«Мировое и национальное хозяйство»

Издание МГИМО МИД России


Архив

№3(18), 2011

Глобальные проблемы

Мировая энергетика на рубеже второго десятилетия нынешнего века

А.С. Иванов, к.э.н , доцент И.Е. Матвеев

В статье содержится оценка событий на мировом энергетическом рынке в период выхода мировой экономики из глобального кризиса

Ключевые слова: мировой энергетический рынок, энергетические ресурсы, энергетический баланс

A.Ivanov and I.Matveev. World Energetics at the Turn of the Second Decade of the Century

The article assesses events at the world energy market in the period when the world economy overcomes the global crisis

Key words: world energy market, energy resources, energy balance

В 2010 и последовавшем 2011 году мировая экономика сталкивалась с большими труд­ностями и региональными обострениями, вызванными финансово — экономическим кризи­сом, который в 2009 г. привел к сокращению глобального ВВП (на 0,6%) — впервые за более чем полвека. Это во многом обусловило (в первый раз с 1982 г.) снижение мирового энерго­потребления (в 2009 г. — на 1,5%) и сопровождалось рядом природных потрясений и техно­генных катастроф, оказавших понижательное воздействие на энергопотребление (и негатив­ное влияние на окружающую среду), а также серьезными социальными столкновениями в зонах мировой энергетической значимости. В конце 2011 г. финансовые трудности и массо­вые социальные протесты распространились в развитых странах Европы и докатились до США.

2011 год принес новые катаклизмы и аварии. Спустя год после извержения вулкана в Исландии последовало (весной 2011 г.) обострение вулканической деятельности в Андах, также серьезно спутавшее авиационное сообщение и топливное распределение. В ряде лесных районов России, как и в предшествовавшем году, повторились засуха и масштабные пожары. Вслед за катастрофой нефтедобывающей платформы в Мексиканском заливе последовало мощное землетрясение в Японии, повлекшее аварию на АЭС “Фукусима — 1” (по некоторым параметрам урона, близкую к Чернобылю), что вызвало пересмотр планов развития атомной энергетики в ряде стран ОЭСР.

Все это сочеталось с технологическими продвижениями и прорывами, что в целом имело разнонаправленное воздействие на энергетическую сферу и существенно повлияло на облик мирового энергетического рынка, его структуру и перспективы. Так, успехи в области горизонтального бурения, в частности вдоль пласта с его после­дующим гидроразрывом, позволили расширить возможности извлечения сланцевого газа, что в некоторых государствах облегчило локальное обеспечение топливом.

Статистические данные по мировой энергетике за 2010 г., опубликованные компа­нией “British Petroleum”, выявляют направленности и масштабы процессов, происходящих в энергообеспечении — этом жизненно важном секторе мирового хозяйства.

Запасы энергоресурсов и структура их потребления

В первом десятилетии нового века усилия мирового сообщества по разведке новых месторождений углеводородов и определенные достижения науки и техники, используемые в традиционной энергетике, позволили консолидировать мировые разведанные запасы нефти и газа на устойчивом уровне.

Вместе с тем запасы угля были пересмотрены в сторону уменьшения. Следует отметить, что многие текущие оценки мировых ископаемых энергоресурсов значительно расходятся ввиду различия методик подсчетов.

Таблица 1. Мировые разведанные запасы углеводородов

 

1990 г.

2000 г.

2010 г.

Изменения, %

Количество лет разработки ре­сурсов 1)

1990 — 2000 гг.

2000 — 2010 гг.

на 2000 г.

на 2010 г.

Нефть, млрд. барр.

1003

1105

1383

10

25

40

46

Газ, трлн. куб. м

126

154

187

23

21

64

59

Уголь, млрд. т

982

984

861

0,2

-12,5

210

118

1) Годы разработки ресурсов исчисляются исходя из объемов текущей добычи на дату оценки.
И с т о ч н и к: “BP Statistical Review of World Energy” за соответствующие годы, расчеты авторов.

В 2010 г. вслед за кризисным сдерживанием энергопотребления произошло его существенное (на 5,6%) расширение, которое оказалось наибольшим за последние 37 лет. В различной мере оно было отмечено практически по всем видам энергоносителей (кроме ядерного топлива) и во всех регионах мира. Объем потребления достиг в общей сложности 12 млрд. т н. э., перекрыв на 4% предкризисный пик 2008 г.

В мировом энергобалансе нефть продолжала оставаться основным энергоисточником, хотя за десятилетие ее доля заметно снизилась — с 38% до 33%. При устойчивой доле природного газа (более 23%) соответствующий показатель для угля повысился за прошедшее десятилетие с 25,6% до 29,6% — наивысшего уровня за последние 40 лет (что привело к росту выбросов СО2 в атмосферу), а доля атомной энергии сократилась с 6,2% до 5,2%.

Впервые за 60 лет ведения учета мировых источников энергии статистический ежегодник “BP” выделил в отдельную категорию возобновляемые источники энергии (ВИЭ — энергия ветра, солнца, геотермальная энергия, биомасса, бытовые отходы), что свидетельствует о возросшей значимости этих энергоресурсов. Согласно приведенным статистическим данным, в 2000 — 2010 гг. выработка энергии с использованием ВИЭ выросла более чем в три раза — с 51 млн. т н. э. до 159 млн., а ее доля в мировом энергобалансе увеличилась с 0,5% до 1,3%. Таким образом с учетом выработки электроэнергии на ГЭС суммарная доля ВИЭ приблизилась к 7,8% мирового потребления первичной энергии. В страновом разрезе лидерами по использованию ВИЭ (без учета ГЭС) являлись такие государства, как (доля в глобальном производстве энергии на базе ВИЭ, в %): США — 25, ФРГ — 12, Испания и Китай — по 8, Бразилия — 5.

