прогноз развития энергетики мира и россии до 2040 года

Институт энергетических исследований РАНАналитический центр при Правительстве РФ

прогноз развития энергетикимира и россии до 2040 года

прогноз подготовлен

ФгБУн «институт энергетических исследований российской академии наук»

и аналитическим центром при правительстве российской Федерации

научный руководитель академик макаров а.а., директор инэи ран

руководитель проекта к.э.н. митрова т.а., заведующая отделом инэи ран

профессор григорьев л.м., главный советник руководителя аналитического центра при правительстве рФ

член-корреспондент ран Филиппов с.п., заместитель директора по науке инэи ран

авторский коллектив:

галкина а.а. инженер-исследователь инэи ран

гаврилова е.в. инженер-исследователь инэи ран

геллер е.и. мл. научный сотрудник инэи ран

горячева а.о. мл. научный сотрудник инэи ран

грушевенко е.в. мл. научный сотрудник инэи ран

грушевенко д.а. мл. научный сотрудник инэи ран

елисеева о.а. к.э.н., зав. лабораторией инэи ран

иващенко а.с. независимый эксперт по макроэкономике

козина е.о. научный сотрудник инэи ран

кулагин в.а. начальник Центра изучения мировых энергетических рынков инэи ран

курдин а.а. руководитель дирекции по стратегическим исследованиям в энергетике аналитического центра при правительстве рФ

макарова а.с. к.э.н., зав. лабораторией инэи ран

малахов в.а. к.э.н., зав. отделом инэи ран

мельникова с.и. научный сотрудник инэи ран

миронова и.Ю. инженер-исследователь инэи ран

сорокин с.н. мл. научный сотрудник инэи ран

струкова в.к. научный сотрудник инэи ран

тарасов а.э. к.т.н., ст. научный сотрудник инэи ран

Урванцева л.в ст. научный сотрудник инэи ран

Хоршев а.а. к.э.н., зав. лабораторией инэи ран

основные выводы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3

введение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5

1. Базовый сценарий – предпосылки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9долгосрочные тенденции развития энергетики . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9демография . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11экономический рост . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .14потребление первичной энергии . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18электроэнергетика . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21международная торговля . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23выбросы со2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .24

2. Базовый прогноз энергетических рынков . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25рынок жидких видов топлива . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26рынок газа . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .41рынок твердых видов топлива . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .51атомная энергетика . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56возобновляемые источники энергии . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58

3. реакция рынков на технологические прорывы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

роль технологий в развитии энергетики . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63«сланцевый прорыв» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65«сланцевый провал». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71газ на транспорте . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .76Жидкие биотоплива . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78электромобили . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79газовые гидраты . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84Биогаз . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85

4. влияние рынков на энергетику и экономику россии . . . . . . . . . . . . . . 87исходный вариант развития экономики и энергетики россии . . . . . 88российские ресурсы на мировых энергетических рынках . . . . . . . . . 89прогнозный вариант развития экономики и энергетики россии . . . 92

приложения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95приложение 1. методология . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96приложение 2. региональные балансы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98приложение 3. сравнение с другими прогнозами. . . . . . . . . . . . . . . . 104

список литературы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105

содеРжАНИе

Прогноз развития энергетики мира и россии до 2040 года

инэи ран – аЦ при Правительстве рФ

2

основные выводы


ИНЭИ РАН – АЦ при Правительстве РФ

3

осНовНые выводы

• затяжной характер текущего глобального кризиса повлек снижение прогнозов роста экономики и энергопотребления, при этом заметно ускорился рост доли развивающихся стран.

• на долгосрочную перспективу сохранится доминирование ископаемых видов топлива при более медленном, чем в прошлом прогнозе, увеличе-нии доли неуглеродных энергоресурсов. «сланцевый прорыв» на два-три десятилетия отодвинул казавшуюся близкой еще пять-семь лет назад угрозу исчерпания экономически приемлемых ресурсов нефти и газа и закрепил преимущественно углеводородный характер мировой энер-гетики. доля нефти и газа в мировом потреблении первичной энергии останется практически неизменной (53,6% в 2010 г. и 51,4% к 2040 г.).

• исследование динамики цен нефти и газа для различных сценариев не выявило фундаментальных оснований для алармистских прогнозов – как слишком высоких, так и экстремально низких их значений в рассматри-ваемый период. во всех ситуациях, от дальнейшего успеха до возмож-ного провала сланцевых технологий, балансовые цены нефти в 2040 г. не выйдут из диапазона 100–130 долл. (сШа 2010 г.) за баррель при хорошей корреляции с ними сильно дифференцированных по регио-нам цен газа (что отнюдь не исключает больших краткосрочных флук-туаций цен под действием политических и спекулятивных факторов).

• невзирая на интеграцию рынков нефти и газа по мере роста междуна-родной торговли нефтью и сжиженным природным газом (спг), усили-вается тенденция к их регионализации с выходом на заметно отличаю-щиеся уровни цен.

• в рассматриваемой перспективе усиливается тенденция к регионали-зации рынков нефти и газа.

• наиболее существенный прирост абсолютных объемов потребления и доли в первичном энергопотреблении обеспечит газ – следующие 30 лет можно вполне обоснованно считать «эрой газа», однако у России есть риск упустить возникающие в связи с этим возможности.

• в результате ожидаемых трансформаций мировой энергетики и осо-бенно рынков углеводородов сами топливные рынки изменятся несу-щественно, однако заметно перераспределится соотношение сил веду-щих участников этих рынков, некоторые глобальные игроки получат дополнительные возможности влияния. при этом полученные резуль-таты однозначно показывают, что Россия в прогнозный период будет бо-лее чувствительна к негативным изменениям рыночной конъюнктуры. в базовом сценарии экспорт нефти и газа на внешние рынки оказывает-ся заметно ниже официальных отечественных прогнозов.

• высокие затраты и действующая налоговая система ограничивают конкурентоспособность российских энергоресурсов на глобальных рынках. российский тэк может столкнуться с жесткими ограничения-ми по внешнему спросу на энергоресурсы по приемлемым ценам, что обернется дополнительными рисками для энергетики и экономики россии. Исследование дало предварительные оценки последствий этого для экономического роста (замедление до одного процентного пункта в год) и возможных мер компенсации.



4

введение



5

россия является одним из лидеров мировой энергетики и крупнейшим участником международных энергетических рынков. в экономике рос-сии топливно-энергетический комплекс (тэк) и экспорт его продуктов занимают уникальное положение, и их динамика прямо влияет на устой-чивость национальной экономики. поэтому адекватное видение разви-тия данного сектора в долгосрочной перспективе имеет большое значе-ние при прогнозировании и планировании развития экономики страны. для правильной оценки перспектив тэк и разработки стратегии разви-тия как энергетики, так и экономики страны важнейшим внешним пара-метром является исследование будущего мировой энергетики.

ситуация в ней в последние годы претерпела серьезные изменения. гло-бальный кризис сопровождался резкими скачками цен на углеводороды, произошли заметное замедление роста спроса и обострение конкурен-ции на традиционных энергетических рынках; а главное – новые техно-логии уже перекраивают международную торговлю топливом в небла-гоприятном для россии направлении. поэтому нам сейчас больше, чем когда либо, нужны глубокие исследования возможных турбулентностей мировых энергетических рынков и разработка регулярных прогнозов мировой энергетики на собственной исследовательской базе.

именно это понимание побудило институт энергетических исследова-ний российской академии наук (инэи ран) и аналитический центр при правительстве российской Федерации (аЦ) подготовить «прогноз раз-вития энергетики мира и россии до 2040 г.». предыдущий прогноз от 2012 г. показал большую востребованность в россии собственного обзо-ра будущего мировой энергетики. в прошедшем году его материалы ши-роко использовались в докладах представителей федеральных органов власти, руководства крупнейших российских компаний и обсуждались на научно-экспертных мероприятиях в россии и за рубежом.

в новом выпуске прогноза продлен временной горизонт, а также зна-чительно развиты модельный аппарат и методологический подход. ос-новной упор сделан на исследовании конъюнктуры топливных рынков (жидких, газовых и твердых топлив), а не просто на прогнозе производ-ства и потребления отдельных энергоносителей, и это представляется более правильным в условиях усиления межтопливной конкуренции.

основная цель прогноза-2013 – оценить естественные тренды мировых рынков углеводородов, а также их изменения при ожидаемых техноло-гических прорывах и последствия для энергетики и экономики россии. для этого разработаны:

1) базовый сценарий развития мировой энергетики и топливных рынков – преимущественно на основе уже освоенных энергетических технологий;

2) версии базового сценария в случае успеха назревших технологиче-ских прорывов в производстве и потреблении углеводородов и их заменителей;

3) прогнозы развития энергетики России при рассмотренных трансфор-мациях мировых топливных рынков с оценкой их влияния на эконо-мику страны.

введеНИе



6

Базовый прогноз развития топливных рынков выполнен на блоке ми-ровой энергетики модельно-информационного комплекса SCANER [1] с существенно развитыми моделями рынков нефти [2, 3] и газа [4]. новые возможности межтопливной конкуренции на транспорте и в электроэнергетике описаны по 86 узлам потребления жидких топлив (76 стран) и 192 узлам потребления газа (147 стран). передовые техно-логии добычи и переработки традиционных и нетрадиционных ресур-сов углеводородов рассмотрены по 778 месторождениям и районам добычи нефти и 504 районам добычи и месторождениям газа. равно-весия производства и потребления, а также балансовые цены топлив рассчитаны по всем региональным топливным рынкам; выполнен ана-лиз их чувствительности к изменению наиболее важных ресурсных и технологических факторов и оценена роль основных участников рын-ков, в особенности российских.

для оценки версий успеха технологических прорывов в модель включе-ны варианты изменения объемов производства, потребления и заме-щения всех энергоресурсов при реализации новых технологий добычи нетрадиционных ресурсов нефти и газа, производства синтетическо-го жидкого топлива и биотоплива, а также эффективных накопителей электроэнергии на транспорте (с оценкой необходимых для осущест-вления этих прорывов технико-экономических характеристик новых технологий). по итогам расчетов определены ожидаемые изменения конъюнктуры топливных рынков.

Прогнозы развития энергетики россии выполнены на комплексе [1] для базового и экстремальных сценариев развития мировых рынков угле-водородов с расчетом их влияния на внутренний спрос, производство и экспорт энергоресурсов и последствия для экономики.

названные сценарии носят исследовательский характер: они показывают многообразие и, главное, возможные последствия вариантов развития – «развилок», перед которыми стоит мировая и российская энергетика.

по многим важным параметрам развития мировой энергетики и энерге-тических рынков прогноз-2013 дал новые оценки, существенно отлич-ные от нашего прогноза-2012 и результатов, полученных рядом меж-дународных организаций. эти отличия отмечаются и объясняются по тексту, назовем лишь наиболее важные из них:

• затяжной характер текущего глобального кризиса повлек сни-жение прогнозов роста экономики и энергопотребления так, что прошлогодние прогнозы на 2035 г. лишь с небольшим снижением сдвинулись на 2040 г. при одновременном ускорении роста доли развивающихся стран;

• минеральное органическое топливо останется доминантой миро-вой энергетики при более медленном, чем в прошлом прогнозе, увеличении доли неуглеродных энергоресурсов. продолжится (разными темпами) рост абсолютных размеров производства неф-ти, природного газа и угля;

• «сланцевая революция» на два-три десятилетия отодвинула казавшу-юся близкой еще пять-семь лет назад угрозу исчерпания экономически приемлемых ресурсов нефти и газа. это широко диверсифицировало



7

их по регионам мира, стимулируя регионализацию мировых рынков нефти при росте интеграции рынков газа благодаря взрывному росту торговли спг. в этих условиях некоторые глобальные игроки получат дополнительные возможности влиять на рынки углеводородов;

• исследование «горячей проблемы» динамики цен нефти и газа не выя-вило фундаментальных оснований для алармистских прогнозов в рас-смотренный период – как слишком высоких, так и экстремально низких их значений. во всех ситуациях, от дальнейшего успеха до возможного провала сланцевых технологий, балансовые цены нефти1 в 2040 г. не выходили из диапазона 100–130 долл. (сШа 2010 г.) за баррель при хорошей корреляции с ними сильно дифференцированных по регио-нам цен газа. но до 2025–30 гг. возможны и более широкие диапазоны колебаний трендов цен нефти;

• объективно благоприятные трансформации мировой энергетики, и особенно рынков углеводородов, оборачиваются дополнительными рисками для энергетики и экономики россии. получены предвари-тельные оценки их последствий для экономического роста (замедле-ние до одного процентного пункта в год) из-за уменьшения экспорта энергоресурсов и возможных мер компенсации;

• установлено, что в прогнозный период среди основных игроков на энергетических рынках россия более чувствительна к негативным колебаниям рыночной конъюнктуры – снижению спроса, росту пред-ложения и особенно – снижению цен. поэтому в базовом сценарии размеры экспорта нефти и газа оказались заметно ниже рассматри-ваемых в отечественных прогнозах. высокие затраты и действующая налоговая система ограничивают конкурентоспособность россий-ских энергоресурсов на внешних рынках, и российский тэк впервые сталкивается со столь жесткими условиями.

мы видим свою роль в первую очередь в том, чтобы стимулировать дис-куссию относительно путей дальнейшего развития мировой энергетики и вариантов адаптации тэк и экономики россии к меняющимся внеш-ним условиям.

академик а.а. макаров,профессор л.м. григорьев,

к.э.н. т.а. митрова

1 они отражают фундаментальные тренды, что отнюдь не исключает больших флуктуаций цен под действием политических и спекулятивных факторов.



8

Базовый сценарий – энергопотребление



9

1. БАзовый сцеНАРИй – эНеРгоПотРеБлеНИедолгосрочные тенденции мировой энергетики

за последние 150 лет энергетика мира выросла в 35 раз и прошла три этапа развития так, что длительность этапов последовательно уменьша-лась (70, 50 и 30 лет), удваивались цены топлива и замедлялся рост энер-гопотребления (в 4,8, 4,2 и 1,6 раза), а в конце каждого этапа наблюдался кризисный спад спроса на энергию (рисунок 1.1). текущее замедление глобального энергопотребления может сигнализировать о том, что ми-ровая энергетика находится в очередной переходной точке. анализ полученных в прогнозе результатов укрепляет мнение о наступлении следующего (четвертого) этапа развития мировой энергетики, характе-ризующегося умеренным ростом энергопотребления.

Рисунок 1.1. – этапы развития мировой энергетики

0%

25%

50%

75%

1900 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010

Структура производства энергоресурсов

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

1860 1870 1880 1890 1900 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010

млрд. т н.э.

Дрова и отходы Уголь Нефть Газ Гидроэнергия Атомная энергия Другие ВИЭ

Рост в 4,8 раза за 70 лет



Источник: ИНЭИ РАН

ключевой для любого энергетического прогноза показатель – спрос на энергию – естественно (но не однозначно) определяется динамикой раз-вития демографии и экономики страны, региона или мира в целом. оче-видно, что основной драйвер роста энергопотребления – повышение благосостояния растущего населения. при этом главным демографиче-ским показателем является численность населения, а развитие экономи-ки с некоторой условностью характеризует валовой внутренний продукт (ввп)1. соответственно, ключевыми для прогноза удельными показате-лями являются душевое энергопотребление и энергоемкость ввп.

1 Большая детализация демографических и экономических показателей не гарантирует повышения точности прогноза энергопо-требления, а переносит проблему на погрешность определения их будущих значений.

В настоящее время происходит переход на следующий этап развития мировой энергетики, характеризующийся очеред-ным удвоением цен и более умеренным ростом энергопо-требления.



10

наш подход совмещает демографический и экономический прогнозы энергопотребления. сначала по каждой из 67 групп стран на основе дан-ных оон по динамике населения согласуются между собой прогнозы а) по душевому энергопотреблению и б) по душевому ввп и энергоемко-сти ввп. поскольку результатом прогноза по обоим методам являются диапазоны, в пределах которых отклоняются тренды, для получения прогнозных оценок решается задача оптимизации. она состоит в поиске таких трендов в двух диапазонах, разница между которыми минималь-на. затем суммы страновых прогнозов взаимно корректируются с неза-висимым мировым прогнозом энергопотребления.

Методология прогнозирования спроса на энергию

при прогнозировании энергопотребления использованы тренды роста численности населения, экономики и энергетики для 67 групп стран и мира в целом за последние 30 лет. основой прогноза-2013 послужил средний сценарий прогноза народонаселения оон2 – см. рисунок 1.2. Рисунок 1.2. – схема совмещения демографического и экономического прогнозов энергопотребления

4 8

5,3

5,8

6,3

6,8

7,3

7,8

8,3

8,8

млрд. чел.

Диапазон вероятных значенийНаселение

7000

9000

11000

13000

15000

17000

19000

21000

23000

25000долл. 2010/чел.

Диапазон вероятных значенийДушевой ВВП

4,3

4,8

1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040

1,8

1,9

2,0

2,1

2,2т н.э./чел.

Д

5000

7000

1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040

105

125

145

165

185

трлн. долл.

15000

17000

19000млн. т н.э.

1,5

1,6

1,7

1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040

Диапазон вероятных значенийДушевое энергопотребление

25

45

65

85

1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040

Диапазон вероятных значенийВВП

0,20

0,24

0,28т н.э./долл.

