br />
Металлы<br />
11%<br />
303 млрд долл. США<br />
Ископаемое<br />
топливо<br />
67%<br />
Сырая нефть<br />
33%<br />
Нефтепродукты<br />
17%<br />
Природный газ<br />
14%<br />
Уголь 3%<br />
Примечание: 2009 год был аномальным в плане объема экспорта, но общая доля ископаемого топлива в<br />
структуре стоимости российского экспорта оказалась практически неизменной – 66% в 2007 г. и 69% в 2008 г.<br />
Источники: Министерство природных ресурсов и экологии России; Центробанк России.<br />
2009 год, основным риском столь высокой зависимости от энергетического сектора<br />
является привязка экономического и бюджетного благосостояния России к колебаниям<br />
международных цен на товары. Россия вошла в число стран наиболее пострадавших<br />
от мирового финансово-экономического кризиса, в значительной степени вследствие<br />
резкого снижения цен на нефть и существенного сокращения мирового спроса<br />
на энергоносители. По нашим оценкам, общий доход России от экспорта нефти и<br />
газа снизился в 2009 году на 40% по сравнению с рекордными уровнями 2008 года.<br />
Непосредственный эффект от скачка цен на нефть усложнился аналогичным падением<br />
цен на другие важные экспортируемые товары, такие как цветные металлы, а также<br />
резким изменением потоков капитала, так как инвесторы ушли от товарных операций<br />
и инвестиций, связанных с высоким риском, включая активы развивающихся рынков.<br />
В результате, в 2009 году Россия перенесла наиболее существенный спад ВВП среди<br />
промышленно развитых стран (8%), а дефицит бюджета в 2009 году, возникший после<br />
ежегодного прироста, начиная с 2000 года, составил 6,3% ВВП. Высокая зависимость<br />
от нефтегазового сектора также расставила потенциальные ловушки для России,<br />
упоминаемые в литературе как «ресурсные проклятия», т.е. риск того, что богатство<br />
природных ресурсов может в действительности препятствовать более широкому<br />
экономическому росту и развитию человеческого потенциала в долгосрочной<br />
перспективе 3 .<br />
9<br />
Основываясь на наших допущениях относительно ВВП и прогнозах добычи нефти и газа<br />
и экспорта, мы предполагаем, что доля нефти и газа в ВВП России будет постепенно<br />
снижаться с текущих 24% до 20% в 2020 году и до 15% в 2035 году по Сценарию<br />
новых стратегий (Рис. 9.2). Относительные доли нефти и газа сходятся в одной точке<br />
на протяжении прогнозируемого периода: доля газового сектора возрастает с 5%<br />
3. Большой доход от экспорта ресурсов может укрепить обменный курс и ослабить производство в других секторах<br />
экономики, хотя этот риск в России частично смягчен за счет деятельности двух фондов (Резервного фонда и<br />
Фонда национального благосостояния), которыми управляет Министерство финансов. Эти фонды аккумулируют<br />
доходы от пошлин на экспорт нефти и газа, когда доходы от продажи нефти превышают определенный порог.<br />
Глава 9 – Развитие энергетического сектора России 119
Рис. 9.2•Оценочная доля нефти и газа в ВВП России в Сценарии новых стратегий<br />
Млрд долл. США (2010)<br />
600<br />
500<br />
400<br />
300<br />
40%<br />
30%<br />
20%<br />
Добавленная стоимость<br />
от газовой отрасли<br />
Добавленная стоимость<br />
от нефтяной отрасли<br />
Доля добавленной<br />
стоимости нефти и газа<br />
в ВВП (правая ось)<br />
200<br />
100<br />
10%<br />
0<br />
0%<br />
2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035<br />
в 2010 году до 7% в середине 2020-х, а затем сокращается до 6% к 2035 году, в то<br />
время как доля нефти постепенно снижается с пиковой отметки 19% в <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> году до<br />
9% к 2035 году. Темп изменений, прогнозируемых в данном <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g>, значительно ниже<br />
темпа, намеченного Россией, в основном из-за различных допущений по росту ВВП:<br />
Концепция социально-экономического развития до 2020 года (Правительство РФ, 2008)<br />
предполагает сокращение доли нефтегазового сектора до 12,7% уже к 2020 году.<br />
Наши допущения по росту российского ВВП вместе с прогнозируемым постепенным<br />
ослаблением роли нефти и газа в экономике и постепенным прогрессом в повышении<br />
энергоэффективности, рассматриваемым в Главе 7, указывают на некоторые<br />
сохраняющиеся риски экономического развития России. В частности, траектория<br />
развития, намечаемая этим сценарием, предполагает, что Россия может оставаться<br />
относительно восприимчивой к внешним потрясениям, как уже наблюдалось в<br />
2009 году, и любое падение международных цен на товары будет существенно влиять<br />
на экономическую деятельность.<br />
Более резкая траектория роста ВВП, намеченная политиками в рамках пересмотренной<br />
стратегии социально-экономического развития до 2020 года, вернет прогнозы ВВП на<br />
уровень, использованный для обоснования Энергетической стратегии до 2030 года<br />
(Фокус). Для энергетического сектора мы предполагаем, что высокий рост ВВП в<br />
среднесрочной перспективе потребует активизации усилий по внедрению стратегий<br />
энергоэффективности и повышению производительности российских основных<br />
фондов, а также внедрению рыночных структур, необходимых для обеспечения<br />
эффективного инвестирования, эксплуатации и конечного потребления 4 .<br />
4. Взятая здесь за основу связь между повышением энергоэффективности и высоким ростом ВВП означает разницу<br />
в акцентах по сравнению с Энергетической стратегией России до 2030 года. Сценарий «энергоэффективности»<br />
в Стратегии, где больше усилий направлено на сокращение выбросов парниковых газов, предполагает более<br />
низкий темп роста ВВП по сравнению с базовым уровнем (по годичному росту в период до 2030 года). В то время,<br />
как мы признаем, что модернизация энергетики и энергопотребления на мировом уровне, как этого требует<br />
Сценарий 450, могла бы сократить мировой ВВП на эквивалент годичного прироста к 2035 году, есть сильные контраргументы,<br />
в частности значительные возможные затраты на ВВП из-за меняющегося климата. В связи с этим<br />
предполагается, что в основных сценариях, анализируемых в данном <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g>, ВВП не будет изменяться. Для России<br />
риск снижения ВВП, вероятно, будет самым высоким по сценарию обычного хода деятельности.<br />
120 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> – OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Ф о к у с<br />
Как повлияет более интенсивный рост ВВП<br />
на энергетический сектор<br />
Существующие в России стратегические документы для энергетического<br />
сектора, включая Энергетическую стратегию до 2030 года, основаны на<br />
ряде более оптимистических предположений относительно ВВП, чем те,<br />
что рассматриваются в данном <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g>. Разница между ними становится<br />
особенно очевидной в период после 2015 года, когда предполагаемый рост<br />
оказывается на уровне 5-6% (как в «благоприятном» сценарии, разработанном<br />
Министерством экономического развития), а после 2025 года идет на спад.<br />
Эти цифры сопоставимы со средними темпами роста в сценариях <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g>-<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>,<br />
которые составляют 3-4% на протяжении того же периода.<br />
Для более предметного сравнения мы смоделировали сценарий «высокого<br />
ВВП», используя благоприятный сценарий Министерства экономического<br />
развития 5 . Мы не меняли большинства допущений Сценария новых стратегий,<br />
но предположили более высокий темп повышения энергоэффективности,<br />
что соответствует логическому заключению о том, что движение России<br />
к устойчивой траектории более интенсивного роста ВВП потребует более<br />
масштабной модернизации российской экономики, а энергоэффективность в<br />
свою очередь станет неотъемлемым компонентом такой стратегии. Основные<br />
результаты включают:<br />
• Общее потребление первичных энергоресурсов превысит 1090 млн т н.э.<br />
к 2035 году, увеличиваясь в среднем на 2% в год на протяжении периода<br />
2009–2035 гг., по сравнению с 1% в Сценарии новых стратегий. Потребление<br />
электроэнергии достигнет 1870 ТВт·ч в 2035 году, что на 75% превышает<br />
текущий уровень.<br />
• В 2023 году Россия достигнет своей цели снижения энергоемкости на 40%<br />
относительно основных показателей 2007 года, что значительно быстрее,<br />
чем по Сценарию новых стратегий (предполагающем достижение такой<br />
цели в 2028 году). Это подчеркивает тот факт, что если Россия должна<br />
приблизиться к 40% снижению к 2020 году, то ей придется объединить<br />
более интенсивный рост ВВП с целенаправленными усилиями на внедрение<br />
стратегий энергоэффективности.<br />
• При достижении целей по сокращению энергоемкости ранее запланированного<br />
срока, России будет труднее выполнить задачи по сокращению выбросов<br />
парниковых газов, так как более высокий рост ВВП увеличивает общее<br />
энергопотребление и повышает выбросы. Выбросы CO 2 в 2020 году будут<br />
насчитывать примерно 1 920 миллионов тонн (млн т), всего лишь на 12% ниже<br />
уровня 1990 года, по сравнению с сокращением на 23%, предполагаемом в<br />
Сценарии новых стратегий.<br />
9<br />
5. В этом анализе с высоким ВВП средний темп ежегодного роста внутреннего валового продукта за период 2009-<br />
2035 гг. был установлен на уровне 5,3%, по сравнению с 3,6% в остальных сценариях.<br />
Глава 9 – Развитие энергетического сектора России 121
Инвестиции<br />
Хотя одной из целей процесса модернизации является диверсификация российской<br />
экономики и уменьшение ее зависимости от нефти и газа, потребность в инновациях<br />
и эффективности применима к этим сферам энергетического сектора так же, как<br />
и к энергетике и экономике в целом. С учетом высоких инвестиционных нужд на<br />
протяжении прогнозируемого периода, секторы нефти, газа и электроэнергетики<br />
могут сыграть важную или даже ведущую роль в технологической модернизации<br />
экономики России. Стране потребуется в общей сложности свыше 2,5 трлн долл. США<br />
валовых (или суммарных) инвестиций (все цифры по курсу доллара 2010 года), чтобы<br />
обеспечить требуемые поставки энергоресурсов по Сценарию новых стратегий в<br />
период с <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> по 2035 год (Рис. 9.3).<br />
Рис. 9.3•Потребность в валовых (или суммарных) инвестициях в обеспечение<br />
поставок нефти, газа и электроэнергии по Сценарию новых стратегий,<br />
<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>-2035 гг.<br />
Млрд долл. США (2010)<br />
1 200<br />
1 000<br />
800<br />
600<br />
400<br />
200<br />
0<br />
Уголь Нефть Газ Электроэнергетика<br />