Таблица 2. Структура и динамика мирового энергопотребления по видам энергоресурсов в 2000 — 2010 г.

 

2000 г.

2005 г.

2008 г.

2009 г.

2010 г.

Среднегодовые темпы при­роста в 2000 — 2008 гг., %

Изменение, %

2009 г. к 2008 г.

2010 г. к 2009 г.

В с е г о, млрд. т н. э.

9,4

10,8

11,5

11,4

12,0

2,9

-1,5

5,6

Распределение, %

Нефть

38,1

36,2

34,6

34,4

33,6

1,5

-2,2

3,1

Газ

23,2

23,2

23,7

23,4

23,8

3,2

-2,6

7,4

Уголь

25,6

27,9

29,0

29,1

29,6

4,4

-1,1

7,6

Атомная энергия

6,2

5,8

5,4

5,4

5,2

2,0

-9,6

2,0

Гидроэнергия

6,4

6,1

6,3

6,5

6,5

2,6

1,6

5,3

Возобновляемые источники энергии

0,5

0,8

1,1

1,2

1,3

17,1

13,1

15,4

П р и м е ч а н и е. Учитываются основные ресурсы, поступающие через коммерческие каналы. Возобновляемые источники энергии включают энергию ветра, солнца, геотермальную энергию, бытовые отходы и биомассу.
И с т о ч н и к: “BP Statistical Review of World Energy, June 2011”, расчеты авторов.

Особенности энергопотребления в отдельных странах мира

Структура потребления первичных энергоносителей отдельными странами разнохарактерна и определяется как наличием природных ресурсов и транспортных возможностей, так и сложившейся спецификой внутренних потребностей. Универсальность нефти как источника энергии является общепризнанной. Данный энергоноситель естественным образом преобладает в энергобалансе многих стран — производителей нефти (в 2010 г. в Саудовской Аравии — 62%, Мексике — 52%, Индонезии — 43%, Иране — 40%). Однако определяющим является то обстоятельство, что нефтепродукты играют главную роль в транспортном секторе: в государствах с большим количеством автотранспорта (независимо от наличия собственных ресурсов) на долю производных нефти приходится 35 — 46% суммарного энергопотребления (Япония, Италия, США, ФРГ, Великобритания и др.).

В целом большинство стран ориентируется на использование местных и региональных энергоносителей, которые и определяют приоритеты промышленного и бытового потребления. Так, в ряде государств основным видом топлива является уголь, доля которого в энергопотреблении в 2010 г. составила (%): в Китае — 70, ЮАР — 73, Индии — 53, Польше — 57, Казахстане — 50, Австралии — 37.

В отдельных странах, обеспеченных гидроресурсами, энергия воды является значительным или даже основным источником энергии. Например, в Норвегии доля ГЭС в суммарном производстве первичной энергии достигла 64%, в Бразилии — 35%, Швеции — 30%, Швейцарии — 28%, Канаде — 26%.

В 2010 г. уровень обеспечения природным газом оставался высоким в странах, производящих этот энергоноситель, таких, как (доля в энергопотреблении, %): Туркмения — 78, Алжир — 63, Азербайджан — 59, Иран — 58, Россия — 54, Аргентина — 51, Великобритания — 35, США — 27. Показательно, что страны Ближнего и Среднего Востока были обеспечены нефтью на 51%, а природным газом — на 47%. Велико значение природного газа (включая СПГ) в энергопотреблении и ряда государств, снабжаемых из внешних источников, таких, как (%): Белоруссия — 73, Украина — 40, Венгрия — 42, Италия — 40, Германия — 23.

Отдельные страны, располагая весьма ограниченными местными энергетическим ресурсами, полагаются на атомную энергию. В 2010 г. в энергобалансе Франции на ее долю приходилось 38%, Швеции — 26%, Финляндии — 18%, Швейцарии — 21%, Украины — 17%, Бельгии — 16%, Республики Корея и Японии — по 13%, ФРГ — 10%. Мировое производство электроэнергии на АЭС достигло максимального значения в 2006 г. (635 млн. т н. э.) и с тех пор постепенно снижается (в 2010 г. этот показатель был на 1,5% ниже, чем в 2006 г.).

Говоря о формах потребления энергии, нужно отметить, что значительная часть энергоресурсов (для передвижения, освещения, обогрева, охлаждения и др.) потребляется в виде электроэнергии, основная часть которой вырабатывается угольными электростанциями (примерно 39% глобального производства электроэнергии), на долю крупных ГЭС приходится около 19%, АЭС — 16%, газовых электростанций — 15%, электростанций, использующих нефтепродукты — примерно 10%. [1]

Таблица 3. Структура энергопотребления крупнейших стран-потребителей по видам первичных энергоресурсов в 2010 г.

Страны

Энергопотребление (млн. тонн нефтяного эквивалента.)

Распределение (%)

Нефть

Газ

Уголь

АЭС

ГЭС

ВИЭ

Китай

2432

18

4

70

0,7

7

0,5

США

2286

37

27

23

8

3

2

Россия

691

21

54

14

6

5

Менее 0,5

Индия

524

30

10

53

1

5

1

Япония

501

40

17

25

13

4

1

Германия

320

36

23

24

10

1

6

Канада

317

32

27

7

7

26

1

Респ. Корея

255

41

15

30

13

0,3

Менее 0,5

Бразилия

254

46

10

5

1

35

3

Франция

252

33

17

5

38

6

1

Иран

213

40

58

1

0

1

Менее 0,5

Великобритания

209

35

40

15

7

Менее 0,5

2

Сауд. Аравия

201

62

38

0

0

0

0

Италия

172

42

40

8

0

7

3

Мексика

169

52

37

4

1

5

1

Испания

150

50

21

6

9

6

8

Индонезия

140

43

26

28

0

2

1

ЮАР

121

21

3

73

3

Менее 0,5

Менее 0,5

Австралия

118

36

23

37

0

3

1

Украина

118

10

40

31

17

2

Менее 0,5

Тайвань

111

42

11

36

9

1

1

Турция

111

26

32

31

10

1

П р и м е ч а н и е. Приведены крупнейшие страны, энергопотребление которых в 2010 г. превысило 100 млн. т н. э.
Рассчитано по: “BP Statistical Review of World Energy, June 2011”.

