CC BY
8УДК 622.279 (470+571)
В.И. Рабчук, С.М. Сендеров, С.В. Воробьёв1
ПРОБЛЕМЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПОТРЕБНОСТЕЙ РОССИИ ДО 2030 ГОДА ПРИ РЕАЛИЗАЦИИ СТРАТЕГИЧЕСКИХ УГРОЗ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ2
Статья посвящена вопросам возможных перспектив обеспечения энергетической безопасности России до 2030 г. с учетом кризисных явлений стратегического характера наблюдающихся сегодня. Представлен анализ основных тенденций в обеспечении внутренних потребностей России в первичных ТЭР по опорным годам до 2030 года. На основе анализа возможностей по производству и импорту первичных ТЭР, а также с учетом необходимости гарантированного удовлетворения внутренних потребностей России в первичных ТЭР, сделаны выводы о перспективных возможностях экспорта российского газа.
Ключевые слова: энергетическая безопасность, топливно-энергетические ресурсы, стратегические угрозы.
Введение
Для России перспективы энергетической безопасности (ЭБ) определяются возможностями ее энергетических отраслей обеспечивать внутренние потребности страны в экономически доступных топливно-энергетических ресурсах (ТЭР) и поставки российских ТЭР на экспорт. В статье речь идет о федеральном уровне и первичных ТЭР.
О сущности кризисных явлений сегодняшнего дня в экономике страны можно судить по рис. 1-3. На рис. 1 показаны годовые темпы изменения ВВП России с 2010 по 2016 гг., на рис. 2 - динамика изменения мировых цен на нефть (марки Brent) и на рис. 3 - суммарная годовая выручка России от экспорта и место в этой выручке экспорта ТЭР.
Результаты анализа данных рис. 1 показывают, что годовые приросты ВВП стали падать с 2011 г. и всего за два года (еще до присоединения Крыма и введения санкций) эти приросты упали с 4,3 до 1,3%. Динамика изменения ВВП определяется двумя группами факторов: внешнеэкономические и факторы, определяющие степень внутренней деловой активности.
Судя по рис. 2 и 3, с 2011 по 2013 гг. внешнеэкономические факторы не сказывались отрицательно на ВВП России (высокая цена на углеводороды), следовательно, в указанный период началось снижение деловой активности внутри страны. С 2014 г. началось действие санкций, которые, кроме всего прочего, фактически лишили крупные энергетические компании России возможностей получать дешевые, длинные заемные средства. Снижение цен на углеводороды привело в 2015 г. к уменьшению ВВП на 3,7% (по отношению к 2014 г.), а в 2016 г. - на 0,6 % (по отношению к 2015 г.) [2].
В энергетических отраслях описанная выше ситуация приведет к заметному снижению возможностей по созданию новых мощностей, снижению темпов обновления основных производственных фондов, резкому снижению темпов уменьшения удельной энергоемкостей ВВП (при снижении цен на углеводороды удельная энергоемкость ВВП России может даже расти). Все это в перспективе будет отрицательно сказываться на ситуации с обеспечением внутренних потребностей страны энергоресурсами и экспорта российских ТЭР.
1 Виктор Иванович Рабчук - старший научный сотрудник Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева (ИСЭМ) СО РАН, к.т.н., e-mail: ssm@isem.sei.irk.ru;
Сергей Михайлович Сендеров - заместитель директора ИСЭМ СО РАН, заведующий отделом энергетической безопасности, д.т.н., e-mail: ssm@isem.sei.irk.ru;
Сергей Валерьевич Воробьёв - научный сотрудник ИСЭМ СО РАН, к.т.н., e-mail: seregavorobev@isem.irk.ru
2 Статья включает результаты исследований, полученных при поддержке программы № 43 Перечня программ поддержки фундаментальных научных исследований РАН.
Рис. 1. Изменение годовых темпов прироста (снижения) ВВП России с 2010 по 2016 гг.
Рис. 2. Изменение цены на нефть на внешних рынках в 2011-2016 гг. (Вгспл), [1]
Рис. 3. Выручка от экспорта российских ТЭР и суммарная выручка России от экспорта с 2011 по 2016 гг.
