CC BY
18
С вступлением в новое тысячелетие, помимо сложностей с обеспечением надежности текущего топливо- и энергоснабжения, российской экономике придется столкнуться с новыми для нее, реально сформировавшимися в последние годы стратегическими угрозами обеспечения энергетической безопасности страны в ближней и среднесрочной перспективе. Статья посвящена формулированию таких угроз долгосрочного плана, а также оценке дефицита первичных топливно-энергетических ресурсов при возможной реализации этих угроз.
Стратегические угрозы энергетической безопасности России*
Н. И. ВОРОПАЙ,
член-корреспондент РАН, С. М. СЕНДЕРОВ, кандидат технических наук,
В. И. РАБЧУК, кандидат технических наук, Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН (ИСЭМ СО РАН), Иркутск
Энергетика играет важнейшую роль в обеспечении жизненно необходимых потребностей экономики России: на сегодняшний день доля топливно-энергетического комплекса (ТЭК) в промышленной продукции страны составляет более 25%, в налоговых поступлениях - примерно 35%, в доходах от экспорта - более 50%. Соответственно, любое изменение показателей работы ТЭК оказывает существенное влияние на эффективность функционирования всей экономики страны.
Динамика структуры производства первичных топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) представлена в табл. 1.
* В работе над статьей принимали участие Н. И. Пяткова, Г. Б. Славин, М.Б. Чельцов.
© ЭКО 2006 г.
Таблица 1
Структура собственного производства первичных топливно-энергетических ресурсов в России в 1991-2005 гг., млн т у. т.
Показатель 1991 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Собственное производство первичных ТЭР, всего 1758 1421 1465 1515 1608 1700 1770
В том числе:
природный и попутный газ 739 672 668 684 713 729 737
уголь 212 155 161 154 166 168 178
электроэнергия ГЭС и АЭС, прочие первичные ТЭР 167 145 155 150 145 160 167
нефть и газовый конденсат 647 454 487 532 589 643 688
Анализ ситуации и тенденций в энергообеспечении России выявил наличие комплекса стратегических угроз энергетической безопасности, стоящих на пути реализации «Энергетической стратегии России на период до 2020 г.», утвержденной правительством РФ в августе 2003 г.1 В качестве стратегических можно рассматривать угрозы, формирующие устойчивую длительную дефицитность энергетического баланса, приводящую к сдерживанию экономического роста, стагнации либо ухудшению социально-экономического положения страны (рис. 1).
Рассмотрим более подробно перечисленные угрозы, возможные последствия их реализации, а также пути их частичной или полной нейтрализации.
Дефицит инвестиций
В последние 10-15 лет инвестиции использовались преимущественно для простого воспроизводства в отраслях ТЭК, поддержания достигнутого уровня добычи топлива и производства преобразованных топливно-энергетических
1 Энергетическая стратегия России на период до 2020 г. // ТЭК. 2003. № 2. С. 5-37; Энергетика России. Стратегия развития. Научное обоснование энергетической политики / Минэнерго РФ, ИЭС. М., 2003.
Рис. 1. Стратегические угрозы энергетической безопасности России и их взаимосвязи
ресурсов. Однако и для этих целей средств было недостаточно. В результате в отраслях ТЭК накапливалась доля изношенного оборудования, в том числе выработавшего свой ресурс, происходили некомпенсируемое выбытие производственных фондов, снижение или стагнация технического уровня и экономической эффективности энергетики.
Объемы суммарных инвестиций в ТЭК представлены в табл. 2, при этом основной их объем (более 50%) в последние годы вкладывался в нефтяную отрасль (нефтедобыча, магистральный транспорт нефти).
В 2004 г. объем капиталовложений в ТЭК составил 84% от требуемого, в том числе в электроэнергетику - 65%, газодобычу - 81%, нефтедобычу - 79%2. Согласно умеренному варианту Энергетической стратегии, в 2011-2020 гг. в
2 Троицкий А. А. Результаты мониторинга реализации Энергетической стратегии России на период до 2020 г. в 2004 г. и оценок по 2005 г. Предложения по осуществлению государственной энергетической политики // Энергетическая политика. 2005. Вып. 5. С. 5-10.
Таблица 2
Капиталовложения в ТЭК России в 2000-2003 гг., млрд дол.