7000

9000

11000

13000

1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040

Диапазон вероятных значенийЭнергопотребление

0,08

0,12

0,16

1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040

Диапазон вероятных значенийЭнергоемкость ВВП

Отчетная информация Прогнозные диапазоны


по нему и экстраполированным трендам среднедушевых показателей для каждой группы стран определе-ны статистические тренды и доверительные интервалы будущих значений ввп, а также потребления пер-вичной энергии, электроэнергии и нефтепродуктов. дублирующие прогнозы спроса сделаны аналогично на

2 World Population Prospects, the 2010 Revision, UN Population Division.

Наш подход совмещает демо-графический и экономический прогнозы энергопотребления



11

основе пострановых трендов объемов и энергоемкости ввп (рисунок 1.2). принятые в прогнозе-2013 значе-ния получены согласованием в пределах доверительных интервалов (по критерию минимума относитель-ных отклонений от трендов всех прогнозируемых показателей) размеров энергопотребления, во-первых, по каждой группе стран при его расчете по душевому потреблению и по энергоемкости ввп и, во-вторых, суммы спроса всех групп стран и независимых демографического и экономического прогнозов мирового энергопотребления. полученные в прогнозе-2013 отклонения от исторических трендов основных социаль-ных характеристик энергетики – душевого энергопотребления и энергоемкости ввп – получили удовлет-ворительное объяснение по миру в целом и для основных рынков углеводородов в частности.оценка прогностических свойств названных показателей, сделанная для мира в целом на данных с 1955г.3 (период вдвое больше нашего прогнозного периода), выявила следующие проблемы.динамика численности населения мира хорошо описывается линейной зависимостью, и лишь после 2030 г. от нее отклоняется средний прогноз оон, принятый нами в качестве базы для расчетов энергопотребления. динамика же душевого энергопотребления неплохо описывается степенной и хуже – линейной зависимо-стями, но их расхождение к 2040 г. достигает 15% и не позволяет доверять лишь демографическому прогно-зу энергопотребления.напротив, ретроспектива ВВП хорошо описывается степенной и приемлемо – линейной зависимостями, но эти тренды дают более чем двукратное расхождение значений ввп в 2040 г. Экономическому прогнозу энер-гопотребления не помогает даже отличная прогнозируемость энергоемкости ВВП – уже более полувека она почти монотонно уменьшается на 1,2% в год.

демография

по последнему демографическому прогнозу оон, к 2040 г. население планеты достигнет 8,9 млрд человек при существенном изменении его качественных характеристик. Уже в основном закончится так называе-мый демографический переход от высокого к низкому уровням рождае-мости и смертности, который уже почти завершился в развитых странах (рисунок 1.3). в результате прирост населения, пик которого пришелся на 1970–е гг., снизится по сравнению с текущим вдвое. этим во многом объясняется ожидаемое замедление роста энергопотребления.

Рисунок 1.3. – Мировой демографический переход

18

2118

13

118 60

10

20

30

40

50

60

1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

чел./1000 чел.

Диапазон рождаемости по регионамДиапазон смертности по регионамСредняя рождаемость в миреСредняя смертность в миреЕстественный прирост

Источник: ООН

3 до этого периода демографические, энергетические и особенно экономические (ввп) данные весьма условны и разрозненны, а энергетика мира еще не оформилась как единая система.

К 2040 г. закончится демогра-фический переход, в резуль-тате естественный прирост населения снизится вдвое, что объясняет замедление роста энергопотребления.



12

основной прирост населения смещается в африку (где прирост соста-вит 83%) и индию (33%), тогда как численность населения китая в силу политики «одна семья – один ребенок» практически не изменится. 90% абсолютного прироста населения мира придется на остальные разви-вающиеся страны азии (рисунок 1.4), что будет важнейшим драйвером спроса на энергию (рисунок 1.5). к 2040 г. 73% населения земли будет жить в азиатско-тихоокеанском регионе и африке, а самой населенной страной станет индия. из стран оэср существенный прирост населения (24%) предполагается только в северной америке. для россии принята динамика общей численности населения по официальному прогнозу.

Рисунок 1.4. – Численность населения по регионам мира, млрд чел.

D:\work\cems\прогноз верстка\doc\Рисунки итог 30 стр.xlsx Лист Рис 4

0,460,57

2010 2040

0,480,59

2010 2040

0,61 0,64

2010 2040

1,02

1,87

2010 2040

0,28 0,29

2010 2040

0,220,34

2010 2040

2010 2040

Прочие страны Азии

Индия

Китай

Развитые страны Азии

Северная АмерикаЕвропа

Африка

Ближний Восток

СНГ

3,83

Страны АТР

Южная и ЦентральнаяАмерика

4,59

Источник: ООН

Рисунок 1.5. – Прирост населения, ввП и энергопотребления по регионам мира

D:\work\cems\прогноз верстка\doc\Рисунки итог 30 стр.xlsx Лист Рис 5

-0,5

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

Прирост населения 2010-2040

млрд. чел.

0

20

40

60

80

100

120

140

Прирост ВВП 2010-2040

трлн. долл.

-1000

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Прирост энергопотребления 2010-2040

млн. т н.э.Африка


Южная и Центральная Америка

СНГ

Развивающиеся страны Азии


Европа

Северная Америка


К 2040 г. 73% населения Земли будет жить в Азиатско-Тихоо-кеанском регионе и Африке. Самой населенной страной к этому времени станет Индия.



13

влияние демографических факторов на ввП и энергопотребление

из демографических характеристик, влияющих на энергопотребление, особую роль играет доля трудоспо-собного населения в возрасте от 15 до 64 лет, поскольку именно оно определяет темпы экономического роста и, соответственно, спроса на энергию (рисунок 1.6).Больше всего рабочих рук потеряют развитые страны азии (-18%), снг (-8%) и европа (-6%). самые высо-кие темпы прироста трудоспособного населения к 2040 г. ожидаются в африке (100%), на Ближнем восто-ке (63%) и в латинской америке (25%), а недавний лидер – развивающиеся страны азии – покажет лишь 19% роста. северная америка при неплохой прибавке трудоспособного населения (15%) столкнется с су-щественным увеличением числа пожилых граждан (на 113%). в китае ожидаются стабилизация, а после 2020 г. – сокращение численности трудоспособного населения. в сочетании со стремительным увеличением доли населения старше 65 лет это будет иметь серьезные последствия для динамики развития экономики и энергопотребления страны.

Рисунок 1.6. – динамика трудоспособного населения по регионам мира, млн чел.D:\work\cems\прогноз верстка\doc\Рисунки итог 30 стр.xlsx Лист Рис 6

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

1980 2010 2040

млн. чел.США

0

200

400

600

800

1000

1200

1980 2010 2040

млн. чел.ОЭСР, кроме США

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1980 2010 2040

млн. чел.Китай

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

1980 2010 2040

млн. чел.не-ОЭСР, кроме Китая

65+

15-64

0-14

Источник: Всемирный Банк

напрямую связана с количеством и качеством трудоспособного населения внутренняя и внешняя мигра-ция. до конца прогнозного периода регионами-донорами по-прежнему останутся африка, развивающиеся страны азии, латинская америка и снг, а регионами-реципиентами – северная америка, европа, в меньшей степени – Ближний восток и развитые страны азии.еще один значимый фактор при оценке энергопотребления – рост городского населения за счет оттока из сельских районов, что меняет не только размеры, но и характер потребления к большей централизации и концентрации энергоснабжения (рисунок 1.7). в региональном разрезе самый высокий прирост городского населения к 2040 г. покажут развивающиеся страны, среди которых лидирует китай (на 24% к 2010 г.). да-лее с большим отрывом следуют индия, африка и прочие развивающиеся страны азии (13–14% прироста городского населения). развитые страны практически исчерпали возможности урбанизации, и для них этот фактор перестает играть существенную роль в прогнозировании энергопотребления.

Рисунок 1.7. – доля городского населения по регионам мира

Источники: ООН, ИНЭИ РАН

40%

60%

80%

100%

0%

20%

40%

1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040

ОЭСР, кроме США

не-ОЭСР, кроме Китая

США

Китай



14

экономический рост

прогноз развития экономики выполнен в терминах динамики объема ввп на основе прогноза численности населения рассматриваемых групп стран и ожидаемых изменений душевого ввп (рисунок 1.2), который в значительной мере связан с возрастом и типом расселения людей.

в предстоящие 30 лет нет серьезных оснований надеяться на сохранение и тем более ускорение темпов роста мирового ввп относительно пре-дыдущего периода. тому противодействуют снижение интенсивности основных факторов производства, замедление роста населения, огра-ничение возможностей прироста территорий с ужесточением проблемы водоснабжения, удорожание основных природных ресурсов (в частно-сти, очередное удвоение цен углеводородов относительно средних за последние 30 лет). сомнительно, что даже успешный технологический прогресс полностью компенсирует эти негативные процессы. при этом несомненна качественная разнонаправленность развития экономики стран, особенно развитых и развивающихся.

прогноз экономического роста в развитых странах базируется в основ-ном на продолжении тенденций и параметров постиндустриального раз-вития с дальнейшим сдвигом в сферу услуг (развитие здравоохранения при росте продолжительности жизни и т.п.). относительно медленные темпы роста предполагают концентрацию капитала в большей степени на росте эффективности и производительности, нежели приросте мощ-ностей. в случае постановки (политически) задачи на сохранение клима-та и ресурсосбережение развитие может приобрести характер поддер-жания образа жизни при более жестких ресурсных ограничениях.

в долгосрочной перспективе тенденция выравнивания глобального раз-вития на все более общей технологической базе будет сохраняться, но степень сближения чрезвычайно различается. в развивающемся мире сохранится огромное расслоение. выделились быстрорастущие стра-ны, группа стран с большими стартовыми проблемами и около тридцати стран – с критически низким ростом по отношению к уровню ввп на душу населения.

в развивающемся мире выделяется Китай с его уникальной моделью стагнации численности населения. с учетом предполагаемого удвоения ввп на душу населения ожидается изменение социальной структуры общества на базе массовой «состоятельности», обещанной населению страны. степень успеха предполагаемой модели развития экономики будет иметь критическое значение для темпов роста китая и всего мира.

остальные развивающиеся страны приходится для простоты объеди-нять, хотя они расколоты на несколько групп. общие показатели для этой массы государств – темпы роста ввп выше развитых стран, но ниже китайских (рисунок 1.8). это большая часть мира по населению – и в ней продолжается демографический рост (более 1% в год), сохранятся проблемы как бедности и острого социального неравенства, так и слож-ности перехода на новые (дорогостоящие) эффективные технологии.

Экономический рост в развитых странах основан на продолжении тенденций и параметров постиндустриаль-ного развития с дальнейшим сдвигом в сферу услуг.

Будущее экономики Китая – темпы роста, социально- политическая устойчивость, выравнивание социальной структуры за пределами 2020 г. – самая большая неопределен-ность долгосрочного экономи-ческого прогнозирования.



15

Рисунок 1.8. – среднегодовые темпы роста ввП по регионам

8%

10%

12%

0%

2%

4%

6%

1990 2000 2010 2020 2030 2040

США ОЭСР, кроме СШАКитай не-ОЭСР, кроме КитаяМир

Источник: АЦ при Правительстве РФ

Рисунок 1.9. – структура мирового ввП по регионам

19%31%

14%

США

2040 г.

36%14%

31%

22%

24%

40% США


Китай


2010 г.


к 2020 г. китай станет первой по размерам экономикой мира, в то время как сШа и остальные страны оэср заметно снизят свою долю в мировом ввп (рисунок 1.9 и таблица 1.1).

китай в прогнозируемой перспективе ускоренными темпами наращива-ет душевой ввп, сближаясь к концу периода с показателями стран оэср (рисунок 1.10).

следует отметить, что подготовленный прогноз мировой экономики хотя и является достаточно сдержанным, тем не менее, не отличается радикально от макроэкономических прогнозов других организаций (таблица 1.2).



16

таблица 1.1. – Изменение доли стран в мировом ввП

рейтинг по ввп (ппс) на 2010 г. рейтинг по ввп (ппс) на 2040 г.

доля в ввп в 2010 г. доля в ввп в 2040 г.ес-27 20% 1 китай 24%

1 сШа 19% 2 сШа 14%2 китай 14% ес-27 12%3 япония 6% 3 индия 10%4 индия 5% 4 Бразилия 3%5 германия 4% 5 россия 3%6 россия 3% 6 япония 3%7 великобритания 3% 7 германия 2%8 Бразилия 3% 8 великобритания 2%9 Франция 3% 9 мексика 2%10 италия 2% 10 Франция 2%


Рисунок 1.10. – душевой ввП (ППс) по миру и регионам

40000

50000

60000

70000

80000 долл. 2010г./чел.

0

10000

20000

30000

40000

1980

1985

1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040


Источник: ИНЭИ РАН, АЦ при Правительстве РФ

таблица 1.2. – сравнение последних долгосрочных прогнозов среднегодовых приростов ввП (постоянные доллары сША по ППс)

прогноз временной период среднегодовые темпы роста мирового ввпIMF ($2010), UN 1980-2010 3,5%IEA WEO New Policies 2012, $2011 2010-2035 3,5%ExxonMobil 2013, $2005 2010-2035 2,8%DOE 2011, $2005 2008-2035 3,4%Oxford Economics 2010-2035 4,0%аЦ-2013 оптимистический 2010-2035 3,7%аЦ-2013 пессимистический 2010-2040 3,3%Прогноз-2013 $2010 2010-2035 3,4%Прогноз-2013 $2010 2010-2040 3,4%

Источники: ИНЭИ РАН, АЦ при Правительстве РФ



17

Предпосылки базового сценария

Базовый сценарий развития мировой энергетики основан на предположении отсутствия сколько-нибудь значимых технологических революций и прорывов. заложен естественный ход научно-технического прогрес-са (нтп), который обеспечивает сложившиеся тренды снижения энергоемкости ввп стран и регионов с тенденцией к их сближению к концу прогнозного периода (рисунок 1.11).Рисунок 1.11. – динамика энергоемкости ввП по регионам мира


в базовом сценарии не предполагается радикальных изменений институтов на энергетических рынках (сме-ны «правил игры») при определенных их усовершенствованиях, направленных на повышение эффективно-сти функционирования рынков энергии с учетом интересов основных игроков.в рамках анализа структуры наиболее важных для россии рынков углеводородов (страны снг, европы и северо-восточной азии) выделены крупнейшие игроки (стейкхолдеры), чьи приоритеты и стратегии суще-ственно влияют на конъюнктуру этих рынков (рисунок 1.12).Рисунок 1.12. – Размеры производства и потребления первичной энергии основными игроками мировых энергетических рынков в 2010 г.


в базовом сценарии предполагается также сохранение текущих приоритетов энергетической политики этих игроков и уже принятых мер их реализации. крупные импортеры (большинство стран оэср, китай, прочие развивающиеся страны азии) заинтересованы в умеренных ценах на энергоресурсы, что полезно их экономикам. экспортеры энергоресурсов – в основном страны опек и снг – стремятся максимизировать доходы от экспорта (рисунок 1.13).

энергетическая безопасность как важнейшая цель энергетической политики определяется уровнем зависи-мости стран от внешних поставок и вероятностью перебоев в них. по мере усиления импортозависимости более актуальным становится курс на энергетическую самодостаточность, обеспечиваемую собственными ресурсами (включая возобновляемые) и добычей национальных компаний за рубежом. для экспортеров энергобезопасность отражает не только поставки на внутренний рынок, но и стабильность продаж за рубеж ввиду высокой зависимости бюджетов этих стран от экспортных поступлений.

0,6

0,8

1,0

1,2т н.э./тыс. долл. ВВП

США

Китай


0,0

0,2

0,4

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

, р


Мир

3000

4000

5000

6000

7000

8000млн т н.э.

ПроизводствоПотребление

0

1000

2000

Россия Китай США ОПЕК ОЭСР, кроме США




18

повышенный интерес к виэ сохраняется, прежде всего, в странах оэср и в развивающихся странах – им-портерах энергоресурсов, которые ищут способ снижения зависимости от внешних поставок и одновремен-но рассматривают варианты снижения выбросов со2.Рисунок 1.13. – Приорите-ты энергетической поли-тики отдельных игроков энергетического рынка


экология также является важным фактором современной энергетической политики, но ввиду затруднений экономики и неудач с принятием пост-киотского соглашения влияние данного фактора ослабло даже в развитых странах.

Потребление первичной энергии

динамика энергопотребления по группам стран и миру в целом опре-делена взаимным согласованием демографического (по численности населения и душевому энергопотреблению) и экономического (по росту ввп и его энергоемкости) прогнозов. расход первичной энергии в мире увеличится в 2010–40 гг. на 40% (или в среднем на 1,1% ежегодно), что втрое меньше среднегодовых приростов ввп и заметно медленнее ро-ста энергопотребления в последние 30 лет (рисунок 1.14).