Во многих странах мира по мере экономического роста наблюдается усиление зависимости от внешних поставок при сохраняющейся ограниченности их внутренних энергоресурсов. Так, с 2000 г. по 2010 г. возросло значение импорта топлива для Германии (с 65% до 66%), Китая (с 3% до 6%), Индии (с 26% до 36%). Характерна также весьма высокая зависимость от ввоза ископаемых энергоресурсов (около 80 — 90%) таких государств, как Япония, Республика Корея, Тайвань, Италия (Таблица 4). Несколько меньше зависит от внешних поставок Франция (55%), опирающаяся на атомную энергетику.

Параметры национальных энергетических балансов

Сальдо энергетических балансов основных участников рынка топлива (в абсолютных и относительных величинах) показывает в динамике связь отдельных с государств с внешними рынками, что во многом определяет их энергетическую и внешнеторговую политику.

Таблица 4. Динамика объемов избытка топлива в основных нетто — экспортирующих странах и его нехватки в основных нетто — импортирующих странах в 2000 — 2010 гг.

 

Избыток производства над потреблением (млн. т н. э.)

Доля производства, остающаяся для внешнего рынка (%)

 

2000 г.

2005 г.

2009 г.

2010 г.

2000 г.

2005 г.

2009 г.

2010 г.

Основные страны нетто-экспортеры

         

Россия

362

547

534

570

37

45

49

45

Сауд. Аравия

383

439

348

342

76

74

65

63

Австралия

127

150

172

191

54

56

58

62

Норвегия

191

200

188

180

81

81

81

81

Индонезия

83

94

143

174

46

44

52

56

Катар

46

68

114

144

81

76

83

67

Канада

118

127

131

131

28

28

29

29

Иран

125

126

115

118

51

41

36

36

Алжир

116

133

109

109

81

80

73

73

Кувейт

98

113

104

103

83

80

79

77

 

Нехватка производства относительно потребления (млн. т н. э.)

Доля потребления, обеспеченного за счет импорта (%)

 

2000 г.

2005 г.

2009 г.

2010 г.

2000 г.

2005 г.

2009 г.

2010 г.

Основные страны нетто-импортеры

         

США

635

721

517

548

27

31

23

24

Япония

417

436

385

410

81

83

81

82

Респ. Корея

161

185

201

219

85

84

85

82

ФРГ

215

215

200

212

65

64

65

66

Индия

77

113

166

188

26

31

34

36

Китай

34

61

107

150

3

4

5

6

Италия

147

159

141

143

83

85

84

83

Франция

142

146

135

137

56

56

55

55

Испания

99

124

114

111

76

81

78

74

Тайвань

77

96

93

99

88

90

89

90

Не менее показательна структура баланса по видам топлива, выявляющая энергетическую “специализацию” каждого государства, размеры его “избытков” и “дефицитов” по каждому виду топлива. Обращает на себя внимание, в частности, полное отсутствие собственных ресурсов нефти и газа в таких промышленно развитых странах как Япония, Франция и Испания, а также Республике Корея и на Тайване; крупнейшая экономика ЕС — Германия обеспечена собственными ресурсами лишь на 1/3 (Таблица 5).

Таблица 5. Структура энергетических балансов в основных странах — нетто-экспортерах и нетто-импортерах энергоресурсов в 2010 г.

 

Нефть

Газ

Уголь

АЭС

ГЭС

ВИЭ

Всего

Всего в мире

             

Производство

3914

2881

3731

626

775

159

12086

Потребление

4028

2858

3556

626

775

159

12002

Нетто-экспортеры

           

Россия

             

Производство

505

530

149

39

38

0,1

1261

Потребление

147

373

94

39

38

0,1

691

Баланс

358

157

55

0

0

0

570

Сауд. Аравия

           

Производство

468

75

0

0

0

0

543

Потребление

126

75

0

0

0

0

201

Баланс

342

0

0

0

0

0

342

Австралия

           

Производство

24

45

235

0

3

2

309

Потребление

43

27

43

0

3

2

118

Баланс

-19

18

192

0

0

0

191

Норвегия

           

Производство

99

96

0

0

27

0,3

222

Потребление

11

4

0,5

0

27

0,3

42

Баланс

88

92

-0,5

0

0

0

180

Индонезия

           

Производство

48

74

188

0

3

2

315

Потребление

60

36

39

0

3

2

140

Баланс

-12

38

149

0

0

0

175

Катар

           

Производство

65

105

0

0

0

0

170

Потребление

7

19

0

0

0

0

26

Баланс

58

86

0

0

0

0

144

Канада

             

Производство

163

144

35

20

83

3

448

Потребление

102

85

23

20

83

3

316

Баланс

61

59

12

0

0

0

132

Иран

           

Производство

203

125

0

0

2

0,1

330

Потребление

86

123

1

0

2

0,1

212

Баланс

117

2

-1

0

0

0

118

Алжир

             

Производство

78

72

0

0

0

0

150

Потребление

15

26

0,3

0

0

0

41

Баланс

63

46

-0,3

0

0

0

109

Кувейт

             

Производство

123

10

0

0

0

0

133

Потребление

18

13

0

0

0

0

31

Баланс

105

-3

0

0

0

0

102

               