Таблица 1
ТЭК России в 2011-2016 гг.
Показатели 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Собственное производство первичных ТЭР, всего, млн т у.т., в том числе: 1774 1813 1849 1830 1863 1911
природный газ, млрд м3 638 655 668 642 636 653
нефть и газовый конденсат, млн т 511 518 523 527 534 547
уголь, млн т 335 349 352 359 372 383
электроэнергия ГЭС, АЭС и проч. ТЭР, млн т у.т. 69 70 68 71 70 70
Импорт ТЭР в Россию, всего, млн т у.т. 42 39 35 33 28 29
Всего (приход), млн т у.т. 1816 1852 1884 1863 1897 1940
Внутреннее потребление первичных ТЭР, всего, млн т у.т. 1020 1041 1060 994 970 990
Экспорт ТЭР, всего, млн т у.т., в том числе: 796 811 824 869 921 950
нефть, млн т 245 240 234 223 238 253
природный газ, млрд м3* 186 190 205 187 175 194
уголь, млн т 110 131 143 152 169 164
нефтепродукты, млн т 114 125 152 165 185 162
электроэнергия**, млрд кВт.ч 18 20 17 15 12 16
Всего (расход), млн т у.т. 1816 1852 1884 1863 1897 1940
Источник: данные ИСЭМ СО РАН с учетом [3-13].
Примечания: * - без импортного газа; ** - разница между теми объемами электроэнергии, которые поставляет Россия на экспорт и получает по импорту.
В данной работе был принят следующий порядок учета кризисных явлений сегодняшнего дня в экономике страны при прогнозировании ситуации с обеспечением энергетической безопасности нашего государства до 2030 года. Прогноз указанной ситуации до 2020 г. делается на основе реальных количественных показателей функционирования ТЭК в период с 2011 по 2016 гг. (табл. 1), а затем прогнозные количественные показатели для 2030 г. берутся как исходные при прогнозе той же ситуации до 2030 г. (опорные года - 2025 и 2030).
Оценка внутренних потребностей России в первичных ТЭР на перспективу до 2030 года
Внутренние потребности страны в первичных ТЭР для г-го года, Qt, определяются как
б, - ол^и - ), (1)
где Q-, - объем потребления ТЭР в (г-1) году,
t t
а ^ВВП и ^уэ - коэффициенты изменения объема ВВП и удельной энергоемкости ВВП в г-м году по сравнению с (1-1) годом.
При оценке ожидаемых значений КВВП для разных лет с 2016 по 2020 гг. следует учесть, что изменения ВВП с 2016 по 2020 гг. будут в основном определяться ценами на углеводороды. Прирост ВВП в 2014 г. был 0,5% при уменьшении среднегодовой цены на нефть на 13%, а в 2015 г. было снижение ВВП на 3,7% при уменьшении среднегодовой цены нефти уже на 46%. Значение К1ВВП для 2016 г. - 0,982 (годовое снижение ВВП на 0,6%). В период с 2017 по 2020 гг. на значение будут оказывать влияние две группы факторов, противоположных по действию. Одна группа (отрицательные факторы) имеет политическую подоплеку. Другая группа (положительные факторы) связана с рыночными моментами (например, стремление к балансировке между спросом и предложением на нефть на мировых рынках). По мнению авторов, в 2017 и 2018 гг. будет преобладать действие факторов политического плана (с постепенным снижением степени этого воздействия), а в 2019 и 2020 гг. - будут преобладать факторы второго плана. Отсюда значения к1ввп в 2017 и 2018 гг. могут быть на уровне 1,005-1,015 (для последу-
Таблица 2
Принятые среднегодовые значения КВВП и Куэ на период с 2017 по 2030 гг.
Годы, г к-' Куэ
2017 1,000 0,005
2018 1,000 0,005
2019 1,020 0,010
2020 1,020 0,010
2021-2025 1,025 1,015
2026-2030 1,035 0,020
Таблица 3
Фактические и ожидаемые внутренние потребности России в первичных ТЭР
с 2016 по 2030 гг., млн т у.т.