Рисунок 1.14. – Потребление первичной энергии по регионам мира, базовый сценарий

8000

10000

12000

14000

16000

18000


Африка


Южная и Центральная АмерикаСНГ

Развивающиеся страны

0

2000

4000

6000

8000

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

АзииРазвитые страны Азии

Европа



ОЭСР Азии

Не-ОЭСР Азии

Экспортеры Африки и Ближнего Востока

Экспортеры СНГ

Развивающиеся страны - импортеры энергоресурсов

0% 20% 40% 60% 80% 100%

ЕС

США

Дешевая энергия на мировых рынках Дорогая энергия на мировых рынкахВнутренний рынок с ценами ниже мировых ЭкологияБезопасность энергоснабжения Поддержка ВИЭ



19

при этом если сШа и остальные развитые страны будут демонстриро-вать снижение душевого энергопотребления, то китай, напротив, будет стремительно повышать этот показатель (рисунок 1.15).

Рисунок 1.15. – душевое энергопотребление по миру и группам стран

2

4

6

8

10т н.э./чел.

0

1980

1985

1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040



заметно меняется размещение энергопотребления (рисунок 1.14): с ростом населения в развивающихся странах идет все более активное смещение туда центров энергопотребления, в то время как развитые страны к 2040 г. повысят потребление лишь на 3%, а сШа и остальные страны оэср после 2020 г. практически остановят рост спроса на энергию.

китай сохранит абсолютные приросты: в 1980–2010 гг. и 2010–2040 гг. они практически равны (1873 и 1847 млн. т н.э. соответственно), а среднегодо-вые темпы роста снизятся с 4,8% до 1,9%). остальные развивающиеся стра-ны дадут полуторный рост: при замедлении темпов роста их абсолютный прирост увеличится с 2283 млн. т н.э. в 1980–2010 гг. до 3120 млн. т н.э. к 2040 г. и обеспечит 60% мирового прироста первичного энергопотребле-ния. Удовлетворение регионального спроса на первичную энергию потре-бует увеличения потребления всех видов топлива (рисунок 1.16).

Рисунок 1.16. – Потребление первичной энергии по регионам и видам топлива, базовый сценарий

9000млн. т н.э. США ОЭСР, кроме США Китай не-ОЭСР, кроме Китая

4000

5000

6000

7000

8000

9000млн. т н.э. США

Биоэнергия

Другие ВИЭ

Гидроэнергия

Атомная энергия

ОЭСР, кроме США Китай не-ОЭСР, кроме Китая

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000Гидроэнергия


Уголь

Газ

Нефть

0

1000

1980 2010 2040 1980 2010 2040 1980 2010 2040 1980 2010 2040

Нефть




20

структура мирового энергопотребления будет становиться все более диверсифицированной и сбалансированной: к 2040 г. происходит посте-пенное выравнивание долей ископаемых видов топлива (нефть – 27%, газ – 25%, уголь – 25%) и неископаемых (в сумме 23%), что свидетель-ствует о развитии межтопливной конкуренции и повышении устойчиво-сти энергоснабжения.

при этом в тридцатилетней перспективе не ожидается радикальных изме-нений глобальной топливной корзины – мир по-прежнему не готов снизить зависимость от ископаемых видов топлива (рисунок 1.17 и 1.18). Углеводоро-ды сохранят безусловное доминирование в топливной корзине – их доля в 2040 г. будет составлять 51,4%, что практически соответствует 53,6% в 2010 г. однако при этом по отдельным видам углеводородного сырья произойдут серьезные изменения. наиболее сильные связаны с нефтью – ее доля в по-треблении первичной энергии за этот период сократится с 32% до 27%.

Рисунок 1.17. – Потребление первичной энергии в мире по видам топлива, базовый сценарий

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000млн. т н.э.


Другие ВИЭ



Уголь

0

2000

4000

6000

8000

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Уголь

Газ

Нефть


Рисунок 1.18. – структуры потребления первичной энергии по видам топлива в мире на 2010 и 2040 гг., базовый сценарий

32%6%

10% 27%

6%

3%4%

10%

Нефть

Газ

Уголь


2010 г.

2040 г.

21%

28%

25%25%


Другие ВИЭ



На долгосрочную перспективу сохранится безоговорочное доминирование ископаемых видов топлива, доля нефти и газа в мировом потреблении первичной энергии останется практически неизменной (53,6% в 2010 г. и 51,4% к 2040 г.).



21

доля угля, который демонстрировал наиболее высокие темпы роста в первое десятилетие XXI века, снизится с 28% до 25% – в основном по экологическим соображениям, которые ограничат его использование не только в развитых, но и в развивающихся странах.

в развитии атомной энергетики в нашем прогнозе по сумме страновых прогнозов принят умеренный оптимизм: ее доля не изменится (6%) при заметном росте абсолютных размеров.

самые высокие темпы роста в прогнозный период имеют возобновля-емые источники энергии (без учета гидроэнергии, но с учетом биото-плива): к 2040 г. на них придется 13,8% мирового энергопотребления и 12,5% выработки электроэнергии (против 10,9% и 3,7% в 2010 г.). новый тренд обеспечат некоторое удешевление технологий и активная господ-держка в развивающихся странах.

однако по абсолютным объемам прироста потребления и расширению сво-ей ниши в топливной корзине будет лидировать газ (рисунок 1.19), именно он станет наиболее востребованным видом топлива в ближайшие 30 лет.

Рисунок 1.19. – Прирост потребления первичной энергии по видам то-плива, базовый сценарий

1000

2000

3000

4000

5000


2040 г.

2010 г.

0

1000


очевидно, что топливные корзины по отдельным странам и регионам бу-дут заметно отличаться (рисунок 1.16). развитые страны будут снижать долю нефти и угля, наращивая потребление газа и виэ. китай увеличит потребление всех энергоресурсов, в первую очередь – угля, а остальные развивающиеся страны – примерно в равной степени нефти, газа и угля.

Развитие электроэнергетики

в связи с растущей электрификацией человеческой деятельности замет-но увеличивается доля первичной энергии, используемой для производ-ства электроэнергии, – 47% к 2040 г. по сравнению с 36% в 2010 г. ос-новной прирост производства электроэнергии в мире (84%) обеспечат развивающиеся страны (рисунок 1.20).

Газ станет наиболее востребованным видом топлива в ближайшие 30 лет.



22

Рисунок 1.20. – Производство электроэнергии по регионам мира, базовый сценарий

20000

25000

30000

35000

40000

45000

50000ТВт*ч

Африка




0

5000

10000

15000

20000

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


Европа



в электроэнергетике, которая является главным полем конкуренции между всеми энергоресурсами и множеством технологий, также дивер-сифицируется топливная корзина: потребление газа увеличится почти в 2,5 раза, и он обеспечит наибольший прирост производства электроэнер-гии по сравнению со всеми остальными видами топлива. Быстро будет расти также использование неуглеродных энергоресурсов – до 2040 г. они обеспечат более 40% прироста (рисунок 1.21).

Рисунок 1.21. – Производство электроэнергии по видам топлива в мире, базовый сценарий

20000

25000

30000

35000

40000

45000

50000ТВт*ч


Другие ВИЭ



Уголь

0

5000

10000

15000

20000

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Уголь

Газ

Нефть


структура производства электроэнергии сохранит отличия в развитых и развивающихся странах (рисунок 1.22) – если первым удастся перене-сти фокус на газ и неуглеродную генерацию, то развивающиеся страны будут по-прежнему в значительной степени зависеть от угля (со всеми экологическими последствиями), хоть и они будут высокими темпами на-ращивать газ и виэ в электроэнергетике.



23

Рисунок 1.22. – Производство электроэнергии по видам топлива в развитых и развивающихся стра-нах, Базовый сценарий

6000

8000

10000

12000

14000

16000ТВт*ч ОЭСР


Другие ВИЭ



0

2000

4000

6000

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

р

Уголь

Газ

Нефть

15000

20000

25000

30000

35000ТВт*ч не-ОЭСР


Другие ВИЭ



Уголь

0

5000

10000

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Уголь

Газ

Нефть


Международная торговля

развитие мировой торговли энергоресурсами пойдет на фоне растущей самообеспеченности северной америки благодаря нетрадиционным ресурсам нефти и газа. существенное увеличение поставок в тихом и индийском океанах изменит направления и объемы межрегиональной торговли энергоресурсами.

к 2040 г. чистый импорт нефти, угля и газа в северную америку сменится их экспортом. импорт энергоресурсов в европу увеличится на 28%, од-нако при снижении спроса на нефть основной его прирост придется на природный газ. развивающиеся страны азии будут высокими темпами наращивать импорт всех энергоресурсов (рисунок 1.23). спг будет пре-обладать в межрегиональной торговле газом при наращивании объемов поставок и трубопроводного газа.



24

Рисунок 1.23. – Международная торговля энергоресурсами, базовый сценарий, млн. т н.э.

-200

02010 2040

900

2010 2040 -600

-400

-200

0

300

600

900

-1500

150300

2010 2040

ЕвропаСНГ

-1200

-1000

-800

-600

-400

90012001500

0

300

2010 2040

-450-300-150

0 ЕвропаСНГ

5002010 2040

-1200

-1000

0300600900

1200

-450300


Ближний Восток0

5002010 2040

-3000

300600

2010 2040Северная Америка


-500

0

600

-300 2010 2040

0

250-1500

-1000

-500

0150300450600

Африка

Страны АТР

Южная и Центральная

0

250

2010 2040-2000

-1500

-1500

150300

2010 2040

Регион нетто‐экспортер Регион нетто‐импортер

Страны АТР

Регион нетто экспортер Регион нетто импортер


выбросы со2

объем мировой эмиссии со2 продолжит рост, и почти весь прирост при-дется на развивающиеся страны (в первую очередь азиатские), что усили-вает их сопротивление принятию глобального экологического соглашения. развитым странам удается стабилизировать и даже снизить выбросы со2, но это не изменит ситуации в глобальном масштабе (рисунок 1.24).

Рисунок 1.24. – выбросы со2 в мире и по группам стран

15

20

25

30

35

40

45млрд т

ОЭСР, кроме США США

не-ОЭСР, кроме Китая Китай

0

5

10

15

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 Источник: ИНЭИ РАН



25

Базовый прогноз энергетических рынков

ПРогНоз РАзвИтИя эНеРгетИКИ МИРА И РоссИИ до 2040 года

ИНэИ РАН – Ац при Правительстве РФ

26

2. БАзовый сцеНАРИй: эНеРгетИЧесКИе РыНКИ

прогноз первичного энергопотребления дает базу для прогнозов эво-люции основных энергетических рынков, которые выделены в соответ-ствии с представленной на рисунке 2.1 типологией источников энергии по рынкам энергоресурсов. в каждом разделе показаны также измене-ния на трех основных для россии региональных экспортных рынках – европейском, североамериканском и на рынке северо-восточной азии1.

Рисунок 2.1. – типология источников энергии по рынкам энергетических ресурсов

газовое топливоприродный газ

метан угольных пластов, разработок, шахт

сланцевый газ

Болотный газ

Биогаз

продукты газификации твердого топлива (угля,

древесины и др.)

твердое топливоантрацит

каменный уголь

лигнит/бурые угли

горючие сланцы

торф

твердая биомасса (древесина, отходы древесины/пеллеты)

прочие твердые отходы

древесный уголь

жидкое топливонефтяные топлива

газовый конденсат

спиры (биотоплива)

синтетические жидкие топлива (из угля – CTL, из природного газа – GTL)

кпг

виэ(нетопливное,

преобразуемоев электроэнергию)

ядернаяэнергия

РесУРсы для ПРоИзводствА элеКтРоэНеРгИИ

рынки энергетических ресурсов


Рынок жидких топлив

спрос на жидкие топлива

главным драйвером спроса на жидкие топлива по-прежнему остается ра-стущий транспортный сектор (до 80% от общего объема спроса на нефть к 2040 г.) с его большим увеличением спроса перевозок. основным фак-тором сдерживания роста потребления топлив на транспорте, как и пре-жде, остается повышение энергоэффективности транспортных средств.

современные автомобили до сих пор обладают значительным потенциалом энергосбережения (до 81% «от бака до колес») [8]. в автомобильной про-мышленности с 1990 г. наблюдается значительное увеличение мощности двигателей и сокращение расхода топлива. в среднем по миру мощность автомобилей выросла на 42% в период с 1990 по 2013 г., а расход топлива снизился более чем на треть (на 37%). кроме модернизации двигателя от

1 япония, Южная корея, китай.

К 2040 г. по всему миру, особенно в таких крупных и технологичных экономиках, как США, Европейский Союз и Япония, ожидается дальнейшее (на 50% в базовом сценарии) снижение удельного расхода топлива на транспорте.



27

бензинового к гибридному значительная экономия топлива достигалась за счет совершенствования трансмиссии, облегчения кузова, использования современных каучуков и резин при изготовлении шин (рисунок 2.2).

Рисунок 2.2. – динамика экономии топлива на легковых автомобилях

0 04

0,05

0,06

0,07

0,08

0,09

Расход л/100км*л.с

0

0,01

0,02

0,03

0,04

1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050


наиболее отчетливо фактор растущей энергоэффективности в транс-портном секторе влияет на спрос в развитых странах. для развиваю-щихся стран спрос на жидкие топлива часто стимулируется за счет под-держания субсидируемых и регулируемых цен на нефтепродукты для населения на уровне ниже мировых (рисунок 2.3).

Рисунок 2.3. – Механизмы регулирования цен на нефтепродукты по странам мира

Привязка к спотовой цене

Регулируемое ценообразование

Переходное ценообразование

Привязка к спотовой цене

Переходное ценообразование


11 л 100 км

8 л 100 км

4 л 100 км

модернизация бензино-вых двс и трансмиссий

(коробка автомат)

внедрение дизельных двс

облегчение кузова

«дизелизация»

роботизированные кп, увеличение ступеней кп

разработка «гибридов»

интеллектуальные системы запуска

композитные материалы

«гибридизация»

развитие электротранспорта

интеллектуальные системы управления

снижение веса



28

в условиях сравнительно невысоких нефтяных цен в базовом сценарии спрос на жидкие не-нефтяные топлива в связи с их значительной стои-мостью остается достаточно низким. единственное исключение состав-ляют биотоплива, спрос на которые продолжает расти за счет стимули-рования потребления в европе и низкой стоимости их производства в Бразилии, малайзии и индонезии.

в базовом сценарии мировой спрос на жидкие топлива до 2040 г. бу-дет расти в среднем на 0,5% ежегодно и составит 5,1 млрд т, то есть увеличится на 26% (рисунок 2.4). Ускоренный рост спроса ожидается в развивающихся странах. развитый мир демонстрирует противополож-ную динамику: останавливается рост спроса на жидкие виды топлива в европе и сШа, а в развитых странах азии (особенно в японии) вообще ожидается заметное снижение потребления.

Рисунок 2.4. – Баланс спроса и предложения жидких топлив, базовый сценарийГаз‐в‐жидкость 0,71Высоковязкая нефть 4300,665Биотоплива 6,5Н ф 5100

млн. т Спрос ПредложениеУровень 2040 годаНефтяные пески

Сланцевые плеи

4900

5100млн. т Спрос Предложение

Уровень 2040 года

4700

4900

4500

4700

4300

4500

3900

4100

3900

2010

Евро

па

аны

Азии

Амер

ика

СНГ

Амер

ика

й Во

сток

Афри

ка

аны

Азии

2010

ая неф

ть

жид

кость

жид

кость

кая не

фть

отоп

лива

ые пе

ски

вые пл

еи

20

Евро

итые стра

ны Аз

евер

ная Ам

ери С

ральна

я Ам

ери

Ближ

ний Во

ст

Афри

иеся

стран

ы Аз

20

дици

онна

я не

ф

Угол

ь-в-жид

ко

Газ-в-жид

кос

соковязкая

неф

Биотоп

ли

Неф

тяны

е пе

с

Слан

цевы

е пл

Развитые ст

Севе

рна

я и Цен

тральна

Ближ

вивающие

ся ст

Трад

ицио

Угол

ь-

Газ-в

Высоковя Б

Неф

т

Слан

ц

Раз

Южна

я и Це

Развив

а ю Тр В


Предложение жидких видов топлива

в базовом сценарии производство жидких видов топлива к 2040 г. про-гнозируется на уровне 5,1 млрд т, причем из них нефть и газовый кон-денсат традиционных источников дадут 77%. оправдываются ожидания [9] значительного увеличения роли нетрадиционной нефти (сланцевой, битуминозных песчаников и пр.) – до 16,4% от общей добычи с объемом 837 млн т в 2040 г. остальные объемы предложения к 2040 г. будут рас-пределены между биотопливом (5,9%) и жидкими топливами из газа и угля в объеме всего 23 млн т (рисунок 2.5).



29

Рисунок 2.5. – динамика структуры предложения жидких видов топлива, базовый сценарий

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

3000

4000

5000

6000млн. т

Газ в жидкость

Уголь в жидкость

Высоковязкая нефть

Биотоплива

Методы повышения нефтеотдачи

Нефтяные пески

0%

10%

20%

30%

0

1000

2000

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Нефть сланцевых плеев

Новые месторождения

Действующие месторождения

Доля ОПЕК, Базовый сценарий


добыча нефти сланцевых плеев в сША

потенциал нефти сланцевых плеев, а в особенности низкопроницаемых коллекторов в сШа был явно недо-оценен в экспертном сообществе (рисунок 2.6).

Рисунок 2.6. – оценки и реальная добыча сланцевой нефти в сША в 2012 г.