Нетто-импортеры

           

США

           

Производство

339

557

552

192

59

39

1738

Потребление

850

621

525

192

59

39

2286

Баланс

-511

-64

27

0

0

0

-548

Япония

           

Производство

0,5

66

19

5

91

Потребление

202

85

124

66

19

5

501

Баланс

-202

-85

-123

0

0

0

-410

Респ. Корея

           

Производство

1

33

1

0,5

36

Потребление

106

39

76

33

1

0,5

255

Баланс

-106

-39

-75

0

0

0

-219

ФРГ

           

Производство

10

44

32

4

18

108

Потребление

115

73

77

32

4

18

319

Баланс

-115

-63

-33

0

0

0

-211

Индия

           

Производство

39

46

216

5

25

5

336

Потребление

156

56

277

5

25

5

524

Баланс

-117

-10

-61

0

0

0

-188

Китай

             

Производство

203

87

1800

17

163

12

2282

Потребление

429

98

1713

17

163

12

2432

Баланс

-226

-11

187

0

0

0

-150

Италия

             

Производство

5

7

11

6

29

Потребление

73

68

14

11

6

172

Баланс

-68

-61

-14

0

0

0

-143

Испания

           

Производство

3

14

10

12

39

Потребление

75

31

8

14

10

12

150

Баланс

-75

-31

-5

0

0

0

-111

Франция

           

Производство

0

0

0

97

14

3

114

Потребление

83

42

12

97

14

3

252

Баланс

-83

-42

-12

0

0

0

-138

Тайвань

             

Производство

9

1

1

11

Потребление

46

13

40

9

1

1

110

Баланс

-46

-13

-40

0

0

0

-99

Рассчитано по: “BP Statistical Review of World Energy, June 2011”.

Ведущие потребители и продуценты

В мире по масштабам производства и потребления энергоресурсов выделяются три крупнейшие энергетические державы — США, Китай и Россия.

США являются масштабным и относительно стабильным потребителем и производителем энергоресурсов, а также самым крупным нетто — импортером топлива (более 500 млн. т н. э. в год). В последние десятилетия страна активно развивала технологии добычи нетрадиционного газа (включая сланцевый газ, метан угольных пластов, “тяжелый” газ скальных пород) и в 2010 г. его внутреннее производство выросло на 25 млн. т н. э. по сравнению с аналогичным показателем 2009 г. Следует отметить, что в 2010 г. нетрадиционный газ составил 12% мировой добычи газа, причем его основные объемы были произведены США.[2]

Народное хозяйство Китая, развивающееся в последние несколько лет более высокими темпами, чем другие экономики мира (прирост ВВП в 2008 г., 2009 г., 2010 г. составил соответственно 9,6%, 9,2%, 10,3%) за минувшие 10 лет увеличило в 2,3 раза потребление и производство энергоресурсов. В 2007 г. КНР обошла США по производству энергоносителей, а в 2010 г. — по их потреблению, выйдя в мировые лидеры по этим показателям. При этом Китай оставался нетто — импортером энергоресурсов (в 2010 г. — 150 млн. т н. э.), оказывая стимулирующее воздействие на мировой рынок. Кроме того, КНР, ставшая полтора десятилетия назад нетто — импортером нефти, с 2009 г. стала ввозить ее в количествах, превышающих внутреннюю добычу.

Для обеспечения стабильности снабжения помимо ранее имевшихся коммерческих хранилищ нефти объемом 40 млн. т, в 2004 — 2009 гг. в стране было введено в эксплуатацию еще 4 подобных объекта суммарной вместимостью 13,7 млн. т. Для обеспечения внутреннего спроса на моторное топливо в транспортном секторе только в 2009 г. было введено в эксплуатацию 5 новых НПЗ суммарной мощностью первичной переработки нефти 45 млн. т. Это явилось следствием развития автомобильной промышленности страны. Так, парк легковых автомобилей в КНР составил 2005 году 20 млн. машин, а в 2010 г. этот показатель увеличился в три раза — до 60 млн. В 2011 г. ожидалась продажа еще 19,5 млн. единиц автомобильной техники.[3]

В Китае быстрыми темпами осуществляется “газификация” экономики. За первые 5 месяцев 2011 г. внутренняя добыча газа выросла на 6,7% (до 43 млрд. куб. м), а его импорт удвоился (до 11 млрд. куб. м) по сравнению с аналогичными показателями 2010 г. [4]

Что касается долгосрочных контрактов на поставку российского газа, то китайская сторона занимала жесткую позицию (вплоть до намерения в марте 2011 г. в одностороннем порядке пересмотреть цены по фактическим отгрузкам).[5] Россия готова экспортировать газ с западносибирских месторождений в Китай по трубопроводу «Алтай» (что позволило бы обеспечить равнодоходность с поставками в Европу). Китайская же сторона заинтересована в газоснабжении своего промышленно развитого восточного побережья.

Китай активно развивает возобновляемую энергетику и в 2010 г. по такому показателю, как ввод в эксплуатацию новых мощностей ветроэнергетического оборудования, он вышел в мировые лидеры, обогнав ЕС и США.[6]

Государства Евросоюза, проводящие согласованную энергетическую политику, по суммарному объему потребления топлива (в 2010 г. — 970 млн. т н. э.) вполне сопоставимы со странами — лидерами потребления. Тем не менее ситуация в ЕС неоднородна. Так, Норве­гия традиционно является нетто-экспортером энергоресурсов (180 — 190 млн. т н. э.), а ФРГ, Франция, Италия и Испания испытывают нехватку энергоресурсов в размере 140 — 210 млн. т н. э. в год. Характерно, что в 2000 — 2010 гг. усилия по повышению энергоэффективности экономик государств — членов ЕС сохранили внешний дефицит Евросоюза на уровне примерно 600 млн. т н. э. Для смягчения нехватки энергоресурсов ЕС активно развивают возобновляемую энергетику и добычу альтернативных источников энергии (сланцевого и других видов газа).