Годы 2015 факт. 2016 факт. 2017 2018 2019 2020 2025 2030
Qt 970 990 985 980 1000 1010 1070 1150
ющего анализа к1ввп = 1,01), а в 2019 и 2020 гг. - примем = 1,02), но не больше - из-за
трудностей с инвестициями в этот период.
Величина изменения коэффициента КуЭ в России заметно зависит от объема ВВП. Чем выше прирост ВВП в данном году, тем заметнее уменьшение для этого же года по сравнению с
прошлым годом. Сопоставляя данные по ^вп
и Куэ за период с 2011 по 2016 гг. (для КуЭ данные получены с учетом [14]), и зная численные
значения к '„„л с 2017 по 2020 гг., были оценены
ПП11
и значения для этого же периода.
С 2020 по 2025 гг. среднегодовой прирост ВВП России будет положительным, но не очень большим, так как должно заметно сказываться сегодняшнее недофинансирование различных сфер реальной экономики (допустим, что в это
время к1ввп для каждого года составит 1,025). С 2025 г. следует ожидать эффекта от диверсификации экономики России. Примем для периода с
2025 по 2030 гг. среднегодовое значение к*ввп
= 1,035. Среднегодовые значения к \п с 2020 по
" Г
2030 гг. приняты с учетом той зависимости КуЭ
тА
от кввп, что использовалась на временном отрезке с 2017 по 2020 годы. Полученные значения
КВВП и КуЭ для 2017-2020 гг., а также для 2025 и 2030 гг. приведены в табл. 2.
Используя данные табл. 1 для 2015 и 2016 гг., были получены ожидаемые Qt (табл. 3) для каждого года с 2017 по 2020 гг. и для 2025, 2030 годов.
Ожидаемые производственные возможности нефтяной отрасли
Степень участия нефтяной отрасли в покрытии внутренних потребностей страны в первичных ТЭР оценивается количеством сырой нефти и газового конденсата, которое необходимо переработать для полного покрытия внутренних потребностей в светлых нефтепродуктах. Суммарные их поставки на внутренний рынок в 2016 г. - 71 млн т с выходом 57%, то есть для этого было переработано 130 млн т нефти. С 2017 по 2020 гг. потребность в светлых нефтепродуктах в целом по стране заметно расти не должна, особенно в 2017 г. из-за спада промышленного производства, снижения спроса на автомобили, роста цены топлива. В 2017 г. возможно даже снижение спроса (на 1-2%). В 2018 г. должен начаться небольшой рост потребностей в светлых нефтепродуктах - увеличение потребления может составить 1-2% (по сравнению с 2017 г.), а в 2019-2020 гг. - ежегодный прирост потребления может быть уже на уровне 2-3%.
Таблица 4
Оценка требуемых объемов нефти, перерабатываемой на НПЗ для нужд внутри России*, млн т
Показатели Годы
2016* (факт) 2017* 2018* 2019* 2020* 2025** 2030**
Предполагаемый спрос на основные светлые нефтепродукты внутри России 71 70 71 73 75 82 85
Требуемые объемы нефти для получения нефтепродуктов внутреннего использования 122 121 122 126 130 137 135
Примечание: * - выход светлых нефтепродуктов - 58%; ** - среднегодовой выход светлых нефтепродуктов в период с 2021 по 2025 гг. -60%, а с 2026 по 2030 гг. - 63%.
Сегодня уровни добычи нефти в стране таковы, что ее вполне хватает и для внутреннего потребления (после переработки) и для поставок на экспорт (табл. 1).
В период с 2021 по 2030 гг. нельзя ожидать заметного увеличения в стране потребностей в светлых нефтепродуктах из-за некоторого роста числа электромобилей и доли газа в структуре потребляемых видов ТЭР на транспорте. Ежегодный прирост спроса на светлые нефтепродукты в 2021-2025 гг. может составить 1,5-2%, а в период с 2026 по 2030 гг. 0,5-1,5%. В табл. 4 сведены результаты указанного выше прогноза. Каждый показатель - среднее значение диапазона возможных значений.