Источники: ИНЭИ РАН, DOE AEO 2011, IEA WEO 2011

Уже в 2012 г. добыча этих видов нефти, по сообщению департамента энергетики сШа, составила около 100 млн т [10], и в 2013 г. CШа приблизятся по объему добычи нефтяных топлив к саудовской аравии. по-добные темпы разработки этого нетрадиционного сырья превращают вчерашние «сланцевые» сценарии в современные «базовые».в перспективе к 2040 г. в базовом сценарии ожидается значительный рост добычи нефти в сШа – до 594 млн т. прирост будет обеспечен именно нефтью сланцевых плеев и составит 416 млн т (рисунок 2.7). рост добычи традиционной нефти после 2030 г. ожидается почти исключительно за счет газового конденсата.

Рисунок 2.7. – Прогноз добычи нефти в сША, базовый сценарий


60

80

100

120 млн. т

0

20

40

DOE 2011 IEA WEO 2011 ИНЭИ РАН 2011 Реальная добыча

300

400

500

600

700млн. т

Прочая нетрадиционная нефть


0

100

200

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

ф ц

Традиционная нефть



30

в базовом сценарии мировая добыча нефти сланцевых плеев оценивает-ся в 420 млн т к концу периода, в основном ее обеспечат месторождения северной америки. производства нефти и газового конденсата сланце-вых плеев хватит, чтобы мировой рынок не переключался на альтерна-тивные виды топлива из газа или угля.

Цены нефти

Цены на нефть, как и на другие сырьевые товары, формируются мно-жеством разнонаправленных факторов (рисунок 2.8), таких как: фун-даментальная взаимосвязь спроса и предложения, позиции участников нефтяного рынка и нерыночные факторы, влияющие на рынок преиму-щественно в краткосрочный период.

Рисунок 2.8. – Факторы, влияющие на цену нефти (красным отмечены наиболее значимые факторы, синим – наименее значимые)

цеНА

сПРос

вНеШНИе ФАКтоРы

• Экологическая политика• Государственное стимулирование энер-

госбережения /потребления конкретно-го энергоресурса

• Новые технологии энергопотребления• Изменения в экономике• Изменение численности населения

• Новые технологии добычи• Расширение ресурсной базы• Наличие/отсутствие политических

ограничений на добычу • Экологическая политика• Техническая и экономическая рента-

бельность новых ресурсов

• Природные катаклизмы• Техногенные аварии• Военные конфликты и беспорядки• Геополитика: выборы, политические

договоренности

• Психологические особенности игроков• Большое количество игроков• Ожидание пика нефти• Белый шум информационного поля

ПРедложеНИе

ожИдАНИя УЧАстНИКов РыНКА


Долгосрочное влияние на цены нефти оказывают фундамен-тальные факторы спроса и предложения, а остальные влияют на рынок только в краткосрочном периоде.



31

долгосрочные тенденции формирования цен на нефть

нефть стала доминирующим ресурсом мировой энергетики на втором этапе ее развития (в 1930–1970 гг.), вытесняя уголь, при этом, если ее цены вплоть до кризиса 1970-х гг. менялись в диапазоне 10–20 долл./барр., то на следующем этапе верхняя граница цен поднялась пятикратно, а усредненное значение – втрое, до 50 долл./барр. (рисунок 2.9).

Рисунок 2.9 – динамика энергопотребления и цен на нефть

14018

20 долл. 2009/барр.млрд т н.э.

Факт Прогноз

100

120

140

14

16

18

20 долл. 2009/барр.

Факт Прогноз

60

80

100

8

10

12

14

20

40

60

4

6

8

10-20 долл./барр.

45-55 долл./барр

0

20

0

2

4

Дрова и отходы Уголь Нефть Газ

10-20 долл./барр.

Дрова и отходы Уголь Нефть ГазГидроэнергия Атомная энергия Другие ВИЭ Цены Сланцевый прорывЦены Сланцевый провал Цены Базовый сценарий


многие прогнозы мировой энергетики и нефтяного рынка содержат достаточно широкий диапазон пред-полагаемых нефтяных цен. в 2012 г. международное энергетическое агентство дало цену нефти к 2035 г. в диапазоне 100–145 долл./барр. в ценах 2011 г. [11], департамент энергетики сШа видит еще более широкий диапазон цен в 2035 г. – 50–200 долл. 2009/барр. [12]. признанные мировые эксперты в своих высоких ценовых сценариях допускают очередное «утроение» цен нефти – до 150 долл./барр. в текущих ценах. а низкие сценарии не исключают обвала цен под влиянием торможения спроса, замещения альтернативными топливами и активного роста добычи нетрадиционной нефти.в прогнозе-2013 не происходит «утроения», равно как и обвала цен. передовые технологии энергосбере-жения и разработки нетрадиционных источников нефти фактически «просадили» цены с ожидаемых 150 до 100–110 долл.2009/барр. и сдвинули «утроение» цен относительно периода 1975–2005 гг. на времен-ной горизонт за 2040 г. но анализ чувствительности показал, что даже видимые технологические прорывы (добыча нетрадиционной нефти, энергосбережение и т.д.) не способны вернуть цены мирового нефтяного рынка на уровень предыдущего этапа – 50 долл. 2009/барр.

контролируемый опек рынок 1970–80–х гг. почти полностью зависел от интересов стран – членов картеля и не мог по своей институциональной структуре сформировать «рыночную» цену нефти, фактически отобра-жающую баланс спроса и предложения. лишь с 1986 г. с переходом к ценообразованию на высоколиквидных международных биржах рыноч-ные цены нефти стали приближаться к «идеальным» ценам балансиро-вания текущего спроса и предложения, несмотря на влияние спекуля-тивных факторов (рисунок 2.10).



32

Рисунок 2.10. – соотношение балансовых и рыночных цен на нефть

60

80

100

120долл. 2010/барр. Балансовая цена

Brent

0

20

40

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010


влияние спекулятивных факторов на рынок нефти

после становления биржевой торговли спекулятивный фактор (учтенный по среднегодовым значениям) играл значительную роль в формировании соотношения между балансовыми и рыночными ценами. под его влиянием рыночные цены поднимались на 20–40 долл. 2010/барр. выше балансовой цены и снижались на 10–15 долл. 2010/барр. ниже нее (рисунок 2.10). такая спекулятивная составляющая в цене нефти несет дополнительные риски для производителей и потребителей [14], а непредсказуемость цен создает риски осуществления добычных проектов, которые имеют сроки реализации в несколько десятилетий. следует отметить, что корреляция рыночной цены с объемом добычи, спросом и балансовой ценой стала значимой (коэффициенты корреляции 0,918) только на стадии биржевого ценообразования – с 2000 по 2010 гг.

Балансовая цена нефти

в долгосрочных прогнозах развития нефтяного рынка крайне трудно учесть волатильные отклонения рыночных нефтяных цен от балансо-вых. в своих прогнозах инэи ран использует «балансовую цену неф-ти», при которой за счет добычи на традиционных и нетрадиционных месторождениях и с учетом коммерчески эффективных предложений нефтезамещения будет удовлетворяться спрос по годам прогнозного периода (фактически – динамика точек пересечения кривых спроса и предложения) [2].как видно из рисунка 2.11, к 2040 г. в базовом сценарии прогнозируется увеличение объемов предложения на рынке нефти на 1 млрд т, причем в значительной мере за счет нетрадиционных источников, что при про-гнозируемых уровнях спроса не приведет к существенному росту цен.

К 2040 г. предложение нефти увеличится на 1 млрд т, причем в значительной мере за счет нетрадиционных источников. При прогнозируемых уровнях спроса это не приведет к существенному росту цен.



33

Рисунок 2.11. – Кривая предложения (цена производства) нефти

140

160долл. 2010/барр. 2011 г.

120

140

160рр 2011 г.

спрос

80

100

120

спрос

40

60

80

0

20

40

0

20

0

274

547

821

1096

1369

1643

1917

2192

2465

2738

3013

3288

3561

3834

4108 млн. т27 54 82 109

136

164

191

219

246

273

301

328

356

383

410 млн. т

140

160долл. 2010/барр. 2040 г.

спрос

прирост

100

120

140

Традиционная

спрос

80

100

120



29

20

40

60

80 Нефтяные пески


Высоковязкая 29

0

20

40

0 74 47 1 96 69 43 7 92 65 8 3 88 61 4 08 83 7 0 04

плеев

Высоковязкая

0

0

274

547

821

1096

1369

1643

1917

2192

2465

2738

3013

3288

3561

3834

4108

4383

4657

4930

5204 млн. т


в последние три года, под влиянием растущей добычи сланцевой нефти в сШа, наблюдается новая тенденция – регионализация мирового рын-ка нефти. под влиянием растущих объемов предложения в сШа цены на торговых площадках североамериканского рынка начинают снижаться, что, однако, противоречит динамике цен на европейском рынке. проис-ходит «расслоение» в ценах на два основных мировых маркера – WTI и Brent (рисунок 2.12).

изменение в прогнозируемый период соотношений спроса и предло-жения на региональных рынках, а также перераспределение потоков нефти создают предпосылки для формирования трех нефтяных рынков: северной америки с главным маркером – WTI, европы с главным марке-ром – Brent и атр, где на данный момент конкурируют сразу несколько маркерных сортов нефти [13].



34

Рисунок 2.12. – отчетная динамика цен на WTI и Brent

140

160долл./барр. Brent WTI

100

120

140

160

40

60

80

100

10

20

30долл./барр. Дифференциал Brent к WTI

0

20

40

60

-10

0

10

20

2009

2010

2011

2012

2013

001.2008 11.2008 09.2009 07.2010 05.2011 03.2012 01.2013

-10 2009

2010

2011

2012

2013

Источник: Департамент энергетики США

при формировании прогнозных балансовых цен на нефть нельзя не учиты-вать возможность подобной «регионализации». в базовом сценарии про-гнозные балансовые цены нефти остаются в рамках ценового коридора, определяемого как возможное отклонение локальных нефтяных маркеров европейского, североамериканского и азиатского рынков от расчетной ба-лансовой (то есть усредненной общемировой) цены – с учетом динамики цен на отдельные маркеры в последние годы (рисунок 2.13).

Рисунок 2.13. – Прогнозный ценовой коридор балансовых цен нефти

120

140долл. 2010/барр.

80

100

120

20

40

60

80

Вероятный ценовой коридор

Балансовая цена

Brent

0

20

40

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Балансовая цена

Brent

01970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


Прогнозируется тренд на увеличение разрыва между ценами на нефтяные маркеры, то есть дальнейшая регионали-зация нефтяного рынка.



35

Нефтепереработка

в мире сегодня наблюдается избыток нефтеперерабатывающих мощно-стей, и в прогнозный период, с учетом строительства нпз в различных регионах, дефицита мощностей в целом не ожидается. новые проекты готовятся к вводу на Ближнем востоке, в африке и азиатско-тихооке-анском регионе. они способны почти вдвое увеличить переработку на Ближнем востоке, создавая значительные объемы нефтепродуктов, ко-торые начнут вытеснять с рынков европы и северной америки продук-цию других поставщиков и даже собственных производителей. однако ряд регионов (Южная америка и атр) не смогут удовлетворить потреб-ность в нефтепродуктах собственными мощностями, что потребует их расширения после 2030 г. (рисунок 2.14).

Рисунок 2.14. – объемы нефтепереработки по регионам, млн т


в северной америке ожидается высокая загрузка мощностей до конца периода в связи с растущей добычей нефти сланцевых плеев и канад-ских битуминозных песков. напротив, в странах снг весь прогнозный период ожидается недозагрузка около 20% мощностей. это связано с отсутствием ресурсной базы для украинских нпз, избытком мощностей нефтепереработки в казахстане и снижающейся рыночной нишей для экспорта нефтепродуктов.


торговые потоки на рынке нефти в базовом сценарии принципиально меняются (рисунок 2.15). к 2040 г. экспортные рынки для ведущих про-изводителей сужаются по сравнению с 2010 г. на 275 млн т. прежде всего, сокращаются объемы импорта нефти в европу, что связано со снижени-ем загрузки собственных европейских нпз и стагнацией спроса в раз-

398

774 690

302 398

2010 2040890

916СНГ

774 690

2010 2040

2010 2040

613

890

2010 2040


Европа

СНГ

2010 2040325

613

1 208

1 6012010 2040


Европа


325

2010 2040

1 208


Страны АТР

2010 2040

218 247 2010 2040

Африка

Страны АТР

258404

218 247

2010 2040

2010 2040

Африка


258404

2010 2040

2010 2040

Южная и ЦентральнаяАмерика

2010 2040

р



36

витой европе. северная америка за счет роста добычи нефти сланцевых плеев в сШа и битуминозных песков в канаде становится нетто-экспор-тером уже после 2025 г. наиболее перспективным рынком сбыта для сы-рой нефти остается атр – единственный регион, где импорт увеличится по сравнению с 2010 г.

лидирующие позиции среди экспортеров в базовом сценарии со-храняет за собой Ближний восток: экспорт из региона растет в атр и европу. остальные регионы-экспортеры к 2040 г. теряют позиции, отчасти по причине сжатия экспортных рынков из-за стагнации спро-са (в европе), отчасти из-за выхода на рынки в качестве экспортера северной америки. основной проблемой для регионов-экспортеров, не относящихся к Ближнему востоку, остаются высокие затраты на нефть, которые для стран снг усугубляются высокой налоговой на-грузкой.

Рисунок 2.15. – схема основных потоков нефти, млн т


Положение основных участников рынка

Уже сегодня видны тенденции изменения ролей игроков на мировом нефтяном рынке. в прогнозный период ожидается ослабление влияния международных компаний-мейджоров. на региональных рынках разви-тых стран их постепенно вытесняют небольшие независимые компании с эффективной инновационной составляющей, которая позволяет им контролировать затраты по всей цепочке и разрабатывать месторожде-ния нетрадиционных и трудноизвлекаемых нефтей. на международных рынках компании-мейджоры вытесняются растущими национальными нефтяными компаниями (ннк), такими как Saudi Aramco, Iranian NOC, Petrobras, роснефть. Более того, национальные компании не только зани-мают все большую долю на собственных внутренних рынках, но и начи-нают конкурировать за зарубежные рынки. в первую очередь это харак-терно для китайских CNPC и PetroChina, чьи активы уже сегодня имеют обширнейшую географию – от добычных проектов на Ближнем востоке до участия в проектах по разработке канадских нефтяных песков.

Торговые потоки нефти в базовом сценарии принципи-ально меняются, формируются три рынка нефти: Северной Америки, Европы и АТР.

В базовом сценарии ожидается рост доли мирового рынка, находящегося под влиянием национальных компаний, ослабление позиций мейджо-ров и рост малых независимых компаний на рынках Северной Америки.



37

ожидается также изменение в положении на рынке основных объе-динений и крупнейших стран – игроков нефтяного рынка. Безусловно, главным изменением расклада сил на мировом нефтяном рынке станет глобальное усиление влияния сШа. по расчетам, уже после 2030 г. за счет разработки сланцевой нефти сШа смогут отказаться от импорта углеводородов из всех стран, кроме канады и Южной америки (с место-рождений, находящихся в портфеле активов американских компаний).

к 2015 г. ожидается достижение почти полной загрузки нефтеперерабаты-вающих мощностей сШа и канады. к 2020 г. полностью загрузятся мекси-канские нпз, что приведет к стабилизации спроса на сырую нефть и са-мообеспечению региона нефтепродуктами. северная америка может стать нетто-экспортером нефти уже после 2030 г. (рисунок 2.16). подобное усиле-ние сШа на мировом нефтяном рынке с достижением ими энергетической независимости может привести к серьезным геополитическим сдвигам.

Рисунок 2.16. – Баланс сырой нефти на рынке северной Америки

400

600

800

1000

млн. т

Экспорт

Импорт из стран СНГ

Импорт из стран Африки

Импорт с Ближнего Востока

-400

-200

0

200

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Импорт из Южной и Центральной Америки

Собственная нефть Северной Америки

Спрос


нарастит свое влияние на рынке и другой крупный импортер нефти – китай. однако причины роста его влияния будут кардинально отличать-ся от факторов, работающих для сШа. китай, как и северо-восточная азия в целом, не сможет самостоятельно удовлетворить собственный спрос на нефть и вынужден будет наращивать импорт, в первую очередь с Ближнего востока (рисунок 2.17).

китай воздействует на рынок нефти посредством заключения долго-срочных контрактов по ценам ниже рыночных, обеспечивая тем самым долгосрочную обеспеченность своей экономики нефтью. в прогноз-ный период ожидается рост импорта в китай из наиболее политически стабильных регионов (северной америки, стран снг) и постепенное вытеснение наиболее нестабильных поставщиков – стран северной и Центральной африки. обеспеченность нефтяного импорта достигается также экспансией китайских ннк в проекты по добыче и переработке нефти на Ближнем востоке, в сШа, канаде и Южной америке.



38

Рисунок 2.17. – Баланс сырой нефти на рынке северо-восточной Азии

400

500

600

700

800

900

1000млн. т

Импорт из Африки

Импорт из Южной Америки

Импорт из Северной Америки


Импорт из СНГ

Д б Я

0

100

200

300

400

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Добыча в Японии

Добыча в Южной Корее

Добыча в Китае

Спрос


рынок северо-восточной азии продолжит наращивать мощности по переработке на протяжении всего периода, что позитивно скажется на положении поставщиков нефти в регион и приведет к росту спроса на сырую нефть до 2035 г. с постепенной стабилизацией к 2040 г.