Отрасль 2000 2001 2002 2003
Нефтедобыча 4,5 6,3 6,3 8,0
Магистральный транспорт нефти
и нефтепродуктов 2,7 3,8 3,5 3,4
ТЭК в целом 11,3 15,2 15,8 22,2
Источник: Российский статистический ежегодник-2004: Стат. сб. / Росстат. М., 2004; Бушуев В. В., Троицкий А. А. Результаты мониторинга Энергетической стратегии России, проблемы ее реализации и энергоэффективность экономики // Теплоэнергетика. 2005. № 2. С. 2-8; Яновский А. Б., Бушуев В. В., Саенко В. В., Троицкий А. А. О ходе реализации в 2003 г. Энергетической стратегии России на период до 2020 года // Энергетическая политика. 2004. Вып. 2. С. 14-19.
среднем требуется около 40 млрд дол. в год, что пока представляется проблематичным. Это связано с двумя основными факторами:
^ недостаточностью внутренних накоплений энергетических компаний, вызванной низким техническим уровнем производственного аппарата ТЭК, низкой эффективностью хозяйствования, а также существенно заниженными регулируемыми ценами на основные виды энергоресурсов; ^ недостаточным привлечением средств отечественных и иностранных инвесторов, вызванным плохим инвестиционным климатом в российской экономике, особенно в энергетике, и низкой ожидаемой доходностью в дефицитных по инвестициям отраслях ТЭК. Для формирования благоприятного инвестиционного климата необходимы значительные усилия со стороны государства, в том числе снижение уровня коррупции и стабилизация налоговой системы.
Энергорасточительность экономики
На повышение энергоэффективности народного хозяйства влияют два ключевых аспекта:
^ структурные изменения в экономике в целом и внутри
отдельных ее отраслей; ^ технологическое и организационное энергосбережение.
Общие количественные оценки снижения энергоемкости ВВП в последние годы кажутся оптимистичными: в 2004 г. она составила 83% от уровня 2000 г. против 88%, зало-
женных в Энергетической стратегии3. В то же время необходимо учесть, что важнейший вклад в снижение энергоемкости внес рост доходов от экспорта сырья, особенно нефти и газа, что никак не связано с прогрессивными изменениями в отечественной экономике. По умеренному варианту Энергетической стратегии, снижение удельной энергоемкости ВВП к 2020 г. намечено на 44% от уровня 2000 г., или в среднем 2,85% в год.
Можно надеяться до 2020 г. снизить энергоемкость на 30-35% (1,75-2,13% в среднем за год). В результате разницу придется компенсировать весьма значительным дополнительным объемом топливно-энергетических ресурсов. И это -проблема не только далекого 2020 г., но и ближайших лет.
Для снижения энергоемкости необходима (помимо мер, принимаемых потребителями топливно-энергетических ресурсов) активная энергосберегающая политика государства как минимум в трех направлениях.
□ Экономическое
^ либерализация цен на топливно-энергетические ресурсы при непременном преодолении монополизма на энергетических рынках и социальной защите малообеспеченных групп населения;
^ более решительное повышение регулируемых государством цен на эти ресурсы;
^ стимулирование энергоэффективного поведения населения и хозяйствующих субъектов;
^ улучшение инвестиционного климата в российской экономике, включая инвестиционную привлекательность в энергоемких отраслях;
^ активизация производства неэнергоемких товаров и услуг.
□ Институциональное
^ стандартизация и нормирование энергоемкости;
^ установление ощутимых санкций за расточительное расходование энергии с направлением этих средств на поддержку энергосбережения;
^ формирование действенного законодательства об энергосбережении.
3 Троицкий А. А. Результаты мониторинга реализации Энергетической стратегии России. С. 5-10.
□ Ментально-информационное
^ воспитание энергоэффективного поведения у физических и юридических лиц;
^ распространение информации, обмен опытом, передача технологий;
^ проведение научно-исследовательских, опытно-конструкторских работ в данной области.
Ценовые перекосы между газом и углем
Перекос в ценовых соотношениях на топливно-энергетические ресурсы в последние годы привел «к деформации структуры спроса с чрезмерной ориентацией на газ и снижением конкурентоспособности угля»4. В частности, цены на газ у потребителей в 2000 г. оказались ниже цен на уголь в 1,5 раза5, в то время как на внешних рынках цена газа в 1,5-2 раза выше цены угля, что объективно отражает «ренту за качество».