Россия (третий в мире производитель и потребитель энергоресурсов), экспортируя энергоносители и наращивая их поставки с конца 90-х годов, за последнее десятилетие увеличила совокупный экспорт всех видов топлива примерно до 550 млн. т н. э. В 2009 г. страна обогнала по добыче нефти традиционного мирового лидера — Саудовскую Аравию (в определенной мере сдерживаемую ограничениями ОПЕК), а в 2010 г. закрепила мировое первенство в нефтедобыче, произведя рекордные 505,1 млн. т, из них 250,4 млн. было экспортировано. В 2010 г. добыча газа составила 530 млн. т н. э. (21,2% мирового производства), при этом данный показатель был близок к максимальным значениям, полученным в 2006 — 2008 гг.

Говоря о добыче углеводородов в России, по мнению ведущих отечественных специалистов, в настоящее время заканчиваются запасы нефти на глубине до 3-х км, поэтому в будущем придется бурить еще глубже — на 5 — 7 км, и это потребует увеличения расходов, применения более совершенных технологий и оборудования, более квалифицированных специалистов. Однако в настоящее время в отечественной геологоразведке и нефтепереработке не происходит должной технологической модернизации, адекватной возможностям и потребностям страны.[7]

В 2010 г. была проведена объемная работа по консолидации нефтегазовой отрасли России. На Северном Каспии было введено в промышленную разработку шельфовое месторождение им. Корчагина, начата промышленная эксплуатация 1-й очереди Нижнекамского НПЗ мощностью 7 млн. т нефти в год. В рамках реализации проекта ВСТО был введен в эксплуатацию магистральный нефтепровод Сковородино — Мохэ мощностью 15 млн. т нефти в год и продолжено строительство второй очереди ВСТО.

Успешно ведется геологоразведочное и эксплуатационное бурение в Охотском море. Весной 2011 года в рамках проекта “Сахалин — 1” был установлен мировой рекорд наклонного бурения, при этом протяженность скважины составила 12345 м., кроме того на проектную мощность вышел завод по производству СПГ проекта “Cахалин — 2”.[8]

Этапным событием в сфере обеспечения бесперебойной доставки российского газа в Европу явилось подписание крупнейшими энергетическими концернами ЕС в сентябре 2011 г. в Сочи акционерного соглашения по участию в строительстве газопровода “Южный по­ток” (по дну Черного моря через территорию стран ЦВЕ) пропускной способностью до 63 млрд. куб. газа в год, с вводом в эксплуатацию в 2015 г. Доля “Газпрома” в мобилизуемом капитале составляет 50%, итальянской “Eni” — 20%, французской “EDF” и германской “BASF” — по 15%. Для реализации сухопутной части проекта уже подписаны межправительственные соглашения с Болгарией, Сербией, Грецией, Словенией, Хорватией и Австрией.[9]

Активная укладка морского участка газопровода “Северный поток” (проектная мощ­ность — 55 млрд. куб. м газа в год) в 2010 — 2011 гг. была успешно завершена, и в начале сентября 2011 г. началось заполнение газом трубопроводной системы через самую мощную в мире компрессорную станцию “Портовая” (Выборгский р-н).[10]

Однако на фоне масштабной спецоперации, начатой Еврокомиссией в октябре 2011 г. по проверке деятельности «Газпрома» на рынках стран ЕС, председатель правительства РФ В. Путин поручил руководству концерна разработать предложения по развитию экспорта газа в АТР.

Экспорт сырья по-прежнему является одним из основных источников наполнения российского бюджета (в 2010 г. поступления от вывоза нефти и газа составили 4,1 трлн. руб. или около 50% его доходной части).

В январе — августе 2011 г. экспортная выручка РФ выросла более, чем на 31% по сравнению с аналогичным показателем 2010 г.

В январе — сентябре 2011 г. продажи “Газпрома” на внешних рынках составили 168 млрд. куб. м. (за аналогичный период 2010 г. — 143 млрд.).

Рисунок 1.Динамика производства и потребления первичных энергоресурсов в США, Китае, Рос­сии и странах ЕС, млн. т н. э.

Рассчитано по: “BP Statistical Review of World Energy, June 2011”.

Перераспределение энергоресурсов через международную торговлю

По мере роста ВВП и увеличения численности населения (при сохраняющейся ограниченности внутренних ресурсов) во многих странах происходит увеличение импорта энергоресурсов (если не удавалось в должной мере снизить энергоемкость производства). За последние 8-10 лет. объемы фактической торговли основными энергоресурсами выросли количественно и качественно. В 2010 г. примерно 60% нефтяной продукции поступило в каналы межрегиональной торговли (в 2002 — 58,4%), причем из них 29,6% составили нефтепродукты (в 2002 г. — 23,3%).

Таблица 6. Межрегиональные поставки нефти и нефтепродуктов в 2002 г. и 2010 г.

 

2002 г.

2010 г.

 

Нефть

Нефтепродукты

Всего

Нефть

Нефтепродукты

Всего

(млн. т н. э.)

           

Экспорт

1667

486

2153

1876

768

2644

США

1

42

43

1

102

103

Канада

71

25

96

99

29

128

Мексика

93

4

97

68

9

Южн. Центр. Америка

103

43

146

131

45

176

Европа

67

42

109

19

72

91

Стрны бывш. СССР

188

76

264

318

103

421

Ближний Восток

787

108

895

829

107

936

Северная Африка

93

36

129

113

29

142

Западная Африка

152

4

156

221

8

229

Вост. и Южн. Африка

8

8

16

0

16

Австралия и Азия

16

4

20

16

8

8

Китай

7

10

17

2

29

31

Индия

57

57

Япония

4

4

14

14

Сингапур

2

66

68

Прочие страны АТР

48

54

102

40

80

120

Рассчитано по: “BP Statistical Review of World Energy, June 2011”, p. 19.