В 2016 г. в России было добыто 547 млн т жидких углеводородов (табл. 1). Ожидаемая конъюнктура их на внешних рынках и ухудшение качества запасов не будут стимулировать рост объемов добычи нефти в стране в период с 2017 по 2020 гг. Наращивание объемов добычи нефти в Ираке, ожидаемый резкий рост добычи углеводородов в Иране, очень высокий уровень ее добычи в США, фактическое отсутствие желания у стран ОПЕК снижать объемы добычи могут вынудить нефтяные компании России начать снижение уровней добычи нефти. Однако, если учесть, что эти же компании не захотят терять рынки сбыта своей продукции, перечисленные факторы (включая и ухудшение запасов) до 2020 г. не смогут заметно повлиять на уровни добычи.
Добыча к 2020 г., если и уменьшится, то не более, чем на 2-3% (по отношению к 2016 г., то есть до 520-530 млн т/год. За пределами 2020 г. темпы снижения уровней добычи нефти в стра-
не в какой-то степени ускорятся - более заметно будут сказываться и ухудшение запасов и сегодняшнее недофинансирование отрасли. По отношению к 2020 г. снижение уровня добычи к 2025 г. может составить 3-5% (до 500 млн т), а к 2030 г. - 5-10% (до 450 млн т). Эти объемы заметно превышают требуемые для получения светлых нефтепродуктов необходимых для внутреннего использования. Показанные объемы добычи жидких углеводородов - весьма приблизительны, так как при низкой мировой цене на них, когда эта цена приближается к суммарной себестоимости их добычи и транспорта до потребителя, объемы добычи могут снижаться на какой-то период, а при росте цен - увеличиваться.
Объемы продаж российских жидких углеводородов на внешних рынках будут определяться уровнем их добычи. Причем доля нефтепродуктов при этом должна расти - с 2011 по
2015 гг. эта доля выросла с 32 до 44%, а затем - в
2016 г. - несколько сократилась по отношению к 2015 г. (табл. 1).
Ожидаемые производственные возможности газовой отрасли
В 2011-2016 гг. доля газа в балансах первичных ТЭР страны составляла 52-54%, а в балансах котельно-печного топлива (КПТ) - 72-74%. В балансах КПТ отдельных субъектов РФ эта же доля составляла 95-98%. Серьезной проблемой для России являются ее экспортные возможности по газу. С 2011 по 2016 гг. уровень добычи газа в России (табл. 1) определялся спросом на газ внутри страны и потребностями экспорта. В 2016 г. добыча составила 653 млрд м3 и око-
ло 8 млрд м3 было импортировано Россией из Средней Азии и Азербайджана. В этом же году на внутреннее потребление, включая собственные нужды, утечки, увеличение запасов в ПХГ и на использование газа в качестве сырья ушло 467 млрд м3, за пределы страны было продано 194 млрд м3.
Возможности газовой отрасли России с 2016 по 2020 гг. и до 2030 г. будут определяться главным образом действием субъективных и объективных факторов нарастания трудностей с инвестициями. Субъективные факторы имеют политический характер и рассматриваются как совокупность факторов, отрицательно влияющих на инвестиционные возможности. Действие объективных факторов связано с необходимостью поддержания уровней добычи газа в старых районах газодобычи на максимально возможном уровне и освоения новых (значительно более дорогих) районов газодобычи, обеспечивая внутренние потребности в газе и потребности газового экспорта с диверсификацией его направлений и форм.
Фактические (2016 г.) и ожидаемые объемы добычи газа до 2030 г. в ныне действующих районах газодобычи представлены в табл. 5, где учтены следующие моменты:
- согласно данным ПАО «Газпром» можно ожидать снижения объемов добычи газа в НПТР примерно с 500 млрд м3/год (2015 г.) до 100-150 млрд м3/год к 2030 году. Некоторое сокращение внутренних потребностей в газе и объемов его экспорта сегодня замедлит снижение
уровней отбора газа по месторождениям НПТР и позволит к 2020 г. иметь годовой уровень добычи 340-360, а к 2030 г. -150-180 млрд м3/год;
- возможно снижение наращивания добычи газа на Сахалине по сравнению с тем, что предполагалось ранее: с 80-100 до 50-70 млрд м3/год в 2030 году. С учетом сказанного и сегодняшнего уровня добычи газа (26 млрд м3) ожидаемый здесь уровень добычи газа может составить к 2020 г. 35-40 млрд м3/год;
- суммарная добыча газа на ныне действующих промыслах Красноярского края, Якутии и Томской области не превысит до 2030 г. 10 млрд м3/год, а суммарный объем добычи природного газа в остальных районах (Астраханская, Оренбургская обл., Республика Коми и др.) может составить 20-40 млрд м3 (2030 г.).