В Энергетической стратегии ставится задача «скорейшей ликвидации диспропорций между ценами разных видов энергоносителей». При этом «цены на газ потребуется увеличить относительно 2002 г. в 2,2-2,25 раза к 2007 г. и к 2010 г. вывести на уровень равновесия с ценами газа на европейском рынке, что означает рост в 2,5-2,7 раза по сравнению с действующими ценами». Такой рост соответствует обоснованному соотношению цен на газ и уголь в 2010 г. примерно 1,4 : 1 и в последующие годы - порядка 1,6 - 2,0 : 16.
Пока этот ценовой перекос устраняется недостаточно высокими темпами. Хотя в 2004 г. цены на газ и уголь (в расчете на т у. т.) сравнялись, это не обеспечило необходимых структурных изменений. Доля газа в потреблении первичных топливно-энергетических ресурсов увеличилась за год с 52 до 52,5% против прогнозируемого Энергетической стратегией снижения до 50,5%, а доля угля - снизилась с 15,7 до 15,6% против прогнозируемого роста до 19%.
Препятствием для ликвидации ценового перекоса является, во-первых, слабая конкурентоспособность отечествен-
4 Энергетика России. Стратегия развития. Научное обоснование энергетической политики / Минэнерго РФ, ИЭС. М., 2003.
5 Здесь, как и в других случаях - в расчете на тонну условного топлива.
6 Энергетика России. Стратегия развития.
ной продукции даже при нынешних сравнительно низких ценах на газ. Во-вторых, низкая платежеспособность населения, бюджетной сферы и значительной части бизнеса. Эта платежеспособность если и улучшается, то очень медленно. Указанные препятствия усиливаются значительной инерционностью процесса приспособления экономики к высоким уровням цен - порядка 50-60 дол. и более за 1 тыс. м3 в 2010 и 2020 гг. Третье препятствие - неизбежность значительного роста средней цены угля, рост потребления которого в европейских регионах России и на Урале будет удовлетворяться привозным топливом из Сибири.
Ценовые диспропорции между энергетическими и другими товарами и услугами
«Динамика цен (с 1990 по 2002 гг.) на топливно-энергетические ресурсы и продукцию других отраслей свидетельствует о том, что ТЭК не является инициатором общей инфляции», в чем его часто обвиняют7. Данную угрозу, тесно связанную с предыдущей, можно еще интерпретировать как угрозу отставания темпов роста цен на газ (и, добавим, другие топливно-энергетические ресурсы) внутри страны от требуемых темпов.
Реализация этой угрозы может привести к ослаблению инвестиционных возможностей хозяйствующих субъектов отраслей ТЭК и экономических стимулов энергосбережения. Пока рост цен на газ и электроэнергию, регулируемых государством, отстает от цен, диктуемых интересами указанных отраслей. Так, в 2003 г. фактические темпы (цены на газ были повышены в 2003 г. на 20%, а тарифы на электроэнергию для конечных потребителей - на 14%) были ниже, чем в расчетах для Энергетической стратегии: по электроэнергии - в 1,5 раза, по газу - в 1,25 раза.
«Замкнутость» в Сибири ее избыточных топливно-энергетических ресурсов
Указанный недостаток относится прежде всего к углю, а также к потенциально производимой на угле электроэнер-
7 Энергетика России. Стратегия развития.
гии. Ситуация характеризуется малыми резервами пропускной способности существующей железнодорожной сети в направлении Сибирь (Кузбасс, КАТЭК) - Урал - Центр, высокой себестоимостью таких перевозок, чрезвычайно большой капиталоемкостью сооружения специализированной углевозной магистрали (проект не предусмотрен даже оптимистическим сценарием Энергетической стратегии).
