Старые и новые угрозы энергобезопасности России в сфере газа

Сергей СЕНДЕРОВ
Заместитель директора, Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, д. т. н.
e-mail: ssm@isem.irk.ru

Виктор РАБЧУК
Институт систем энергетики
им. Л.А. Мелентьева СО РАН, к. т. н., в. н. с.
e-mail: rabchuk@isem.irk.ru

Аннотация. Статья посвящена анализу возможных стратегических угроз энергетической безопасности России до 2035 года в быстро меняющихся условиях. В статье оценивается влияние основных действующих и возможных в будущем факторов, способных влиять на направления трансформации и на масштабы реализации стратегических угроз энергетической безопасности России. На основании оценки влияния указанных факторов предполагаются возможные уровни перспективного обеспечения внутренних потребностей страны в поставках первичных энергоресурсов с учетом необходимости выполнения международных обязательств по экспорту энергетических ресурсов. В результате анализа указанных возможностей и условий, складывающихся на мировых энергетических рынках, авторы делают вывод об исчерпании возможностей дальнейшего развития экономики России за счет экспорта своих нефтегазовых ресурсов.
Ключевые слова: энергетическая безопасность, стратегические угрозы, газовая отрасль, обеспечение потребностей в ТЭР.

Abstract. The paper is devoted to the analysis of the possible scale of the implementation of strategic threats to Russia’s energy security in the future until 2035 in the context of rapidly changing conditions of external and internal factors in relation to the Russian energy sector. The article, taking into account the scale of the impact of the COVID-19 pandemic on the Russian economy, assesses the direction of the influence of the main current and possible in the future factors that can influence the directions of transformation and the scale of the implementation of strategic threats to Russia’s energy security. Based on the assessment of the influence of these factors, possible levels of prospective satisfaction of Russia’s internal needs in the supply of primary energy resources are assumed, taking into account the need to fulfill international obligations for the export of fuel and energy resources. As a result of the analysis of these opportunities and conditions in the world energy markets, the authors conclude that the possibilities for further development of the Russian economy through the export of its oil and gas resources have now been exhausted.
Keywords: еnergy security, strategic threats, gas industry, meeting the demand for fuel and energy resources.

Введение

Важнейшим требованием энергетической безопасности России является обеспечение внутреннего спроса на первичные топливно-­энергетические ресурсы [1], в том числе на газ, с учетом большого объема его поставок на экспорт. На текущий момент себестоимость добычи газа стала заметно расти из-за высокого уровня выработанности месторождений в старых районах и необходимости выхода в новые районы со значительно большими удельными затратами на их освоение. Между тем мировые цены на газ в период пандемии коронавируса сильно сократились [2]. При этом предпосылки для заметного роста стоимости газа до 2035 года отсутствуют.

Выбор основных угроз

Выбор основных угроз российской энергетической безопасности до 2025 года был сделан на основании анализа условий функционирования энергетических отраслей России за предыдущие (2014–2019) годы (табл. 1). Кроме того, учитывался ожидаемый характер особенностей функционирования этих отраслей в период до 2025 года.
С 2014 года объемы производства топливно-­энергетических ресурсов заметно росли (табл. 1). В основном, рост шел за счет увеличения добычи углеводородов. При этом максимально возможные уровни их добычи и экспорта соответствовали периоду снижения мировых цен. В 2019 году цена газа доходила до 120–140 долларов за тысячу кубометров, а нефти – 50–55 долларов за баррель [1, 3]. Доходы от экспорта углеводородов при снижении мировых цен на них пришлось получить, увеличив объемы их продажи. Низкая цена на газ побуждала страны-­импортеры покупать этот газ впрок, заполняя все подземные хранилища газа (ПХГ) и создавая предпосылки для снижения цены на него в 2020 году.

