Прогноз развития энергетических ресурсов восточных районов России и их поставки в страны Северо-Восточной Азии Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

Экономическая наука современной России_№ 2, 2003 г.

Прогноз развития энергетических ресурсов восточных районов России

и их поставки в страны Северо-Восточной Азии

© М.М. Албегов , Б.И. Бурса, О А. Кураева, А.Г. Симонов, 2003

В статье рассмотрена проблема прогнозирования энергетических связей России со странами Северо-Восточной Азии на основе математических моделей: 1) внутреннего потребления для регионов Сибири и Дальнего Востока и 2) экспортных поставок энергоносителей за рубеж. Проведенные расчеты показали, что в энергетике восточных районов России имеет место два параллельных процесса: 1) доля экспортных поставок к 2015-2020 гг. возрастет до 40% общего производства, 2) прирост внутреннего потребления энергоресурсов составит всего 0,4-0,5% в год.

1. Введение

Активизация энергетической политики России в восточном геополитическом направлении имеет важное стратегическое значение для страны, развития экономики и энергетики восточных регионов страны, ее энергетических связей со странами Северо-Восточной Азии (СВА). Прогнозирование развития топливно-энергетического комплекса делается исходя из оценки внутреннего потребления, включая добычу ресурсов, транспорта топлива, и динамики развития экспорта энергоносителей в страны СВА. Для этого были предложены две математические модели, отражающие специфику развития энергетики восточных

районов России и экспорта энергетических ресурсов в СВА.

Потоки углеводородного сырья на перспективу формирует сеть предельных цен на топливо в Северо-Восточной Азии. Элементами этой сети являются:

месторождения нефти Западной Сибири, обеспечивающие поставку топлива в регионы Восточной Сибири и юга Дальнего Востока, а также транспортировку нефти вплоть до Далинь (КНР) и Сеула (Южная Корея);

месторождения газа на севере Западной Сибири, что позволяет осуществить прокладку газопроводов Ямал - Иркутск - Пекин - Сеул;

месторождения газа в Восточной Сибири, которые способны снабжать топливом

южные районы Восточной Сибири, Дальневосточный район, а также северо-вос-точные районы Китая и Корейский полуостров (Южную Корею);

месторождения нефти и газа острова Сахалин, которые позволят обеспечить энергоресурсами не только Дальневосточный район, но Японию и Южную Корею;

ресурсы угля Восточной Сибири в долгосрочной перспективе (2015-2020 гг.) могут быть источником электроснабжения Китая.

На основе этих данных, а также исследований Института энергетических исследований РАН в настоящей статье предлагаются модели, дающие возможность осуществить прогнозирование экспортных и внутренних поставок энергоносителей в 2015-2020 гг.

2. Технико-экономические показатели транспорта топлива в страны Северо-Восточной Азии ^ на рубеже 2000 г.

о

0

^ Мощные линии электропередачи. Го-

^ ды спада производства электроэнергии в

♦ России пришлись на период бурного разви-

| тия энергетики Китая. Быстрыми темпами

| росло производство электроэнергии в Япо-

§ нии и в Южной Корее (табл. 1). По прогно-

х

5 зам высокие современные темпы роста а производства электроэнергии в странах 8 СВА сохранятся и в долгосрочной перспек-| тиве, что порождает интерес к разработке

1 проектов создания крупных международ-3 ных ЛЭП. Институтом систем энергетики | им. Л.А. Мелентьева (ИСЭМ СО РАН) бы-§ ли выделены перспективные направления ю сооружения линий передачи. В институте

была разработана схема энергообъединения электростанций (2010-2015 гг.) в восточных районах России и в прилегающих районах Китая, Монголии, Кореи, Японии. Существенную роль в международном обмене энергией играют ресурсы Ангаро-Енисейского каскада ГЭС. Можно выделить нижеследующие направления сооружения ЛЭП.

I. От строящейся Богучанской ГЭС возможна прокладка ЛЭП протяженностью 2200 км через Бурятию и Монголию в район Пекина. В России ведутся предпро-ектные проработки вариантов сооружения линий электропередачи (в том числе постоянного тока напряжением ±600 кВ) пропускной способностью 3 млн кВт. По некоторым оценкам экспортный потенциал Восточной Сибири в 2010 г. составит 40 млрд кВтчас (Electric Power Industry..., 1996).

II. Сооружение линии электропередачи постоянного тока напряжением ±650 кВ протяженностью 3000 км и мощностью 10 млн кВт из России в Японию. Использование Учурских ГЭС (работающих в реверсивном режиме) позволяет обеспечить эффективное электропотребление в России и Японии. При этом суммарный ввод мощностей тепловых электростанций будет доведен

Таблица 1

Производство электроэнергии в странах Северо-Восточной Азии (млрд кВт)

Страны Годы

1990 1995 2000

Япония 851 930 1020-1040

Китай 585 1002 1300-1400

Республика Корея 108 185 250-260

Источник: Energy Statistical on Non - OECD -contries, IE A, 1997 и др.

до 10-11,5 млн кВт. В результате будет обеспечена высокая экономическая эффективность эксплуатации этих электростанций.

III. Сооружение АЭС на юге Приморского края мощностью 3 млн кВт, а также линии электропередачи постоянного тока напряжением ±500 кВ и протяженностью 1800 км с подстанциями в Шеньяне (северо-восточный Китай) и Сеуле (Южная Корея). Предусматривается схема использования особенностей сезонного режима электропотребления в этих странах. При этом экономится суммарный ввод мощностей (7,2 млн кВт). Проект обеспечивает снижение капитальных вложений и эксплуатационных расходов, т.е. имеет абсолютную эффективность.