Серьезную проблему представляет сооружение электрического моста Сибирь - Урал - Центр. В Энергетической стратегии отмечается важная роль завершения строительства с переходом на номинальное напряжение ЛЭП 1150 кВт Итат - Барнаул - Экибастуз - Челябинск и заключения соответствующего договора с Казахстаном. При отсутствии такого договора ставится задача: в более отдаленной перспективе соорудить либо ЛЭП 1150 кВт Итат - Барнаул -Омск - Челябинск - Самара - Михайлов, либо ЛЭП постоянного тока 1500 кВт Сибирь - Урал - Центр, для чего целесообразно «в будущем выполнить углубленное ТЭО по выбору варианта электропередачи и сроков ее строитель-ства»8. Таким образом, крупномасштабный транзит сибирской электроэнергии до 2020 г. не предусматривается.
Ослабление рассматриваемой угрозы может сыграть важную роль в преодолении доминирования газа в топливно-энергетическом балансе европейской части России и в обеспечении ее энергетической сбалансированности, в том числе за счет увеличения доли угля.
Низкие темпы обновления оборудования в отраслях ТЭК
В настоящее время ТЭК России характеризуется значительной долей изношенного, в том числе выработавшего нормативный срок службы оборудования. Для него характерны низкая надежность (высокая аварийность), значительные затраты и продолжительность ремонтов, низкий технический уровень. Это обусловливает высокую себестоимость и энергоемкость производимых топливно-энергетических ресурсов; вынуждает инвестировать прежде всего
8 Энергетика России. Стратегия развития.
модернизацию производственного аппарата и ввод мощностей на замену изношенного оборудования в ущерб финансированию роста производства этих ресурсов и освоения новых топливных баз и энергетических технологий; повышает вероятность перерастания частых аварий (иногда и каскадных) в катастрофический развал систем энергоснабжения.
К настоящему времени проектный ресурс выработали около 20% генерирующих мощностей электростанций, а к 2010 г. эта доля приблизится к 50%. Для замены изношенного оборудования необходим ежегодный ввод 5-6 ГВт, фактически же вводится в среднем по 1,2 ГВт.
Возраст более 30 лет имеют 38% магистральных нефтепроводов и 47% нефтепродуктопроводов, более 20 лет -75% и 80% соответственно9.
Износ основных фондов газотранспортной системы составляет 56%, а 14% газопроводов полностью выработали свой срок службы; пропускная способность системы газопроводов «Надым-Пур-Тазовский район - Центр» из-за износа снизилась с проектных 578 до 518 млрд м3.
Сегодняшняя ситуация с инвестициями в ТЭК, в особенности с вложениями в электроэнергетику, заставляет сильно усомниться в реальности резкого перехода в 2011-2020 гг. к коэффициентам обновления в этой отрасли 3-5% в год, что соответствует требованиям Энергетической стратегии. Не менее проблематичен переход от ежегодного фактического ввода по системе ЕСГ в 2000-2002 гг. 400-800 км магистральных газопроводов и 1-2 компрессорных станций к вводу в 2006-2020 гг. в среднем по 1500 км и 8-9 станций ежегодно.
Низкие темпы обновления оборудования в отраслях ТЭК обусловлены также замедленным выходом отрасли теплоснабжения из глубокого кризиса в связи с чрезвычайной энергорасточительностью в сфере теплоснабжения и теп-лопотребления. Значительная часть ресурсов теряется из-за огромных потерь при транспортировке тепла (только в системах централизованного теплоснабжения, по официальным данным, потеряно 445 млн Гкал в год, или около 31%
9 Троицкий А. А. Результаты мониторинга реализации Энергетической стратегии России на период до 2020 г. в 2004 г. и оценок по 2005 г. С. 5-10.
объема производства тепла; это в 6-10 раз выше уровня потерь при эффективной эксплуатации и хорошем состоянии систем).
Еще одно препятствие - низкий коэффициент использования топлива теплогенерирующими установками: средний удельный расход оценивается по системам ЦТ -181 кг у. т. / Гкал, по децентрализованному сектору -243 кг у. т. / Гкал, что соответствует КПД 79% и 59% (с учетом преобладания газа в топливном балансе теплоисточников европейской части России)10.
Для преодоления или хотя бы ощутимого ослабления данной угрозы важны все меры по радикальному укреплению собственного инвестиционного потенциала энергетических компаний и по привлечению внешних инвестиций, необходима радикальная интенсификация инновационного процесса в отраслях ТЭК для замены изношенного оборудования новым и перевооружения энергетики на высоком технологическом уровне.
