География ТЭК и его современное состояние

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

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

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

По оценкам ИНП РАН, добыча нефти  в стране будет медленно возрастать до 2030 г. и достигнет максимума 535-545 млн. т, далее ожидается сокращение добычи нефти до 460-470 млн. т к 2040 г. С ростом добычи нефти до 2030 г. будет  возрастать и ее экспорт до 255-265 млн. т, по сравнению с 249 млн. т в 2010 г., с последующим снижением до 220 млн. т к 2040 г. 

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

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

По имеющимся оценкам, спрос  на мировых рынках на российский природный  газ может возрасти к 2030 г. в 2,4-2,6 раза по сравнению 2010 г. [25], хотя эти прогнозы выглядят слишком оптимистичными. По оценкам ИНП РАН, поставки российского газа в Европу могут увеличиться на 25-30% с учетом сокращения поставок по Украинской газотранспортной системе и сооружения в обход ее двух газовых потоков – Северного потока через Балтийское море и Южного потока через Черное море и Балканский полуостров.

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

По расчетам ИНП РАН, добыча природного газа в стране, учитывая ожидаемый  рост затрат и ожидаемый спрос  на внешних рынках, скорее всего, может возрасти незначительно: с 651 млрд. куб. м в 2010 г. до 660-670 млрд. куб. м в 2030 г. и оставаться примерно на этом уровне в течение последующего десятилетия.

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

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

По расчетам ИНП РАН, в отсутствие государственной политики по сокращению выбросов тепличных газов добыча угля в стране будет возрастать с 151 млн. т н.э. (322 млн. т угля) в 2010 г. до 205-225 млн. т н.э. (400-450 млн. т угля) к 2030 г. с дальнейшим ростом до 260-265 млн. т н.э. (520-530 млн. т) к 2040 г. При этом в Европейской части РФ будет добываться около 35-37 млн. т н.э. угля (Печорский, Донецкий бассейн и др.), в регионе Урала и Западной Сибири – 110-115 млн. т н.э. (Кузбасс) и в регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока – 65-80 млн. т н.э. (Канско-Ачинский бассейн, Якутские угли и др.). Возможный экспорт угля оценивается в 65-70 млн. т н.э. в 2030 г. и 50-60 млн. т н.э. в 2040 г.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Сетевое электрохозяйство страны, оставшееся в руках государства после  реформирования электроэнергетики, пока не имеет должного развития. Электрические сети, сооруженные в советское время в условиях плановой экономики, с конфигурацией электрических потоков, рассчитанной на централизованное управление ими, не могут обеспечить экономичный транспорт электроэнергии в рыночных условиях. Это приводит к росту потерь электроэнергии. Федеральная сетевая компания должна иметь финансовые средства, достаточные для перестройки и развития сетей напряжением 110 кВ и выше. Необходимо обеспечить связи между работающими изолированно тремя частями ЕЭС России: энергосистемой Европейской части и Урала, энергосистемой Сибири и энергосистемой Дальнего Востока. Эта связь может дать существенный энергетический и экономический эффект, так как позволит обеспечить резервирование электрических мощностей и тем самым снизить остроту их современного дефицита. Ряд Объединенных генерирующих компаний и Теплогенерирующих компаний не выполняет своих инвестиционных обязательств, что сдерживает развитие экономики страны. В таких случаях действенным шагом будет последовательное возвращение под контроль государства крупнейших в стране тепловых электростанций, которые являются опорными мощностями в формировании и развитии ЕЭС России и всей электроэнергетики страны. Без такого маневра надежно развивать и перестраивать экономику страны нельзя из-за возможного возникновения глубоких дисбалансов как в самой ЕЭС России, так и в территориальном росте потребительского спроса.