На газовый сектор выпадает наибольшая доля, требующая свыше 1 трлн долл. США,<br />
из которых 730 млрд долл. США будут вложены в разведочные работы и добычу<br />
(включая поставку газа к существующим объектам транспортной инфраструктуры),<br />
250 млрд долл. США – в ремонт транспортных и распределительных сетей, а еще<br />
80 млрд долл. США – в инфраструктуру для производства сжиженного природного газа<br />
(СПГ). Потребность в инвестициях нефтяного сектора составляет 790 млрд долл. США,<br />
основная часть которых приходится на разведку и добычу. Сектору электроэнергетики<br />
потребуется 615 млрд долл. США, 60% из которых нужны для производства<br />
электроэнергии, а 40% – для передачи и распределения. Потребность угольного сектора<br />
в инвестициях относительно небольшая, но все же достигает 24 млрд долл. США.<br />
Среднегодовые инвестиции, необходимые для энергетического сектора в целом,<br />
превышают сумму 100 млрд долл. США, что составляет 7% нынешнего ВВП России по<br />
рыночному обменному курсу (РОК).<br />
В краткосрочной перспективе финансово-экономический кризис дал России небольшую<br />
передышку в плане инвестиций для энергетического сектора за счет снижения спроса<br />
на энергоносители как на внутреннем, так и на основных экспортных рынках. Тем не<br />
122 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> – OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
менее, нынешний уровень инвестиций не так сильно отличается от среднего уровня<br />
инвестиций, требуемых на протяжении прогнозируемого периода. По нашим оценкам,<br />
например, в нефтегазовом секторе общие инвестиции в проекты разведки, добычи и<br />
транспортировки нефти и газа насчитывали около 50 млрд долл. США в 2010 году, в<br />
то время как среднегодовая потребность этих секторов по Сценарию новых стратегий<br />
превышала 70 млрд долл. США 6 . Несмотря на это, мобилизовать инвестиции такого<br />
уровня на протяжении прогнозируемого периода будет сложно. Успех в данном<br />
деле будет зависеть не только от уровня цен и системы налогообложения, но<br />
также от того, какую экономическую модель выберет Россия для следующего этапа<br />
своего развития, а особенно от размеров предполагаемых инвестиций. В частности,<br />
открытым остается вопрос, должны ли эти инвестиции поступить от ограниченного<br />
количества компаний, принадлежащих государству или зависящих от него, или от<br />
многочисленных участников рынка, как государственных, так и частных, которые ведут<br />
свою деятельность на равной и конкурентной основе.<br />
Доходы<br />
Доходы от энергетического сектора остаются важным фактором роста и источником<br />
национального богатства, особенно на ближайшие годы. Мы предполагаем, что<br />
годовые доходы от экспортных продаж ископаемого топлива, включая нефть, газ и<br />
уголь, увеличиваются с 255 млрд долл. США в 2010 году до 420 млрд долл. США в<br />
2035 году (по курсу доллара 2010 года). Нефть продолжает доминировать в доходах от<br />
экспорта, хотя ее доля на протяжении прогнозируемого периода по мере уменьшения<br />
объемов экспорта снижается с 79% до 65%. Доля газа увеличивается с 17% до 33%, а<br />
доля угля остается относительно небольшой. Наиболее значимым изменением будет<br />
географический сдвиг источника этого дохода (Рис. 9.4). Если в 2010 году доля Китая в<br />
9<br />
Рис. 9.4•Источники дохода от экспортных продаж ископаемого топлива,<br />
2010 г. и 2035 г.<br />
2010<br />
2035<br />
255 млрд долл. США 420 млрд долл. США<br />
21%<br />
Европейский Союз<br />
17%<br />
2%<br />
16%<br />
61%<br />
Остальные страны<br />
Европы<br />
Китай<br />
Прочие страны<br />
(Азия и Северная<br />
Америка)<br />
20%<br />
15%<br />
12%<br />
48%<br />
Примечание: Доход указан в долларах 2010 г.; Европейский Союз – это нынешний ЕС, включающий 27 странчленов.<br />
6. Данные об инвестициях в нефтегазовую отрасль России представлены в таблицах 3.7 и 3.8 Главы 3 <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g>-<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>.<br />
Глава 9 – Развитие энергетического сектора России 123
российских доходах от экспорта ископаемого топлива составляла всего лишь 2%, то к<br />
2035 году она увеличивается до 20%. Европейский Союз остается для России главным<br />
источником доходов от экспорта ископаемого топлива, но его доля снижается с 61% до<br />
48% к 2035 году.<br />
Второе значительное изменение в течение периода до 2020 года – усиление роли<br />
внутреннего рынка природного газа по сравнению с экспортными рынками. Это<br />
происходит из-за процесса реформирования цен на газ с середины 2000-х годов.<br />
В результате Россия вышла на путь соответствия внутренних цен для промышленности<br />
европейским экспортным ценам (за вычетом дифференциальных транспортных<br />
расходов и экспортной пошлины). По оценкам «Газпрома», предприятие потеряло<br />
практически 50 млрд долл. США за последнее десятилетие из-за ограничения цен<br />
на продажи на внутреннем рынке, но впервые объявило о прибыли от внутренних<br />
продаж в 2009 году. Другие добытчики природного газа в России, которым отказано в<br />
доступе к экспортным рынкам, обязаны осуществлять продажи только на внутренних<br />
рынках.<br />
Мы предполагаем, что внутренний рынок газа принес примерно одну пятую общего<br />
дохода, полученного от продажи российского газа в 2000 году, и что эта доля увеличилась<br />
до 40% в 2010 году. Прогнозируется, что эта доля будет и далее увеличиваться по мере<br />
роста внутренних цен и составит к 2020 году половину общего дохода от продажи газа, а<br />
затем пойдет на спад под конец прогнозируемого периода (Рис. 9.5). Доля Европейского<br />
Союза в общем доходе от продажи газа снизилась практически с 60% в 2000 году и до<br />
менее 40% в 2010 году. Хотя доход от продажи газа в Европейский Союз увеличивается<br />
в реальном исчислении на протяжении прогнозируемого периода, но в процентном<br />
выражении от общего дохода он продолжает уменьшаться до 30% к 2035 году вследствие<br />
роста доли доходов от внутренних продаж, а также усиливающейся роли экспорта<br />
российского газа в Китай.<br />
Рис. 9.5•Оценочная доля прибыли от продажи российского газа<br />
на внутреннем и международных рынках<br />
по Сценарию новых стратегий<br />
100%<br />
80%<br />
60%<br />
Европейский Союз<br />
Другие страны Европы<br />
Китай<br />
Прочие страны Азии<br />
Внутренний рынок<br />
40%<br />
20%<br />
0%<br />
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035<br />
124 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> – OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Евразийская и мировая<br />
энергетическая безопасность<br />
Огромная ресурсная база России, а также ее доля в добыче ископаемого топлива<br />
и его экспорта определяют решающую роль страны в обеспечении и надежности<br />
мировых поставок энергоресурсов. Состоянием на <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> год она является крупнейшей<br />
нефтедобывающей страной, а ее роль на нефтяных рынках подчеркнула бы любая<br />
отсрочка инвестиций на Ближнем Востоке (см. Главу 3 <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g>-<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>). На протяжении<br />
прогнозируемого периода Россия также намерена оставаться крупнейшим внешним<br />
поставщиком газа на рынок Европы и непрерывно укреплять свою значимость в<br />
поставках газа (а в некоторой степени и угля) в Китай и Азиатско-Тихоокеанский регион.<br />
Однако существует ряд рисков, как краткосрочных, так и долгосрочных, связанных с<br />
позицией России в мировой энергетике. Выявленные краткосрочные риски связаны,<br />
в частности, c возможностью неожиданных перебоев в поставках, вызванных<br />
причинами технического, политического характера или авариями. Долгосрочные<br />
факторы связаны с адекватностью инвестиций, необходимых для соответствия<br />
российских поставок спросу. Эти риски увеличиваются как для потребителей, так<br />
и для производителей, когда присутствует сильная зависимость от единственного<br />
поставщика, маршрута или экспортного рынка, именно поэтому диверсификация этих<br />
территорий является важным аспектом стратегий, разрабатываемых для укрепления<br />
энергетической безопасности. Среди ключевых вопросов, связанных с ролью России<br />
в мировой энергетической безопасности, можно назвать: льготы, предлагаемые для<br />
инвестирования в обеспечение поставок (см. Главу 8), устойчивость и географическая<br />
определенность спроса на российский экспорт ископаемых видов топлива;<br />
надежность и диверсификация маршрутов сбыта российской нефти и газа; роль<br />
России в обеспечении доступа к рынку других производителей нефти и газа (а именно в<br />
Каспийском регионе); а также доля российской энергетики (в особенности, природного<br />
газа) на отдельных экспортных рынках. Как уже отмечалось в Главе 7, рамочная<br />
концепция для внутреннего рынка и эффективность потребления в пределах страны<br />
также окажут существенное влияние на наличие ресурсов на экспорт и снижение риска<br />
возникновения спроса, превышающего возможности объемов поставок.<br />
9<br />
Региональные взаимоотношения в сфере энергетики<br />
и транзит нефти и газа<br />
У России непростые отношения с соседними странами в сфере энергетики. Есть<br />
признаки того, что связи со странами, ранее входившими в Советский Союз,<br />
находятся на этапе нормализации, так как экспортные цены на российский газ<br />
приближаются к эквиваленту мировых цен. Но все же остаются открытыми важные<br />
вопросы о будущем торговли и транзитных потоках. Первый из них относится к<br />
отношениям России с Центральной Азией в сфере торговли газом. До 2009 года<br />
крупномасштабные импортные поставки российского газа из Центральной Азии, в<br />
частности из Туркменистана, были важным компонентом газового баланса России.<br />
Но теперь Россия сократила потребность в импорте газа вследствие экономического<br />
Глава 9 – Развитие энергетического сектора России 125
кризиса, более рационального потребления газа на внутреннем рынке и увеличения<br />
добычи компаниями, не входящими в «Газпром» (см. Главу 8). В то же время введение<br />
в эксплуатацию в конце 2009 года трубопровода, связывающего Туркменистан и<br />
Китай, означает, что газ из Центральной Азии не будет больше доступен России с<br />
невероятными скидами (в сравнении с международными ценами), что лишает ее<br />
заманчивых возможностей арбитражной торговли. При таких обстоятельствах в<br />
Сценарии новых стратегий мы предполагаем, что общий объем российского импорта<br />
из Центральной Азии останется на уровне ниже 40 млрд м 3 7 .<br />
Второй вопрос касается Украины и ее роли в транзите российских экспортных<br />
поставок на основные европейские рынки после двух конфликтов, возникших<br />