Зима 2018 года в европейской части России была несколько холоднее последних зим, этот факт привел к сокращению потребления природного газа в 2019 году по сравнению с 2018‑м годом до средних величин последних лет. Что касается угля, электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС и АЭС, и других энергоресурсов, то с 2016 года по 2019 год объемы их производства практически не менялись.
Исходя из масштабов недовыполнения инвестиционных программ в предыдущий период [8–11] и учитывая малые инвестиционные возможности ТЭК (из-за низких доходов от экспорта углеводородов), самой значимой угрозой Энергобезопасности России в период до 2025 года приходится считать недостаток инвестиций в энергетических отраслях. Этот риск, безусловно, должен быть включен в перечень рассматриваемых угроз.
Недостаток инвестиций сказывается на показателях физического и морального износа основных производственных фондов. Например, в газовой отрасли физический износ производственных фондов перевалил отметку в 65 %, в нефтяной – приблизился к 55 %. При недостатке инвестиций реализация такой угрозы энергобезопасности, как отставание темпов замены морально и физически устаревших производственных фондов в энергетических отраслях продолжится и далее. Эта угроза также должна быть включена в перечень рассматриваемых угроз.
Одна из причин большой доли морально устаревших производственных фондов в ТЭК России – это низкие темпы внедрения наилучших доступных технологий. Требованиям НДТ в различных отраслях ТЭК страны отвечают от 10 % до 20 % производственных фондов (мировая практика – от 40 % до 60 %) [12]. Соответственно, угроза низких темпов внедрения наилучших доступных технологий также должна быть включена в перечень угроз на период до 2025 года. Низкие темпы внедрения НДТ и необходимость выхода в новые значительно более дорогие регионы добычи нефти наряду с истощением месторождений в традиционных районах заметно увеличивают себестоимость этого энергоресурса. Средняя безубыточная себестоимость российской нефти составляет 42–44 долларов за баррель[13, 14]. Фактор роста себестоимости российской нефти год от года, при ожидаемой относительно низкой мировой цене на нее (60–70 долларов за баррель), обязывает включить в число рассматриваемых угроз до 2025 года угрозу снижения возможностей по наращиванию объемов добычи нефти в стране и ее экспорта.
В анализируемый период среди рассматриваемых угроз должна быть включена и угроза снижения возможностей поддержания объемов добычи природного газа. На старых месторождениях Надым-­Пур-­Тазовского района, где еще 10–15 лет назад добывалось до 85–90 % всего газа России, наблюдается быстрое снижение объемов добычи. В то же время из-за низких цен на газ и отсутствия предпосылок для их дальнейшего роста, развивать новые центры добычи, такие как шельф Баренцева и Карского морей, полуостров Гыдан, нецелесообразно.
Отсюда следует еще одна угроза – доминирование природного газа в балансах топливно-­энергетических ресурсов субъектов РФ европейской части страны и Урала. В настоящее время доля газа во внутреннем потреблении первичных энергоресурсов в стране сохраняется на уровне 51–52 % (табл. 1). Однако, в значительной части субъектов России эта доля доходит до 90–99 %. Такое положение неприемлемо из-за снижения возможностей по добыче газа в стране и из-за трудностей с топливо-­энергоснабжением потребителей, которые могут возникнуть при крупномасштабных чрезвычайных ситуациях (ЧС) в газовой отрасли, когда основные его объемы по-прежнему добываются в 2,5–3 тысячах километров от мест его основного потребления. При этом подземные хранилища, призванные выдавать газ в газотранспортную сеть в аварийных условиях недопоставок газа по основным коридорам в единой газотранспортной системе, отсутствуют.
Характер трансформации угроз на период до 2025 года и факторы, определяющие этот характер, представлены в таблице 2.
С учетом данных таблицы 2 и ожидаемых особенностей функционирования энергетических отраслей в период 2026–2030 годов, следует оставить угрозу недостатка инвестиций в энергетических отраслях (в предыдущий период характер её трансформации был оценен как заметное усиление). Вместо двух угроз (низкие темпы замены производственных фондов и внедрения наилучших доступных технологий), на отрезке с 2026 по 2030 гг. предлагаем рассматривать только одну – низкие темпы внедрения наилучших доступных технологий в энергетических отраслях.

Замена морально устаревших производств должна означать, главным образом, внедрение НДТ. Снижение уровней добычи газа делает обязательным рассмотрение на анализируемом временном отрезке и угрозы доминирования газа в европейской части страны и на Урале.
Результаты оценки характера трансформации перечисленных угроз в период с 2026 по 2030 гг. и факторы, определяющие этот характер, представлены в таблице 3.

На временном отрезке 2031–2035 годов предлагается рассмотреть лишь те угрозы, характер трансформации которых в предыдущий период (таблица 3) был оценен как «заметное усиление угрозы». Результаты по оценке трансформации этих угроз в указанный период представлены в таблице 4.

Возможности энергетических отраслей России

Суммарные годовые внутренние потребности страны в первичных топливно-­энергетических ресурсах могут быть логично определены, как где – объем потребления этих ТЭР в t – 1‑м году, а  и – коэффициенты изменения ВВП России и удельной энергоемкости ВВП в t-м году относительно t – 1‑го года. При определении внутренних потребностей первичных энергоресурсов были приняты следующие среднегодовые значения и, таблица 5.