Достаточно трудно оценивать ситуацию с освоением новых районов газодобычи до 2030 г. в связи с неопределенностью относительно:
- темпов изменения удельных финансовых затрат на создание и эксплуатацию систем добычи, подготовки и транспорта газа для таких районов (суровые природно-климатические условия, необходимость использования новых для России технологий);
- возможностей резкого улучшения инвестиционного климата в стране, когда нужны «длинные» и дешевые деньги;
Таблица 5
Фактические (2016 г.) и ожидаемые объемы добычи газа в действующих
районах газодобычи России
Районы добычи 2016 2018 2020 2025 2030
Надым-Пур-Тазовский район (НПТР) 409 380-390 360-380 280-300 160-200
Ныне действующие промыслы в Красноярском крае, Якутии, Томской области 7 8 8 6-8 6-8
Месторождения Сахалина (включая новые промыслы) 28 до 30 30-35 40-50 60-70
Месторождения сетевого газа, не включенные выше 44 35-40 30-40 20-30 20-30
Природный и попутный газ от нефтяных компаний 95 90-100 90-100 90-100 80-90
Всего по России
Диапазоны возможных значений 586 540-570 520-560 440-490 330-400
Средние значения (округл.) 586 560 540 470 370
- соотношений ожидаемых цен на газ в странах-импортерах с себестоимостью газа новых районов газодобычи России в этих же странах.
В любом случае с наращиванием добычи газа в новых районах трудности с инвестициями в газовой отрасли будут только нарастать из-за слишком большой потребности в капиталовложениях. Причем осваивать эти районы так или иначе придется, несмотря на большой экономический риск (в отдельные годы себестоимость газа новых районов может быть близка к мировой рыночной цене или превышать эту цену).
На сегодня из новых районов газодобычи осваивается только Ямал. Ранее предполагалось что добыча газа здесь к 2020 г. будет на уровне 100-120, а к 2030 г. - 200-230 млрд м3/год. Однако из-за кризисных явлений сегодняшнего дня (снижение внутреннего спроса на газ, трудности с ростом экспорта газа, проблемы с инвестициями) этот уровень не будет достигнут и может составить 80-90 млрд м3/год к 2020 г. и 140-180 млрд м3/год - к 2030 году. Сюда, кроме газа Бо-ваненково, входит газ Южно-Тамбейского месторождения, где к 2020 г. должна заработать первая очередь завода СПГ, 2025 г. - вторая, а 2030 г. - третья (каждая очередь по 8 млрд м3/ год). Из-за тех же трудностей с инвестициями до 2030 г. вряд ли будет добываться газ на других месторождениях Ямала.
До 2020 г. должна начаться добыча газа на Ча-яндинском месторождении (Саха - Якутия), а к 2025 г. и на Ковыктинском (Иркутская область). Месторождения уникальны (во-первых, трил-лионники; во-вторых, имеют в составе газовой
фазы - гелий). Острая необходимость их освоения до 2030 г. диктуется обязательствами России перед Китаем. Эти обязательства касаются необходимости доведения объемов экспорта российского газа в Китай до 38 млрд м3/год (на уровне 2030 года). Суммарный уровень добычи по указанным месторождениям должен составить: к 2020 г. - 5-10, 2025 г. - 30-40 и 2030 г. -50-60 млрд м3/год.
К 2030 г. необходимо начать освоение Шток-мановского месторождения (шельф Баренцева моря), иначе после 2030 г. Россия может столкнуться с дефицитом газа (газ со Штокмана и Ямала в относительном плане должен иметь меньшую себестоимость по сравнению с газом шельфа Карского моря и Гыдана).