в 2006 и 2009 годах, которые привели к перебоям газовых поставок во многие<br />
европейские страны. Несмотря на некоторый прогресс в переходе к более<br />
прозрачной коммерческой основе газовых поставок и транзита, политические<br />
факторы продолжают оказывать влияние на эти отношения. Это подтверждается<br />
договором о поставках газа, заключенным в апреле 2010 года. Он обеспечил<br />
Украине временное снижение цены на импортированный газ в обмен на договор<br />
о продлении срока размещения баз Черноморского флота России в Крыму. Этот,<br />
по-видимому, непреодолимый элемент политики, наряду с медленным процессом<br />
решения в Украине собственной проблемы неэффективного потребления газа (чтобы<br />
снизить собственную сильную зависимость от импорта российского газа), относит<br />
данный маршрут сбыта к группе высокого риска.<br />
Доля российских экспортных потоков, проходящих через Украину, сократилась с<br />
более 90% в 1990-х примерно до 70% вследствие запуска новых трубопроводов<br />
через Беларусь (Ямал – Европа) в 1999 году и через Черное море в Турцию («Голубой<br />
поток») в 2003 году. Этот показатель будет и далее снижаться вследствие введения<br />
в эксплуатацию трубопровода «Северный поток» в <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>-2013 гг. Планируемый<br />
трубопровод «Южный поток», пролегающий по дну Черного моря (Рис. 9.6),<br />
представляет собой дополнительную угрозу транзитной роли Украины. Если «Южный<br />
поток» будет построен в соответствии с графиком, объявленным спонсорами проекта,<br />
а экспорт из России в Европу будет осуществляться по Сценарию новых стратегий, то<br />
это приведет к существенным изменениям в схеме газовых потоков. Они повлекут за<br />
собой менее интенсивное использование существующих маршрутов через Украину<br />
(и, следовательно, Словакию и Чехию), а также, возможно, через Беларусь (и,<br />
следовательно, Польшу). Данная ситуация может измениться, если спрос на газ в<br />
Европе повысится 8 и/или если Россия должна будет увеличить свою долю импорта газа<br />
7. Как уже описывалось в <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g>-2010, посвященном Каспийскому региону (IEA, 2010), более высокие уровни импорта<br />
вероятны, только если газ из Центральной Азии будет доступен по более низкой цене или если будет конкретное<br />
стратегическое решение увеличить импортные поставки, к примеру, чтобы опередить развитие альтернативных<br />
маршрутов экспорта из Центральной Азии в Европу. Также возможно, что спрос на газ из Центральной<br />
Азии может увеличиться в случае отсрочки Россией основных разведывательных работ и добычи, таких как проекты<br />
на полуострове Ямал. Однако добыча компаниями, не входящими в «Газпром», в пределах России будет в<br />
любом случае более дешевым способом заполнить какой-либо пробел.<br />
8. Как в Сценарии сокращения использования ядерной энергии (Глава 12 <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g>-<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>) и Сценарии Золотой эры<br />
природного газа (IEA, <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>).<br />
126 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> – OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
в Европу. К примеру, если бы доля России в импорте газа в Европу составляла 40% на<br />
протяжении всего прогнозируемого периода, то объем экспорта был бы на 20 млрд м 3<br />
выше в 2020 году и на 45 млрд м 3 – в 2035 году, чем показано на Рис. 9.6.<br />
Рис. 9.6•Прогнозируемые потоки газа из России в Европу<br />
и потенциальный рост пропускной способности<br />
экспортных газопроводов<br />
Млрд м 3<br />
350<br />
300<br />
250<br />
200<br />
150<br />
100<br />
50<br />
Украина<br />
«Южный поток»*<br />
«Северный поток»<br />
«Голубой поток»<br />
Беларусь, Ямал – Европа<br />
Беларусь<br />
Финляндия, Прибалтика<br />
Прогнозируемые потоки<br />
газа в Европу**<br />
0<br />
2010 2015 2020 2025 2030 2035<br />
* Даты введения в эксплуатацию трубопровода «Южный поток» - это планируемые даты, указанные ассоциацией<br />
компаний, принимающих участие в проекте, а не прогнозы МЭА.<br />
** Прогнозируемые потоки газа взяты из Сценария новых стратегий и включают экспортные поставки в Европейский<br />
Союз, другие европейские страны ОЭСР и страны юго-востока Европы, но не включают Украину и Беларусь.<br />
Примечание: некоторые из этих будущих потоков также могут подаваться в виде СПГ. Пропускная способность<br />
трубопровода считается неизменной; но это потребует регулярных инвестиций в обслуживание трубопровода, что<br />
на практике может не осуществляться, в частности для неиспользуемых мощностей.<br />
9<br />
В нефтяном секторе наблюдаются аналогичные признаки стремлений России<br />
минимизировать свою зависимость от транзитных маршрутов. Введение в<br />
эксплуатацию Балтийской трубопроводной системы до терминала в г. Приморск<br />
возле Санкт-Петербурга в 2001 году сократило потоки нефти к нероссийским портам<br />
и изменило схему потоков по другим транзитным трубопроводам. Приморск уже стал<br />
крупнейшим каналом экспорта российской добываемой нефти, замещая трубопровод<br />
«Дружба», ведущий в Центральную и Восточную Европу. Эти изменения также<br />
позволяют России разгрузить проливы Босфор и Дарданеллы, сократив объем<br />
экспорта, отправляемого из черноморского порта г. Новороссийск.<br />
Продление нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий Океан (ВСТО) на восток, наряду<br />
с завершением второй Балтийской трубопроводной системы (БТС-2) до г. Усть-<br />
Луга обеспечит России дополнительные 2,6 млн барр./день нефтеэкспортной<br />
мощности (130 млн т/год) без соответствующего увеличения уровня экспорта.<br />
Поскольку предполагается, что экспорт нефти будет постепенно сокращаться в течение<br />
последующих десятилетий, ожидаемая перспектива излишней мощности российских<br />
трубопроводов будет иметь значение для Казахстана (Вставка 9.2), а также, вероятно,<br />
для роли России на международных рынках.<br />
Глава 9 – Развитие энергетического сектора России 127
Вставка 9.2•Российский маршрут сбыта каспийской нефти<br />
Несмотря на введение в эксплуатацию в 2000-х годах новых экспортных<br />
маршрутов из Каспийского региона как на восток (Казахстан – Китай), так<br />
и на запад (Баку – Тбилиси – Джейхан), Россия по-прежнему обеспечивает<br />
маршрут для сбыта свыше половины экспортной нефти из Каспийского региона,<br />
включая более трех четвертей объема нефти, экспортированной из Казахстана,<br />
крупнейшего добытчика в регионе. Решение продлить трубопровод Каспийского<br />
трубопроводного консорциума от казахского порта Атырау на северо-каспийском<br />
побережье до черноморского порта России в Новороссийске усилит доминантную<br />
позицию экспортных маршрутов через Россию в период до 2015 года.<br />
Каким путем пойдет развитие добычи в Казахстане после 2015 года неясно,<br />
и главной неопределенностью является дата начала второго этапа работ по<br />
проекту Кашаган (IEA, 2010). В Сценарии новых стратегий мы прогнозируем,<br />
что объем производства в Казахстане увеличится с нынешнего показателя<br />
1,6 млн барр./день до 2,3 млн барр./день к 2020 году и 3,9 млн барр./день<br />
к 2035 году. Основная часть добытой нефти будет экспортироваться. Наряду<br />
с продлением трубопровода Казахстан – Китай, планировалось обеспечить<br />
будущий рост экспорта за счет нового транскаспийского транспортного маршрута<br />
с большой пропускной способностью (известного как Казахстанская Каспийская<br />
система транспортировки или ККСТ). По нему можно будет доставлять казахскую<br />
нефть в черноморские или средиземноморские порты через Южный Кавказ.<br />
С одной стороны, высока вероятность того, что Казахстан с осторожностью<br />
отнесется к излишней зависимости от единственной страны-транзитера. Однако<br />
ожидается, что к 2020 году России будет иметь достаточную мощность в системе<br />
нефтяных трубопроводов западного направления, и при желании сможет<br />
сделать конкурентное предложение по транспортировке приращенных объемов<br />
нефти от каспийских соседей.<br />
Россия на мировых нефтяных рынках<br />
По Сценарию новых стратегий доля России в мировой добыче нефти на протяжении<br />
прогнозируемого периода уменьшается с 12% в 2009 году до менее 10% в 2035 году<br />
(Рис. 9.7). Тем не менее, добывая 9,7 млн барр./день в 2035 году Россия остается<br />
самой крупной добывающей страной, не входящей в состав ОПЕК, и занимает<br />
второе место в мире по объемам нефтедобычи, уступив только Саудовской Аравии<br />
(13,9 млн барр./день). Она по-прежнему существенно опережает остальные крупные<br />
нефтедобывающие страны, такие как Ирак и Соединенные Штаты Америки. Как уже<br />
было отмечено в Главе 8, ввиду отсутствия ограничений в ресурсах, необходимых<br />
для удовлетворения обозначенного уровня добычи, данное предположение будет<br />
зависеть от решений в рамках бюджетно-налоговой политики, которая будет<br />
определять привлекательность необходимых инвестиций.<br />
С конца 1990-х годов приблизительно до 2005 года Россия была поставщиком<br />
«приращенных баррелей», что означает, что страна сделала значительный вклад в<br />
128 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> – OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
рост добычи, который был необходим для соответствия растущему мировому спросу.<br />
В будущем такая ситуация уже не повторится, так как объемы экспорта постепенно<br />
снизятся с 7,5 млн барр./день в 2009 году до 6,4 млн барр./день в 2035 году. Тем не<br />
менее, Россия сохранит за собой лидирующую роль в мировом нефтяном балансе<br />
в качестве крупнейшей нефтедобывающей страны, не являющейся членом ОПЕК, и<br />
более того, страны с ресурсами и стратегической целью удержать объем добычи нефти<br />
на неизменно высоком уровне (Вставка 9.3).<br />
Рис. 9.7•Добыча нефти в России и отдельных странах<br />
в Сценарии новых стратегий<br />
Млн барр./день<br />
16<br />
14<br />
12<br />
10<br />
8<br />
6<br />
4<br />
2<br />
0<br />
0%<br />
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035<br />
16%<br />
14%<br />
12%<br />
10%<br />
8%<br />
6%<br />
4%<br />
2%<br />
Саудовская Аравия<br />
Россия<br />
США<br />
Ирак<br />
Российская доля<br />
мировой нефтедобычи<br />
(правая ось)<br />
9<br />
Роль России на нефтяных рынках также будет зависеть от способа доставки к ним<br />
нефти. Как отмечалось ранее, на протяжении прогнозируемого периода объем<br />
незадействованных мощностей нефтепроводов России будет увеличиваться, и<br />
теоретически это даст стране возможность более гибко управлять своими экспортными<br />
потоками нефти, преодолевая в некоторой степени неизменность выбора традиционных<br />