из традиционных импортеров нефти в прогнозный период не удастся укрепить свои позиции только странам – членам оэср, представленным по большей части европейскими экономиками. в условиях относительно невысоких цен на нефть и низких темпов экономического роста европей-ские страны, вероятнее всего, вынуждены будут пересмотреть свои пла-ны по внедрению виэ и отказаться от ряда новых дорогостоящих про-ектов по добыче нефти в северном море и норвежском секторе арктики. с самого начала периода ожидается снижение загрузки европейских нефтеперерабатывающих мощностей из-за низкой доходности активов с постепенным увеличением загрузки к концу периода (рисунок 2.18).

Рисунок 2.18. – Баланс сырой нефти на европейском рынке

300

400

500

600

700

800

900млн. т

Импорт из Северной Америки

Импорт из Африки

Импорт из Южной Америки

Импорт из СНГ

И Б В

0

100

200

300

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


Собственная добыча в Европе

Спрос


снижение загрузки европейских нпз объясняется не резким падением спроса на нефтепродукты в европе, а вытеснением продуктов европей-ского производства более дешевыми с Ближнего востока и из атр. иначе



39

говоря, в середине периода европе становится дешевле импортировать не-фтепродукты, а не нефть, которую надо будет еще переработать на своих заводах. Ближе к концу периода, когда нефтепродукты из атр и с Ближнего востока станут больше потребляться в этих странах и удовлетворять их ра-стущий внутренний спрос, загрузка мощностей в европе начнет стабилизи-роваться, однако до конца прогнозного периода так и не достигнет уровня 1990–2000 гг. влияние европейских стран на нефтяной рынок продолжит снижаться, как и их возможности обеспечения собственного спроса.

стагнация европейского спроса на сырую нефть и ужесточающаяся кон-курентная борьба за растущие рынки атр снижают потенциальную экс-портную нишу для российских производителей. ситуация усугубляется и высокими, по сравнению с большинством других стран-экспортеров, затратами и налогами, что фактически делает российскую нефть некон-курентоспособной, приводит к снижению экспорта в базовом сценарии и негативно сказывается на бюджетных поступлениях, особенно в усло-виях низких мировых цен.

неординарные изменения видятся в положении нефтяного картеля опек. с одной стороны, при относительно низких ценах часть членов опек, вероятнее всего, будут настаивать на уменьшении квот на добычу, чтобы дефицитом предложения поднять относительно низкий для них (эквадора, венесуэлы, алжира, ливии, ирана) уровень мировых цен на нефть. с другой стороны, ведущие производители картеля (саудовская аравия, кувейт и ирак) продолжат действовать в приемлемом для них ценовом диапазоне, и целесообразными для них видятся увеличение добычи и наращивание своей доли на экспортных рынках.

прогнозные балансовые цены находятся в необходимом для ведущих стран опек диапазоне – от 80 до 115 долл. 2010/барр. (рисунок 2.19). за счет вво-да месторождений сланцевой нефти в сШа ожидается снижение цен в пе-риод до 2020 г. с постепенным выправлением до нынешнего уровня к 2040 г.

Рисунок 2.19. – диапазоны цен безубыточности бюджетов стран-производителей: официальные заявления и экспертная оценка

60

80

100

120

140

160

60

80

100

120

140

160

долл. 2010/барр.долл. 2010/ барр.

Диапазон цен

0

20

40

60

0

20

40

60

Нигерия Кувейт Саудовская Аравия

ОАЭ Россия Иран Алжир Венесуэла

Д цРассчетная ценаЗаявленные ценыБалансовые цены (правая ось)

Расчетная цена: АЦ при Правительстве РФ

Заявленные цены: Правительства Саудовской Аравии, министра финансов Омана Дарвиша аль-Балуши, Emirates NBD, Arab Petroleum Investments Corp., журнала Forbes, министра финансов Кувейта Мустафы аль-Шамали, CIBN, МЭА.

Источник: ИНЭИ РАН и АЦ при Правительстве РФ



40

значительный разброс в оценках между официально заявленными и расчетными (по экспертной методике) ценами безубыточности бюдже-тов нефтедобывающих стран сам по себе естественен. официальные цены всегда несут политический оттенок и отражают особенности бюд-жетного регулирования конкретной страны. наибольшие разбросы оце-нок наблюдаются по странам, которые не являются моноэкспортерами, или по странам с нестабильной политической обстановкой.

Фактически в опек формируются два «полюса» по уровню требуемых цен среди крупных экспортеров: с одной стороны, находятся страны, крайне чувствительные к снижению цен, – иран, алжир, венесуэла, а с другой – менее чувствительные, готовые функционировать в условиях сравни-тельно невысоких цен. крайне важно отметить, что во вторую группу в прогнозируемый период входит саудовская аравия (рисунок 2.19).

такая разнонаправленность интересов может привести к противоречи-ям внутри организации и потере влияния на мировой рынок для ряда ее членов или для всех стран опек. к тому же ведущие производители опек в последние годы запустили ряд проектов по переработке, фак-тически превращаясь из нефтедобывающих стран в «вертикально инте-грированных поставщиков» (рисунок 2.20).

Рисунок 2.20. – Нефтяной баланс оПеК

199

255194

1000

1500

2000

2500млн. т

0

500

2010 2020 2040

Добыча в ОПЕК Свободные добычные мощностиЭкспорт нефти Экспорт нефтепродуктовСобственное потребление


для стран – членов опек, несмотря на не самую благоприятную цено-вую ситуацию в базовом сценарии, рынки сбыта расширяются. с одной стороны, это происходит под влиянием растущего спроса в атр и соб-ственного спроса. с другой стороны, картель может частично компенси-ровать потери доходов из-за отсутствия роста цен нефти за счет ввода нефтеперерабатывающих мощностей и реализации на экспортном рын-ке произведенных нефтепродуктов.

в целом можно констатировать – происходит перераспределение влия-ния между группами стран и межстрановыми организациями.

Значительная разница в необходимых для членов ОПЕК ценах может служить сигналом потенциальной нестабильности и несогласованности действий членов организации.

На прогнозируемый период потенциал влияния на цену со стороны ОПЕК оценивается в 2–9 долл. 2010/барр. в среднегодовых значениях при значительных изменениях объемов свободных добываю-щих мощностей.



41

Может ли оПеК повлиять на цены нефти?

реальная возможность влиять на цену нефти у членов организации уже сейчас вызывает сомнения. опек имеет по большому счету только один инструмент влияния – квоты на добычу нефти для членов органи-зации, или «контроль» над свободными добычными мощностями. исходя из объема прогнозируемых сво-бодных добычных мощностей (190–250 млн т) потенциал влияния картеля на цены можно оценить на весь период следующим образом:• повышательное влияние на балансовые цены картель может оказывать только при полной согласованно-

сти действий и уменьшении квот на добычу на весь объем свободных мощностей от «базовых значений». это повысит цены на 5–9 долл. 2010/барр.

• для понижательного влияния на балансовые цены (попытка нарастить свою экспортную нишу и вытес-нить других игроков за счет демпинга) картель должен повысить квоты на добычу, а значит – уменьшить свободные добычные мощности; при полной согласованности действий цены снизятся не более чем на 2–6 долл. 2010/барр. (рисунок 2.21).

Рисунок 2.21. – Изменение балансовой цены в базовом сценарии в зависимости от политики оПеК


Фактически столь небольшая чувствительность прогнозных балансовых цен к возможным действиям опек характеризует объективно незначительное влияние нефтяного картеля на мировые цены.

Рынок газового топлива

Спрос на газ

в базовом сценарии к 2040 г. прогнозируется рост мирового потребле-ния газа до 5,3 трлн куб. м – это более чем на 60% превышает уровень 2010 г. как и по жидким видам топлива, основной прирост спроса (81%) обеспечат развивающиеся страны (рисунок 2.22). основным драйвером столь быстрого увеличения спроса на газ во всех регионах будет в пер-вую очередь развитие газовой генерации, обусловленное нарастающей электрификацией и соответствующим ростом потребления электроэ-нергии, в развивающихся странах также будет быстро расти газопотре-бление в промышленности. экологические преимущества газа будут поддерживать (но не определять) его роль на отдельных рынках.

0

5

10

2011 2020 2030 2040

долл. 2010/барр.

-15

-10

-5

Повышение добычи на величину прогнозных свободных добычных мощностей

Понижение добычи на величину прогнозных свободных добычных мощностей



42

Рисунок 2.22. – Потребление газа по регионам мира, базовый сценарий

3000

4000

5000

6000млрд куб. м

Африка



0

1000

2000

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Развивающиеся страны АзииРазвитые страны Азии

Европа



в первую очередь перспективы газа в электроэнергетике определяются его ценой: межтопливная конкуренция с углем и субсидируемыми виэ в последние годы не всегда оказывается в пользу газа. так, в 2009–2013 гг. в европе низкие цены на энергетический уголь (спровоцированные вы-теснением угля с американского рынка дешевым сланцевым газом) сде-лали непривлекательной газовую генерацию [15] и уже привели к закры-тию ряда газовых электростанций и к стагнации спроса на газ в регионе2.

снижение ожидаемых темпов экономического роста в еврозоне и не-однозначность европейской энергетической политики, направленной в первую очередь на декарбонизацию экономики с сокращением роли ископаемых видов топлива, ведут к сдержанным оценкам перспектив газопотребления в регионе – по нашим расчетам, среднегодовые темпы роста европейского спроса на газ составят не более 0,5% (суммарный прирост – всего 15% с 2010 по 2040 г.).

среди остальных стран оэср только страны северной америки будут демонстрировать относительно высокие темпы роста – в среднем 0,8% в год, что обусловлено избытком предложения и низкими ценами газа. спрос на газ в регионе растет во всех секторах – помимо электроэнер-гетики (с вытеснением угля) активно развиваются промышленное потре-бление, в том числе в качестве сырья для газохимии, а также использо-вание газа на транспорте.

еще интенсивнее потребление газа растет в развивающихся странах: в азиатских оно увеличится более чем втрое, удвоится в Южной и Цен-тральной америке, вырастет на 75–78% на Ближнем востоке и в африке (рисунок 2.23).

2 если в сШа к выпуску прогноза-2013 цена на уголь выше цены на газ, то в европе с учетом снижения платы за выбросы CO2 до 3 евро за тонну генерация переходит на уголь.

В первую очередь перспективы спроса на газ в электроэнер-гетике будут определяться его ценой. В Европе ожидается стагнация спроса, в Северной Америке – умеренный рост, а в развивающихся странах – стремительное увеличение газопотребления.



43

Рисунок 2.23. – Баланс спроса и предложения на газ в 2040 г., базовый сценарий

6000млрд. куб. м

5500


Уровень 2040 г.

4500

5000

5500Уровень 2040 г.

4000

4500

5000

3500

4000

2500

3000

3500

2000

2500

3000

0 г.

ША

ША

тай

тая

0 г.

ния

ния

газ

тов

ША)

тай)

огаз

2000

рос в

2010

г.

США

, кро

ме СШ

А

Китай

кром

е Ки

тая

ыча

в 2

010 г.

торо

жде

ния

торо

жде

ния

анце

вый газ

ных пл

астов

фшор

(США)

угля

(Китай

)

Биогаз

Спро

с в

2

ОЭС

Р, кро

ме

е-ОЭС

Р, кро

ме

Доб

ыча

в 2

ющие

месторо

ж

овые месторо

ж

Слан

цевы

тан угол

ьных пл

Оффшор

фик

ация

угля

(К Б

С

ОЭС

не-О

ЭС До

Дей

ствующие

м

Нов

ые м

Метан

уго О

Газифик

ац

Дей


добыча сланцевого газа в сША

сШа продолжают наращивать добычу сланцевого газа, невзирая на произошедшее снижение цен и явный избыток предложения на рынке – в 2012 г. его среднегодовая добыча по данным департамента энергетики сШа составила около 260 млрд куб. м [10]. CШа несколько лет назад вышли на первое место в мире по до-быче газа, однако в базовом сценарии не смогут сохранить его до конца периода.в перспективе в базовом сценарии ожидается стабилизация и даже небольшое снижение добычи газа в сШа после 2020 г. с последующим медленным ростом до 870 млрд куб. м к 2040 г. прирост будет обеспечен именно за счет сланцевого газа, добыча которого достигнет 485 млрд куб. м к 2040 г. (рисунок 2.24). Рисунок 2.24 – Прогноз добычи газа в сША, базовый сценарий


200300400500600700800900

1000млрд. куб. м Метан угольных пластов

Сланцевый газТрадиционный газ

0100200

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040



44

Рисунок 2.25. – Кривая предложения (цена производства) природного газа в мире, базовый сценарий

долл. 2010/тыс. куб. м2010 г.

140

С

100

120

140

Традиционный газ

Спрос

60

80

100 Традиционный газ

Сланцевый газ

40

60

0

20

40

0

20

1

152

305

456

609

762

912

1 06

5

1 21

6

1 36

9

1 52

1

1 67

4

1 82

7

1 97

8

2 13

1

2 28

2

2 43

5

2 58

8

2 73

8

2 89

1

3 04

3

3 19

6

3 34

7

млрд. куб. м

250

долл. 2010/тыс. куб. м 2040 г.

1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 3 3 3

250


150

200Прирост

150

Спрос

100

Спрос

50

0

40 313

586

859

1 13

5

1 40

8

1 68

2

1 95

5

2 23

1

2 50

4

2 77

7

3 05

1

3 32

7

3 60

0

3 87

3

4 14

6

4 42

2

4 69

6

4 96

9

5 24

2

5 51

8

5 79

1

6 06

540 313

586

859

1 13

5

1 40

8

1 68

2

1 95

5

2 23

1

2 50

4

2 77

7

3 05

1

3 32

7

3 60

0

3 87

3

4 14

6

4 42

2

4 69

6

4 96

9

5 24

2

5 51

8

5 79

1

6 06



Предложение газа

анализ месторождений и районов добычи газа показывает, что в мире по-тенциально существуют достаточные объемы его доступных запасов, кото-рые можно добыть к 2040 г. по цене ниже 150 долл./тыс. куб. м (рисунок 2.25).

в базовом сценарии все регионы мира (за исключением европы) замет-но наращивают производство газа (рисунок 2.26), лидерами по его при-росту станут помимо традиционных поставщиков (снг и Ближний вос-ток – 59% и 95% соответственно к 2040 г.) еще и развивающиеся страны азии (+202%). следом за ними идет северная америка с ростом добычи на +39%.



45

Рисунок 2.26. – Производство газа по регионам мира, базовый сценарий

3000

4000

5000


Африка



СНГ

Р А

0

1000

2000

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040



Европа



основной прирост добычи обеспечат новые месторождения традицион-ного газа и дальнейшее расширение добычи нетрадиционного газа, ко-торый к концу периода обеспечит 15% мировой газодобычи (11% – слан-цевый газ, 3% – метан угольных пластов и 1% – биогаз) (рисунок 2.27).

Рисунок 2.27. – Производство газа по источникам, базовый сценарий

3000

4000

5000


Биогаз

Газификация угля (Китай)

Шельф (США)


Метан угольных пластов

0

1000

2000

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Метан угольных пластов

Попутный нефтяной газ

Новые месторождения

Действующие месторождения


наибольший прирост нетрадиционной добычи покажет северная аме-рика. прочие регионы мира находятся лишь на начальном этапе гео-логоразведочных работ, что сопряжено с высокой неопределенностью потенциала сланцевой газодобычи и регуляторных ограничений в ка-ждом конкретном регионе. в базовом сценарии предполагается, что до-быча сланцевого газа за пределами северной америки осуществляется только в аргентине, китае, индии, Юар, австралии и странах европы и к 2040 г. не превысит в сумме 70 млрд куб. м.



46

при этом и добыча газа на новых традиционных месторождениях будет становиться все более высокотехнологичной – необходимо будет ос-ваивать глубоководные месторождения, более сложные геологические структуры, а также месторождения, расположенные в тяжелых природ-но-климатических условиях.

Цены газа

в настоящее время в мире наблюдается трансформация различных ре-гиональных систем ценообразования на газ – в первую очередь за счет постепенного расширения торговли на основе конкуренции «газ – газ». однако более 60% газа в мире по-прежнему реализуется по регулируе-мым ценам, или в привязке к нефтяным индексам, или с использованием других механизмов (рисунок 2.28).

Рисунок 2.28. – действующие системы ценообразования на газ в мире и изменения в 2005–2010 гг.

Источники: ИНЭИ РАН, IGU 2009–2012 Triennium Work Report, June 2012

в настоящее время усиливается ценовая регионализация газовых рын-ков, определяемая не только действующими механизмами регулирова-ния и ценообразования, но и уровнем цен:• минимальные цены установились в последние годы на рынке сШа со

спотовым ценообразованием за счет дешевой внутренней добычи;• средний уровень цен – на европейском рынке с гибридным ценообра-

зованием (когда примерно половина газа поставляется на рынок по спотовой индексации, а вторая половина – в привязке к ценам корзи-ны нефтепродуктов) и временным избыточным предложением газа;

• максимальные цены отмечаются на азиатском рынке, где торговля осу-ществляется преимущественно с привязкой к ценам нефти;

• правительства большинства стран нетто-экспортеров газа и многих развивающихся стран-импортеров стремятся удерживать на внутрен-нем рынке цены ниже мировых для поддержки других отраслей эконо-мики и снижения социальной напряженности.