IV. Согласно расчетам по модифицированному методу определения срока окупаемости инвестиций (табл. 2) доказана экономическая эффективность линии «Канск-Тяньцзинь». В этом проекте российская и китайская стороны принимают одинаковые экономические обязательства.

Используя показатели электропередачи «Канск-Тяньцзинь», были рассчитаны показатели Богучанской, Учурской и Приморской ЛЭП, которые приведены в табл. 3.

Согласно расчетам технико-экономи-ческих показателей линии передачи электроэнергии из России в Китай (табл. 4), стоимость Канско-Ачинского угля составит -10-15 долл./тут, транспортировка -33 долл./тут, а общие затраты на топливо -43—48 долл./тут, цены составят 3,6-4,6 цент/кВт-час, срок окупаемости 6-8 лет. Как следует из табл. 4, стоимость линии 6000 МВт существенно ниже при реализации полуволновой ЛЭП (разница - 21%).

Сооружение ГРЭС на дешевых Канско-Ачинских углях позволит снизить стоимость электроэнергии (с учетом транспор-

Таблица 2 Показатели линии электропередачи «Канск-Тяньцзинь »

Показатели Полуволновая электропередача Передача постоянного тока

Длина, км 2700 2700

Мощность на отправном

конце, МВт 6000 6000

Напряжение, кВ 1150 ±750

Конструкция фазы и

полиса, мм2 8-АС-400 4хАС-1200

Коэффициент полезного

действия 0,9 0,9

Полезная энергия на

приемном конце, млрд

кВтчас 32 32

Стоимость линии, млрд

долл. 1,24 1,0

Стоимость подстанции,

млрд долл. 0,36 1,02

Стоимость электропере-

дачи, млрд долл. 1,60 2,00

То же, % 79 100

Источник: (Самородов, Шаталов; 1998).

та на 2700 км) на 25-30% по сравнению с

АЭС, сооружение которых намечается в |

Китае. Как уже указывалось ранее, «энер- |

гомост» Канско-Ачинский - Китай в перс- »

пективе 2015-2020 гг. сможет обеспечить 1

выдачу электрической мощности в размере 3

12-40 МВт. Это уникальное сооружение в ^

будущем сможет «открыть ворота» для §

мощного потока энергии на полигоне |

«Восточная Сибирь - Пекин». 1

Международные газопроводные сис- *

темы. В последние годы в Юго-Восточ- 8

ной Азии отмечается быстрый рост пот- *

ребления природного газа. Рост потребле- *

ния газа почти вдвое опережает рост обще- ^

го потребления электроэнергии, что в зна- м

чительной мере связано с применением §

сжиженного газа в Японии. г>

Таблица 3

Показатели ЛЭП

Показатели Приморская Богучанская Канск-Тяньцзинь Учурская

Мощность, млн кВт 3 3 6 11

Напряжение, кВ ±500 ±600 ±750 ±750

Передаваемая энергия, млрд кВт час 15,2 15,5 32 61

Эквивалентная передача, млн тут 6,0 6,0 12 22

Таблица 4

Технико-экономические показатели ЛЭП Россия - Китай

Показатели Расстояние, км

1800 2200 2700

Стоимость передачи (6000 МВт) при соотв. длине линии, млрд долл. 1,77 1,9 2,0

Мощность ЛЭП, млн кВт 3 3 6

Стоимость линии (при напряжении ±750 кВ), млрд долл. 0,92 0,95 2,0

Общая стоимость ЛЭП соответствующей протяженности, млрд долл. 1,01 1,02 2,0

Затраты (на годовой объем), млн долл. 172 182 356

Полезная энергия (на приемном конце, %) 15,2 15,5 32

Удельные затраты, центы/кВт ч 1,14 1,16 1,10

Затраты в долях от полных вложений, долл./тут 30,1 31,4 33,0

Источник: Расчеты авторов.

« В 1990-е годы появились проектные раз-

° работки сооружения мощных экспортных газопроводов диаметром 1220-1420 мм. Ис-

г точником газа для максимального по протя-

* женности экспортного проекта является Ко-

§ выктинское газоконденсатное месторожде-ние1. За несколько лет, начиная с 1995 г.,

§ объем разведанных запасов составил 1,4

| трлн м3, а в перспективе эти запасы могут

| быть доведены до 2 трлн м3. ^ Общая протяженность газопровода по

| кратчайшему (западному) варианту соста-

£ вит 3324 км, из них 1027 км пройдет по тер-

■х. о а) а-х

2 О X

о

ритории России, 1017 км - по территории Монголии и 1320 км - по территории Китая. Предусматривается сооружение газопровода в две очереди: первая - объем перекачки в 21 млрд м3 (в том числе 8,8 млрд м3 для потребителей Иркутской области); вторая -дооборудование газопровода до проектной мощности (на экспорт - до 21 млрд м3 газа).

Еще один крупный проект связан с развитием добычи газа на территории Республики Саха (Якутия), что позволяет подключить ее к магистральному газопроводу из Иркутской области и в перспективе соз-

1 Ковыктинское месторождение находится в Иркутской области и является крупнейшим по запасам газоконденсата в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

дать единую газотранспортную систему. Эта система позволит обеспечить поставку газа в крупные международные центры Китая и Южной Кореи.

Предварительное технико-экономичес-кое обоснование строительства газопровода в Республику Корея (Tiaping, Dong, 1993. С. 262) предусматривает два варианта (один трубопровод 1400 мм или два трубопровода 2-1220 мм). Протяженность газопровода Якутия-Сеул составит 4383 км. В зависимости от выбранного варианта проекта потребуется от 17 до 23,5 млрд долл., в том числе капитальные вложения в добычу газа составляют от 7,6 до 9,6 млрд долл. При принятых условиях стоимость прокладки самого газопровода (Якутия- Сеул) мало зависит от диаметра и количества ниток (табл. 5).