трубопроводов. В зависимости от доступных возможностей, российские экспортеры и<br />
трейдеры смогут в большей мере диктовать свои условия потенциальным покупателям,<br />
в частности тем, которые зависят от российских поставок по трубопроводам, например<br />
некоторым нефтеперерабатывающим заводам в Центральной и Восточной Европе.<br />
Дополнительная незадействованная мощность могла бы также способствовать<br />
дифференциации качества различных потоков сырой нефти, проходящих через систему<br />
«Транснефть». Это позволило бы производителям сырой высококачественной нефти<br />
(потенциально включая производителей в Казахстане) извлечь бóльшую выгоду из<br />
ценности своей продукции. Такая гибкость могла бы теоретически обеспечить России<br />
возможность быстрой адаптации экспортных стратегий под меняющиеся потребности<br />
рынка, но на практике возможности краткосрочной гибкости могут оказаться не такими<br />
уж и значительными: по прогнозам основным инициатором роста мирового спроса<br />
будут азиатские рынки, однако прямые восточные транспортные выходы на эти рынки<br />
будут ограничены пропускной мощностью трубопровода ВСТО.<br />
Еще одна задача для России – обеспечение баланса между экспортом сырой нефти<br />
и нефтепродуктов. Как уже отмечалось в Главе 8, увеличение доли нефтепродуктов<br />
Глава 9 – Развитие энергетического сектора России 129
Вставка 9.3•Роль России в сотрудничестве между странами –<br />
производителями нефти и газа<br />
Имели место случаи (последние произошли после резкого падения<br />
международных цен на нефть в 2008 году), когда Россия выразила свое<br />
желание согласовывать уровни добычи с членами ОПЕК. Однако у России<br />
нет незадействованной мощности по добыче нефти. И даже учитывая, что<br />
крупнейшие компании на внутреннем рынке либо являются государственными,<br />
либо в некоторой степени подчиняются государственному управлению, сложно<br />
определить, как Россия будет увеличивать гибкость уровней добычи, требуемую<br />
от членов ОПЕК и их национальных нефтяных компаний, по крайней мере,<br />
теоретически. Потребность России в большом доходе и важная роль нефтяного<br />
сектора в обеспечении такого дохода также снижают вероятность стремления<br />
страны к ограничению добычи.<br />
В секторе природного газа Россия взяла на себя роль мирового лидера по<br />
добыче и внесла решающий вклад в создание Форума стран-экспортеров газа<br />
(ФСЭГ), ставшего влиятельной международной организацией в 2008 году. ФСЭГ<br />
фокусирует свое внимание на аналитических вопросах и распространении<br />
информации. Он не играет роли в управлении рынком, что могло бы оправдать<br />
его сравнение с ОПЕК (несмотря на то, что этой организации был присвоен<br />
ярлык «Газовый ОПЕК»). Даже если бы некоторые члены задавали работу<br />
Форума в этом русле, то ФСЭГ было бы сложно координировать сокращение<br />
добычи, учитывая обязательства по поставке определенных объемов согласно<br />
долгосрочным контрактам и относительную легкость, с которой другие виды<br />
топлива могут заменить газ. Альтернативой, о которой российские власти<br />
говорили в прошлом, является роль ФСЭГ в координировании инвестиционных<br />
программ. Однако на данный момент все еще неясно, как можно осуществить<br />
такое управление, и будет ли подобная координация создана, если понадобится,<br />
внутри организации в целом или между отдельными членами ФСЭГ (что более<br />
вероятно) на двусторонней основе.<br />
было стратегической целью России в течение долгого времени, равно как и общая<br />
цель сокращения доли сырья в экспортной структуре России. Предполагается, что<br />
более высокие требования к топливу на внутреннем рынке, а в более долгосрочной<br />
перспективе налоговые льготы для экспорта высококачественных нефтепродуктов<br />
будут стимулировать дальнейшие инвестиции в нефтепереработку в России.<br />
Экспорт в Китай, вероятно, будет по-прежнему представлен в основном сырой<br />
нефтью, но увеличивающийся спрос на импортированную продукцию на других<br />
рынках, в частности на дизель в Европе, мог бы стимулировать увеличение экспорта<br />
продукции из России. В Европе наблюдается структурный дефицит производства<br />
дизеля для удовлетворения увеличивающегося спроса, а в 2010 году Россия была<br />
единственным крупнейшим поставщиком чистых импортных поставок в Европу в<br />
объеме 1,1 млн барр./день. Эта потребность в импорте предположительно увеличится<br />
до 1,4 млн барр./день уже в 2015 году (IEA, <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>a).<br />
130 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> – OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Россия на мировых рынках газа<br />
Уступив позицию крупнейшего добытчика природного газа Соединенным Штатам в<br />
2009 году, по Сценарию новых стратегий Россия восстановит свой статус ведущего<br />
мирового производителя и экспортера природного газа в период до 2035 года. Между<br />
2009 и 2035 годами рост добычи газа в России превышает аналогичный показатель в<br />
любой другой стране, и насчитывает 17% роста мировых поставок газа (Рис. 9.8). Россия<br />
остается крупнейшим мировым экспортером природного газа по всем сценариям.<br />
Объем добытого природного газа сильно колеблется: от 970 млрд м 3 в Сценарии<br />
нынешних стратегий до 635 млрд м 3 в Сценарии 450 в 2035 году из-за различных<br />
стратегий, оказывающих влияние на мировое потребление газа и разной степени<br />
эффективности использования газа в пределах России. Позиция России была бы<br />
сильнее при более высоком газовом спросе на ключевых мировых рынках, чем<br />
по Сценарию новых стратегий, как это взято за основу в Сценарии сокращения<br />
использования ядерной энергии (см. Главу 12 <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g>-<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>) и в Сценарии Золотой эры<br />
природного газа (IEA, <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>b). При наличии вспомогательных рыночных структур у<br />
России есть значительный потенциал роста добычи за счет компаний, не входящих<br />
в «Газпром», а также за счет самого «Газпрома». Поэтому она сможет существенно<br />
увеличить долю приращиваемого спроса как в Европе, так и в Азии согласно этим<br />
сценариям, предусматривающим бóльшую добычу газа.<br />
Рис. 9.8•Добыча газа в отдельных странах по Сценарию новых стратегий,<br />
2009-2035 гг.<br />
Россия<br />
2009<br />
2035<br />
США<br />
Китай<br />
Катар<br />
Алжир<br />
Австралия<br />
Туркменистан<br />
0 150 300 450 600 750 900<br />
Развитие российской газовой отрасли будет косвенно влиять на газовые рынки по всему<br />
миру, но прямые последствия для энергетической безопасности касаются главным<br />
образом тех рынков, основным поставщиком которых является Россия. Показатели<br />
основных торговых газовых потоков Евразии, полученные в результате моделирования в<br />
Сценарии новых стратегий, представлены в Таблице 9.1. Европа продолжает оставаться<br />
крупнейшим экспортным рынком для России, но важность Китая и прочих азиатских<br />
рынков постепенно увеличивается. Согласно прогнозам экспортные поставки на Восток<br />
(в основном в Китай, Японию и Корею) будут расти, превышая показатель 100 млрд м 3 в<br />
2035 году, что примерно составляет третью часть суммарного экспорта российского газа.<br />
9<br />
Глава 9 – Развитие энергетического сектора России 131
Таблица 9.1•Основные торговые потоки газа из России и Каспийского региона<br />
в Сценарии новых стратегий (млрд м 3 )<br />
2010* 2020 2035<br />
Чистый каспийский экспорт 42 100 135<br />
в Китай 3 37 57<br />
в Европу через Южный Коридор 6 23 42<br />
в Россию (a) 24 34 31<br />
Чистый российский экспорт (b) 190 214 328<br />
Общий российский экспорт (a+b) 214 248 359<br />
в Европу 201 225 237<br />
в Китай 1 13 75<br />
в другие страны ОЭСР 12 10 35<br />
в другие страны, не входящие в ОЭСР 0 0 12<br />
Общий показатель российских и каспийских<br />
поставок в Китай 4 50 132<br />
Общий показатель российских и каспийских<br />
поставок в Европу 207 248 279<br />
Из России в Европейский Союз 118 158 171<br />
*Preliminary 2010 data.<br />
Примечание: Данные для Каспийского региона включают показатели для Азербайджана, Казахстана, Туркменистана<br />
и Узбекистана; остаточные экспортные поставки из Каспийского региона в Иран не представлены. Экспорт<br />
из России в другие страны ОЭСР предполагает в основном Японию и Корею; экспорт в другие страны, не входящие<br />
в ОЭСР, предполагает в основном Индию.<br />
Китай играет важную роль в создании евразийских экспортных потоков газа. Экспортные<br />
поставки из России и от производителей из Каспийского региона в Китай вырастут до<br />
уровня 16% от общего объема евразийского экспорта газа в 2020 году, в основном за<br />
счет экспорта газа из Туркменистана. Данный показатель вырастет примерно до 30% в<br />
2035 году, так как экспортные поставки из России будут увеличиваться. Это изменение<br />
является естественной ответной реакцией на растущие потребности Китая в импорте:<br />
согласно прогнозам доля Китая будет насчитывать 35% общего показателя роста<br />
межрегиональной торговли газом на протяжении прогнозируемого периода (см. Главу 4<br />
<str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g>-<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>).<br />
Поскольку наши прогнозы по добыче и экспорту в абсолютном выражении ниже, чем<br />
прогнозы, представленные в стратегических документах России, вектор экспортных<br />
тенденций не соответствует стратегическим приоритетам России, в частности удержанию<br />
позиции на европейском рынке в процессе диверсификации экспортных рынков<br />
и уменьшению пропорциональной зависимости от европейских потребителей (как<br />
показано в прогнозах дохода от экспорта), а также увеличению доли экспорта в Азию.<br />
В Сценарии новых стратегий доля российского импорта на рынках Европейского<br />
Союза перестает снижаться, что наблюдалось в последнее десятилетие (с почти 50%<br />
в 2000 году до 38% в 2009 и 34% в 2010 году). Доля России остается на уровне 35% в<br />
2020 году, а в 2035 году начинает постепенно падать до 32% (Рис. 9.9). Доля России,<br />
выраженная как часть общего газопотребления ЕС, увеличивается с 23% в 2009 году<br />
132 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> – OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
Рис. 9.9•Доля российского природного газа в импорте и потреблении<br />
в Европейском Союзе и Китае по Сценарию новых стратегий<br />
Доля российского газа<br />
40%<br />
30%<br />
20%<br />
2009<br />
2020<br />
2035<br />
10%<br />
0%<br />
Доля импорта Доля потребления Доля импорта Доля потребления<br />
Европейский Союз<br />