В табл. 6 показаны ожидаемые (с учетом сказанного выше) объемы добычи газа в новых районах до 2030 года.
В табл. 7 представлены ожидаемые располагаемые объемы газа России для внутреннего использования и экспорта в период с 2016 по 2030 годы. Здесь учтены перспективы ныне действующих промыслов (табл. 4) и новых районов добычи (табл. 5) с импортируемым газом.
В 2016 г. потребление газа внутри России и экспорт составили в сумме 661 млрд м3. В период до 2020 г. газа, скорее всего, будет достаточно и для внутреннего использования и для экспорта (в этот период сложно ожидать увеличения спроса на газ и роста его экспорта). За пределами 2020 г. возможности газовой отрасли в обеспечении энергетической безопасности страны начинают уменьшаться (600 млрд м3/год к 2030 г. против ожидаемых 630 млрд м3/год в
Таблица 6
Ожидаемые объемы добычи газа в новых районах до 2030 г., млрд м3
Районы добычи 2016 факт. 2018 2020 2025 2030
Ямал, всего, 68 70-75 80-90 100-130 160-180
в том числе Бованенково 68 70-75 70-80 90-110 130-160
Южно-Тамбейское месторождение - - 8 16 24
Чаяндинское месторождениее (Саха-Якутия) - - 5-10 20-30 25-35
Ковыктинское (Иркутская обл.) - - - 10-15 15-25
Штокманское месторождение - - - - 5-10
Итого* 68 70-75 90-100 140-180 210-250
Примечание: * - с округлением до целого десятка.
Таблица 7
Ожидаемые располагаемые объемы газа в России для внутреннего использования и экспорта _с 2016 по 2030 гг., млрд м3_
Показатели Годы
2016 факт. 2018 2020 2025 2030
Добыча газа* в старых районах 586 540-570 520-560 470-490 330-400
Добыча газа** в новых районах 67 70-80 100-110 140-170 210-250
Импорт газа в Россию 8 до 10 до 10 до 10 до 10
Располагаемые объемы (диапазоны возможных значений) 661 620-660 620-670 590-670 550-660
Наиболее вероятное значение 661 640 650 630 600
Примечание: * - включая новые промыслы Сахалина; ** - без новых промыслов Сахалина.
Таблица 8
Возможные перспективы угольной отрасли России в 2016-2030 гг., млн т
Показатели Годы
2016 факт. 2020 2025 2030
Уровень добычи 383 390-400 400-420 420-450
Внутреннее потребление* 225 230-240 240-250 240-270
Экспорт российского угля 164 150-170 150-170 150-170
Импорт угля в Россию 6 5-10 5-10 5-10
2020 году). Надо отметить, что уровни добычи газа в 2014-2016 гг. были ниже уровня 2013 г. из-за снижения внутреннего спроса на газ и из-за некоторого сокращения экспорта. Следовательно, на сегодня (2017 г.) есть неиспользованные добывные возможности газовой отрасли (15 млрд м3/год - разница между объемами добычи в 2013 и в 2016 годах). Однако считать эти 15 млрд м3/год полноценным резервом возможностей по добыче до 2025-2030 гг. вряд ли стоит.
Ожидаемые производственные возможности угольной отрасли
Степень участия угольной отрасли в обеспечении внутренних потребностей России в первичных ТЭР в 2011-2016 гг. уменьшалась, а экспорт угля вырос (табл. 1). Происходило вытеснение угля газом там, где это было возможно. В период с 2016 по 2020 гг. при наличии довольно хорошего запаса добычных возможностей газовой отрасли нельзя ждать заметного прироста внутреннего потребления угля, но и снижения уровней этого потребления вряд ли стоит ожидать. Можно считать, что годовое потребление угля внутри России в указанный период со-
ставит 210-215 млн т. За пределами 2020 г. объемы потребления угля внутри страны должны, хотя и медленно, нарастать для снижения доли газа в балансах КПТ. К тому же должно расти и общее потребление первичных ТЭР. Будем считать, что в 2021-2025 гг. среднегодовой прирост потребления угля в стране составит 0,5-1,0%, а в 2026-2030 гг. - 1,5-2%.