Согласно программе развития газовой отрасли, разработанной компанией «Севе-ртрансгазстрой», предусматривается строительство газопровода по маршруту Тюменская область - Красноярский край - Иркутск - Бурятия - Монголия - Китай. В качестве сырьевой базы предполагаются месторождения Надым - Пуртазовского района Тюменской области, а также Ко-выктинское и Братское месторождения Иркутской области.

Анализ основных факторов, влияющих на технико-экономические показатели магистральных газопроводов (диаметр труб, рабочее давление, условия строительства и другие факторы) позволяет считать целесообразным строительство крупных газопроводов (диаметром до 1420 мм) для подачи газа в южную зону Сибири, а также в Китай и Южную Корею (табл. 6).

Мощный нефтепровод. В 2001 г. в Санкт-Петербурге были проведены переговоры между премьер-министрами Рос-

Таблица 5 Некоторые технико-экономические показатели строительства газопровода Якутия-Сеул

Показатели Первый вариант Второй вариант

Добыча газа, млрд м3 34,7 43,7

Экспорт газа, млрд м3 13,7 19,2

Инвестиции, млрд долл. 17,0 23,5

Капиталовложения в добычу

газа, млрд долл. 7,2 9,6

Капиталовложения в газопро-

вод, млрд долл. 9,8 13,9

Капиталоемкость экспорта

газа, млрд м3/млрд долл. 1,40 1,38

Источник: (Агафонов, Волкова, Воропай; 1999).

сии и Китая. Было подписано генеральное соглашение о разработке ТЭО на проектирование и строительство к 2005 г. нефтепровода по маршруту Ангарск - Дацин протяженностью 2400 км и стоимостью 1,7 млрд долларов. Общая производительность трубопровода (по уровню 2030 г.) -50 млн т. Предусматривается развитие нефтепровода в Западной Сибири (место- § рождения Юрубченско-Тохомское, Стре- § жевой, Лученецкое).

В начале 2003 г. было сообщение о | строительстве нефтепровода Иркутск- § Владивосток-Япония. 1

о о и ■о

то 2

3. Методы прогнозирования 1

добычи, потребления и *

транспорта топлива %

5

Описание модели. Модель состоит из *

г

двух взаимосвязанных частей:

Модель СОО 3x5. Балансовая модель '

ГО

добычи, импорта, экспорта и потребления о основных энергоносителей (угля, жидкого р

Таблица 6

Основные технико-экономические показатели по экспортным газопроводам

Показатели Иркутск-Пекин Владивосток -Сеул Чита-Шеньян

Товарный газ, млрд м3 30 10 30

Длина газопровода, км 2500 750 1400

Диаметр газопровода, мм 1420 1020 1420

Удельные капиталовложения в строительство газопровода,

тыс. долл./км 2700 1500 2500

Стоимость эксплуатации и обслуживания, млн долл./г 450 70 250

Капиталовложения, млн долл. 6750 1125 3500

Полные инвестиции 8963 1576 4774

Тариф долл./тыс. м3 (1-15-й годы) 83,3 40,6 43,0

Тариф долл./тыс. м3 (16-25-й годы) 70,9 34,0 36,7

Средний тариф (25 лет) 82,4 39,9 42,6

Источник: (Tiaping, Dong; 1993).

топлива, газа) для внутренних нужд. В нее входят регионы: Западная Сибирь, Восточная Сибирь и Дальневосточный район. Потребители топлива - печи, промышленные котельные, электростанции и т.п.

Модель COG 14x5. Экспортная мо-дель, предназначенная для прогнозирова-g ния экспорта энергоносителей в страны 8 СВА. Регионы, входящие в модель: Китай oj" (Центр), Китай (Северо-Восток), Южная z Корея, Япония (регионы, импортирующие * и потребляющие топливо); Сахалин, добы-

5 вающие и экспортирующие нефть север-(2 ные районы Тюменской области (СРТО); о Ковыкта, Республика Саха (Якутия), Тю-| мень, Сахалин (добывающие и экспорти-| рующие газ районы); Богучаны, У чур, ^ Приморье, Канск (районы, добывающие | уголь и экспортирующие выработанную на д его основе электроэнергию).

6 При описании моделей используется | полудинамический принцип отражения § индивидуальных затрат (один раз за 5 лет, сЗ т.е. 2000, 2005, 2010, 2015 и 2020 гг.), что

обеспечивает компактность представления информации. В модели экспорта энергоносителей отражаются индивидуальные затраты. Затраты на добычу и экспорт топлива в северо-восточных районах Азии не превышают цен на топливо на мировых рынках. Ниже будет дано описание двух моделей.

Балансовая модель (COG 3x5). Индексы: топливо / е {уголь, нефтетопливо, газ}; потребитель u е {промышленные печи, централизованные котельные, электростанции, прочие}; район г, г' е {СРТО, Восточная Сибирь, Дальний Восток}; года t е {2000,2005,2010,2015,2020}.

Неизвестные величины: Mj-rt - объем добычи топлива / в районе г в году t; Mrt -общий объем добычи топлива в районе г в году t\ Sfr/t - объем поставки топлива/из района г в район г'; Vj-urt - объем использования топлива/потребителем и в районе г в году t\ Vurt - объем использования топлива потребителем и в районе г в году

W,

fit

объем использования топлива / в

районе г в году t\ Vrt - общий объем использования топлива в районе г в году t. Коэффициенты ограничений: Drt -

общая потребность в первичной энергии в районе г в году t; М™" - обязательный объем добычи топлива /; Rj-ri - располагаемые ресурсы топлива/; Кы - коэффициенты для определения потребности в топливе потре-

г г max 77 max

бителя u: lfrt , tfn - ограничения на импорт (ввоз) и экспорт (вывоз) топлива / Модель содержит следующие условия: 1. Балансы добычи и распределения топлива f.