Китай<br />
до 27% в 2020 году и остается на этом уровне до 2035 года. Предполагается, что<br />
доля российского газа в структуре импорта Китая будет быстро увеличиваться после<br />
2015 года, достигнув 10% в 2020 и 35% в 2035 году, что составляет 15% от общего<br />
газопотребления в Китае в 2035 году.<br />
Даже на фоне незначительного сокращения доли российского импорта в ЕС к<br />
2035 году, рост доли России в общем газопотреблении как в ЕС, так и в Китае<br />
подчеркивает ее ведущую роль в мировой газовой безопасности, и особенно<br />
определяющую роль «Газпрома» как главного экспортера российского газа. Россия<br />
намеревается значительно усилить свою позицию на рынке Европы и соответственно<br />
стать менее зависимой от дохода от продажи газа в Европу. Незадействованная<br />
пропускная способность газопроводов на маршрутах в Европу дала бы России<br />
возможность перенаправлять экспортные потоки в ответ на экстренную потребность<br />
в поставках газа или прочие непредвиденные обстоятельства. Это стало бы не только<br />
выигрышной дополнительной мерой для энергетической безопасности клиентов,<br />
предполагающих возможный дефицит газовых поставок, но также помогло бы<br />
усилить влияние России на рынке. Наряду с увеличением экспорта в Японию и Корею,<br />
поставки газа на восток, из России в Китай, становятся одной из главных артерий<br />
мировой торговли газом, обеспечивая Россию разнообразием рынков и доходов,<br />
а Китай – доступом к обширным, но пока мало разработанным газовым ресурсам<br />
Восточной Сибири и Дальнего Востока России. Кто-то отнесется к информации,<br />
представленной в Таблице 9.1, как к нормальному балансу отношений в сфере<br />
торговли газом, другим она покажется предзнаменованием некой конкуренции<br />
между Азией и Европой за ведущую роль в поставках российского газа, включая<br />
инвестиции (Вставка 9.4).<br />
В то же время позиция России на рынке Китая пока еще не гарантирована, а на<br />
рынке Европы не защищена полностью. Как уже отмечалось, доля «Газпрома»<br />
в импорте газа в ЕС заметно уменьшилась – до 34% в 2010 году, что на 16%<br />
меньше ее доли импорта в 2000 году. Последнее сокращение этой доли – на 4% в<br />
9<br />
Глава 9 – Развитие энергетического сектора России 133
Вставка 9.4•Европа против Азии: борьба за российский газ<br />
С началом продажи газа Китаю Россия увеличивает диверсификацию<br />
собственных экспортных газовых рынков и получает некоторые стратегические<br />
выгоды. Однако степень, в которой такая торговля выводит Китай на тропу<br />
конкурентной борьбы с Европой за российский газ, может быть преувеличена<br />
или неправильно истолкована. Россия по-прежнему будет осуществлять<br />
транзит основной части газа трубопроводами согласно долгосрочным<br />
контрактам на поставку. При таких обстоятельствах «Газпром» ограничен<br />
в возможности менять поставки по определенным направлениям. Кроме<br />
того, физическая возможность резкого переключения поставок в Китай или<br />
Европу еще больше снижается. За исключением 30 млрд м3 предполагаемой<br />
мощности трубопровода «Алтай», который мог бы соединить существующие<br />
месторождения в Западной Сибири с Китаем, у «Газпрома» практически нет<br />
возможности сделать независимый выбор в пользу восточного или западного<br />
направления экспорта газа по трубопроводу.<br />
Большинство месторождений, газ из которых предназначен для экспорта в<br />
Китай, находится в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, в нескольких<br />
тысячах километров от существующих объектов инфраструктуры на запад.<br />
Эти месторождения расположены далеко и, как уже отмечалось в Главе 8,<br />
их разработка требует больших затрат. Учитывая этот факт, у «Газпрома»<br />
есть основания беспокоиться относительно собственной рыночной позиции,<br />
поскольку как только стационарная инфраструктура из этих отдаленных<br />
месторождений в Китай будет создана, то соответственно возможности<br />
«Газпрома» и количество его рычагов будут ограничены. Этим объясняется<br />
предпочтение «Газпрома» в пользу изначальных поставок в Китай из<br />
месторождений Западной Сибири (через так называемый Западный путь –<br />
трубопровод «Алтай»). Пока компания также поставляет газ на существующие<br />
европейские рынки из Западной Сибири, она способна и в дальнейшем<br />
оказывать давление на Китай, вынуждая его конкурировать за этот газ по цене,<br />
приближающейся к европейской экспортной цене.<br />
Хотя география и структура торговли газом делают практически невозможной<br />
конкурентную борьбу между Европой и Китаем за приращенный объем<br />
российских поставок в краткосрочной перспективе, это не означает, что<br />
в долгосрочной перспективе такая борьба также будет невозможна. Они<br />
будут соревноваться за влияние на инвестиционные приоритеты и стратегии<br />
российских компаний, главным образом (но не только) за те, которые входят в<br />
«Газпром». Политические факторы будут оказывать влияние на определенные<br />
инвестиционные решения России, но наиболее значимыми будут коммерческие<br />
факторы: мера и надежность спроса, цена на соответствующих рынках и,<br />
возможно, встречные инвестиционные возможности.<br />
134 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> – OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
2010 году – было результатом стратегии «Газпрома» внести минимальные изменения<br />
в свои формулы ценообразования с индексацией цен на экспортируемый газ в<br />
зависимости от цены на нефть, даже если они сформированы под давлением<br />
более низкой цены на СПГ в Европе. Это могло оптимизировать доход, так как<br />
цены, индексированные в зависимости от цены на нефть, снова увеличивались на<br />
протяжении года, но означало, что «Газпром» проигрывал свою долю на европейском<br />
рынке другим поставщикам, чьи ценовые формулы были более восприимчивы к<br />
газовой конкурентной борьбе. Потребление газа в Европе все больше наблюдается в<br />
секторе электроэнергетики, ставя под сомнение эффективность экспортной стратегии,<br />
основанной на индексации в зависимости от товара (нефти), более не используемого<br />
для производства электроэнергии в Европе9. Подобная настойчивость в отношении<br />
максимизации экспортных цен подвергает риску также поставки в Китай. В этой стране<br />
ценообразование остается основным камнем преткновения при переговорах по<br />
вопросам импорта газа (учитывая, что сегодня более, чем раньше, очевидно, что Китай<br />
может быть готов заплатить цену, необходимую для обеспечения разработки газовых<br />
месторождений в Восточной Сибири).<br />
Развитие европейского газового рынка скажется на степени зависимости некоторых<br />
покупателей от российского газа. По состоянию на 2010 год, Россия обеспечивает<br />
более 80% общего потребления газа в 13 странах и более 80% импортируемого<br />
газа – в 17 странах 10 . Некоторые из этих стран в центральной и юго-восточной части<br />
Европы имеют реальные перспективы получить доступ к другим трубопроводным<br />
поставкам из Каспийского региона, а также в некоторых случаях к поставкам СПГ.<br />
В этой части Европы (например, Польша) возможно некоторое развитие добычи<br />
нетрадиционного газа. Помимо этого, Европейский Союз отнес к стратегическим<br />
приоритетам развитие более сообщающейся газотранспортной сети в Европе путем<br />
реализации проектов строительства соединительных и обратных трубопроводов.<br />
Это также имело бы потенциальный эффект в юго-восточной части Европы в рамках<br />
Договора об Энергетическом сообществе, целью которого является интеграция<br />
данного региона в более масштабный внутренний энергетический рынок Европы.<br />
Если такое развитие обеспечит эффективные альтернативы российским поставкам, то<br />
они могут снизить зависимость от российского газа и ослабить влияние «Газпрома» на<br />
установление цен на газ в ЕС. В долгосрочной перспективе более активные попытки<br />
Европы декарбонизировать собственную энергетическую систему существенно<br />
повлияют на тенденцию европейского спроса на импортированный газ, по сравнению<br />
с показателями, представленными в Сценарии новых стратегий 11 .<br />
9<br />
9. Менее 3% электричества, вырабатываемого в европейских странах ОЭСР, произведено из нефти, этот показатель<br />
уменьшился вполовину в период с 2000 по 2009 год.<br />
10. По данным МЭА, в 2010 году газопотребление следующих стран зависело от России более чем на 80%: Армения,<br />
Беларусь, Босния и Герцеговина, Болгария, Латвия, Литва, Македония, Молдова, Сербия и Словакия, Финляндия,<br />
Чехия, Эстония. Кроме того, импорт газа в Хорватии, Румынии, Польше и Украине тоже зависел от России<br />
более чем на 80%.<br />
11. Что соответствует цели сократить к 2050 году выбросы парниковых газов на 80% по отношению к базовому<br />
1990-му году; эта задача смоделирована в Сценарии 450, рассматривающем постепенное сокращение потребности<br />
Европейского Союза в импорте газа с начала 2020-х годов; по Сценарию 450 спрос на импорт газа в ЕС в 2035 году<br />
составляет 360 млрд м 3 , в отличие от 540 млрд м 3 , как указано в Сценарии новых стратегий.<br />
Глава 9 – Развитие энергетического сектора России 135
Эти неопределенности и конкурентное давление начинают увеличиваться в тот<br />
момент, когда Россия должна перейти к более высокозатратным источникам<br />
наращиваемых поставок газа (по сравнению с существующей добычей в Западной<br />
Сибири). Планы увеличить свое присутствие на международном рынке СПГ формируют<br />
один из элементов российских ответных действий, и это уже приносит свои дивиденды<br />
на рынках Азии с началом поставок СПГ с острова Сахалин. Однако существует ряд<br />
вопросов по проектам экспорта СПГ в российской Арктике, которые будут зависеть, по<br />
крайней мере частично, от рынков стран Атлантического бассейна. Учитывая, что по<br />
прогнозам рынок Северной Америки не будет нуждаться в импорте газа, возникает<br />
вопрос: как будущие российские поставки СПГ могут повлиять на поставки российского<br />
газа по трубопроводу на европейские рынки Стратегия России должна будет<br />
подстроиться под меняющуюся динамику мировых рынков газа.<br />
Россия на мировых рынках угля<br />
Российский экспорт угля продолжает резко расти с 2000 года. По Сценарию новых<br />
стратегий общая доля России в мировом экспорте предположительно будет<br />
удерживаться на существующем уровне. Согласно прогнозам российский экспорт<br />
антрацита останется в пределах 75-100 миллионов тонн условного эквивалента<br />
(млн т у.э.) на протяжении периода до 2035 года, помогая России удерживать позицию<br />
одного из основных лидеров экспорта угля, уступая только Индонезии, Австралии и<br />
Колумбии.<br />