Учитывая влияние на экономику России пандемии COVID‑19 можно предполагать снижение ВВП в 2020 году по сравнению с 2019 годом. В то же время при выходе экономики из условий пандемии в 2021 году можно ожидать несколько увеличенные темпы восстановления с достижением ориентиров, намеченных ранее. Соответственно в 2020 году предлагаем считать величину внутренних потребностей страны в первичных ресурсах примерно равной 2019 году (1057 млн т у. т.), а далее следовать значениям показателей, представленным в таблице 5. Тогда можно предположить, что в 2025 году эта величина будет на уровне 1090–1110, в 2030 году – 1150–1170 и в 2035 году – 1180–1230 млн т у. т.
Степень участия нефтяной отрасли страны в покрытии её внутреннего спроса по первичным ТЭР. В 2018 и в 2019 годах объемы потребления нефтепродуктов и нефти составили соответственно 231 и 228 млн т у. т. С 2020 по 2035 годы внутренние потребности в светлых нефтепродуктах, если и будут расти, то не более чем на 0,5–1 % в год в связи с ожидаемым активным увеличением роли электротранспорта. Будут снижаться и объемы нефти, сжигаемой напрямую. Соответственно, суммарный объем используемой нефти в качестве нефтепродуктов и сырой нефти внутри страны до 2035 года увеличиваться не должен, но и заметно снижаться не будет. Будем считать, что в 2020 годах он останется, примерно, на уровне 2019 года – около 230 млн т у. т., в 2025 г. – составит 220–230, в 2030 г. – 215–225 и в 2035 г. – 210–220 млн т у. т. Эти объемы намного меньше объемов добычи жидких углеводородов сегодня (в 2019 году – 560 млн т или 800 млн т у. т.). По-видимому, такое превышение объемов добычи над внутренним потреблением может сохраниться и до 2035 года. Возможности по наращиванию объемов добычи нефти в стране скорее всего будут исчерпаны к 2025 году (табл. 2). В 2020 году добыча нефти в России могла бы составить примерно 560–565 млн тонн. В то же время согласно сделке ОПЕК+ в период сокращения нефтяных цен в мире в 2020 году добыча нефти, видимо, будет на уровне 500–510 млн тонн. Понятно, что за этим спадом должно пойти некоторое оживление мировой экономики, возможно, что прежний уровень добычи нефти (550–560 млн т) может быть восстановлен к 2025 году. За пределами 2025 года, по-видимому, следует ожидать снижения уровней добычи нефти до 500–520 млн т в 2030 году и до 400–450 млн т к 2035 году.
Годовые уровни потребления угля в стране в последние 5 лет только сокращались. С 2020 по 2025 годы в связи с сокращением возможностей по наращиванию объемов добычи газа в стране будут исчерпаны и возможности по вытеснению угольных электро- и теплогенерирующих мощностей газовыми. Соответственно, если с 2020 по 2025 годы можно ожидать пусть замедленного, но снижения объемов потребления угля, то после 2025 года его потребление должно немного (на 0,3–0,5 % в год) расти. Это позволит в ­какой-то мере нейтрализовать действие угрозы доминирования газа. Тогда внутреннее потребление угля будет: в 2020 году – 185–190, в 2025 году – 180–190, в 2030 году – 185–195, и в 2035 году – 200–210 млн т против 191 млн т в 2019 году. Объемы экспорта российского угля (с учетом роста конкуренции на мировых рынках) скорее всего будут немного сокращаться: 2020 год – 190–200, 2025 год – 180–190, 2030 год – 170–190, 2035 год – 160–180 млн т.
Суммарные объемы производства первичных энергоресурсов в России на ГЭС, АЭС и прочих источниках в последние годы менялись незначительно. В 2019 году, c учетом среднего КПД выработки электроэнергии на тепловых станциях, эти объемы составили 143 млн т у. т. Потребление прочих возобновляемых ресурсов в 2019 году составило 23 млн т у. т. С учетом некоторого роста доли нетрадиционных источников энергии и производства электроэнергии на ГЭС и АЭС, указанные объемы могут составить 165–170 – в 2020 году, 180–190 – в 2025 году, 190–210 – в 2030 году и 220–250 млн т у. т. – в 2035 году.
Все сказанное выше по поводу ожидаемого внутреннего спроса в России на первичные ТЭР для всех опорных годов и по поводу возможного покрытия этого спроса со стороны нефтяной и угольной отраслей, АЭС, ГЭС и прочих ТЭР, отражено в таблице 6. Здесь же (в табл. 6) показаны требования к газовой отрасли страны в покрытии тех же потребностей.