Отставание освоения сырьевой базы углеводородов
Важной задачей обеспечения энергетической безопасности России является увеличение прироста разведанных запасов углеводородов в объемах не менее 115-125% от уровня их добычи11. В 2002-2005 гг. эту задачу выполнить не удалось. В частности, прирост промышленных запасов нефти, включая газовый конденсат, в 2002 г. составил 254 млн т, в 2003 г. - 269 млн т, в 2004 г. - 238 млн т, в 2005 г. - 281 млн т (рис. 2).
По природному газу прирост промышленных запасов ближе к указанному нормативу, но ощутимо до него недотягивает. В 2002 г. он составил 902 млрд м3, в 2003 г. -508, в 2004 г. - 582, в 2005 г. - 705 млрд м3 (рис. 3). Следует обратить внимание, что «прорыв» 2002 г. в приросте запасов большей частью обусловлен газом валанжинских и
10 Энергетика России. Стратегия развития.
11 Яновский А. Б., Бушуев В. В., Саенко В. В., Троицкий А. А. О ходе реализации в 2003 г. Энергетической стратегии России на период до 2020 года // Энергетическая политика. 2004. Вып. 2. С. 14-19.
Млн т 500 т
4003002001000
70%
64% 4
52%
2002
2003
2004
2005
□ Прирост промышленных запасов □ Добыча
Рис. 2. Добыча и прирост промышленных запасов нефти, 2002-2005 гг.
ачимовских отложений (глубина 2,5-4,5 км), где извлечение газа обойдется заметно дороже.
В предшествующие годы ситуация по обоим ресурсам была еще хуже. Основной прирост, как и ранее, получен на уже открытых месторождениях; в новых районах и на шельфе геологоразведочные работы проводятся в недостаточном
Млрд м
900-
800-
700-
600-
500-
400-
300
200
100-
0
152%
82%
92% _
110%
2002 2003 2004 2005
□ Прирост промышленных запасов □ Добыча
Рис. 3. Добыча и прирост промышленных запасов газа, 2002-2005 гг.
объеме. Меры, намеченные в Энергетической стратегии для увеличения рассматриваемого прироста, пока практически не реализованы ни в законодательной сфере, ни в хозяйственной практике.
Особенно тревожна эта ситуация применительно к нефти, поскольку обеспеченность ее текущей добычи разведанными запасами составляет чуть более 20 лет. Если такая ситуация продлится еще 2-3 года, намеченные в Энергетической стратегии даже по умеренному варианту объемы добычи нефти в 2015-2020 гг. выполнены не будут, с соответствующими последствиями для экономики России и ее экспортных доходов.
Отставание освоения сырьевой базы углеводородов во многом связано с ожидаемым снижением объемов добычи газа из-за риска несвоевременного выхода на ресурсы Ямала и шельфа северных морей.
Следствием такого отставания будет дефицитность российского энергобаланса. В рамках соответствующих исследований авторами были оценены значения внутренних потребностей в первичных топливно-энергетических ресурсах при различных вариантах прироста ВВП и снижения удельной энергоемкости (табл. 3).
Таблица 3
Расчетные внутренние потребности страны в первичных топливно-энергетических ресурсах при заданных среднегодовых приростах ВВП и темпах снижения удельной величины энергоемкости ВВП в 2010—2030 гг., млн т у. т.
Прирост ВВП, % за год Снижение удельной энергоемкости ВВП, % за год Потребность в ТЭР
2010 2015 2020 2030
5 2,5 1200 1360 1540 1970
4 2,0 1170 1290 1420 1730
3 1,5 1130 1220 1310 1520
Возможности отраслей ТЭК России по обеспечению внутренних потребностей страны в первичных топливно-энергетических ресурсах без газовой отрасли показаны в табл. 4.
Таблица 4
Возможности отраслей ТЭК России по обеспечению внутренних потребностей страны в первичных топливно-энергетических ресурсах в 2010—2030 гг. (без газовой отрасли), млн т у. т.
