Анатолий Оводенко, Алена Фомина
Оценка топливного баланса энергосектора Сибири и Дальнего Востока
"Экономические стратегии", №05-06-2006, стр. 62-66

Важнейшим направлением стратегического развития отечественной экономики является трансформация энергосектора - совокупности отраслей, обеспечивающих удовлетворение потребности общества в энергии. Для России выяснение приоритетов в этом секторе имеет важнейшее значение не только потому, что в силу больших запасов энергоресурсов и климатических условий топливно-энергетический комплекс является крупнейшим источником ВВП и сферой занятости миллионов работников, но и вследствие особого места РФ в энергообеспечении ряда стран Европы и Азии, определяющего ее роль и перспективы в глобальном экономическом и энергетическом пространстве (1).

С точки зрения цикличной динамики в энергосекторе периодически происходят качественные преобразования, обусловленные сменой поколений техники, технологических укладов, технологических способов производства. Эти преобразования сопровождаются энергетическими кризисами различной глубины и длительности.

Россия занимает одно из ведущих мест в мире по разведанным запасам углеводородного сырья, его добыче, потреблению и экспорту, играет ключевую роль в энергообеспечении и энергетическом будущем Евразии. Экспорт минерального сырья составляет основную часть валютных доходов нашей страны, причем эта доля с 1995 по 2002 г. выросла с 42 до 55% (2).
Однако если сравнить экономическую и экологическую эффективность работы энергосектора России со среднемировыми показателями, то можно заметить значительное отставание в РФ потребления ресурсов на душу населения и на сравнимый объем ВВП. В настоящее время энергоемкость ВВП России превышает среднемировой показатель в 2,3 раза, а показатель стран Европейского союза - в 3,1 раза (3). Существующий потенциал энергосбережения оценивается в 360-430 млн т условного топлива (далее - у.т.), или 39-47% текущего потребления энергии.
Энергетическая стратегия России до 2020 г. предусматривает рост энергопотребления на 21% уже к 2010 г. и на 40% к 2020 г. за счет структурной перестройки экономики (рис. 1; 4). В результате потребность в первичных энергоресурсах на внутреннем рынке составит 1020-1095 млн т у.т. к 2010 г. и 1145-1270 млн т у.т. к 2020 г. с учетом темпа экономического роста (рис. 2; 4).
Основой внутреннего спроса на топливно-энергетические ресурсы при любых вариантах развития экономики России (оптимистическом и умеренном) является природный газ. В настоящее время его доля в расходной части топливно-энергетического баланса составляет 50%. Максимально возможное снижение доли природного газа в расходной части топливно-энергетического баланса к 2020 г. составит 5%. Доля потребления остальных первичных энергоресурсов останется стабильной: жидкое топливо (нефть и нефтепродукты) - 20-22%, твердое топливо - 19-20% (5).
При этом территориальная структура энергопотребления не претерпит существенных изменений. В частности, в суммарном внутреннем энергопотреблении России доля энергопотребления Сибири составит около 18%, Дальнего Востока - 5%. Структура потребления топлива в электроэнергетике России представлена на рис. 3. Прежде всего велик спрос на электроэнергию в Европейской части страны, где сосредоточено более 70% ее промышленного потенциала и населения. Эффективный гидроэнергетический потенциал в этой зоне практически исчерпан, а основные топливные ресурсы находятся в Сибири и на Дальнем Востоке.

Рисунок 1. Прогноз динамики роста ВВП и энергопотребления России на период до 2020 г. и по отношению к уровню 2000 г.

Рисунок 2. Динамика структуры и объемы внутреннего потребления первичных топливно-энергетических ресурсов в России

Рисунок 3. Структура топлива в электроэнергетике России, млн т у.т.