После выхода на требования к объемам газа для покрытия внутренних потребностей страны в первичных ТЭР (табл. 6), рассмотрим возможности газовой отрасли по обеспечению этих объемов. Также изучим и возможности (с учетом планируемого импорта) по обеспечению экспорта российского газа на ту же перспективу. Импорт газа в Россию в 2019 году составил 8 млрд кубометров [15]. До 2035 года он вряд ли превысит 10 млрд кубометров в год. При оценке уровней добычи газа (вместе – и природного, и попутного) приходится учитывать следующие моменты:

1. Снижение возможностей по наращиванию объемов добычи газа в период до 2025 года и снижение уровней его добычи после 2025 года.
2. Низкие мировые цены на газ в 2020 году и отсутствие предпосылок для заметного увеличения до 2035 года при росте средней себестоимости добычи и транспорта газа и высокой себестоимости производства российского СПГ.
3. К началу 2021 года снижение цены на газ, видимо, прекратится. К 2035 году она должна стабилизироваться, к примеру, для европейских стран на уровне 200–230 долларов за тысячу кубометров. Насколько будут отличаться эти цены от себестоимости российского газа в новых районах добычи на границе с Германией, можно судить по данным таблицы 7. При этом под себестоимостью газа, в отличие от приводимых последнее время цифр, касающихся только эксплуатационных затрат [16 и др.], следует понимать отношение суммы всех капитальных и эксплуатационных затрат, связанных с освоением газового месторождения за все время освоения и эксплуатации месторождения к суммарному объему добычи газа за это время, плюс так же рассчитанная себестоимость его доставки до пунктов сдачи.
4. Сопоставление ожидаемых мировых цен на газ с данными таблицы 7 говорит о явной экономической нецелесообразности освоения газовых месторождений на Гыданском полуострове и на шельфе Карского моря в экспортных целях (по крайней мере, до 2035 года). Из-за нерешенности ряда принципиальных вопросов технического характера и из-за тех же ожидаемых низких цен на газ до 2035 года нельзя ждать и освоения Штокмановского месторождения (шельф Баренцева моря).
5. Темпы роста добычи газа на Ямале не будут столь высоки, как в 2018–2019 годах (26 млрд кубометров) – шло наращивание мощностей по производству СПГ. Темпы роста добычи будут сдерживаться низкими мировыми ценами на газ. По нашим оценкам, этот прирост не превысит до 2025 года 2–3 млрд кубометров в год. За пределами 2025 года вплоть до 2035 года, после освоения Харасавейского месторождения прирост добычи на Ямале вновь увеличится, но лишь в пределах 5–6 млрд кубометров в год.
6. Будут осваиваться Чаяндинское (Якутия) и Ковыктинское (Иркутская область) месторождения с добычей здесь газа в 2020 году 1–2 млрд кубометров, а к 2025 году – 20–40 млрд кубометров в год.
7. Из-за трудностей с инвестициями нельзя ожидать заметного увеличения уровней добычи газа на Сахалине и шельфе Охотского моря до 2035 года.
8. Продолжится падение уровня добычи газа в Надым-­Пуртазовском районе (в среднем в последние годы падение добычи по 16 млрд кубометров в год).
9. В перспективе до 2030 года некоторое снижение уровней добычи нефти приведет к сокращению уровней производства попутного газа (с 100 млрд кубометров – в 2019 г. до 80–90 млрд кубометров – к 2035 г.).
   С учетом данных таблицы 6 и сказанного выше, сформирована таблица 8, где представлена ожидаемая до 2035 года ситуация с балансом российского газа. При этом приходная часть учитывает возможности основных газоносных регионов и импорта. Здесь же для сопоставления приведены фактические цифры за последние годы.
   Насколько видно из данных таблицы 8, возможности газовой отрасли России с учетом незначительных объемов импорта газа полностью покрывают требования в нем для удовлетворения внутренних потребностей страны в первичных топливно-­энергетических ресурсах. В то же время, технические (без учета ситуации на мировых рынках газа) возможности по экспорту российского газа заметно сокращаются.