В 2010 г. в каналы международной торговли поступило 30,5% добытого газа, их них примерно 70% было поставлено по трубопроводам и 30% — в виде СПГ (в 2001 г. на вывоз была направлена значительно меньшая часть — примерно 23%, из них только четверть — в сжиженном виде). Крупнейшим экспортером газа по трубопроводам была Россия (28% мировой торговли газом, экспорт в 30 европейских стран), за которой следовали Норвегия и Канада (по 14%), а также Нидерланды (8%). Что касается поставщиков СПГ, то здесь выделялись Катар (25% мировых поставок), Малайзия и Индия (по 10%), а также Австралия, Алжир, Тринидад и Тобаго. Основным покупателем СПГ (более 31% закупок) оставалась Япония, а также Республика Корея (15%), Испания и Великобритания (по 6%).

Динамика цен

В 2010 г. ценовая ситуация на рынке энергоносителей развивалась противоречиво под влиянием как общерыночных соотношений спроса и предложения, так и социально-политических событий, природных аномалий, региональной специфики, а с середины 2011 г. и обострения международной финансовой ситуации в связи с угрожающим ростом внешнего долга США и некоторых государств еврозоны.

Природные катастрофы, политические потрясения и боевые действия в ряде стран Ближнего и Среднего Востока, нестабильность спроса на энергоносители в крупных экономиках третьего мира обусловили повышенную неустойчивость цен на нефть, имевших в целом повышательную тенденцию (в сентябре — октябре 2011 г.цена марки Brent колебалась в пределах 100 — 112 долл./барр.). В тоже время расширение добычи сланцевого газа в США и другие факторы временно удерживали региональные цены на газ от резкого увеличения. Так, в январе — августе 2011 г. по сравнению с 2010 г. цена нефти Brent выросла на 40,5%, а западнотехасской WTI — на 21,6%; европейская цена на газ увеличилась на 22,2%, а в США (шт. Луизиана) данный энергоноситель подешевел на 3%.

В условиях растущего спроса на уголь (в первую очередь со стороны Китая и Индии) цены на это топливо, начиная с 2009 г., резко повысились. При умеренных ценах на уран в 2009 — 2010 гг. Китай начал активную закупку ядерного сырья впрок, что отразилось на динамике цен.

Таблица 7. Цены на основные виды топлива в 2003 г. — январе — августе 2011 г.

2003 г.

2004 г.

2005 г.

2006 г.

2007 г.

2008 г.

2009 г.

2010 г.

Январь — август 2011 г.

Нефть средневзве­шенная (APSP) 1), (долл./барр.)

28,9

37,7

53,4

64,3

71,1

97,0

61,8

79,0

104,7

Природный газ, средняя импортная цена, Европа, франко — гра­ница, (долл./млн. БТЕ)

3,9

4,3

6,3

8,5

8,6

13,4

8,7

8,3

10,1

Уголь, фоб Ньюкасл, Австралия, (долл./т)

27,8

53,0

47,3

52,6

70,4

127,1

71,8

99,0

123,2

Урановый концен­трат U3O8, (долл./фунт) 2)

11,2

18,0

27,9

47,7

99,2

64,2

46,7

46,0

60,3 *

1) На базе средних ежедневных котировок: Брент, Дубай и западнотехасской средней — в равных долях.
2) По разовым сделкам американской компании “Nuexco”.
* за январь-июнь 2011 г.
И с т о ч н и к : “World Bank”, Washington D.C., Development Prospect Group (Release) за соответствующие временные периоды (по: July, 2011).

Рисунок 2. Амплитуда колебаний среднемесячных цен на нефть — средневзвешенной (APSP) в 2008 г. — январе — июне 2011 г., долл./барр.

И с т о ч н и к: World Bank”, Washington D.C., Development Prospect Group (Release), July, 12, 2011.

Сопоставление стоимостей тепловых единиц в основных видах топлива показало, что в 2010 г. ценовое превышение нефти над природным газом достигло рекордных значений — 68%; тепловая единица в СПГ была на 36% дороже, чем в традиционном газе.

Таблица 8. Цена британской тепловой единицы в нефти и газе

Нефть 1)

Газ 2)

СПГ 3)

долл./млн. БТЕ

 

2000 г.

4,83

2,89

4,72

2001 г.

4,08

3,66

4,64

2002 г.

4,17

3,23

4,27

2003 г.

4,89

4,06

4,77

2004 г.

6,27

4,32

5,18

2005 г.

8,74

5,88

6,05

2006 г.

10,66

7,85

7,14

2007 г.

11,95

8,03

7,73

2008 г.

16,76

11,56

12,55

2009 г.

10,41

8,52

9,06

2010 г.

13,47

8,01

10,91

1) Средняя цена нефти, сиф, страны ОЭСР.
2) Средняя германская цена природного газа, сиф.
3) Средняя цена СПГ, сиф, Япония.
П р и м е ч а н и е. Выделены наиболее высокие удельные цены.
И с т о ч н и к: “BP Statistical Review of World Energy, June 2011”, p. 27.