Однако прогнозируется изменение тенденций российского экспорта. На данный момент<br />
более 50% экспортных поставок российского угля уходит в Европейский Союз. Но на<br />
протяжении периода до 2035 года потребность ЕС в импорте угля предположительно<br />
уменьшится на 40%, так как спрос на уголь снизится. В определенной степени<br />
китайские рынки представляют собой жизнеспособную альтернативу экспортным<br />
рынкам России, но рыночные возможности по Сценарию новых стратегий здесь<br />
также уменьшаются после 2020 года (см. Главы 10 и 11 <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g>-<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>). Россия является<br />
относительно дорогостоящим поставщиком, постоянно сталкивающимся с проблемой<br />
сильной конкуренции на рынках Азии. Причиной этого является присутствие на них<br />
таких добывающих стран, как Индонезия и Австралия, а также активизирующаяся<br />
позиция Монголии (хотя для выхода на некитайские рынки Монголия частично зависит<br />
от российского транзита). По нашим прогнозам, это будет ограничивать участие России<br />
в мировом балансе, а после 2020 года экспорт постепенно пойдет на убыль.<br />
Окружающая среда и изменение климата<br />
Сильный экономический спад в России в начале 1990-х позитивно отразился на<br />
состоянии окружающей среды и повлек за собой сокращение выбросов, однако, за<br />
счет громадных социальных издержек. Выбросы углекислого газа (CO 2 ) в энергетике<br />
снизились на 35% за 1990–1997 гг., но это было всецело обусловлено коллапсом<br />
российской промышленности и потребления энергии из ископаемых видов топлива.<br />
Подъем экономической активности, начавшийся в 2000 году, отличался меньшей<br />
136 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> – OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
углеродоемкостью, так что выбросы CO 2 в 2009 году по-прежнему были на 30% ниже<br />
показателя 1990 года, в то время как уровень ВВП в 2007 году превзошел показатель<br />
1990 года (по рыночному обменному курсу). Тем не менее, Россия по-прежнему<br />
занимает четвертое место среди крупнейших эмиттеров СО 2 и является одной из стран с<br />
наиболее углеродоемкой экономикой в мире: выбросы CO 2 при производстве единицы<br />
российского ВВП в три раза превышают аналогичные показатели Европейского Союза.<br />
Годовые выбросы, выраженные в единицах на душу населения, насчитывают почти<br />
11 тонн CO 2 (т CO 2 ), для сравнения в Европейском Союзе (где ВВП на душу населения в<br />
два раза выше) этот показатель составляет примерно 7 т CO 2 .<br />
Россия имеет возможность в течение последующих десятилетий достичь<br />
дополнительного улучшения экологической обстановки, при условии внедрения<br />
стратегий в поддержку более рационального производства и использования<br />
энергоресурсов, а также применения низкоуглеродных технологий. Прогнозы в<br />
данном <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g> указывают на сильное колебание уровней выбросов CO 2 в энергетике<br />
в зависимости от сценария (Таблица 9.2). Интенсивное потребление энергии из<br />
ископаемых видов топлива в Сценарии нынешних стратегий наиболее быстрыми<br />
темпами увеличит выбросы, и к 2035 году они приблизятся к уровню 1990 года.<br />
В Сценарии новых стратегий рост объема выбросов более умеренный, и его ежегодный<br />
темп составляет 0,6%. В Сценарии 450 выбросы уменьшаются после 2015 года<br />
за счет более целенаправленных мер по энергосбережению, а после 2020 года<br />
путем предполагаемого внедрения национальной схемы торговли квотами для<br />
сектора электроэнергетики и большинства энергоемких секторов промышленности.<br />
Углеродоемкость российского ВВП уменьшается во всех сценариях, но наиболее<br />
быстрыми темпами это происходит в Сценарии 450. Что касается выбросов на душу<br />
населения, то Сценарий 450 является единственным, в котором этот показатель<br />
сокращается с текущего значения 11 т CO 2 до 8 т CO 2 , в то время как в Сценарии новых<br />
стратегий он превышает 13 т CO 2 , а в Сценарии нынешних стратегий – 15 т CO 2 .<br />
Обещания России по сокращению выбросов к 2020 году, предоставленные в<br />
РКИК ООН по результатам Копенгагенского соглашения, предполагают сокращение<br />
выбросов на 15-25% по сравнению с показателями 1990 года. Конкретная<br />
цифра в данном диапазоне зависит от меры, в которой будет учтена роль лесов<br />
9<br />
Таблица 9.2•Выбросы CO 2 , связанные с энергопользованием, в России<br />
по сценариям (млн тонн)<br />
1990 2009 2020 2035 2009-2035*<br />
Сценарий новых стратегий 2 179 1 517 1 687 1 787 0,6%<br />
Сценарий нынешних стратегий 2 179 1 517 1 732 2 046 1,2%<br />
Сценарий 450 2 179 1 517 1 551 1 102 –1,2%<br />
*Совокупный среднегодовой темп роста.<br />
Примечания: Данные о выбросах CO 2 , связанных с энергопользованием, представленные в российском<br />
национальном кадастре и направленные в РКИК ООН, отличаются от данных МЭА. Российские данные о выбросах<br />
почти на 6% ниже, чем данные МЭА за все годы, кроме 1990 и 1991 гг., когда они были примерно на 10% выше;<br />
следовательно, российский показатель для 1990 года составляет 2 287 млн тонн, а для 2009 года – 1 387 млн тонн.<br />
Глава 9 – Развитие энергетического сектора России 137
России, служащих углеродным стоком, и от того, возьмут ли на себя все страны,<br />
являющиеся основными эмитентами выбросов, юридические обязательства 12 .<br />
Минимальная цель в этом диапазоне – сокращение выбросов в энергетическом<br />
секторе на 15% к 2020 году – устанавливает ограничение выбросов CO 2 на уровне<br />
1 852 млн тонн до 2020 года. Во всех трех сценариях этот показатель достигается<br />
даже с небольшим запасом. Сокращение на 25% установит ограничение на<br />
отметке 1 634 млн тонн, для чего потребуются дополнительные стратегические<br />
действия, так как этот показатель достигается только в Сценарии 450. Наш<br />
анализ предполагает, что Россия вполне могла бы позволить себе принять более<br />
жесткое ограничение из предложенного диапазона. В действительности, такое<br />
ограничение должно быть примерно на уровне 25% или же превышать его, чтобы<br />
обеспечивать ощутимый стимул для национальной стратегии в период до 2020 года.<br />
Продвижение России по пути сокращения выбросов потребует намного больше<br />
целенаправленных мер по повышению энергоэффективности и внедрению<br />
низкоуглеродных видов топлива и технологий (Рис. 9.10). При переходе к<br />
Сценарию 450 почти половина сокращения выбросов происходит за счет повышения<br />
энергоэффективности. Оставшуюся часть сокращения выбросов обеспечат усиленное<br />
внедрение ВИЭ и электростанций, с использованием технологии улавливания и<br />
хранения углерода (CCS), особенно после 2020 года.<br />
Экологический сценарий оказывает положительное влияние на мировой климат не<br />
только благодаря сокращению выбросов CO 2 . Диоксид серы (SO 2 ), оксиды азота (NO x )<br />
и твердые примеси (PM 2,5 ) – все они негативно влияют на здоровье людей и состояние<br />
окружающей среды. Стратегии, нацеленные на сокращение потребления ископаемых<br />
видов топлива и снижение выбросов CO 2 , помогают уменьшить выбросы также этих<br />
загрязнителей (Таблица 9.3). В Сценарии новых стратегий более низкий спрос на<br />
Рис. 9.10•Сокращение выбросов CO 2 , связанных с энергопользованием,<br />
в России по видам источников: сравнение Сценария 450<br />
со Сценарием новых стратегий<br />
Гт<br />
2,2<br />
2,0<br />
1,8<br />
1,6<br />
1,4<br />
1,2<br />
Сценарий нынешних стратегий<br />
Сценарий новых стратегий<br />
Сценарий 450<br />
1,0<br />
2010 2015 2020 2025 2030 2035<br />
Снижение<br />
2020 2035<br />
Эффективность<br />
ВИЭ<br />
Атомная энергетика<br />
CCS<br />
Всего (Гт СО 2 )<br />
73%<br />
12%<br />
15%<br />
1%<br />
136<br />
46%<br />
22%<br />
8%<br />
24%<br />
685<br />
12. Поскольку Россия является членом «Большой Восьмерки», на нее тоже распространяется более долгосрочная<br />
цель по сокращению мировых выбросов минимум на 50% к 2050 году (Саммит G-8 2008 на о-ве Хоккайдо) и цель<br />
развитых стран по сокращению выбросов на 80% или более к 2050 году по сравнению с 1990 годом или более<br />
поздними годами (Саммит G-8 2009 в Аквиле).<br />
138 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> – OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
энергоресурсы означает, что выбросы SO 2 сокращаются более чем на 500 000 тонн в<br />
сравнении с показателями Сценария нынешних стратегий, что означает сокращение<br />
на 10%. Выбросы NO x в 2035 году сокращаются на 8%. В обоих случаях наблюдается<br />
сокращение абсолютного объема выбросов по отношению к показателям 2009 года.<br />
Эти улучшения обусловлены предполагаемой реализацией мер по контролю над<br />
загрязнением воздуха в секторах электроэнергетики, промышленности и транспорта.<br />
Однако данные меры не достаточно жесткие для того, чтобы уменьшить количество<br />
выбрасываемых твердых частиц, остающееся на том же уровне в Сценарии новых<br />
стратегий. В Сценарии нынешних стратегий эта цифра немного увеличивается по<br />
отношению к показателям 2009 года. В Сценарии 450 выбросы еще меньше,<br />
что способствует дальнейшему улучшению качества атмосферы и сокращению<br />
негативного воздействия на здоровье населения.<br />
Таблица 9.3•Выбросы основных атмосферных загрязнителей в России,<br />
по сценариям (тыс. тонн)<br />
Сценарий новых стратегий Сценарий нынешних стратегий Сценарий 450<br />
2009 2020 2035 2009 2020 2035 2009 2020 2035<br />
Двуокись серы (SO 2 ) 6 019 4 223 4 353 6 019 4 317 4 858 6 019 3 977 3 477<br />
Оксиды азота (NO x ) 4 797 3 653 3 348 4 797 3 718 3 636 4 797 3 442 2 732<br />
Твердые примеси (PM 2,5 ) 1 301 1 305 1 302 1 301 1 327 1 387 1 301 1 281 1 214<br />
Примечания: Оценки основываются на предполагаемом внедрении ряда мер по контролю над загрязнением,<br />
которые уже применяются или находятся на стадии разработки в России 13 . Регуляторный режим<br />
предположительно не будет меняться в сценариях; вариации возможны из-за разницы в уровнях и структуре<br />
энергопотребления.<br />
Источник: IIASA, <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>.<br />
9<br />
Сравнение данного <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g><br />
с российскими сценариями и целями<br />
Как же результаты анализа данного <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g> согласуются с целями и задачами,<br />
изложенными в стратегических российских документах Сравнение прогнозов из<br />
различных источников требует особого внимания, так как они могут основываться<br />
на различных основополагающих предположениях. Тем не менее, сравнение пяти<br />
ключевых целей до 2030 года, изложенных в стратегических документах России,<br />