Mfrt + Z Sfr'H - Z sfrr; = Wfrr

Уurt Drt.

r *r

Г ФГ

2. Балансы потребления топлива / потребителем и\

2.1. Использование отдельных видов топлива:

furf

2.2. Общий объем использования топлива:

vrt = jw)

frr

2.3. Использование топлива конкретными потребителями и\

v =Tv,

r urt furt ■

f

2.4. Общий объем использования топлива:

V =YV

v rl Zj urt • и

3. Ограничения на использование топлива конкретными потребителями и:

4. Ограничения на общее потребление первичных видов топлива:

Vrt>Drt.

5. Ограничения на добычу топлива f. M™<Mfrl<Rfn.

6. Ограничения на импорт топлива f.

Ô fr'rt -1/,

ттах lfrl ■

7. Ограничения на экспорт топлива f.

Err ^ ртах àfrr't - Zfrt ■

Г ФГ

Функционал задачи: минимизировать суммарные затраты на добычу, транспортировку и использование топлива:

'rt ) S fr'rt +

frt fr'rt

+ Z F {Sfrr',)

Sfrr't + Y.F(Vfur,yfur, ^rnin. frr't furt

Здесь F(Mfrl), F(sfr,rl), F(Sfr,t),

F{Vfun) ~ нелинейные в общем случае функции затрат на добычу, поставки и использование топлива.

Экспортная модель (COG 14 х 5). Индексы: район г, г' е R = Rl u R2 и R3 и i?4;

Rl = {Китай Центральный, Китай Северо-Восточный, Южная Корея, Япония}; R2 = {Сахалин, СРТО}; R3 = {Ковыкта, Респ. Саха (Якутия), СРТО, Сахалин}; R4- = {Богучан, Учур, Приморье, Канск}; R5 = R2kjR3vR4: год t е Т= {2000, 2005, 2010, 2015,2020}.

Неизвестные величины: Mcr[, Моф

Mgrl, Мп - объем добычи угля, нефти, газа

Ц)

я

о

X

о 2 S

Я

О)

о ш xs

а

о х<

43

о о

Г)

S S

N>

to О

о со

со о о см

о а.

>х

0

1 X

У 5 5

0

1 О ЬС СП

и топлива в районе г в году Мп = Мсн + + Моп + Mgrt - добыча топлива в районе г году [; 5сггЧ, 8огг.(, Sgrr■í - поставки угля, нефти и газа из района г в район г' в году Есн, Еог1, Egrt - экспорт угля, нефти и газа из района г в году ЕсГ, = X 5СггП Е°г, = X 8°ггП

Ъп = X ЗГ,

гУ«'

Ен - Есг1 + Еоп + Egrt - экспорт топлива из

района г в году 5сг<п, , Sgr<rt - поставки угля, нефти и газа из района г' в район г в году /; 1сг(, 1оф - импорт угля,

нефти и газа в район г в году 1сг1 = ]Г Бсг>1; 1он = X 8ог,п;

г'*г г'фг

Её„ = ^Бёггп ГФ1

1Н = 1сг, + 1он + - импорт топлива в район г в году 11сф 1]оф - потребление угля, нефти и газа в районе г в году /; ип = 11 сп + ион + Щг1 - потребление топлива в районе г году Л

Коэффициенты ограничений: -общая потребность в первичной энергии в районе г в году Мс™т, Мо™т, Mg™m -обязательный объем добычи угля, нефти и газа в районе г в году Ясп, Яог1, Rgrt -располагаемые ресурсы угля, нефти и газа в районе г в году 1сп , 1ог1 , -

максимально возможные объемы импорта угля, нефти и газа; Ес™ах, Ео™3*, Eg™ax максимально возможные объемы экспорта угля, нефти и газа; Ысф N0^, А^ - затраты на добычу и экспорт угля, нефти и газа.

Коэффициенты функционала: 2Мсф 2Моф ZMgrt - коэффициенты затрат на до-

бычу угля, нефти и газа в районе г в году V, 2Есп, 2Есг1, ZEgrt - коэффициенты затрат на экспорт угля, нефти и газа.

Модель содержит следующие условия:

1. Балансы добычи и распределения топлива в районе г в году V.

Мсп + 1сп - Есг( = исп, г е 114; Моп + 1оп - Еоп = 11 о п, г е Я 2;

мЕн + ~ Е£п = Щт г е ДЗ; Мсп + Моп + Mgrt = Мн, г е Я5.

2. Ограничения на общее потребление топлива:

ип>Вфг е Я.

3. Логические ограничения:

Ес™х (2Мсп + КЕсг() < Есп Исп, г еЯ 4; Ео';;х (2Мон + КЕог1) < Еоп Иоп, геД {1Мёп + КЕ§Г,) < Еёг1 М8г1, г € ДЗ.

4. Ограничения на добычу топлива в районе г в году V.

Мс™х < Мсг, < Лсг1, геЯ4; Мо™х <Мог1<Яог1, геЯ2; <МЕн<Я8гП г е ЯЗ.

5. Ограничения на импорт топлива:

К<КГ, геЯ\; 1ог1<Кл\ геЯ1; 1§Г!<1§Г, геЯ1.

6. Ограничения на экспорт топлива: геЯ4;

Ес„ < Естях

"П — -""Г/

Еог,<Ео™х, г € Я2; Е§Г1<Е§Г, геЯЗ.