Рисунок 3. Цена тепловой единицы в нефти и газе в 2000 — 2010 гг., долл./1 млн. БТЕ

Необходимость повышения технической безопасности энергетических объектов

В последние несколько лет природные и техногенные катастрофы не обходили стороной энергетическую сферу. Вслед за серьезной аварией на одной из крупнейших в мире Саяно-Шушенской ГЭС, в Мексиканском заливе в апреле 2010 г. произошла трагическая катастрофа на добывающей платформе “Deepwater Horizon”, повлекшая за собой не только гибель людей, но и продолжительную утечку нефти. На устранение последствий аварии потребовалось три месяца, усилия сотен людей, применение десятков судов и привлечение значительных материальных средств. Огромный ущерб был нанесен экономике региона.

Оператор платформы — компания “British Petroleum” признала расходы на ликвидацию аварии и компенсации ущерба в размере 40,9 млрд. долл. [11]

Указанное событие побудило транснациональные нефтегазовые корпорации организовать в мае 2011 года в Ставангере встречу, принявшую решение о совместном создании устройств для экстренной остановки и герметизации подводных скважин.[12]

Одним из способов снижения рисков, связанных с бурением скважин на континентальном шельфе, является использование подводных комплексов добычи (ПКД), устанавливаемых на морском дне и не требующих стационарных или подвижных морских платформ. В 2010 г. число завершенных и находившихся в процессе реализации проектов с применением ПКД превысило 300, из них 70 — на континентальном шельфе Великобритании. Эти проекты потребовали 1,3 тыс. комплексов скважинного оборудования, 110 (централизующих) манифольдов и 12 тыс. км подводных трубопроводов. По сравнению со стационарными и плавучими платформами ПКД позволяют сэкономить до 40% капиталовложений и до 50% операционных затрат. Согласно мнению британских экспертов, одновременно на 20% увеличивается коэффициент извлечения сырья и сокращаются сроки освоения месторождений.

Россия также приступает к использованию подобных технологий. В арктических условиях ПКД являются одним из оптимальных способов разработки ресурсов шельфа. Так, для освоения Штокмановского месторождения, удаленного от береговой линии более чем на 600 км, предполагается использовать ПКД, соединенный трубопроводом с плавучим комплексом добычи, однако в случае необходимости система будет иметь возможность разъединиться.

В марте 2011 г. в Японии произошло сильнейшее за всю историю страны землетрясение магнитудой 9 баллов, вызвавшее цунами высотой около 14 метров; погибло более 14 тыс. человек. По предварительной оценке, ущерб превысил 200 млрд. долл. Остановили работу более 30% НПЗ, причем половина из них потребует серьезных восстановительных работ. Пострадали также 6 крупных угольных электростанций суммарной мощностью около 8 ГВт и одна газовая (1 ГВт). Однако наиболее разрушительные события произошли в атомной отрасли, которая обеспечивала примерно 13% энергетических потребностей страны (было повреждено 6 реакторов). На АЭС “Фукусима-1” (4,7 ГВт) цунами высотой около 14 м вывела из строя резервные генераторы, что нарушило аварийную систему охлаждения реакторов. Из-за перегрева и расплавления стержней последовали взрывы в 1, 2 и 3 реакторах и пожар в хранилище радиоактивных отходов. Это привело к выбросу радиоактивных веществ в атмосферу и сбросу радиоактивной воды в море. В результате территория в радиусе 20 км была объявлена зоной отчуждения, а население эвакуировано. Было принято решение о выведении этой АЭС из эксплуатации. Кроме того были зафиксированы повреждения на АЭС “Фукусима — 2” (4,4 ГВт), “Онагава” (2,1 ГВт) и “Токай-2” (1,1 ГВт). О чрезвычайности положения свидетельствовало выступление императора Японии Акихито, голос которого страна услышала всего третий раз за всю многолетнюю историю его правления.

В середине июня 2011 г. в Японии эксплуатировалось 19 из 54 имеющихся атомных реакторов (т. е. 34%), а остальные были остановлены для проверки. В связи с протестами местных органов власти многие атомные станции могут быть выведены из эксплуатации, и в этом случае стране придется дополнительно расходовать около 40 млрд. долл. в год на закупку углеводородов для тепловых электростанций. В первое время весь объем газа (в виде СПГ), необходимый для компенсации снижения выработки электроэнергии на японских АЭС, в страну поставлял Катар. [13]

Японская катастрофа побудила многие страны по-новому взглянуть на перспективы атомной энергетики. Так, канцлер ФРГ А. Меркель распорядилась временно остановить 7 АЭС, введенных в эксплуатацию до 1980 г., и назначить проверку остальных АЭС. Китай объявил о пересмотре планов развития атомной энергетики. Аналогичные решения были приняты в Швейцарии, Таиланде, Венесуэле.

Недавние аварии в США и Японии несомненно вызовут ужесточение технологических и экологических требований к проектам во всех секторах энергетики. [14]

Развитие возобновляемых источников энергии

Обострение энергетических проблем стимулирует мировое сообщество к активному развитию сферы ВИЭ. Помимо основного возобновляемого ресурса — энергии воды (ГЭС) на современном этапе научно-технического и экономического развития все более широкое применение получают биомасса и энергия ветра.

К основному преимуществу биомассы относится универсальность, т. е. возможность использовать данный энергоресурс для производства различных видов энергии (тепловой, электрической), а также жидкого (этанол, биодизельное топливо) и газообразного топлива (биогаз).

В мире за последнее десятилетие суммарная установленная мощность ветроэнергетического оборудования увеличилась примерно в 10 раз. К странам, обладающим наиболее развитой ветроэнергетикой, относятся США, ФРГ, КНР и Испания. Широкое распространение получила практика создания крупных ветропарков на суше и морском шельфе, состоящих из мощных ветрогенераторов с диаметром ветроколеса до 150 м.

Таблица 9. Суммарная установленная мощность ВЭУ в мире

 

ГВт

Темпы прироста, %

2000 г.

17,4

27,9

2001 г.

23,9

37,4

2002 г.