с соответствующими показателями <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g>-<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> очень информативно и полезно<br />
(Таблица 9.4).<br />
13. Меры по контролю над загрязнением включают: крупные топливосжигательные установки оборудуются средствами<br />
умеренного контроля, такими как внутритопочный контроль выбросов SO 2 или модификация сжигания<br />
для NO x ; меры для подвижных источников основываются на планах России внедрить европейские стандарты,<br />
т.е. Евро IV к 2015 году; контроль на местах обработки в цветной металлургии (важные источники выброса SO 2 и<br />
пыли) был учтен согласно программам, представленным данной отраслью; электростатические пылеуловители<br />
с эффективностью выше средней введены для контроля выбросов твердых примесей крупными топливосжигательными<br />
и обрабатывающими установками.<br />
Глава 9 – Развитие энергетического сектора России 139
Таблица 9.4•Прогнозы <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g>-<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> (в 2030 г.) в сравнении с основными целями<br />
Энергетической стратегии России до 2030 г.<br />
Показатели к 2030 г.<br />
Сценарий<br />
новых стратегий<br />
<str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g>-<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g><br />
Сценарий<br />
нынешних стратегий<br />
Сценарий<br />
450<br />
Энергетическая<br />
стратегия до 2030 г.<br />
(диапазон)<br />
Потребление первичных<br />
энергоресурсов (млн т н.э.) 799 849 708 963 – 1 096<br />
Потребление электроэнергии (ТВт·ч) 1 351 1 514 1 219 1 740 – 2 164<br />
Добыча газа (млрд м 3 ) 822 888 657 870 – 925<br />
Добыча нефти (млн барр./день) 9,7 10,2 8,5 10,6 – 10,7<br />
Добыча угля (млн т у.э.) 257 309 132 282 – 381<br />
Выбросы CO 2 (млн т) 1 756 1 915 1 232 2 048 – 2 288<br />
Примечание: Диапазон потребления электроэнергии в Плане развития электроэнергетического сектора (Общая<br />
схема), с поправками 2010 г., оказывается ниже – от 1 553 ТВт·ч до 1 860 ТВт·ч; потребление электроэнергии<br />
в данной таблице рассчитано как добыча минус чистый экспорт; показатели Энергетической стратегии для<br />
газодобычи адаптированы к стандартной единице измерения МЭА – млрд м 3 (Вставка 8.3).<br />
Разница между показателями общего потребления первичных энергоносителей<br />
и потребления электроэнергии в российских сценариях и <str<strong>on</strong>g>WEO</str<strong>on</strong>g>-<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> обусловлена<br />
в основном различными предположениями относительно роста ВВП. Если мы<br />
скорректируем этот фактор, то наши результаты приблизятся к диапазону<br />
Энергетической стратегии до 2030 года (см. Фокус), хотя показатели добычи нефти, газа<br />
и угля в Сценарии новых стратегий ниже минимального предела целей Энергетической<br />
стратегии, частично из-за предполагаемого меньшего внутреннего спроса.<br />
Более высокие официальные ожидания России относительно общего потребления<br />
первичных энергоносителей и потребления электроэнергии имеют важное значение<br />
для энергетической стратегии и планирования инвестиций, в частности в сектор<br />
электроэнергетики (см. Главу 7). Прогнозы России по потреблению электроэнергии<br />
были пересмотрены и сильно уменьшены в 2010 году после экономического кризиса<br />
(примечания к Таблице 9.4), а также были внесены изменения в генеральную схему<br />
для этого сектора. Тем не менее, пока в секторе электроэнергетики еще полностью<br />
не введен рыночный подход к новым инвестициям, существует риск вынужденных<br />
планов, предусматривающих уровни потребления, которые могут не реализоваться, а<br />
потребителям и налогоплательщикам в конечном счете придется покрывать затраты,<br />
связанные с неэффективным распределением мощностей по времени, объемам или<br />
расположению.<br />
140 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> – OUTLOOK FOR RUSSIAN ENERGY
ПРИЛОЖЕНИЕ А<br />
БИБЛИОГРАФИЯ<br />
Глава 7: Перспективы развития<br />
топливно-энергетического баланса России<br />
Bashmakov I. (<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>), <strong>Energy</strong> Efficiency Policies and Developments in <strong>Russia</strong>, Centre for<br />
<strong>Energy</strong> Efficiency, Moscow.<br />
CENEF (Centre for <strong>Energy</strong> Efficiency) (2008), Resource <str<strong>on</strong>g>of</str<strong>on</strong>g> <strong>Energy</strong> Efficiency in <strong>Russia</strong>: Scale,<br />
Costs and Benefits, CENEF, Moscow.<br />
Институт энергетической стратегии (2010), Энергетика России: взгляд в<br />
будущее (Обосновывающие материалы к Энергетической стратегии России на<br />
период до 2030 года, Институт энергетической стратегии, Москва.<br />
IAEA (Internati<strong>on</strong>al Atomic <strong>Energy</strong> Agency) (<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>), PRIS Database, www.iaea.org/<br />
programmes/a2/, accessed August <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>.<br />
IMF (Internati<strong>on</strong>al M<strong>on</strong>etary Fund) (<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>a), C<strong>on</strong>cluding Statement for the <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> Article IV<br />
C<strong>on</strong>sultati<strong>on</strong> Missi<strong>on</strong>, Moscow, June, www.imf.org/external/np/ms/<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>/ 061411b.htm.<br />
— (<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>b), World Ec<strong>on</strong>omic Outlook, IMF, Washingt<strong>on</strong>, DC, April.<br />
IEA (Internati<strong>on</strong>al <strong>Energy</strong> Agency) (2006), Optimising <strong>Russia</strong>n Natural Gas, OECD/IEA, Paris.<br />
— (2009), Implementing <strong>Energy</strong> Efficiency Policies – Are IEA Member Countries <strong>on</strong> Track,<br />
OECD/IEA, Paris.<br />
— (2010), <strong>Energy</strong> Technology Perspectives 2010, OECD/IEA, Paris.<br />
— (<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>), Development <str<strong>on</strong>g>of</str<strong>on</strong>g> <strong>Energy</strong> Efficiency Indicators in <strong>Russia</strong>, IEA Working Paper, OECD/<br />
IEA, Paris.<br />
Правительство РФ (2008), Транспортная стратегия Российской Федерации на период<br />
до 2030 года, Правительство РФ, Москва.<br />
— (2009), Энергетическая стратегия России на период до 2030 года, Правительство<br />
РФ, Москва.<br />
— (2010), Государственная программа энергосбережения и повышения энергетической<br />
эффективности в Российской Федерации на период до 2020 года, Правительство РФ,<br />
Москва.<br />
— (<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>), План реализации Климатической доктрины Российской Федерации, Москва.<br />
Росгидромет (<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>), Доклад об особенностях климата на территории Российской<br />
Федерации за 2010 год, Федеральная служба по гидрометеорологии и мониторингу<br />
окружающей среды (Росгидромет), Москва.<br />
Приложение А – Библиография 141
Российская академия наук (2009), Развитие экономических механизмов<br />
стимулирования инвестиций в энергоэффективные технологии, Институт<br />
энергетических исследований Российской академии наук, Москва.<br />
Solanko L. (<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>), How to Succeed with a Thousand TWh Reform, FIIA Working Paper, The<br />
Finnish Institute <str<strong>on</strong>g>of</str<strong>on</strong>g> Internati<strong>on</strong>al Affairs, Helsinki.<br />
Transparency Internati<strong>on</strong>al (2010), Corrupti<strong>on</strong> Percepti<strong>on</strong>s Index, Berlin, www.transparency.<br />
org/policy_research/surveys_indices/cpi/2010.<br />
UNIDO (United Nati<strong>on</strong>s Industrial Development Organisati<strong>on</strong>) (2010), Global Industrial<br />
<strong>Energy</strong> Efficiency Benchmarking, An <strong>Energy</strong> Policy Tool, UNIDO Working Paper, Vienna.<br />
World Bank (2008), <strong>Energy</strong> Efficiency in <strong>Russia</strong>: Untapped Reserves, World Bank, Washingt<strong>on</strong>,<br />
DC.<br />
— (2010), Lights Out: the Outlook for <strong>Energy</strong> in Eastern Europe and the Former Soviet Uni<strong>on</strong>,<br />
World Bank, Washingt<strong>on</strong>, DC.<br />
— (<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>), Ease <str<strong>on</strong>g>of</str<strong>on</strong>g> Doing Business Index, World Bank, www.doingbusiness.org/rankings.<br />
World Steel Associati<strong>on</strong> (2000), Steel Statistical Yearbook 2000, World Steel Associati<strong>on</strong>,<br />
Brussels.<br />
— (2010), Steel Statistical Yearbook 2010, World Steel Associati<strong>on</strong>, Brussels.<br />
Глава 8: Российский потенциал ресурсов и поставок<br />
BGR (Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohst<str<strong>on</strong>g>of</str<strong>on</strong>g>fe – German Federal Institute for<br />
Geosciences and Natural Resources) (2010), Energierohst<str<strong>on</strong>g>of</str<strong>on</strong>g>fe 2010, Reserven, Ressourcen,<br />
Verfügbarkeit, Tabellen [<strong>Energy</strong> Resources 2010, Reserves, Resources, Availability, Tables],<br />
BGR, Hannover, Germany.<br />
BP (<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>), Statistical Review <str<strong>on</strong>g>of</str<strong>on</strong>g> World <strong>Energy</strong> <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>, www.bp.com/secti<strong>on</strong>bodycopy.docate<br />
goryId=7500&c<strong>on</strong>tentId=7068481, accessed July <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>.<br />
Cedigaz (<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>), Natural Gas in the World, 2010 Editi<strong>on</strong>, Cedigaz, Rueil-Malmais<strong>on</strong>, France.<br />
Efimov, A., et al. (2009), Accelerating the Development <str<strong>on</strong>g>of</str<strong>on</strong>g> the Hydrocarb<strong>on</strong> Resource<br />
Base in Eastern Siberia and the Republic <str<strong>on</strong>g>of</str<strong>on</strong>g> Sakha, First Break 27, European Associati<strong>on</strong> <str<strong>on</strong>g>of</str<strong>on</strong>g><br />
Geoscientists and Engineers, Houten, The Netherlands, pp. 69.<br />
Everett, M. (2010), Characterizing the Pre-Cambrian Petroleum Systems <str<strong>on</strong>g>of</str<strong>on</strong>g> Eastern Siberia:<br />
Evidence from Geochemistry and Basin Modelling, SPE 136334, SPE (Society <str<strong>on</strong>g>of</str<strong>on</strong>g> Petroleum<br />
Engineers), Richards<strong>on</strong>, Texas.<br />
Gerasimov, Y. and T. Karjalainen (<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>), «<strong>Energy</strong> Wood Resources in Northwest <strong>Russia</strong>»,<br />