П — ^ьп

Функционал задачи: минимизировать дисконтированные суммарные затраты на добычу и транспортировку топлива:

£ 1МспМсг( + ]Г 1Мог(Моп +

гей 4,( геД2,<

+ X '¿ЩгМХп + X 2Есг,Есг1 + + X 2Еог1Еоп+ X ZEgr,Egrt, I е Т.

геЛ2,/ геЛЗ,/

4. Внутреннее потребление топливно-энергетических ресурсов (прогноз на 2020 г.)

Проведенные расчеты по модели топливно-энергетического баланса позволили дать характеристику структуры потребления топлива (по видам): доля потребления качественного топлива (газа и нефти) зависит от того, какие энергетические установки являются основными потребителями. Балансовая модель позволила рассчитать баланс потребления по видам потребителей (промышленные печи, централизованные котельные, электростанции, прочие потребители) и районам (табл. 7, 8).

Проблема увеличения доли качественного топлива в общем объеме потребляемых энергоресурсов неотделима от его стоимости. Этот факт иллюстрируется данными статистической отчетности (табл. 9).

Напомним, что соотношение предельных цен на топливо в 2000 г. в Центральном районе составляет (долл./тут): 1:0,83:0,71 (мазут, природный газ и каменный уголь соответственно). Соотношения предельных цен в Европейской части страны резко отличаются от внутренних цен в Восточной Сибири. Таким образом, стоимость тепловой единицы в Сибири (бурый уголь - мазут) превысит троекратный порог. При таких соотношениях цен (на качественное топливо и уголь) рост внутреннего потребления энергоресурсов в значительной мере будет основываться на газе и твердом топливе. По-прежнему, уникальные запасы дешевых газа и углей (прежде всего - бурых) могут стать основой быстрого экономического роста восточных районов страны (табл. 9).

Потребление топлива по энергоустановкам (млн тут)

Таблица 7

Потребители Районы Годы

2000 2005 2010 2015 2020

Западная Сибирь 18,0 19,4 20,7 21,9 23,1

Печи 15% Восточная Сибирь 7,0 7,8 8,1 8,6 9,1

Дальний Восток 4,1 5,3 5,7 6,0 6,3

Промышленные котельные 20% Западная Сибирь Восточная Сибирь Дальний Восток 30,0 11,6 8,2 32,3 13,0 8,8 34,4 13,6 9,5 36.3 14.4 10,1 38,5 15,2 10,4

Западная Сибирь 24,0 25,9 27,5 29,2 30,8

Электростанции 25% Восточная Сибирь 9,4 10,4 10,9 11,5 12,2

Дальний Восток 6,6 7,1 7,6 9,1 8,4

Западная Сибирь 48,0 51,7 55,1 58,4 61,6

Прочие потребители 40% Восточная Сибирь 18,8 20,8 21,7 23,0 24,3

Дальний Восток 13,2 14,1 15,1 16,1 16,7

Таблица 8

Распределение топлива по установкам, по районам и видам топлива (млн тут, 2000 г.)

Уголь Нефтето-пливо Всего Доля ка-

Установки Районы энергетический Газ млн тут % честв. топлива, %

Печи Западная Сибирь Восточная Сибирь Дальний Восток Всего 7,0 7,0 18,0 4,9 22,9 18,0 7,0 4,9 29,9 60,2 23,4 16,4 100,0 76,6

Котельные Западная Сибирь Восточная Сибирь Дальний Восток Всего 3,2 3,2 1,8 5,0 6,8 30,0 10,0 40,0 30,0 11,8 8,2 50,0 60,0 23,6 16,4 100,0 91,8

Электростанции Западная Сибирь Восточная Сибирь Дальний Восток Всего 0,2 6,5 6,7 9,2 9,2 24.0 0,1 24.1 24,0 9,4 6,6 40,0 60,0 23,5 16,5 100,0 83,3

Прочие потребители Западная Сибирь Восточная Сибирь Дальний Восток Всего 36,0 18,8 13,2 68,0 4,0 4,0 8,0 18,8 8,0 48,0 18,8 13,2 80,0 60,0 23,5 16,5 100,0 15,0

Таблица 9

Соотношение цен на основные виды энергоресурсов с ценой на нефть на конец 2000 г.

Энергоносители Средняя цена производителей, руб.за т Соотношение средних цен производителей с ценой на нефть, % Средние цены на приобретенные пром.предприятиями топливно-энергетические ресурсы, руб. за т Соотношение средних цен приобретения с ценой на нефть, %

Нефть 1546 100 4152 100

Мазут топочный 2244 145 2966 71

Газ естественный, за 1000 м3 88 6 468 11

Уголь энергетический кам. 253 16 390 9

х

| Источник: Российский статистический ежегодник. - М.: Госкомстат РФ, 2001. с. 596.

а ш о о

га

а) транспортные связи только между центрами (Западной Сибири, Восточной Сибири и ДВР);

б) учитывается только прирост затрат на использование топлива (например, при

£ Как видно из данных табл. 10, стои-

| мость суммарных затрат составляет 80-^ 90% (включая ввоз/вывоз и потребителей), о Кроме того, в расчет принимаются непол-§ ные затраты:

Таблица 10

Структура затрат на добычу, ввоз (вывоз) и использование топлива (млрд долл., 2000 г.)