Уровни экспорта угля до 2020 г. будут расти, но незначительно (большая конкуренция коксующихся углей на внешних рынках). Если за 2011-2016 гг. прирост экспорта составил 59 млн т (табл. 7) при некотором снижении этого прироста в 2016 г. по сравнению с 2015 г. (табл. 1), то за следующий период (2017-2020 гг.) он может сократиться до 20-30 млн т, , а к 2030 г. -выйти на нулевой ежегодный прирост. Возможности угольной отрасли России с 2015 по 2030 гг. (с учетом сказанного выше) показаны в табл. 8.
Ожидаемые производственные возможности АЭС и возобновляемых источников
Степень участия ГЭС, АЭС и прочих источников (дрова, торф, энергия солнца, ветра и т.д.) в обеспечении страны первичными вида-
Таблица 10
Ожидаемые возможности обеспечения внутренних потребностей России в первичных ТЭР и экспорта газа до 2030 г. в сопоставлении с потребностями в первичных ТЭР
Таблица 9
Возможности производства первичных ТЭР в России на ГЭС, АЭС и прочих ТЭР
(дрова, торф, нетрадиционные ТЭР)
Годы
Показатели 2016 факт. 2020 2025 2030
Производство электроэнергии на ГЭС и АЭС, млрд кВт.ч млн т у.т. 378 46 370-380 45-50 380-400 45-50 420-450 50-55
Производство прочих ТЭР, млн т у.т. 26 25-30 35-40 40-50
Всего, млн т у.т. 72 70-80 80-90 90-110
Показатели 2016 факт. 2020 2025
Требуемые объемы нефти для производства нефтепродуктов внутреннего использования, млн т млн т у.т. 122 172 130 180 140 200
Располагаемые объемы газа для покрытия внутренних потребностей и экспорта, млрд м3 млн т у.т.* 661 812 650 800 630 780
Располагаемые объемы угля для покрытия внутренних потребностей в первичных ТЭР, млн т млн т у.т.** 215 145 230 160 240 170
Возможности ГЭС, АЭС и прочих ТЭР по участию в покрытии внутренних потребностей страны в первичных ТЭР, млн т у.т. 70 70 80
Возможности энергетики России по ее обеспечению первичными ТЭР и экспорта газа, млн т у.т. 1199 1210 1230
Внутренние потребности России в первичных ТЭР, млн т у.т. 970 1010 1070
Экспортные возможности России по газу, млн т у.т. млрд м3 229 194 200 170 160 140
Примечание: * - с учетом объемов и теплоты сгорания сетевого и попутного газа;
** - с учетом объемов и теплоты сгорания энергетического и коксующегося угля
ми ТЭР в период с 2011 по 2015 гг. оставалась на одном уровне - около 70 млн т у.т. В 2016 г. производство электроэнергии на ГЭС и АЭС составило 378 млрд кВтч (46 млн т у.т.), остальное (26 млн т у.т.) - прочие виды ТЭР. Судя по всему, до 2020 г. участие ГЭС, АЭС и прочих источников не превысит 70-75 млн т у.т. (избыточные мощности по добыче газа, малый спрос на пер-
вичные ТЭР). За пределами 2020 г. надо ожидать роста и производства электроэнергии на ГЭС и АЭС, и использования прочих ТЭР. Однако из-за трудностей с инвестициями рост этот не будет слишком заметным. С учетом сказанного возможности участия ГЭС, АЭС и прочих ТЭР в обеспечении страны первичными видами ТЭР до 2030 г. показаны в табл. 9.
На основе табл. 1, 4, 7, 8, 9 сформирована табл. 10, итоговые значения которой определяют ожидаемые располагаемые возможности энергетических отраслей России по обеспечению ее внутренних потребностей в первичных ТЭР и экспорта газа.
Заключение
Очевидно, что экспортные возможности России по газу в период 2025-2030 гг. крайне недостаточны, ведь только в Китай оговорена поставка 38 млрд м3 газа в год в этот период. Да и справится ли экономика нашей страны с таким резким сокращением экспорта газа в период острейшей необходимости выхода на более дорогие его месторождения?