31,1

30,1

2003 г.

39,4

26,7

2004 г.

47,6

20,8

2005 г.

59,1

24,2

2006 г.

74,1

25,4

2007 г.

93,8

26,6

2008 г.

120,6

28,6

2009 г.

157,9

30,9

И с т о ч н и к: “GWEC”.

Одной из рациональных форм, позволяющих использовать энергию ветра децентрализо­вано, является использование ветровых турбин малой мощности (100 — 500 кВт) для локального производства электроэнергии (в частных домовладениях, на фермах, малых и средних предприятиях и др.). По данным ассоциации ветроэнергетики США, около 250 компаний из 26 стран включились в производство подобных ветрогенераторов. В 2009 — 2010 гг. в США число таких предприятия выросло с 66 до 95.

Значительным потенциалом ветровой энергии обладает Европа; около 40% его приходится на Великобританию, где период окупаемости объектов малой ветроэнергетики составляет всего 3 — 5 лет. С учетом специальных тарифов, стимулирующих производство и поставку “чистой” электроэнергии в общую силовую сеть, доход от подобной турбины может достигать 14 тыс. ф. ст. в год. В настоящее время ветропарк Великобритании насчитывает более 3,5 тыс. ветротурбин, расположенных на суше и морском шельфе. [15]

***

Энергетика является одной из важнейших сфер жизненной деятельности человечества, которая становится все более уязвимой ввиду нарастающих проблем технологического, экономического, социального и природного характера. И для противостояния этим, порой непредсказуемым, вызовам необходимо развивать широкое международное сотрудничество и взаимопонимание на различных уровнях. Одним из форумов такого взаимодействия явился традиционный — уже девятый — Российский нефтегазовый конгресс, состоявшийся в Москве в июне текущего года — с участием авторитетных зарубежных представителей официальных структур и бизнеса. Как отметил министр энергетики России С. И. Шматко, на нем обсуждались модернизационные проблемы отрасли, ценообразование и налогообложение, биржевая торговля, технологические особенности добычи, транспортировки и переработки нефти и газа, освоение континентального шельфа.

Ответственные лица Минэнерго России подчеркивали, что в числе приоритетов отрасли — глубокая переработка нефти (за последние 5 лет ее уровень не повысился и балансируется на отметке 70%). Указывалось на необходимость ликвидации в стране дефицита светлых неф­тепродуктов. Отмечалось также, что созданная 3 года назад Межрегиональная биржа нефте­газового комплекса, хотя и консолидировала 15% топливной торговли России, — пока что не начала в полной мере выполнять свою регулирующую функцию. На Конгрессе ставились вопросы «интеллектуализации» отрасли — сочетания кадров, науки и инноваций.

Председатель Нефтегазового союза России Г.И.Шмаль обратил внимание на ряд узких мест отрасли, в частности, на невысокое качество разрабатываемых запасов и на низкий коэффициент нефтеизвлечения — 0,29 — 0,30, тогда как в США — 0,4. Он призвал к активному поиску и применению новых технологий, сославшись на то, что из многочисленных методов извлечения углеводородов мы используем лишь 10%.

Помимо обозначенных выше проблем российского топливно — энергетического комплекса, на недавних отраслевых конференциях, форумах и в печати, обсуждались и другие насущные задачи. В частности часто говорилось о том, что необходимо увеличить капиталовложения в разведку и освоение новых месторождений. Также подчеркивалась необходимость создания целого сектора добывающей отрасли — по широкомасштабному освоению континентального шельфа, который пока обеспечивает лишь немногим более 2,5% российской нефти и примерно 5% — газа.

Предстоит идти нехоженым путем, осваивая обширные полярные акватории и применяя уникальные технологии глубоководного бурения в суровых климатических условиях. В этой связи необходимо формирование новой прогрессивной культуры производства и безопасности при проведении высокотехнологичных работ.

Кроме этого необходимо создание новых и модернизация действующих перерабатывающих мощностей с тем, чтобы обеспечить переход автотранспорта на современные стандарты “Евро-4” и “Евро-5”. В настоящее время подобное топливо составляет лишь 12% выпускаемого бензина и 25% дизельного топлива.[16]

Перед топливно-энергетическим комплексом России стоят неотложные инвестиционные, технологические, и организационные задачи, требующие принятия оптимальных решений, которые бы отвечали суровым вызовам завтрашнего дня. Поэтому традиционное сугубо сырьевое производство должно все глубже насыщаться передовыми технологиями, чтобы коренным образом преобразовать методы добычи, переработки, доставки и освоения новых источников, что должно дополняться результативными мерами по энергосбережению.


Примечания

1. “Энергетика сегодня”, март — апрель 2009 г., стр. 52.

2. “Oil and Gas Technology”, Spring, 2011, p. 56.

3. “Нефть и капитал”, июнь 2011 г., сс. 68,69,70.

4. “Upstream”, June 17, 2011, p. 24

5. “Независимая газета”, 6 июня. 2011 г.

6. БИКИ, 7 июня, 2011 г., с.11.

7. “Top NefteGas”, №3/4, 2011, рр. 34, 35.

8. БИКИ, 12 мая 2011 г.

9. “Московские новости”, 19 сентября 2011 г.

10. “МК”, 7 сентября 2011 г.

11. BP Annual Report and Form 20-F, 2010

12. “Разведка и добыча”, июнь 2011, сс. 38, 39.

13. “Независимая газета”, 10-11 июня 2011 г., с.4.

14. Т. Митрова, В. Кулагин, “Японский урок”, “ТЭК Стратегии развития”, №2, 2011, сс. 26-30

15. БИКИ, 28 мая, 2011 г., сс. 5,10,11,16

16. “Московские новости”, 6 сентября 2011 г.