Заключение

Реальные количественные показатели функционирования ТЭК России в 2014–2019 годах, а также результаты оценки характера трансформации наиболее значимых угроз энергобезопасности страны до 2035 года, позволили оценить располагаемые возможности ее энергетических отраслей по обеспечению внутренних потребностей страны в первичных энергоресурсах и возможностей по экспорту российского газа на период до 2035 года. Было показано, что до 2035 года суммарные годовые возможности ТЭК страны по производству первичных ресурсов вместе с импортом в Россию будут превышать ее внутренние потребности. Снижение уровней добычи нефти также не скажется на обеспечении внутренних потребностей страны нефтепродуктами. В то же время, к 2035 году следует ожидать сокращения возможностей по экспорту энергоресурсов с 1049 млн т у. т. до 700–800 млн т у. т. Возможности по экспорту российского газа при условии бездефицитного обеспечения внутренних потребностей страны в этом виде топлива заметно сокращаются (с 276 млрд кубометровв 2019 году до 90 млрд кубометров в год к 2035 году).
Снижение возможностей по добыче и экспорту углеводородов сопровождается отсутствием предпосылок для заметного увеличения мировых цен на них до 2035 года. В этот же период ожидается рост доли нетрадиционных видов энергоресурсов в балансах стран-­импортеров углеводородов. Соответственно будет усиливаться конкуренция среди стран-­экспортеров. Все эти процессы придутся на время неуклонного увеличения средней себестоимости добычи и транспорта нефти и газа в России.
Направленность мер для улучшения ситуации может быть только одна: быстрое изменение структуры экономики России в направлении увеличения доли наукоемких и малоэнергоемких сфер деятельности с выходом конкурентоспособной продукции высокой добавленной стоимости. Возможности развития экономики России за счет продажи только природных ресурсов уже на ближайшее будущее исчерпаны.

Использованные источники

1. Доктрина энергетической безопасности Российской Федерации – URL: http://publication.pravo.gov.ru/Document/View/0001201905140010?index=0&rangeSize=1 (16.05.2019).
2. European Union Natural Gas Import Price / – URL: https://ycharts.com/indicators/europe_natural_gas_price (07.07.2020).
3. Oil Price Charts / – URL: https://oilprice.com/oil-price-charts (8.07.2020).
4. Аналитические таблицы / ИнфоТЭК, № 1, 2015. С. 102–121.
5. Аналитические таблицы / ИнфоТЭК, № 1, 2017. С. 109–128.
6. Аналитические таблицы / ИнфоТЭК, № 1, 2019. С. 100–117.
7. Аналитические таблицы / ИнфоТЭК, № 1, 2020. С. 88–106.
8. Инвестиции в электроэнергетику России в 2016 году выросли на 7,7% до 697 млрд рублей – А. Новак. ТАСС. Опубликовано 12.01.2017. – URL: http://atominfo.ru/newso/v0911.htm
9. – URL: http://www.finanz.ru/novosti/aktsii/obem-investiciy-v-neftegazovuyu-otrasl-rf-v-2016-g-sokhranitsya-na-urovne-2015-g-novak-1001256417
10. Тулеев: инвестиции в угольную отрасль Кузбасса в 2017 году вырастут до 53 млрд руб. – URL: http://special.tass.ru/tek/3821851
11. – URL: http://www.ngv.ru/news/kapitalnye_investitsii_neftyanykh_kompaniy_rf_vyrastut_v_2016_g_na_10_do_1_19_trln_rub_/?sphrase_id=572496
12. Станкевич Ю.A. О концепции внедрения в России наилучших доступных технологий для предотвращения угроз национальной энергетической безопасности / Энергетическая политика. 2017, № 1. С. 123–128.
13. – URL: https://www.finanz.ru/novosti/birzhevyye-tovary/v-pravitelstve-nazvali-kriticheskuyu-cenu-nefti-dlya-rossii-1027973348 (08.07.2020).
14. – URL: https://energybase.ru/news/industry/cost-of-oil-production-in-russia-exceeds-40-per-barrel-2019-11-12 (08.07.2020).
15. – URL: https://www.kommersant.ru/doc/4019560 (09.06.2020).
16. – URL: http://www.finmarket.ru/shares/analytics/5212111 (08.08.2020).
17. Рабчук В.И., Сендеров С.М. Нетрадиционные энергоресурсы за рубежом и энергетическая безопасность России: какая связь? / ЭКО всероссийский экономический журнал. 2013, № 8. С. 19–30.