Складывающаяся ситуация - наиболее существенное отрицательное последствие кризисных явлений сегодняшнего дня и ближайшей перспективы - недостатка инвестиционных возможностей энергетических отраслей России. Для принятых интегральных условий развития экономики страны до 2030 г. указанный недостаток инвестиционных возможностей может привести к снижению уровней добычи в стране нефти и газового конденсата - до 400-430 млн т/год - к 2030 г. по сравнению по сравнению с 547 млн т, добытыми в 2016 году.
По газу с большой долей уверенности до 2030 г. нужно ждать снижения уровня добычи с 653 млрд м3 в 2016 г. до 550-600 млрд м3 - в 2030 году. Только при очень благоприятных условиях (что маловероятно) уровни добычи газа к 2030 г. могут сохраниться или немного превзойти уровень 2016 года.
ЛИТЕРАТУРА
1. Brent Crude Oil. URL: http://quote.rbc.ru/ exchanges/demo/ipe.0/ALL/daily?show=1M.
2. A Shifting Global Economic Landscape. World Economic Outlook, January 2017. URL: http://www. imf.org/external/pubs/ft/weo/2017/update/01/index. htm.
3. Российский статистический ежегодник. Стат. сб. М.: Росстат. 2015. 728 с.
4. Итоги производственной деятельности отраслей ТЭК в январе-декабре 2011, 2012, 2013, 2014, 2015 гг. ТЭК России № 1, 2011, 2012, 2013, 2014, 2015.
5. ИнфоТЭК. Ежемесячный нефтегазовый журнал. № 1, 2017.
6. Итоги работы Минэнерго России и основные результаты функционирования ТЭК в 2015 году. Задачи на среднесрочную перспективу. М.: Минэнерго России, 2016.
7. О состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов РФ в 2013 году / Государственный доклад, 2014. С. 383.
8. Итоги работы ТЭК в 2013 году. Доклад А.В. Новака. 2014.
9. Итоги работы ТЭК в 2014 году. Доклад А.В. Новака. 2015.
10. О функционировании отраслей ТЭК в текущих условиях: проблемы и предложения по их решению. Доклад А.В. Новака. Октябрь 2015.
11. Промышленность России 2014. Стат. сб. М.: Росстат. 2014. 327 с.
12. Итоги работы угольной промышленности за январь-декабрь 2014 года // Уголь № 3, 2015.
13. Министерство энергетики РФ. Статистика. URL: http://minenergo.gov.ru/ activity/ statistic
14. Энергоемкость ВВП. URL: http://www. gks. ru/wps/wcm/connect/rosstat_main/rosstat/ru/ statistics/ efficiency/#.
Поступила в редакцию 9.09.2016 г.
V.I. Rabchuk, S.M. Senderov, S.V. Vorobyov3
PROBLEMS OF MEETING RUSSIA'S ENERGY DEMAND UP TO 2030 UNDER STRATEGIC ENERGY SECURITY THREATS
The article considers possible prospects of ensuring Russia's energy security up to 2030 with regard to crisis phenomena of a strategic nature observed today. The article analyses main trends in ensuring domestic Russia's demand for primary fuel and energy resources by reference years up to 2030. Based on the analysis of capabilities for production and import of primary fuel and energy resources and with regard to the need for guaranteed satisfaction of domestic Russia's demand for primary fuel and energy resources, the article makes conclusions on long-term opportunities of Russian gas export.
Key words: energy security, fuel and energy resources, strategic threats.
3 Viktor I. Rabchuk - Senior Researcher of the Melentiev Energy Systems Institute of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, PhD in Engineering, e-mail: ssm@isem.sei.irk.ru;
Sergey M. Senderov - Deputy Director of the Energy Systems Institute of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, Head of Energy Security Department, Doctor of Engineering, e-mail: ssm@isem.sei.irk.ru;
Sergey V. Vorobyov - Researcher of the Melentiev Energy Systems Institute of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, PhD in Engineering, e-mail: seregavorobev@isem.irk.ru.