Biomass and Bioenergy, Vol. 35, Elsevier, Amsterdam, pp. 1655-1662.<br />
GGFRP (Global Gas Flaring Reducti<strong>on</strong> Partnership) (<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>), www.web.worldbank.org/<br />
WBSITE/EXTERNAL/TOPICS/EXTOGMC/EXTGGFR/0,,c<strong>on</strong>tentMDK:22137498~pagePK:64168<br />
445~piPK:64168309~theSitePK:578069,00.html, accessed May <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>.<br />
142 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> – ПРИЛОЖЕНИЯ
Henders<strong>on</strong>, J. (2010), N<strong>on</strong>-Gazprom Gas Producers in <strong>Russia</strong>, Oxford Institute for <strong>Energy</strong><br />
Studies, Oxford, United Kingdom.<br />
IEA (Internati<strong>on</strong>al <strong>Energy</strong> Agency) (2003), Renewables in <strong>Russia</strong>, OECD/IEA, Paris.<br />
— (2008), World <strong>Energy</strong> Outlook 2008, OECD/IEA, Paris.<br />
— (2009), World <strong>Energy</strong> Outlook 2009, OECD/IEA, Paris.<br />
— (2010a), World <strong>Energy</strong> Outlook 2010, OECD/IEA, Paris.<br />
— (2010b), Natural Gas Informati<strong>on</strong>, OECD/IEA, Paris.<br />
K<strong>on</strong>torovich, A., et al. (2010), «Geology and Hydrocarb<strong>on</strong> Resources <str<strong>on</strong>g>of</str<strong>on</strong>g> the C<strong>on</strong>tinental<br />
Shelf in <strong>Russia</strong>n Arctic Seas and the Prospects <str<strong>on</strong>g>of</str<strong>on</strong>g> their Development», <strong>Russia</strong>n Geology and<br />
Geophysics, Vol. 51, Elsevier, Amsterdam, pp. 3-11.<br />
Министерство природных ресурсов и экологии РФ (2010), Пятое национальное<br />
сообщение Российской Федерации, представленное РКИК ООН, www.unfccc.int/nati<strong>on</strong>al_<br />
reports/annex_i_natcom/submitted_natcom/items/4903.php, дата ссылки июнь <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>.<br />
— (<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>), Государственный доклад «О состоянии и использовании минеральносырьевых<br />
ресурсов Российской Федерации в 2009 году», www.mnr.gov.ru/<br />
part/act=more&id=6555&pid=153, дата ссылки май <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>.<br />
Министерство энергетики РФ (<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>), Утверждение Генеральной схемы развития<br />
нефтяной отрасли до 2020 года, www.minenergo.gov.ru/press/min_news/7473.html, дата<br />
ссылки сентябрь <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>.<br />
O&GJ (Oil and Gas Journal) (2010), Vol. 108, No. 46, Pennwell Corporati<strong>on</strong>, Oklahoma City,<br />
United States, December.<br />
PFC <strong>Energy</strong> (2007), Using <strong>Russia</strong>’s Associated Gas, report for the Global Gas Flaring Reducti<strong>on</strong><br />
Partnership and the World Bank, PFC, Washingt<strong>on</strong>, DC.<br />
Piskarev, A. and M. Shkatov (2009), Probable Reserves and Prospects for Explorati<strong>on</strong> and<br />
Development <str<strong>on</strong>g>of</str<strong>on</strong>g> Oil and Gas Deposits in the <strong>Russia</strong>n Arctic Seas, IPTC-13290, SPE (Society <str<strong>on</strong>g>of</str<strong>on</strong>g><br />
Petroleum Engineers), Richards<strong>on</strong>, United States.<br />
Попел, O., и др., (2010), Атлас ресурсов солнечной энергии на территории России,<br />
Объединенный институт высоких температур, Москва.<br />
Правительство РФ (2008), Концепция долгосрочного социально-экономического<br />
развития Российской Федерации на период до 2020 года, Москва.<br />
— (2009), <strong>Energy</strong> Strategy <str<strong>on</strong>g>of</str<strong>on</strong>g> <strong>Russia</strong> for the Period to 2030, Government <str<strong>on</strong>g>of</str<strong>on</strong>g> <strong>Russia</strong>, Moscow.<br />
— (2010), Государственная программа энергосбережения и повышения<br />
энергетической эффективности России на период до 2020 года, Правительство РФ,<br />
Москва.<br />
— (<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>), План реализации Климатической доктрины Российской Федерации,<br />
Правительство РФ, Москва.<br />
А<br />
Приложение А – Библиография 143
Ragner, C. (2008), The Northern Sea Route, in T. Hallberg (ed.), Barents – ett gränsland i<br />
Norden, Arena Norden, Stockholm, pp. 114-127.<br />
Rogner, H. (1997), «An Assessment <str<strong>on</strong>g>of</str<strong>on</strong>g> World Hydrocarb<strong>on</strong> Resources, Annual Reviews <str<strong>on</strong>g>of</str<strong>on</strong>g><br />
<strong>Energy</strong> and Envir<strong>on</strong>ment», Vol. 22, Palo Alto, United States, pp. 217-262.<br />
Shakhova, N. and I. Semiletov (2010), «Methane Release from the East Siberian Arctic<br />
Shelf and the Potential for Abrupt Climate Change», presented at the US DoD Partners<br />
in Envir<strong>on</strong>mental Technology Symposium, Washingt<strong>on</strong>, DC, 30 November, http://<br />
symposium2010.serdp-estcp.org/Technical-Sessi<strong>on</strong>s/1A, accessed July <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>.<br />
South Stream (<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>), «South Stream» project presentati<strong>on</strong>, Brussels, 25 May, www.southstream.info/index.phpid=28&L=1,<br />
accessed July <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>.<br />
USGS (United States Geological Survey) (2000), World Petroleum Assessment, USGS, Boulder,<br />
Colorado.<br />
WEC (World <strong>Energy</strong> Council) (2010), 2010 Survey <str<strong>on</strong>g>of</str<strong>on</strong>g> <strong>Energy</strong> Resources, World <strong>Energy</strong> Council,<br />
L<strong>on</strong>d<strong>on</strong>.<br />
Глава 9: Развитие энергетического сектора России<br />
Гурвич, E. (2010), «Нефтегазовая рента в Российской экономике», Вопросы экономики,<br />
Том. 11, Российская академия наук, Москва.<br />
IIASA (Internati<strong>on</strong>al Institute for Applied Systems Analysis) (<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>), Emissi<strong>on</strong>s <str<strong>on</strong>g>of</str<strong>on</strong>g> Air Pollutants<br />
for the World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> <strong>Energy</strong> Scenarios, report prepared for the IEA using the<br />
GAINS model, IIASA, Laxenburg, Austria,www.worldenergyoutlook.org.<br />
IEA (Internati<strong>on</strong>al <strong>Energy</strong> Agency) (2010), World <strong>Energy</strong> Outlook 2010, OECD/IEA, Paris.<br />
— (<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>a), Medium-Term Oil and Gas Market Report, OECD/IEA, Paris.<br />
— (<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>b), Are We Entering a Golden Age <str<strong>on</strong>g>of</str<strong>on</strong>g> Gas, World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> Special<br />
Report, OECD/IEA, Paris.<br />
Kub<strong>on</strong>iwa M., S. Tabata and N. Ustinova (2005), «How Large is the Oil and Gas Sector <str<strong>on</strong>g>of</str<strong>on</strong>g><br />
<strong>Russia</strong>» Eurasian Geography and Ec<strong>on</strong>omics, Vol. 46, No. 1, pp. 68-76.<br />
OECD (Organisati<strong>on</strong> for Ec<strong>on</strong>omic Co-operati<strong>on</strong> and Development) (<str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>), Ec<strong>on</strong>omic Survey<br />
<str<strong>on</strong>g>of</str<strong>on</strong>g> <strong>Russia</strong>, OECD, Paris, <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g>.<br />
Правительство РФ (2008), Концепция долгосрочного социально-экономического<br />
развития Российской Федерации на период до 2020 года, Москва.<br />
World Bank (2005), From Transiti<strong>on</strong> to Development, A Country Ec<strong>on</strong>omic Memorandum for<br />
the <strong>Russia</strong>n Federati<strong>on</strong>, World Bank, Moscow.<br />
144 World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> – ПРИЛОЖЕНИЯ
Изначально данный документ был опубликован на английском языке. Хотя МЭА приняло все меры,<br />
чтобы обеспечить соответствие российской и оригинальной английской версий,<br />
тем не менее незначительные различия могут сохраниться.<br />
© OECD/IEA, <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g><br />
No reproducti<strong>on</strong>, copy, transmissi<strong>on</strong> or translati<strong>on</strong> <str<strong>on</strong>g>of</str<strong>on</strong>g> this publicati<strong>on</strong><br />
may be made without written permissi<strong>on</strong>.<br />
Applicati<strong>on</strong>s should be sent to: Internati<strong>on</strong>al <strong>Energy</strong> Agency (IEA)<br />
Head <str<strong>on</strong>g>of</str<strong>on</strong>g> Communicati<strong>on</strong> and Informati<strong>on</strong> Office, 9 rue de la Fédérati<strong>on</strong>, 75739 Paris Cedex 15, France.<br />
Cover design: IEA. Photo credits: © Image100/GraphicObsessi<strong>on</strong>.
WORLD ENERGY OUTLOOK<br />
2 0 11<br />
World <strong>Energy</strong> Outlook <str<strong>on</strong>g>2011</str<strong>on</strong>g> сводит воедино самые последние данные, политические<br />
стратегии и опыт, полученный за год, с целью предоставить глубокий анализ<br />
и понимание ситуации на мировых энергетических рынках сегодня и в<br />
ближайшие 25 лет. В этом издании ведущей публикации МЭА World <strong>Energy</strong> Outlook<br />
изложены актуальные прогнозы спроса и предложения на энергоресурсы<br />
для различных сценариев будущего развития с разбивкой по странам, видам<br />
топлива и секторам. Особое внимание уделено таким актуальным вопросам<br />
энергетического сектора, как:<br />
• перспективы развития энергетики России и их значение для мировых<br />
рынков;<br />
• роль угля в обеспечении экономического роста в мире, вынужденном<br />
ограничивать выбросы;<br />
• последствия возможной задержки инвестиций в нефтегазовый сектор в<br />
странах Ближнего Востока и Северной Африки;<br />
• как углеродоёмкая инфраструктура "фиксирует" технологии и выбросы,<br />
усложняя реализацию цели по сдерживанию изменений климата в рамках 2°С<br />
и увеличивая стоимость этих усилий;<br />
• масштабы субсидий на ископаемые виды топлива и поддержка<br />
возобновляемых источников энергии, а также их влияние на тенденции<br />
развития энергетики, экономики и экологии;<br />
• исследование "Low Nuclear Case" ("Сокращение использования ядерной<br />
энергии") рассматривает, как быстрый спад в использовании ядерной<br />
энергии повлияет на мировую энергетическую систему;<br />
• размеры и виды инвестиций, необходимых для обеспечения современными<br />
энергоресурсами миллиардов малообеспеченных людей в мире,<br />
лишенных доступа к энергии.<br />
www.iea.org<br />
www.worldenergyoutlook.org