ТЭР 2010 2015 2020 2030
Нефть 170-180 190-210 180-220 180-220
Уголь 180-200 220-240 220-240 270-330
Электроэнергия АЭС и ГЭС 140-160 160-180 200-220 320-380
Нетрадиционные и прочие ТЭР 50-60 70-80 90-110 120-160
Импорт ТЭР (без газа) 30 40 40 40
Импорт газа 35 45 45 45
Итого возможности (без
собственной добычи газа) 610-660 730-780 800-860 990-1170
В 2004 г. в России было добыто 634 млрд м3 газа. Основной район добычи - Западная Сибирь (чуть более 90% всей добычи), еще 5% добывается в Оренбургской и Астраханской областях, 5% приходится на остальные районы. В настоящее время:
Д достигнут фактически проектный уровень добычи газа на Заполярном месторождении;
Д высока выработанность запасов газа на особо значимых месторождениях: Уренгой, Ямбург, Медвежье и Вынганур уже давно работают в режиме падающей добычи; как и все другие районы (кроме Томской области);
Д 90% всего газа добывается из сеноманских залежей, где запасы стремительно сокращаются (этот газ легко и относительно недорого извлекаем);
Д более 50% оставшихся запасов в ныне действующих районах газодобычи относится к валанжинским и ачимовским залежам, извлечение из которых будет обходиться заметно дороже по сравнению с сеноманским газом.
С учетом различных прогнозов были оценены возможности ныне действующих районов газодобычи (табл. 5). Здесь же дана оценка предполагаемых объемов добычи газа в потенциально новых районах: Западно-Арктическая зона (Ямал, шельф северных морей, полуостров Гыдан), Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция, юг Красноярского края как часть общего газодобывающего района вместе с
Томской областью, Иркутская область (Ковыктинское газо-конденсатное месторождение), морской шельф Сахалина.
Таблица 5
Возможности добычи газа в России, 2010—2030 гг., млрд м3
Добыча газа 2010 2015 2020 2030
В ныне действующих районах газодобычи В новых районах газодобычи Россия в целом млн т у. т. 550-600 20-30 570-630 660-720 420-500 120-150 540-650 620-750 250-350 180-270 430-620 490-710 100-200 350-450 450-650 520-750
Объемы добычи газа оценивались исходя из следующих соображений:
ф добыча газа на Ямале начинается за пределами 2010 г. и в 2015-2030 гг. будет нарастать, достигнув в 2030 г. уровня в 180-220 млрд м3 в год; ф начиная с 2011-2012 гг. может начаться добыча газа на Штокмановском месторождении с выходом на максимум газовой добычи к 2020-2025 гг. в 60-80 млрд м3 в год; этот уровень добычи до 2030 г. должен быть неизменным; ф за пределами 2025 г. начнется освоение запасов газа на шельфе Карского моря (Ленинградское и Русановское месторождения), а также на полуострове Гыдан; на уровне 2030 г. суммарный объем добычи в указанных районах может составить 50-70 млрд м3 в год; ф суммарный объем добычи во всех остальных новых районах (из перечисленных выше) в 2010 г. не превысит 30 млрд м3, уровень добычи газа в 2015-2020 гг. может составить 40-60 млрд м3 в год, а в 2030 г. - 50-80 млрд м3 в год.
Оценка базировалась на сегодняшних представлениях о разведанных запасах газа (45-48 трлн м3) и об их доступности. В случае резкого увеличения геологоразведочных работ и открытия новых месторождений (в районах с относительно неплохими природноклиматическими условиями) возможности по добыче газа могут оказаться выше.
Ожидаемые значения дефицита газа, необходимого для покрытия внутренних потребностей страны в первичных топливно-энергетических ресурсах и для обеспечения
обязательных объемов экспорта газа (200 млрд м3 в год), представлены в табл. 6. Дефициты рассчитаны для тех сценарных условий по среднегодовым приростам ВВП и среднегодовым темпам снижения удельной величины энергоемкости, что были выбраны ранее, как разница соответствующих данных табл. 3-5.
Таблица 6
Ожидаемый дефицит газа в стране в 2010—2030 гг. при обязательном экспорте газа в 200 млрд м3/год, млрд м3
Прирост ВВП, % за год Снижение удельной энергоемкости ВВП, % за год Дефицит газа
2010 2015 2020 2030
5 2,5 100 150 350 500
4 2,0 70 100 220 250
3 1,5 40 50 130 140
Дефицит определялся в виде диапазонов возможных значений, при этом нижняя и верхняя границы соответствуют случаям, когда все отрасли ТЭК страны развиваются соответственно в исключительно благоприятных или неблагоприятных условиях. Это в равной степени маловероятно, и, по-видимому, истина будет находиться ближе к середине диапазона.