Затраты по видам топлива Суммарные затраты

Уголь Нефть Газ

Добыча топлива 23,0 15,1 41,1 79,2

Ввоз/вывоз - - - 0,8

Использование печами 0,7 0,1 - 0,8

Использование котельными - 0,3 - 0,3

Использование электростанциями 0,9 0,2 0,1 1,2

Использование прочими потребителями 1,6 0,6 0,1 2,3

Затраты на добычу, транспортировку и использова-

ние всех видов топлива - - - 84,6

Таблица 11

Цены на газ и уголь по энергетическим рынкам России

Газ, долл./тыс. м3 Уголь энергетический, долл. /тут

Энергетический рынок Годы Годы

1997-2000 2001-2005 2006-2010 1997-2000 2001-2005 2006-2010

Вариант - - мировые цены

Центральный район 76-80 95-99 105-110 63-66 64-67 66-68

Южно-Сибирский район 51-55 75-79 89-90 31 35 35

Восточно-Сибирский район - 70-72 80-85 25 27 29

Дальневосточный район - 85-90 92-97 66-70 68-71 70-73

Вариант - цены самофинансирования

Центральный район 60-65 67-70 72-76 58-60 60-62 62-64

Южно-Сибирский район 42^5 45-50 50-55 29 31 32

Восточно-Сибирский район - 56-58 62-67 23 25 26

Дальневосточный район - 82-84 87-90 60-65 65-68 67-69

Источник: Стратегия развития газовой промышленности России. - М.: Энергоатомиздат, 1997.

потреблении угля на ГРЭС прирост затрат составит 15 долл./тут, при сжигании газа на ГЭС - 0).

Как видно из данных табл. 10, основные затраты на добычу топлива (2000 г.) приходятся на угольное и газообразное топливо (соответственно - 43,0 и 28,0%). Уровень цен на эти виды топлива в восточных районах страны существенно различен (для ориентировки приводятся данные по Централь-

ному району). Варианты цены самофинансирования в Западной и Восточной Сибири (1997-2010 гг.) находятся в диапазоне 30-90 долл./тут. Уровень цен для Дальневосточного района составляет 60-105 долл./тут. Таким образом, уровень цен самофинансирования в Сибири существенно отличается от цен в Дальневосточном районе.

Существенно различаются варианты цен (табл. 11) на газ и уголь в зависимости

от качества топлива и от периода времени. Такой процесс изменения цен не может не затрагивать экономику страны в целом (изменения цен в производстве и потреблении, конкурентоспособность на мировом рынке и т.д.).

Проведенный анализ показал, что внутренний рынок энергетических ресурсов восточных районов России не зависит от международного рынка топлива: стоимость дешевого газа, угля и даже относительно дорогой нефти в восточных районах России пока еще не связана с мировым энергетическим хозяйством СВА. В первую очередь, это касается структуры цен на топливо, энергетической эффективности топливопотребления, структуры энергетического хозяйства районов и т.д.

Поставки энергетических ресурсов в Северо-Восточную Азию. Перспективы поставок топливно-энергетических ресурсов из России в Китай, Южную Корею и Японию впечатляют своими масштабами: если объемы потребления котельно-печно-^ го топлива в восточных районах страны в § 2020 г. достигнут 250 млн тут, то потенцией альные поставки на экспорт могут соста-°± вить 150-175 млн тут (т.е. 60-70% внут-♦ реннего потребления). | Крупнейшим проектом станет строи-£ тельство нефтепровода из Западной Сиби-§ ри через Иркутск до Центральных и Вос-5 точных районов Китая. Российско-китайс-| кое соглашение (2001 г.) предусматривает 8 рост поставок нефти вплоть до 30 млн тут | к 2030 г. На шельфе о. Сахалин разведан 1 ряд месторождений углеводородов. Сум-£ марные извлекаемые запасы нефти остро-1 ва Сахалина (Стратегия развития..., 1997) § составляют 400 млн тонн: по проекту «Са-$ халин-1» - 290 млн т, по проекту «Саха-

лин-2» - 100 млн т. Прогнозируемая добыча за счет этих двух месторождений составит не менее 10 млн т нефти.

Наиболее крупными ожидаемыми проектами станут: газопровод Северные районы Тюменской области (СРТО) - Иркутск-Китай; Ковыктинское газоконденсатное месторождение; добыча газа на территории Республики Саха (Якутия); месторождения острова Сахалин. Наиболее перспективным является Ковыктинское газоконденсатное месторождение в Иркутской области. Объем добычи газа на уровне 2010 г. можно ожидать в 20 млрд м3.

Можно ожидать, что прирост запасов ресурсов газа позволит увеличить поставки газа за период 2015-2020 гг. еще на 10 млрд м3 в год. На базе выявленных ресурсов газа было проведено технико-экономи-ческое обоснование проекта «Саха-Газ» (Tiaping, Dong, 1993). Объем добычи газа составит приблизительно 34—43 млрд м3; мощность «экспортного» газопровода - от 13 до 19 млрд м3. Максимальная мощность по поставляемому топливу - 22,4 млн тут. По-видимому, поставки топлива в Южную Корею начнутся с 2010 г.

Поставки природного газа из Тюменской области могут быть осуществлены, например, за счет газопровода, имеющего производительность 32 млрд м3 газа в год. Огромные ресурсы Западной Сибири дают большие возможности привлечения газовых ресурсов для экспортных поставок по трубопроводам с общим направлением: Северные районы Тюменской области -Иркутск - Шеньян. Сооружение мощного газопровода создает предпосылки для разработки дополнительных ресурсов: Юрубчено-Тахомского нефтегазового месторождения в Красноярском крае и

Верхне-Чонского месторождения в Иркутской области.

При разработке нефтегазового месторождения на шельфе о. Сахалин по проекту «Сахалин-1» обосновывается возможность добычи около 420 млрд м3 газа, а по проекту «Сахалин-2» - около 300 млрд м3 газа. Таким образом, мощности этих двух месторождений многократно превышают уровень потребления газа в регионе, который не превышает 10 млрд м3.