Энергетическая стратегия России предусматривает развитие генерации, не использующей органическое топливо, тем не менее основой электроэнергетики России в целом, включая Европейскую часть страны, на период до 2020 г. останутся тепловые электростанции, удельный вес которых в структуре производства электроэнергии сохранится на уровне 60%. Структура топлива, расходуемого на ТЭС, будет изменяться в сторону сокращения доли газа и увеличения доли угля. При этом соотношение между использованием газа и угля в качестве топлива будет определяться конъюнктурой цен на указанные энергоносители.

Для обеспечения электростанций топливом предусматривается максимальное вовлечение в топливный баланс угля, объем потребления которого до 2020 г. намечается увеличить почти в два раза, доведя его годовое потребление до 165 млн т у.т. (289 млн т; 6). При этом планируется лишь незначительное увеличение потребления на электростанциях газа - с 180 млн т у.т. в 2001 г. (159 млрд м3) до 185 млн т у.т. в 2020 г. (165 млрд м3). Прогноз потребности в природном газе и угле в электроэнергетике России представлен на рис. 4.

Рисунок 4. Прогноз потребности в топливе на ТЭС России

Динамика потребности ТЭС в твердом топливе представлена на рис. 5. Необходимо отметить, что в период до 2015 г. учитывается потребление угля действующими ТЭС: после обеспечения их полной загрузки потребление угля начинает формироваться и за счет ввода новых генерирующих мощностей. В частности, РАО "ЕЭС России" планирует в период до 2020 г. ввести на угле более 23 млн кВт новых и расширяемых мощностей и осуществить работы по комплексной реконструкции и установке нового прогрессивного оборудования в существующих корпусах (8 млн кВт мощностей).

Рисунок 5. Потребность в угольном топливе ТЭС России в динамике

Динамика потребления первичных топливных ресурсов зависит от рыночной конъюнктуры на соответствующих рынках. Именно поэтому необходимо рассмотреть прогнозы динамики изменения цен с учетом существования ограничений по добыче экономически эффективных природных ресурсов и пропускной способности транспортной инфраструктуры, а также с учетом снижения доли инвестиций в топливную промышленность с 47% в 2004 г. до 40,7% в 2008 г.

В целом прогнозируется сохранение относительно высоких мировых цен на нефть (по данным международных агентств и организаций, специализирующихся на мониторинге и прогнозе мировых цен на нефть: КЭРА, Международного валютного фонда, Управления энергетической информацией, Всемирного банка), а также резкие подъемы и спады. Предполагается, что добыча нефти будет увеличиваться умеренными темпами до 2015 г. и достигнет 530 млн т. Динамика ценовой конъюнктуры по жидкому топливу представлена в табл. 1.

Таблица 1. Динамика цен на топливо по основным энергозонам (без НДС), руб./т у.т.

В долгосрочном плане цены на нефть окажут влияние на производный продукт (мазут). Объемы производства мазута, по прогнозам, снизятся начиная с 50-51 млн т в 2005 г. до 45 млн т в 2010 г., 36 млн т в 2015 г. и 29 млн т в 2020 г.

В долгосрочном периоде предусматривается рост добычи природного газа до 690-740 млрд м3 в год к 2015 г. В отличие от нефтяной отрасли на динамику добычи газа наибольшее влияние оказывают цены на внутреннем рынке. Конкретные объемы добычи газа уточняются в зависимости от спроса на энергоресурсы, уровня регулируемых цен на газ, объемов инвестиционных ресурсов, динамики либерализации внутреннего рынка газа и темпов реформирования отрасли. При этом обеспечение необходимого роста инвестиций в газовую отрасль требует повышения цен на газ до 59-64 долл. за 1 тыс. м3. Размер повышения цен на газ в соответствии с прогнозом Правительства РФ, представленным в Государственную думу РФ 26.08.2004 г., в среднем составит 11% в 2006 г. и 8% в 2007 г., что обеспечивает формирование средней оптовой цены на газ на уровне 40,5-41,5 долл. за 1 тыс. м3 уже в 2006 г.