До 2010 г. при любой экономической ситуации в стране проблема экспорта газа так или иначе будет решаться, так как ожидаемые дефициты не столь значительны. Конечно, проблема экспорта может обостряться, если будут наращиваться его объемы (сверх тех 200 млрд м3 в год, что учитывались как обязательный объем).
Если не принять кардинальных мер, после 2010 г. заметное участие России в мировой торговле газом будет под вопросом. Возникнет дилемма - кого ограничивать: экспорт или внутренних потребителей? После 2015-2020 гг. может обостриться проблема обеспечения энергетической безопасности самой России (даже при прекращении экспорта газа). Подобному обострению в значительной степени может способствовать следующая стратегическая угроза.
Доминирующая роль природного газа в топливно-энергетическом балансе европейских районов России
Сегодня в структуре баланса котельно-печного топлива в стране в европейской части и на Урале доля газа составляет 80%, а в отдельных субъектах РФ - до 95%. Перевод значительного числа потребителей газа в указанных регионах на другие виды топлива до 2015-2020 гг. практически невозможен.
Преобладание в балансе котельно-печного топлива природного газа делает экономику и население указанных регионов слишком зависимыми от надежности поставок газа, добываемого и транспортируемого в основном из одного региона и по одной системе трубопроводов, к тому же подверженных различным техногенным, природным и социально-экономическим воздействиям (табл. 7).
Таблица 7
Удельный вес газа в структуре потребления котельно-печного топлива по федеральным округам европейской части России в 2003-2004 гг., %
Федеральный округ Удельный вес
Центральный 82
Северо-Западный 74
Южный 90
Приволжский 89
Рассчитано по данным Росстата.
Актуальность данной угрозы подтверждают исследования, выполненные на соответствующих имитационных моделях в ИСЭМ СО РАН12. Их результаты показывают, что в ряде территорий Центрального, Южного и Северо-Западного федеральных округов с большой долей вероятности может иметь место дефицит газа при крупной аварии на любом из 20 важнейших пересечений магистральных газопроводов в ЕСГ.
12 Воропай Н. И., РабчукВ. И., Сендеров С. М. Безопасность магистральных газопроводов - один из важнейших аспектов проблемы обеспечения энергетической безопасности России // Химическая техника. 2005. № 6. С. 16-20.
Анализ выполнения Энергетической стратегии подтверждает опасения о проблематичности преодоления доминирующей роли газа в энергобалансе европейской части России. Так, доля газа в потреблении первичных топливно-энергетических ресурсов за последний год по стране в целом увеличилась до 52,5% вместо снижения до 50,2-50,3%, а доля угля - наоборот, снизилась с 15,7 до 15,6% вместо прогнозируемого роста до 19%13.
Такое положение чревато серьезными трудностями в энергоснабжении в последующие годы, когда потребители окажутся неподготовленными к возможным вынужденным ограничениям поставок газа, сопровождающимся к тому же резким ростом цен на него.
Ослаблению рассматриваемой угрозы могли бы способствовать следующие действия:
- значительное повышение качества товарной углепро-дукции при умеренном ее удорожании, более интенсивная разработка и внедрение «чистых» угольных технологий;
- максимально возможное ослабление стратегической угрозы «запертости» в Сибири ее ресурсов угля;
- более решительное исправление перекоса цен между углем и газом.
При попытке рассмотреть возможные подходы к смягчению стратегических угроз энергетической безопасности России на ближайшую и среднесрочную перспективу авторы статьи очередной раз пришли к выводу, что без проведения радикальных мер по скорейшему преодолению указанных негативных тенденций энергетика России вполне реально станет тормозом экономического роста страны уже на рубеже 2009-2011 гг.
13 Бушуев В. В., Троицкий А. А. Об Энергетической стратегии и энергоэффективности // Энергетическая политика. 2004. Вып. 3. С. 39-53; Яновский А. Б., Бушуев В. В., Саенко В. В., Троицкий А. А. О ходе реализации в 2003 г. Энергетической стратегии России на период до 2020 года // Энергетическая политика. 2004. Вып. 2. С. 14-19.