Передача электроэнергии в Китай на базе Богучанской ГЭС обеспечивает поставку электроэнергии, которая соответствует потреблению примерно 6 млн тут. Особенностью этого проекта является высокая степень его эффективности: можно считать, что к 2010 г. основная мощность ГЭС будет задействована.

Проведенные предпроектные работы позволяют прогнозировать развитие двух строек: сооружения мощного Южно-Якутского гидроэнергетического узла и сооружения ЛЭП от южной Якутии до о. Сахалин и о. Хоккайдо (Япония). Реализацию этого проекта можно ожидать в 2015-2020 гг.

На юге Приморского края по некоторым вариантам развития энергетики предусматривается строительство АЭС относительно небольшой мощности (1,1 млн кВт), дополнительная мощность обеспечивается за счет ГЭС. Сооружение ЛЭП постоянного тока предполагается до Шеньяна (Китай) и в Южную Корею, ввод мощности - в 2015 г.

О ресурсах канско-ачинских бурых углей можно будет говорить лишь в период 2015-2020 гг. применительно к электростанциям мощностью 4800-6400 МВт.

Ввод газовых месторождений (Ковык-тинского, Якутского, Сахалинского) пре-

дусматривается в середине рассматриваемого периода. По-видимому, к 2010 г. будет начата поставка газа из Ковыкты в Китай. На полную мощность поставки углеводородного сырья будут задействованы к 2015 г. В близкие сроки (2010 г.) намечается реализация проекта освоения месторождения в Якутии и сооружение газопровода до Сеула.

Таким образом, сроки сооружения энергетических объектов (Учурской ГЭС, Приморской АЭС, Канско-Ачинской ГРЭС) укладываются в 2015-2020 гг. Раньше других должны быть реализованы такие объекты, как месторождения в северных районах Тюменской области (СРТО) и о. Сахалин, а также строительство Богучанской ГЭС (табл. 12).

Система ограничений (добыча топлива; импорт и экспорт отдельных видов топлива и электроэнергии; баланс добычи, импорта и экспорта и т.д.), используемая в модели COG 14x5, принципиально не отличается от системы ограничений модели COG 3x5. Однако в модели COG 14x5 § вводятся четыре (агрегированных или де- | загрегированных) региона, являющихся <§ потребители энергоресурсов (Китай Цент- 1 ральный, Китай Восточный, Южная Корея g и Япония) и три вида энергетических ре- 1 сурсов (нефть, газ и электроэнергия). §

Как видно их данных табл. 12, сформи- 1 ровался международный рынок и по ис- 1 точникам энергоснабжения. Основное ба- * лансовое соотношение имеет вид: 8

М+1-Е= U= D, I

где М - добыча топлива; I - импорт; Е - * экспорт; U - использование топлива; D - ю потребление. "

На уровне 2020 г. основным видом экс- §

00

портируемого топлива будет газ: его пере- р

Таблица 12

Поставки энергоресурсов в страны СВА (максимальный вариант, млн тут.)

Маршрут Годы

2005 2010 2015 2020

Нефть

Сахалин - Япония 9,6 10,0 10,0 10,0

Нефтепровод СРТО- Китай 5,0 13,5 22,5 36,1

Газ

Ковыкта - Китай - 22,6 35,0 35,0

Газопровод «Саха - Южная Корея» СРТО-Иркутск-Китай - 30,0 30,0 12,0 30,0 12,0

Сахалин - Дальний Восток - 12,0 12,0 12,0

Линии электропередач

Богучанская ГЭС - Китай - 4,6 6,0 6,0

Учурская ГЭС - Япония - 0,2 -3,0 3,0

Приморская ГРЭС - Китай и Сеул" Канск - Китай - 3,0 -2,0 2,0 10,0

* Среднемноголетняя выработка ~ 17 млрд кВтчас. ** Без реверсивных перетоков, составляющих около 4,8 млн кВтчас.

Таблица 13 с Годовые затраты на добычу и

§ транспортировку топлива и производство ° и передачу электроэнергии (млрд долл.)

с<Г ____

На добычу угля и выработку э/э 12,09 На передачу электроэнергии 3,68

На добычу нефти 14,70 На перекачку нефти 1,68

На добычу газа 7,70 На перекачку газа 21,67

Полные затраты на добычу 34,49 Полные затраты на экспорт топлива и электроэнергии 27,03

ш

о о

| дача составит более 90 млн тут. Поставка

= нефти составит более 46 млн тут, а постав-

| ка электроэнергии (в пересчете на топли-

| во) - около 40 млн тут.

| Годовые затраты на добычу топлива

Л (газ, нефть), выработку электроэнергии, а

также и на транспортировку энергии (табл. 13), составят 61,5 млрд долл. (здесь, как и в модели СОв 3x5, затраты учитываются по пятилетиям: 2000, 2005, 2010, 2015, 2020). Затраты на добычу (нефти и газа) и производство электроэнергии составят около 33 млрд долл., но примерно 2/3 от этой суммы составляют расходы на сооружение весьма протяженных газопроводов, прокладываемых в тяжелых условиях.

Однако, существенными являются не только затраты на добычу и транспорт энергии, но и запас экономической прочности рассматриваемых объектов. Запас экономической прочности энергетических объектов определяется по формуле:

£СГТШХ (КМс + КЕс) = Ее Ыс, Еотах {КМо + КЕо) = Ео N0,

тах + = Д^,

где Ее, Ео, Eg - поставка угля, нефти и газа; Естах, Еотах, Egmax - максимальная поставка угля, нефти и газа; КМс, КМо, KMg - затраты на добычу угля, нефти и газа; КЕс, КЕо, KEg - затраты на транспортировку электроэнергии, нефти и газа; Ыс, N0, Ng - международные цены на уголь, нефть и газ (табл. 14).