Перспективные уровни добычи угля определяются спросом на него на внутреннем рынке с учетом его ценовой конкурентоспособности по отношению к другим видам первичных энергоресурсов. В условиях опережающего роста цен на природный газ и стабилизации цен на уголь соотношение цен в условном топливе на газ и энергетический уголь поднимется до 1,4/1 к 2010 г. и далее может достигнуть 1,6-2/1. Рост темпов потребления угля превышает рост потребления других видов топлива. Добыча угля прогнозируется на уровне 270-330 млн т в 2010 г. и может достигнуть 375-430 млн т к 2020 г. При этом особо быстрый темп роста характерен для энергетических углей: до 70 млн т в 2010 г. и 75-80 млн т в 2020 г. (Кузнецкий бассейн в Кемеровской области, Канско-Ачинский бассейн в Красноярском крае, Мугунское и Харанорское месторождения в Читинской области, Ерковецкое на Дальнем Востоке, Лучегорское и Павловское в Приморском крае).

Данный сценарий развития угольной отрасли, в частности потребление энергетических углей, связан, с одной стороны, с реализацией стратегии развития электроэнергетики в Сибири и на Дальнем Востоке (использование гидроэнергетическх генерирующих объектов при наличии соответствующих водных ресурсов и генерирующих объектов с применением угля в качестве основного топлива при наличии угольных месторождений, а также снижение транспортных расходов на доставку топлива к генерирующим объектам), а с другой стороны, с относительным удешевлением энергетических углей по сравнению с другими видами топлива.

При распределении общей потребности по видам и источникам топлива наряду с ценами топлива должны быть учтены ресурсные возможности его производителей, выявленные при формировании региональных топливно-энергетических балансов для оптимистического сценария энергетической стратегии России.

Для топливообеспечения электростанций отрасли к 2009 г. потребуется увеличить суммарный объем поставок топлива по сравнению с уровнем 2004 г. на 24,2 млн т у.т. Это будет сделано преимущественно за счет увеличения поставок газа (на 15,1 млн т у.т.) и в значительно меньшей мере - поставок угля (на 9,0 млн т у.т.) при практической стабилизации поставок мазута. Эта же тенденция характерна и для более долгосрочного периода (до 2015 г.) - потребность в топливообеспечении возрастет на 42,6 млн т у.т. по сравнению с 2004 г.

При этом структура топливообеспечения электростанций отрасли изменится очень незначительно. В целом по отрасли доля мазута стабилизируется на уровне 3,1-3,3%, доля угля повысится с 24,9 до 25,9%, а доля газа несколько сократится (с 67,8 до 67,3%).

В рассматриваемых ОЭС (ОЭС Сибири и ОЭС Дальнего Востока) представлены следующие генерирующие компании: ТГК-14, ТГК-11,
ТГК-12, ТГК-13, ОГК-6, ОГК-4, ОГК-3. Часть компаний помимо генерирующих объектов, расположенных в рассматриваемых ОЭС, имеет генерирующие объекты, расположенные в других ОЭС. Потребность в топливе каждой из компаний представлена в табл. 2.

Таблица 2. Потребность в топливе по электростанциям, млн т у.т.

Необходимо отметить, что динамика развития потребности в топливе имеет явную тенденцию к росту по всем компаниям. Однако рост потребления топлива сопровождается спадами и подъемами, что обусловлено системой логистики и политикой создания резервов топлива в каждой компании.

Примечания

1. Кузык Б.Н., Яковец Ю.В. Россия - 2050. Стратегия инновационного прорыва. М.: Экономика, 2004.
2. Российский статистический ежегодник. 2003. М.: Госкомстат России, 2003.
3. Яковец Ю.В. Рента, антирента, квазирента в глобально-цивилизационном измерении. М.: Академкнига, 2003.
4. ТЭК России: Энергетическая стратегия России на период до 2020 года: Приложение к журналу "Минатом", 2003.
5. Шафраник Ю. "Сырьевой" фактор роста // Экономические стратегии. 2003. № 6.
6. Гарипов В.З. Козловский А.Е., Литвиненко В.С. Минерально-сырьевая база топливно-энергетического комплекса России. М.: РАЕН, 2003.