47

дальнейшие изменения региональных механизмов ценообразования будут идти, по всей видимости, в направлении увеличения доли спото-вых поставок на всех рынках. Быстрое развитие рынка спг и его глоба-лизация будут усиливать этот процесс, причем не только в европе, но и в атр, где потребители на фоне высоких цен ищут любую возможность снизить свои счета. при этом для значительной части развивающихся стран можно ожидать сохранения существенной доли торговли газом на внутренних рынках с ценообразованием на основе государственного регулирования, конкуренции на замкнутом внутреннем рынке или при-вязки к внешнему рынку с понижающими коэффициентами.модельные расчеты подтвердили, что в базовом сценарии сохранится про-исшедшее в 2006–2008 гг. существенное разделение региональных цен на газ. основной причиной этого является высокая цена транспортировки газа, которая при межконтинентальных поставках добавляет к цене газа более 150 долл./тыс. куб. м. соответственно высокая стоимость транспортиров-ки способствует регионализации рынков и не позволяет создать единый ликвидный рынок. а в условиях ограниченных возможностей перенаправ-ления и высокой взаимной зависимости поставщиков и покупателей при трубопроводных поставках и по-прежнему ограниченной гибкости рынка спг традиционный механизм привязки к альтернативным видам топлива позволит повысить предсказуемость и снизить инвестиционные риски про-изводителей, а также упростить для них финансирование проектов.в европе и в атр к концу прогнозного периода ожидается довольно за-метный рост цен (рисунок 2.29), обусловленный необходимостью вов-лечения новых, более дорогостоящих месторождений для удовлетво-рения спроса. в этих условиях североамериканский рынок фактически замыкается в ценовом диапазоне, определяемом собственной добычей, в сШа на весь прогнозный период сохранятся наиболее низкие цены, которые, тем не менее, также будут расти к концу периода. в европе в период 2015–2030 гг. прогнозируется некоторое снижение цен, обуслов-ленное вялым спросом и избыточным предложением газа, в то время как в атр на фоне быстрого роста спроса, стимулирующего ввод большого числа новых, в том числе достаточно дорогих, проектов добычи, наобо-рот, ожидается сохранение дополнительной премии до 2020–2025 гг.

Рисунок 2.29. – Прогнозные средневзвешенные* цены на газ по региональ-ным рынкам, базовый сценарий

200

250

300

350

400

450

500 долл. 2010 г./тыс. куб. м

0

50

100

150

200

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Европа (средневзвешенная) Китай (средневзвешенная)Япония (средневзвешенная) США (Henry Hub)

* Средневзвешенные между ценами долгосрочных контрактов, привязанных к альтерна-тивным видам топлива, и спотовыми ценами с учетом объемов потребления.


На перспективу до 2040 г. нет достаточных предпосылок для формирования единого мирового газового рынка и единой цены на газ.



48


в фокусе следующих трех десятилетий международной торговли газом будет главным образом азия, которая согласно расчетам должна нарас-тить нетто-импорт почти на 500 млрд куб. м к 2040 г., что влечет за собой необходимость формирования огромной новой инфраструктуры и путей доставки.

развитие сланцевой газодобычи в сШа, даже оставаясь региональным явлением, уже косвенно оказало значительное влияние и на мировые рынки, прежде всего в части перераспределения потоков спг. это вли-яние только возрастет с возможным началом экспорта спг из сШа и канады с 2016–2018 гг., который, скорее всего, пойдет на премиальные рынки атр, латинской америки и европы (рисунок 2.30).

Рисунок 2.30. – Межрегиональная торговля газом в 2040 г., базовый сценарий, млрд куб. м


в перспективе появление новых крупных игроков на рыке спг (помимо сШа и канады это австралия, которая к 2018 г. обгонит катар по объему мощностей сжижения, а также восточная африка) достаточно сильно пе-рекроит направления поставок традиционных производителей, которые все больше будут ориентировать свой экспорт на азию.

Положение основных участников рынка

в базовом сценарии наиболее влиятельными участниками газового рын-ка в рассматриваемой перспективе, помимо россии, станут сШа и китай. сШа, уступая россии по объемам добычи и экспорта газа к 2040 г., тем не менее, заметно усилят свое влияние за счет выхода на рынок спг. север-ная америка обеспечит полную самодостаточность, снизив зависимость от любых внешних поставщиков, и сможет при этом отправлять на рынки около 100 млрд куб. м (рисунок 2.31), гибко реагируя на изменения ры-ночной конъюнктуры и оперативно перенаправляя поставки на наиболее прибыльные рынки.



49

Рисунок 2.31. – Баланс газа на рынке северной Америки

400

600

800

1000

1200


Экспорт

СПГ из Африки и Ближнего Востока

СПГ из Южной и Центральной Америки

СПГ из Азии

-200

0

200

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Собственная добыча

Потребление


в результате весьма вероятно, что американские спотовые цены (с добав-лением затрат на сжижение и транспортировку) станут своеобразным «потолком» цен на рынках тихоокеанского и атлантического бассейнов, т.к. при превышении этого уровня американские заводы спг будут по-ставлять на рынок довольно существенные объемы газа, сбивая цены до желательного уровня. таким образом, сШа получат возможность влиять на ценовую ситуацию на основных газовых рынках, а американский спо-товый индекс может стать ценовым ориентиром для других рынков.

европейский рынок демонстрирует невысокие темпы роста, но на фоне падения собственной добычи неизбежно будут расти его потребности в импорте газа (рисунок 2.32). Часть из них будут покрываться трубопро-водным газом, но все растущая доля (31% от европейского потребления к 2040 г.) – за счет поставок спг.

Рисунок 2.32. – Баланс газа на рынке европы

400

500

600

700

800

млрд. куб. мТрубопроводный газ из СНГ

СПГ из СНГ

СПГ из Северной Америки

СПГ из Южной и Центральной Америки

СПГ из Африки

СПГ с Ближнего Востока

0

100

200

300

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Трубопроводный газ с Ближнего Востока

Трубопроводный газ из Африки






50

рынок северо-восточной азии (рисунок 2.33) будет самым быстрорасту-щим – он выйдет на второе место в мире по емкости, в том числе из-за бурного роста спроса в китае.

наличие в китае собственных больших запасов нетрадиционного газа и стремление их активно разрабатывать в сочетании с успешной поли-тикой диверсификации импорта, опережающим развитием инфраструк-туры и реформой ценообразования на внутреннем рынке делают китай наиболее сложно прогнозируемым, но при этом все более важным для мирового рынка игроком. при этом китай усиливает позиции в других регионах за счет участия своих национальных компаний в разработке газовых ресурсов и обеспечения поставок по долгосрочным контрактам с заниженными ценами.

Рисунок 2.33. – Баланс газа на рынке северо-восточной Азии

500

600

700

800

900


СПГ из развитых стран Азии

СПГ из Северной Америки

СПГ из Африки

Трубопроводный газ из СНГ

СПГ из СНГ

СПГ А

0

100

200

300

400

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

СПГ из развивающихся стран Азии

СПГ с Ближнего Востока

Трубопроводный газ из Мьянмы




страны опек на газовом рынке отчетливо теряют свои позиции как из-за появления новых мощных игроков (сШа, австралия), так и из-за взрыв-ного роста внутреннего спроса на газ и необходимости удовлетворять его для избежания социальных проблем даже в ущерб экспорту газа.

россия в данном сценарии останется важнейшим участником газового рынка, сохраняя лидерство по добыче и по экспорту (хотя ее экспортные показатели будут несколько ниже цифр, принятых в официальных прогно-зах). однако переговорные позиции рФ ослабевают, так как осуществлен-ные инвестиции в дорогостоящие проекты, которые будут маржинальными на всех экспортных рынках, делают ее заложницей даже не очень сильных колебаний рыночной конъюнктуры – ведь именно российский газ будет в этом случае вытесняться с рынка более дешевыми поставщиками.



51

Рынок твердых видов топлива

до 1960 гг. твердые топлива (в основном уголь) обеспечивали основную часть энергопотребления в мире в силу их экономической и технологи-ческой доступности, но вплоть до 1980 гг. доля твердых топлив в миро-вом энергобалансе сокращалась. однако в последние 30 лет она стаби-лизировалась на уровне примерно 25% первичного энергопотребления. при этом в 2000–2010 гг. твердые топлива демонстрировали самые вы-сокие абсолютные объемы прироста (почти половина суммарного при-роста энергопотребления), повысив долю до 28%.

по нашим расчетам, в ближайшие три десятилетия твердые топлива со-хранят свою роль в энергетике и будут обеспечивать около четверти ми-рового спроса на энергоресурсы. при этом основную роль по-прежнему будет играть уголь.

Уголь

основной прирост мирового потребления угля до 2040 г. обеспечат раз-вивающиеся страны атр (в особенности китай и индия) (рисунок 2.34). в странах оэср, главным образом в европе и сШа, ожидается снижение спроса на уголь.

Рисунок 2.34. – динамика и прогноз спроса на уголь, базовый сценарий

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000млн. т

Африка


Латинская Америка

СНГ



Европа

0

1000

2000

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040



основной рост потребления угля даст электроэнергетика в развиваю-щихся странах атр. в настоящее время по мощности угольной генерации лидируют китай, сШа, россия и индия, а планируемые новые мощности в китае и индии (более 500 гвт в каждой стране) делают их абсолютны-ми лидерами (рисунок 2.35) с долей около 77% всех мировых мощностей угольных электростанций.



52

Рисунок 2.35. – Установленные и планируемые мощности угольных электростанций

600

800

1000

1200

1400

1600

1800ГВт

Планируемый ввод мощностей

Установленная мощность

0

200

400

600


к 2040 г. развивающиеся страны азии укрепят лидерство не только в по-треблении, но и в добыче угля (рисунок 2.36). добыча в европе снизится вдвое, что, несмотря на снижающийся спрос европейских стран, приве-дет к потребности в дополнительном импорте угля.

Рисунок 2.36. – динамика и прогноз добычи угля, базовый сценарий

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000млн. т

Африка



СНГ



0

1000

2000

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Европа



согласно базовому сценарию уровень международной торговли энер-гетическим углем в 2040 г. достигнет 1,4 млрд т, балансовая цена тор-гуемого угля, рассчитанная на базе равновесия спроса и предложения (рисунок 2.37), при этом составит не менее 120 долл. 2010/т.

Мировое лидерство по потре-блению угля сохранят страны развивающейся Азии, к 2040 г. их доля составит около 75%.



53

Рисунок 2.37. – Предложение на энергетический уголь в международной торговле, базовый сценарий, 2040 г.* 100

160долл. 2010/т

ЮАР

140

160долл. 2010/т

ЮАР

Индонезия Объем торговли энергетическим углем

120

140 Индонезия

Россия

Колумбия

Объем торговли энергетическим углем

100

120Колумбия

Австралия

П80

100 Австралия

Прочие

60

80

40

60

20

00 150 300 450 600 750 900 1050 1200 1350 1500

00 150 300 450 600 750 900 1050 1200 1350 1500

* Указана цена FOB при морской торговле или на границе при сухопутном экспорте.Источник: ИНЭИ РАН

система ценообразования на уголь в международной торговле

спотовые цены на уголь формируются регионально, но в целом носят взаимосвязанный характер. существует не-сколько базисных торговых площадок. для экспортеров цены рассчитываются на условиях FOB (основные порты: ричардс Бей (Юар), Боливар (колумбия) и ньюкасл (австралия), а для импортеров – на условиях CIF (ара – амстер-дам, роттердам и антверпен и др.). Цены в данных портах определяются соотношением спроса и предложения.в 2008–2012 гг. угольный рынок испытывал ценовые турбулентности под влиянием мирового финансового кризиса, наводнений в австралии, аварии на атомной станции в японии, расширения поставок из сШа и других факторов (рисунок 2.37). в период до 2040 г. ожидается относительно умеренный рост балансовых цен на торгуемый уголь под влиянием растущего спроса и увеличения затрат на добычу.

к 2040 г. ожидается сохранение действующих торговых площадок в ка-честве ключевых при перераспределении их долей в мировой торговле. в европе предполагается уменьшение торговли в треугольнике ара, а в азии возможно появление новых центров торговли. в рассматривае-мой перспективе предполагается, что структура рынка в значительной степени будет основана на долгосрочных контрактах с фиксированной ценой (рисунок 2.38), базисом для которой будут цены в конкретных портах (их доля останется на уровне 80%, а спотовых контрактов – 20%).

Рисунок 2.38. – средневзвешенные импортные цены на энергетический уголь, базовый сценарий

406080

100120140долл. 2010/т

020

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 Источник: ИНЭИ РАН

В рассматриваемый период ожидается умеренный рост балансовых цен на торгуемый уголь до 120–125 долл. 2010/т.



54

согласно базовому сценарию к 2040 г. мировой угольный рынок сохранит биполярную структуру: атлантический и азиатско-тихоокеанский рынки (рисунок 2.39). лидирующее положение будет занимать рынок атр, доля которого превысит 70% всей мировой торговли энергетическим углем.

Рисунок 2.39. – основные торговые потоки энергетического угля в 2040 г.


основными игроками на мировом угольном рынке будут крупнейшие экспортеры (австралия, Юар, индонезия, россия, колумбия) и импорте-ры (европа, развитые и развивающиеся страны азии). самым крупным импортером угля в 2040 г. станет индия. сШа остаются экспортером угля, но их роль во многом будет определяться ситуацией на внутреннем рынке и конкурентоспособностью угля по отношению к газу. сильно на рынок будет влиять ситуация с экологическими требованиями и платой за выбросы. в рассмотренном сценарии не предполагается значительно-го увеличения платы за выбросы со2 и распространения этой практики на весь мир. при предстоящем ужесточении конкуренции угля с газом мы не ожидаем и массового внедрения чистых угольных технологий.

несмотря на достаточную ресурсную базу, ввод новых добывающих мощностей ограничен высокой капиталоемкостью ряда угольных про-ектов. но в случае повышения цен и наличия спроса ресурсы позволя-ют существенно расширить добычу. одной из наиболее перспективных стран для наращивания производства при благоприятной конъюнктуре рынков является россия.

В мировой торговле энергети-ческим углем преобладающая роль будет у Азиатско-Тихооке-анского региона (более 70%).

Несмотря на достаточную ресурсную базу угля, ввод новых угледобывающих мощностей ограничен высокой капитало-емкостью ряда проектов. Но в случае повышения цен и нали-чия спроса ресурсы позволяют существенно расширить добычу.



55

Твердая биомасса

к твердым видам биомассы относятся древесина и продукты ее пере-работки (пеллеты, брикеты), сухие и высушенные растения и пр. для бедных стран традиционная биомасса и сегодня остается наиболее доступным ресурсом энергии.

в то же время биомасса, прошедшая переработку (пеллеты, брике-ты и пр.), становится все более популярной и в развитых странах. например, ее производство в ес выросло к 2011 г. до 80 млн т н.э. (рисунок 2.40).

Рисунок 2.40. – Производство твердой биомассы в европейском союзе

60

90млн. т н.э.

0

30

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Источник: EurObserv’ER

для определенных рынков биомасса и твердые бытовые отходы впол-не конкурентоспособны с традиционными энергоресурсами [16] (ри-сунок 2.41).

Рисунок 2.41. – Удельные дисконтированные затраты производства электроэнергии по видам энергоресурсов, 2012 г.

Крупные ГЭС

Твердые бытовые отходы

Ветрогустановки на суше

Сжигание биомассы

0 50 100 150 200 250

ГТУ комбинированного цикла

Угольные станции

Атомные станции

долл./МВт*ч

Источник: World Survey of Energy Technologies,

Bloomberg New Energy Finance 2012



56

древесные пеллеты

среди различных видов твердой биомассы широкое распространение полу-чили древесные пеллеты. в 2010 г. их производство в мире составило около 15,7 млн т, причем на ес пришлось примерно 60%. ес является и основным потребителем данного топлива – в 2010 г. около 85% мирового спроса. при этом в переводе на энергетический эквивалент стоимость пеллетов примерно в 2 раза превышает стоимость газа.всего в мире к 2040 г. ожидается потребление 92 млн т пеллет, преимуще-ственно в ес, северной америке и восточной азии (таблица 2.1).

Атомная энергетика

атомная энергетика в рассматриваемый период должна начать новый этап развития после почти 60 лет ее функционирования (до 60 лет прод-ляются и сроки эксплуатации многих действующих сегодня атомных ре-акторов). несмотря на продление, в предстоящие десятилетия предсто-ит вывод очень больших мощностей аэс, который не во всех регионах будет компенсирован вводом новых блоков (рисунок 2.42).

Рисунок 2.42. – динамика ввода и вывода мощностей Аэс по регионам мира накопленным итогом

400

500ГВт

50

100

150Прирост мощностей АЭС в мире, ГВт

300

400

-50

0

50

100

100

200

300

Ввод мощностей

0

100

2013 2018 2023 2028 2033 2038

-200

-100

02013 2018 2023 2028 2033 2038

Вывод мощностей

-300

-200

Северная Америка Европа СНГ Развитая Азия Китай Индия Остальные страны

-300

Северная Америка Европа СНГ Развитая Азия Китай Индия Остальные страны


таблица 2.1 – спрос на пеллеты до 2040 г. по основным регионам потребления, млн т

2020 2040

ес 32 49

северная америка 6 14

восточная азия 8 20




57

наиболее чувствительной будет ситуация в странах оэср, которые не всегда намерены компенсировать выбывающие мощности новыми (ри-сунки 2.43 и 2.44). из-за этого ожидаются случаи скачкообразного крат-ко- и среднесрочного роста потребности в альтернативных мощностях и наращивании энергетического импорта. вывод из эксплуатации мощно-стей в странах оэср в 4 раза превысит вывод в странах не-оэср с более молодыми реакторами.