Цена на нефть в глубинных районах Китая принята равной 130-150 долл./тут. (2000-2020 гг.). Цена на нефть на Сахалине и в прилегающих районах принята на уровне 105-135 долл./тут. Стоимость перекачки газа с о. Сахалин в близлежащие районы Хабаровского края будет относительно невелика.

Использование такого энергоносителя, как электроэнергия, требует дополнительных затрат (например, затрат на линии электропередачи и т.д.) Поэтому уровень затрат на генерацию и передачу энергии составит более 135-175 долл./тут. Сравне-

Таблица 14

Соотношение затрат и предельных цен (доллЛут, 2000 г.)

Районы производства электроэнергии Затраты на производство и транспорт электроэнергии Предельные цены Соотношение затрат и пред. цен (в %)

Богучанская ГЭС Учурская ГЭС Приморская АЭС Канско - Ачинская ГРЭС 810 2175 1750 1450 816 3650 3521 2616 99,3 59,6 49,5 46,3

Районы добычи топлива Затраты на добычу и транспорт электроэнергии Предельные цены Соотношение затрат и пред. цен (в %)

Сахалин Северные районы Тюменской обл. Ковыктинское месторождение -Китай Якутское месторождение - Южная Корея Иркутск - Китай Сахалин - Приморский край 1500 4873 4025 4375 1516 960 2265 5589 4060 4410 1693 972 66,2 87,2 99.1 93.2 89,5 98,8

ние затрат на добычу и транспорт с мировыми ценами показывает:

1) уровень цен на нефть в Центральном и Восточном Китае существенно ниже цен мирового рынка;

2) при принятых мировых ценах на электроэнергию затраты на сооружение и эксплуатацию (ГЭС, АЭС, ГРЭС) обеспечивают уровень прибыли, как правило, в размере -50%;

3) при высокой стоимости прокладки газопроводов (Ковыктинский, Республика Саха, Тюмень - Китай и в Южную Корею) уровень рентабельности остается невысоким (не более 10%).

5. Заключение

Проведенные расчеты показывают, что в энергетике восточных районов России происходят два параллельных процесса:

быстрое развитие международных связей с Китаем, Южной Кореей и Японией, что обес-

печивает возможность беспрецедентного роста экспорта углеводородного сырья, а также передачи электроэнергии (вплоть до 2020 г.);

сокращение внутреннего потребления энергоресурсов (минимальный вариант) до 0,4-0,5%.

Внутренняя потребность в топливе в §

восточных районах в 2020 гг. составит |

255 млн тут (в 2000 г. - 200 млн тут). При- <§

рост внутреннего потребления топлива бу- |

дет обеспечиваться в равной мере как за 5

счет угля, так и за счет газа. I

Огромные ресурсы сибирских углей ос- §

таются источником наиболее дешевого (по 1

мировым оценкам) топлива. Сибирь явля- | ется базой энергоемких производств (алю-

миния, меди, никеля, цинка и т.д.), однако 8

ее потенциальные возможности пол- §

ностью не использованы. *

г. 2

В отличие от «скромного» роста внут- °

реннего энергопотребления (на 55 млн тут "

за период 2000-2020 гг.), в 2020 г. предус- о

матривается поставка нефти в Китай на г.

уровне 40 млн тут, а в 2030 г. - на уровне 66 млн тут (в соответствии с Российско-китайским соглашением, подписанном в 2001 г.). Таким образом, прирост потребления энергии в восточных районах России оказался сравним с производительностью нефтепровода Сибирь - Китай.

Строительство трансконтинентального трубопровода по маршруту Тюменская область - Иркутск - Республика Бурятия -Монголия - Китай предусматривает прокладку мощного газопровода 32 млрд м3 (37 млн тут). Таким образом, три экспортных газопровода (из Ковыкты, Якутии и Тюменской области) к 2020 г. обеспечат суммарную поставку энергии в страны СВА в размере 78 млн тут.

Масштабы передачи электроэнергии из России в Китай и Японию уступают поставкам углеводородного сырья. Передавае-

мая энергия Богучанской ГЭС, Учурской ГЭС, Приморской АЭС эквивалентна 38 млн тут (для сравнения производительность нефтепровода Западная Сибирь -Китай составляет 66 млн тут).

Масштабы возможной добычи канско-ачинского угля (и мощность соответствующей ЛЭП) в 2010-2020 гг. практически не ограничены: нужна заинтересованность китайской стороны и необходимые капиталовложения.

Расчеты показали высокую проектную экономическую эффективность рассматриваемых объектов. Так, например, сооружение на юге Приморского края АЭС мощностью 1,3 млн кВт дает существенную экономию сезонных режимов электропотребления (т.е. экономия мощности в Китае, Южной Корее и России достигает 7,2 млн кВт).

Литература

Агафонов Г.В., Волкова Е.Д., Воропай Н.И. и др. Топливно-энергетический комплекс России. Современное состояние и взгляд в будущее / Под ред. А.П. Меренкова и др. - Новосибирск: Наука, 1999.

Самородов Г.К, Шаталов В.И. Электрические связи большой пропускной способности для экспорта в Китай. Международная конференция «Восточная энергетическая политика России», Иркутск, 1998.

Стратегия развития газовой промышленности России.-М., 1997.

Electric Power Industry in China. - Beijing: China Electric Power Press, 1996.

Energy Statistical on Non - OECD - contries, IEA, 1997 и др.

Sun Tiaping, Li Dong. Strategies and Policy Options for Electrical Powes Development in China, 1993.

Статья поступила в редакцию 23.04.2002 г.