после 2020 г. мир, вероятно, восстановит объемы ввода атомных мощно-стей, которые были в 1980–90-х гг., главным образом за счет развиваю-щихся стран, а к концу прогнозного периода страны не-оэср по общим атомным мощностям обгонят оэср.

Рисунок 2.43. – динамика атомных мощностей

150ГВт

200

300

400ГВт Изменение итоговых мощностей

с 2010 по 2040 гг.ОЭСР

не ОЭСР

50

100

150

0

100

200

300

400

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

с 2010 по 2040 гг.ОЭСР

не-ОЭСР

-50

0

50

-150

-100

-50

Вывод мощностей не-ОЭСР Вывод мощностей ОЭСР

Ввод новых мощностей не-ОЭСР Ввод новых мощностей ОЭСР

-150

Ввод новых мощностей не-ОЭСР Ввод новых мощностей ОЭСР


Рисунок 2.44. – Установленная мощность Аэс по группам стран

0

20

40

60

80

100

120

140

160

ОЭСР Европа США ОЭСР Азия Индия СНГ Китай

ГВт

2010

2040

ОЭСР не-ОЭСР

0ОЭСР Европа США ОЭСР Азия Индия СНГ Китай



58

до 2030 г. в мире ожидается достаточно стабильный прирост выработ-ки электроэнергии на аэс, в 2030–35 гг. производство стабилизируется из-за большого вывода старых энергоблоков, а в следующую пятилет-ку темпы роста начнут восстанавливаться в мировые лидеры ядерной энергетики выйдет развивающаяся азия (рисунок 2.45).

Рисунок 2.45. – Производство электроэнергии на Аэс по регионам мира

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000ГВт*ч Северная Америка

ЕвропаРазвитая АзияРазвивающаяся АзияСНГЮжная и Центральная АмерикаБлижний ВостокАфрика

0

500

1000

1500

2000

в базовом сценарии не рассматриваются технологические прорывы в об-ласти атомной энергетики, но ожидаются повышение эффективности дей-ствующих аэс и качественное усовершенствование новых, в частности начало промышленного использования реакторов четвертого поколения. однако значительного влияния на энергобаланс они не окажут, доля таких энергоблоков будет сравнительно мала. длительный срок эксплуатации аэс делает периоды смены поколений достаточно затяжными.

прогноз основан на предпосылке, что до 2040 г. в мире не случатся ава-рии 6-го или 7-го уровня по международной шкале ядерных событий (INES). в противном случае последуют новые моратории на аэс, перенос и отмена части новых проектов, а также частичные отказы от продления эксплуатации действующих блоков.

возобновляемые источники энергии

возобновляемые источники энергии весьма многообразны и находят применение на разных топливных рынках: биогаз конкурирует на рынке газового топлива, биоэтанол и биодизель – на рынке жидкого топли-ва, а древесина и пеллеты – на рынке твердого топлива. при описании рынков топлива мы фокусировались на применении отдельных видов виэ, поэтому здесь будут рассмотрены виэ в целом с акцентом на не-топливные, которые используются для производства электроэнергии и тепла (технологии, основанные на преобразовании энергии солнца, ве-тра, приливов, геотермальных источников и пр.).

мировое потребление виэ к 2040 г. достигнет почти 3 млрд т н.э., из ко-торых на производство электроэнергии и тепла пойдет 2,7 млрд т н.э., включая 0,5 млрд т н.э. гидроэнергии.



59

развивающиеся страны сохранят лидирующие позиции по потреблению виэ, при этом по сравнению с 2010 г. их доля сократится с 57% до 49% (рисунок 2.46). развивающиеся страны азии обеспечат 35% прироста всех виэ, из них 19% придется на китай.

Рисунок 2.46. – Потребление вИэ по регионам мира и доли регионов в приросте, базовый сценарий

3500

млн. т н.э.

12,5%0,4%

17,6%

Прирост по регионам 2010-2040 гг.

2500

3000

3500

Африка


12,5%0,4%

11,2%

3,3%

4,2%

16,2%

17,6%

1668 млн. т н.э.

1500

2000

2500Ближний Восток


СНГ

Развивающиеся страны

34,6%4,2%

млн. т н.э.

1000

1500Развивающиеся страны Азии


0

500

1000

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


Европа

Северная Америка0

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040



использование виэ для производства электроэнергии и тепла будет раз-виваться быстрыми темпами – прирост к 2040 г. составит 77% (рисунок 2.47).

Рисунок 2.47. – Потребление вИэ по видам, базовый сценарий

1500

2000

2500

3000

3500млн. т н.э.

Дрова, отходы и прочееЖидкие биотопливаДругие мощности для производства электроэнергии и теплаГидроэнергия

0

500

1000

1500

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 Источник: ИНЭИ РАН



60

перспективы роста спроса на отдельные виды виэ сильно различаются по регионам. так, до 2040 г. самый высокий прирост спроса на виэ для получения электроэнергии и тепла ожидается в китае (увеличение в 4,4 раза), который будет удерживать и лидерство в их мировом потребле-нии. иная ситуация сложится в биоэнергетическом секторе, включаю-щем подсекторы «жидкое биотопливо» и «биомасса и отходы». в китае потребление биоэнергии будет расти очень умеренными темпами (уве-личение на 5% за прогнозный период), и хотя большая часть прироста придется на жидкие биотоплива (74%), подавляющую долю в общем объеме продолжит составлять биомасса с отходами (96% к 2040 г.).

в сШа ожидается другая динамика. в приросте потребляемой биоэнер-гии 94% придется на жидкие биотоплива, они же в общем объеме потре-бления биоэнергии составят большую часть (67% к 2040 г.). кроме того, к 2040 г. сШа обгонят китай по показателю совокупного потребления всех видов биоэнергии (рисунок 2.48).

Рисунок 2.48. – динамика потребления биоэнергии в отдельных стра-нах, базовый сценарий

50

100

150

200

250млн. т н.э.

0

50

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Бразилия Китай Индия Германия США Источник: ИНЭИ РАН

высокая зависимость от государственной поддержки делает виэ уяз-вимыми при ухудшении экономической ситуации, когда экономика не позволит обеспечивать требуемую степень поддержки. Хотя развитию виэ будет способствовать совершенствование технологий со снижени-ем издержек, в ближайшие десятилетия значительная часть технологий виэ будет по-прежнему требовать господдержки.

Уровень конкурентоспособности виэ в электроэнергетике хорошо оцени-вается сравнением с традиционными технологиями по показателю удель-ных дисконтированных затрат производства электроэнергии, который учитывает капитальные затраты, фиксированные и переменные операци-онные затраты, налоговую ставку, доступность и эффективность технологии [16]. на развитых рынках наиболее конкурентоспособными среди техноло-гий возобновляемой энергетики являются крупные и малые гэс (примерно от 30 долл. сШа за мвт-ч), удельные дисконтированные затраты которых в некоторых случаях могут быть даже ниже, чем для аэс, угольных и газовых электростанций (рисунок 2.47). некоторые геотермальные установки по экономике могут быть близки к гидроэнергетике, но они ограничены ре-гионами наличия соответствующего ресурса (геотермальных источников). среди биотехнологий самую «выгодную» по рассматриваемому показате-лю позицию занимают твердые бытовые отходы и свалочный газ (от 45

Развивающиеся страны Азии будут расширять использование биоэнергии сдержанными темпами, в отличие от США и некоторых других развитых стран.



61

долл. сШа за мвт-ч). ветрогенераторы на суше, будучи уже достаточно хо-рошо развитой и распространенной технологией, фактически «вписались» в диапазон удельных дисконтированных затрат для традиционных энерго-ресурсов (50–130 долл. сШа за мвт-ч).

Рисунок 2.49. – Удельные дисконтиро ванные затраты производст ва электроэнергии для развитых рынков

1049

789

0 100 200 300 400 500


Угольная станция

АЭС

Крупная ГЭС

Малая ГЭС

Геотермальная установка прямого действия

Твердые бытовые отходы

Свалочный газ

Ветрогенератор на суше

Сжигание биомассы

Геотермальная бинарная установка

Газификация биомассы – биогаз

Брожение биомассы

Фотоэлектрические установки

Солнечная станция башенного типа и гелиостат

Солнечный коллектор с цилиндрическим отражателем

Оффшорный ветрогенератор

Приливная морская установка

Волновая морская установка

долл./МВт*ч

Источник: World Survey of Energy Technologies, Bloomberg New Energy Finance 2012

за прогнозный период мировые инвестиции в строительство новых электростанций и инфраструктуры оцениваются в 19–20 трлн долл. 2010. из них на возобновляемую энергетику придется в среднем 32% всех инвестиций, около 6 трлн долл. 2010, 14% которых будет инвести-ровано в сШа и 22% – в китае (рисунок 2.50).

Рисунок 2.50. – Региональная структура инвестиций в строительство новых электростанций для вИэ и других энергоресурсов

50%

75%

100%

Китай


США

0%

25%

ВИЭ Другие энергоресурсы

США





62

влияние технологических прорывов на энергетические рынки



63

3. влИяНИе техНологИЧесКИх ПРоРывов НА эНеРгетИЧесКИе РыНКИ

Роль технологий в развитии энергетики

роль энергетических инноваций является определяющей в развитии не только мировой энергетики, но и в значительной степени всей цивилиза-ции (рисунок 3.1). именно новые энергоносители и энергетические тех-нологии составили основу всех прошедших индустриальных революций. исследование влияния этих технологических прорывов на конъюнктуру топливных рынков является важной задачей прогноза-2013.

Рисунок 3.1. – История технологических революций и прорывов*

14

млрд. т н.э.Электромобили

Коммерческая добыча

10

12

14

Потребление энергии

р

3D и 4D сейсмика

Коммерческая добыча сланцевого газа и нефти

Альтернативные жидкие и газовые топлива

6

8

10

3D и 4D сейсмика

Развитие других ВИЭ

Нетрадиционные источники нефти и газа

Альтернативные жидкие и газовые топлива

4

6

Паровой двигатель Электродвигатели

Развитие других ВИЭ

Глубоководное и сверх глубоководное бурение

Нетрадиционные источники нефти и газа

0

2

4

400000 00 1860 18 0 1880 1890 1900 1910 1920 19 0 1940 19 0 1960 19 0 1980 1990 2000 2010

Древесина Механизация процессов Паровой двигатель ДВС, Электроэнергетика

Ветряные и водяные мельницы

СПГ

Коммерческая добыча нефти и газа

Паровой двигатель

Паровые турбины

Атомная энергетика

Электродвигатели

Добыча угля

Глубоководное и сверх глубоководное бурение

0400000 д.н.э. 500 1860 1870 1880 1890 1900 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010

Древесина Механизация процессов Паровой двигатель ДВС, Электроэнергетика Атомная энергетика

* Красным цветом выделены революции, черным – прорывы.Источник: ИНЭИ РАН

в истории развития энергетических технологий мы разделяем понятия «технологическая революция» и «технологический прорыв».

Технологическая революция означает реализацию по меньшей мере трех составляющих:• комплекс новых технологий, который позволяет осваивать новый,

обычно более концентрированный вид первичной энергии с кратным расширением ресурсной базы энергетики;

• выдает конечную энергию гораздо более высокой ценности [17, 18], радикально улучшая производство и быт с резким повышением эф-фективности труда;

• порождает новые энергетические и сопряженные с ними рынки.

в отличие от революций технологические прорывы способствуют значи-тельному расширению экономически привлекательной ресурсной базы или повышению кпд используемых технологий, что в результате приво-дит к кардинальным изменениям конъюнктуры рынков уже существующих энергоносителей. но они обеспечивают неполный набор названных ком-понент и, как правило, имеют намного меньшие общественные последствия.



64

технологические революции и прорывы XX века

за 30 лет на рубеже XIX–XX веков были созданы две поистине революционные технологии, и ныне составля-ющие основу энергетики, – двигатели внутреннего сгорания (двс) и электроэнергетика. двс, обозначив закат века угля и пара, дали могучий импульс наступлению эры нефти и тысячекратному росту децентрализованной (в т.ч. индивидуальной) мобильной энергетики. а крупномасштабное производство электроэнергии тепловыми и гидроэлектростанциями, дальние электропередачи и электрификация всех сфер жизнедеятельности зало-жили энергетическую базу не только индустриального, но и постиндустриального общества. электромашины и трансформаторы переменного тока революционизировали стационарную энергетику – были созданы мощные централизованные электросистемы, использующие все без исключения виды первичных энергоресурсов.

далее до конца XX века шло в основном совершенствование энергетических технологий, сопровождавшее-ся рядом технологических прорывов. двс дополнились газовыми турбинами, реактивными и ракетными дви-гателями. электроэнергетика многократно повысила параметры и мощности агрегатов и сетей с созданием трансконтинентальных систем и обеспечила взрывной рост электрофизических технологий – от электролиза материалов, вычислительной техники, телекоммуникаций и систем контроля до эффективных светильников. газовые турбины дали новый импульс развитию авиации и сформировали спрос на авиационный керосин. во многом благодаря газовым турбинам была создана современная газотранспортная система, да и газовая про-мышленность в целом. разработка газовых турбин большой мощности и их применение в стационарной энер-гетике позволили перейти с парового цикла на более эффективный парогазовый цикл. кпд лучших образцов парогазовых установок достиг 60% и приблизился к предельным для тепловых машин значениям.

технические достижения в разведке и добыче жидких и газообразных углеводородов и углей – 3D и 4D геосканирование и численное моделирование с применением суперкомпьютеров, методы физического и химического воздействия на вмещающие породы и извлекаемый флюид с изменением их структуры и свойств, технические средства извлечения углеводородного сырья в экстремальных условиях (с больших глубин, на глубоководных шельфах, при подвижных льдах и т.д.), роботизированные комплексы с дистан-ционным управлением для подземной добычи углей из маломощных пластов и др. – позволили расширить ресурсную базу углеводородной энергетики.

во второй половине XX века ждали очередной революции в освоении атомной энергии, ставшей «побоч-ным продуктом» реализации оборонных ядерных проектов. энергоемкость ядерного топлива на три по-рядка выше, чем любого органического, однако используется оно пока чрезвычайно неэффективно – в паротурбинном цикле с низкими параметрами пара и кпд всего лишь 32–33%. таким образом, выполнить второй критерий технологической революции аэс не удалось. кроме того, технические сложности с гаран-тированным обеспечением ядерной безопасности, нерешенные проблемы с утилизацией радиоактивных отходов и незавершенность ядерного топливного цикла не позволили атомной генерации занять домини-рующее положение в энергетике, как прогнозировалось в 1970-х гг.

в предстоящие 30 лет в энергетике не ожидается новой технической революции (например, освоения дешевого термоядерного синтеза и, тем более, гравитации), но реальны крупные технологические прорывы. они уже проявляются при разработке нетрадиционных ресурсов неф-ти и газа и появлении новых видов моторного топлива, что способно при сохранении растущего спроса существенно замедлить удорожание углеводородов. такое расширение ресурсной базы и повышение эф-фективности добычи нефти и газа ведет к кардинальным изменениям конъюнктуры топливных рынков.

менее определенны, но потенциально более значимы все шире при-меняемые новые электротехнологии – накопители (аккумуляторы и суперконденсаторы) и топливные элементы (прямое преобразование в электроэнергию химической энергии водородсодержащих веществ). они дадут импульс массовому применению электроэнергии в мобиль-ной энергетике и намного улучшат режимы использования возобнов-ляемых энергоресурсов. тем самым существенно сместятся границы централизованного и децентрализованного энергоснабжения: инди-видуальные транспортные средства будут заправляться от централи-



65

зованных электросистем, а последним создаст сильную конкуренцию распределенная (в т.ч. индивидуальная) генерация на возобновляемых энергоресурсах и природном газе. такой технологический прорыв обе-спечит расширение ресурсной базы за счет коммерчески эффективного развития виэ и повышения кпд топливной генерации. в перспективе это может изменить не только системы энергоснабжения потребителей, но всю инфраструктуру и расселение людей.

«сланцевый прорыв»

Уже сегодня трудно говорить о «сланцевом прорыве», иначе как о свер-шившемся факте: за последние пять лет добыча нефти сланцевых плеев3 выросла с 8 млн т в 2007 г. до 100 млн т в 2012 г., добыча сланцевого газа – примерно с 40 до 250 млрд куб. м за тот же период. подробный анализ этого феномена, состояния и перспектив развития технологий добычи нефти и газа сланцевых плеев представлен в исследованиях инэи ран [19, 20]. они показывают, что остается ряд факторов, сдерживающих дальнейшее быстрое расширение добычи нефти и газа сланцевых плеев:

• сравнительно высокий диапазон затрат для сланцевых плеев, находя-щихся за пределами северной америки, – 80–140 долл./барр. по неф-ти и 120–410 долл./тыс. куб. м по газу;

• высокий расход воды (при добыче нефти низкопроницаемых пород – около 7 барр. воды на 1 барр. нефти);

• экологические риски загрязнения грунтовых вод, почвы и воздуха;

• неапробированность технологии добычи нефти, добываемой внутри-пластовым ретортингом.

вероятнее всего, технологии, которые могут снять эти ограничения [19, 20], будут основываться на дешевом безводном методе гидроразрыва пласта и современных методах внутрипластового ретортинга. если их удастся осво-ить в промышленных масштабах, значительно расширится ресурсная база мировой нефтегазовой промышленности, удастся нарастить добычу слан-цевой нефти в странах, где добыча нефти не велась исторически, и «рас-печатать» сланцевые плеи в тех регионах, где объемы пресной воды огра-ничены, что обеспечит существенное увеличение добычи (рисунки 3.2, 3.3).

3 нефть сланцевых плеев включает в себя все виды нефти, добываемые на месторождениях нефтяного сланца – мелкозернистой осадочной породы с высоким содержанием керогена (глина, мергель или карбонаты); в частности, нефть низкопроницаемых пород (tight oil – нефть, добываемая из сланцевых плеев или другой низкопроницаемой породы с использованием технологий бурения горизонтальных скважин и мультистадийного грп) и сланцевую нефть (нефть, добываемая методами термического воз-действия на нефтяной сланец, который богат керогеном).



66

Рисунок 3.2. – Изменение добычи сланцевой нефти в 2040 г. в базовом сценарии и в сценарии «сланцевого прорыва»

2626

2,45,5

_0_18,5

5,5

457560

1,120

1065

_0_8

457560

1,120

65_0_8

_5_12 _0_

2012

_0_16

_0_20

_0_

16

_0_7,6_0_

7_ _7

Начало добычи в базовом сценарии

Начало добычи в Сланцевом прорыве

2,45,5

Базовый сценарий, 2040 г., млн т "Сланцевый прорыв", 2040 г., млн т

Начало добычи в Сланцевом прорыве

2,45,5

Базовый сценарий, 2040 г., млн т "Сланцевый прорыв", 2040 г., млн т


Рисунок 3.3 – добыча сланцевого газа в 2040 г. в базовом сценарии и в сценарии «сланцевого прорыва»




67

таким образом, сценарий «сланцевый прорыв» предполагает дальней-шее развитие уже начавшегося технологического импульса в добыче не-традиционных углеводородов и основан на следующих предпосылках:• после 2020 г. появляется безводная технология добычи нефти и газа

низкопроницаемых пород. в результате в эксплуатацию поступают ме-сторождения китая, иордании, израиля, монголии и других стран;

• снимаются экологические ограничения на добычу нефти и газа слан-цевых плеев;

• затраты на добычу для сланцевых плеев во всем мире выходят на уро-вень затрат в сШа (не превышают 80 долл./барр. по нефти и 150 долл./тыс. куб. м по газу);

• начинается активная разработка не только нефти низкопроницаемых коллекторов, но и сланцевой (керогеновой) нефти.

реализация сценария «сланцевый прорыв» увеличит к 2040 г. добычу не-традиционной нефти в мире на 117 млн т, а газа – на 222 млрд куб. м по сравнению с базовым сценарием и способна сместить нефтяные и газовые цены вниз (рисунки 3.4, 3.5) уже после 2020 г., однако вопреки широко об-суждаемым оценкам наши расчеты показывают, что данный сценарий не ведет к значительному падению цен на нефть (по сравнению с базовым).

Рисунок 3.4. – Балансовые цены на нефть в базовом сценарии и в сцена-рии «сланцевого прорыва»

85

90

95

100

105

110

115

долл. 2010/барр.

Сланцевый прорыв

Базовый сценарий

802010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


Рисунок 3.5. – Балансовые цены газа по регионам в базовом сценарии и в сценарии «сланцевого прорыва»

0

100

200

300

400

500

долл. 2010/тыс. куб. м

02000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Сланцевый прорыв Базовый сценарийЕвропа (средневзвешенная) Китай (средневзвешенная)Япония (средневзвешенная) США (Henry Hub)


Сценарий «сланцевого проры-ва» не ведет к значительному падению цен на нефть и газ по сравнению с базовым (в среднем сокращение составля-ет около 5 долл./барр. и 50–60 долл./тыс. куб. м).



68

такая реакция цен объясняется тем, что в базовом сценарии уже зало-жены достаточно существенные объемы добычи нефти и газа сланцевых плеев, а без них цены на эти энергоресурсы были бы намного выше (см. следующий раздел). главное же – при реализации сценария «сланцевого прорыва» кривые предложения нефти и газа значительно расширяются, становятся более пологими, что ведет к увеличению предложения неф-ти и газа в среднем ценовом диапазоне (формируются дополнительные более длинные «ступени» в центральной части кривой), что делает не-возможным резкое падение балансовых цен (рисунки 3.6, 3.7).

Рисунок 3.6. – Кривые предложения (цены производства) нефти в сценарии «сланцевого прорыва»

140


С

2011 г.

120

140

160

Спрос

2011 г.

80

100

120




40

60

80 Нефтяные пески



0

20

40


0

20

0

274

547

821

1096

1369

1643

1917

2192

2465

2738

3013

3288

3561

3834

4108 млн. т

0

274

547

821

1096

1369

1643

1917

2192

2465

2738

3013

3288

3561

3834

4108 млн. т

140

160долл. 2010/барр. Прирост2040 г.

120

140Спрос

80

100

120

2929

40

60

80

0

20

40

0

20

0

274

547

821

1096

1369

1643

1917

2192

2465

2738

3013

3288

3561

3834

4108

4383

4657

4930

5204

5479 млн. т




69

Рисунок 3.7 – Кривые предложения (цена производства) газа в сценарии «сланцевого прорыва»

150


2010 г.

110

130

150

тыс. куб. м

Традиционный газ


Спрос

50

70

90

110

130Традиционный газ


Спрос

10

30

50

70

-10

10

30

115

230

545

660

976

291

21

065

1 21

61

369

1 52

11

674

1 82

71

978

2 13

12

282

2 43

52

588

2 73

82

891

3 04

33

196

3 34

7


300


10 115

230

545

660

976

291

21

065

1 21

61

369

1 52

11

674

1 82

71

978

2 13

12

282

2 43

52

588

2 73

82

891

3 04

33

196

3 34

7


200

250

300


Прирост

150

200

250

Прирост

50

100

150

Спрос

0

50

2

275

548

822

1 09

7

1 37

0

1 64

4

1 91

8

2 19

3

2 46

6

2 73

9

3 01

4

3 28

9

3 56

2

3 83

5

4 10

9

4 38

4

4 65

8

4 93

1

5 20

5

5 48

0

5 75

3

6 02

7

млрд куб м

Спрос

2

275

548

822

1 09

7

1 37

0

1 64

4

1 91

8

2 19

3

2 46

6

2 73

9

3 01

4

3 28

9

3 56

2

3 83

5

4 10

9

4 38

4

4 65

8

4 93

1

5 20

5

5 48

0

5 75

3

6 02

7

млрд. куб. м Источник: ИНЭИ РАН

однако отсутствие резкого падения цен вовсе не означает, что данный сце-нарий «безопасен» для производителей. анализ показывает, что, хотя рынки нефти и газа остаются хорошо сбалансированными, в этом сценарии суще-ственно меняется соотношение сил ведущих участников этих рынков. не-которые глобальные игроки получат дополнительные возможности влияния, для других это означает потерю позиций. вообще, с точки зрения позиций основных игроков нефтяного и газового рынков, данный сценарий фактиче-ски приводит к усилению тенденций, заданных в базовом сценарии.

выигрывают от реализации этого сценария:

• сШа – за счет собственной добычи нефти (на 70 млн т больше, чем в базовом сценарии) и газа (чуть меньше, чем в базовом сценарии, за счет уменьшения экспорта, т.к. объем мировой торговли газом в целом сократится, главным образом из-за наращивания собственной добы-чи в китае) становятся в этом сценарии крупнейшим производителем углеводородного сырья в мире. этот факт с учетом общей геополити-ческой значимости сШа фактически превращает их в самого влиятель-ного игрока на мировом рынке углеводородов;

• китай – за счет снижения объемов импорта относительно базово-го сценария, вызванного освоением собственных сланцевых место-рождений после 2020 г.



70

проигрывают от реализации этого сценария:

• развитые страны европы – при низких (по сравнению с базовым сце-нарием) ценах нефти с рынка вытесняются еще большие объемы соб-ственной европейской нефти, не вводятся в эксплуатацию проекты на шельфе северного моря, снижается привлекательность виэ по срав-нению с углеводородными топливами, растет энергетическая зависи-мость от поставщиков;

• страны – члены опек – в этом сценарии падение добычи в странах опек и уменьшение их рыночной доли становятся практически не-избежными в 2025–35 гг. «сланцевый прорыв», вероятно, вынудит картель ужесточить контроль затрат на добычу, снизить налоговую нагрузку на отрасль (что может дестабилизировать экономическую и политическую ситуацию в ряде стран), а также создавать дефицит предложения введением квот. при этом даже в таком «экстремаль-ном» сценарии вряд ли стоит ожидать согласованности в действиях членов опек ввиду различия необходимых разным его странам цен на нефть и вероятной дестабилизации ряда «нефтезависимых» эконо-мик. то есть «сланцевый прорыв», вероятнее всего, еще больше осла-бит организацию. к концу прогнозного периода рыночная ниша опек несколько стабилизируется, но реализация сценария «сланцевого про-рыва» практически полностью лишит картель возможности влиять на мировые цены нефти в середине прогнозного периода;

• страны снг и россия – именно снг сильнее всего вынуждено будет со-кратить свой экспорт нефти в данном сценарии. для россии реализа-ция подобного сценария уже к 2020 г. уменьшит ее добычу на 50 млн т. по сравнению с базовым сценарием, а также снизит экспорт на те же объемы из-за сужения ниши на азиатском рынке (рисунок 3.8). экспорт российского газа в данном сценарии будет ниже на 70 млрд куб. м, чем в базовом (рисунок 3.9). полученные результаты показывают, что снг в прогнозный период будет наиболее чувствительно к данному сценарию.

Рисунок 3.8 – Изменение чистого экспорта и импорта нефти в 2040 г. по сравнению с 2010 г. в базо-вом сценарии и сценарии «сланцевого прорыва»

100

150

млн. тЭкспорт



400

млн. т Импорт



50

0

50


СНГ Ближний Восток



200

300Сланцевый прорыв

-150

-100

-50 Центральная Америка

Восток Америка

0

100

Европа АТР

-250

-200 -100


Сценарий «сланцевого прорыва» существенно меняет соотношение сил основных игроков глобального рынка углеводородов, при этом наиболее уязвимым оказывается регион СНГ.



71

Рисунок 3.9. – Изменение чистого экспорта и импорта газа в 2040 г. по сравнению с 2010 г. в базовом сценарии и сценарии «сланцевого прорыва»

300

350

млрд. куб. мЭкспорт Базовый сценарий


500

600

млрд. куб. м Импорт


150

200

250

300Сланцевый прорыв

300

400

500

600Базовый сценарий


0

50

100

150

СНГ Л Аф Б й0

100

200

300

С Е АТР0

СНГ Латинская Америка

Африка Ближний Восток

-200

-100

0Северная Америка

Европа АТР


«сланцевый провал»

для сбалансированного взгляда на сланцевую проблематику необходи-мо отметить, что развитие добычи нефти и газа сланцевых плеев связа-но с большими неопределенностями:

• оценки коммерчески извлекаемых запасов различаются в разы. так, сегодня наиболее разведанной формацией нефти низкопроницаемых пород является плей Бэйкен в сШа, где добыча уже активно ведет-ся. по многим другим месторождениям еще не проведена детальная оценка запасов. вопрос подтвержденности запасов также осложняет-ся проблемой оценки запасов нефти, добываемой из «сухого сланца» методами ретортинга;

• текущие низкие затраты на добычу обусловлены не только техниче-ским усовершенствованием методов добычи, но и низкими барьера-ми входа на рынок. стоит заметить, что во всех штатах сШа (кроме калифорнии), где расположены ресурсы сланцевых плеев, пока не действуют экологические запреты или ограничения на добычу этой нефти. при этом реальная нагрузка на экологию при ее добыче до сих пор не оценена;

• главным основанием для сомнений является собственно специфика добычи углеводородов из сланцевых плеев с ее максимальными де-битами в течение первого года и резким падением продуктивности в последующем, что требует постоянного нового бурения для под-держания уровня добычи. в настоящий момент бурение охватывает только наиболее привлекательные по дебитам участки плеев с высо-кими коэффициентами нефте- и газоотдачи на скважине (estimated ultimate recovery (EUR) и расчетными показателями извлечения (shale recovery). с освоением высокопродуктивных участков плеев добыча на менее продуктивных площадях может стать менее привлекатель-ной, что приведет к сокращению товарной продукции. следовательно,

Перспективы развития добычи нефти и газа сланцевых плеев связаны с большими неопре-деленностями в отношении подтвержденности запасов, оценки реальных экологиче-ских последствий, а главное – адекватной оценки затрат на полный цикл эксплуатации скважин с учетом быстрого падения их продуктивности.



72

есть основания полагать, что большинство сланцевых месторождений из-за особенностей залегания и специфики добычи могут иметь высо-кую продуктивность на начальных этапах, которую удастся поддер-живать непродолжительно по сравнению с жизненным циклом тради-ционных месторождений.

в основе сценария «сланцевого провала» лежит ряд предпосылок, веду-щих к сокращению добычи нефти и газа сланцевых плеев:

• значительное удорожание по новым проектам добычи;

• большой объем ресурсной базы не подтверждается;

• вводятся жесткие экологические ограничения;

• новые технологии безводной и термической добычи сланцевой неф-ти не проходят по экономическим и/или экологическим причинам;

• с 2020 г. сланцевая нефте- и газодобыча в сШа начинает быстро со-кращаться и к 2025 г. практически прекращается;

• в остальном мире добыча нефти и газа сланцевых плеев идет только в странах, где она уже началась, и достаточно быстро сокращается до нуля.

полученные в таком сценарии значения балансовых цен нефти намно-го выше, чем в базовом сценарии и, тем более, в сценарии «сланцевого прорыва» – к 2040 г. они достигают 130 долл. 2010/барр. (рисунок 3.10). аналогично и цены на газ в среднем оказываются на 45 долл./тыс. куб м выше – 378 долл./тыс. куб. м в европе, 448 долл./тыс. куб. м в японии, 480 долл./тыс. куб. м в китае. спотовая цена газа в сШа достигнет 430 долл./тыс. куб (рисунок 3.11).

Рисунок 3.10. – Балансовые цены нефти по трем сценариям

100

110

120

130


80

90

100

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Сланцевый провал Сланцевый прорыв Базовый сценарий


В сценарии «сланцевого провала» балансовая цена нефти к 2040 г. достигнет 130 долл. 2010/барр. Аналогично и средневзвешенные цены на газ в среднем оказываются на 45 долл./тыс. куб. м выше, чем в базовом сценарии.



73

Рисунок 3.11. – Балансовые цены газа по трем сценариям

500



500



300

400

500



300

400

500



0

100

200

300

0

100

200

300

02000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

02000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

500

долл 2010/тыс. куб. м

Сланцевый провал

200

300

400

500тыс. куб. м

Европа (средневзвешенная)

Китай (средневзвешенная)

Япония (средневзвешенная)

0

100

200

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Китай (средневзвешенная)

Япония (средневзвешенная)

США (Henry Hub)

02000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


в сценарии «сланцевый провал» не только сохраняется привычный рас-клад сил на мировом нефтегазовом рынке, но и значительно укрепляют позиции те, кто проигрывал в базовом сценарии и в сценарии «сланце-вого прорыва»:

• россия при более высоких мировых ценах сможет значительно нарас-тить добычу нефти и газа (до 535 млн т и 980 млрд куб. м соответствен-но к 2040 г.) и остаться крупнейшим производителем углеводородов в мире. высокие цены на нефть позволят вводить дорогостоящие место-рождения восточной сибири и шельфа. Увеличится также экспортная ниша россии по нефти – за счет загрузки европейских нефтеперера-батывающих мощностей и отсутствия североамериканского экспорта в атр (рисунок 3.12) и по газу – за счет роста североамериканского импорта газа (рисунок 3.13);

• сШа – крупный игрок нефтяного рынка, который значительно прои-грает от «сланцевого провала». добыча нефти и газа в стране в этом сценарии резко падает уже после 2020 г. при низких темпах роста им-порта сырой нефти ввиду того, что без собственной ресурсной базы американская нефтепереработка становится неэффективной. круп-нейший (в двух других сценариях) производитель энергоносителей превращается в энергетически зависимый регион, способный повли-ять на рынки углеводородов только внерыночными механизмами. сШа придется вновь наращивать импорт спг, что дает дополнительный



74

импульс развитию этого сегмента газового бизнеса в мире (рисунок 3.14). возвращение сШа в ряды стран – импортеров природного газа радикально изменит мировые торговые потоки. так, потребность севе-роамериканского континента в импорте спг составит 170 млрд куб. м, при этом цена на газ в сШа установится на уровне 430 долл./тыс. куб. м – приблизительно в середине диапазона цен в европе и атр. Указан-ный рост американских цен также приводит к некоторому снижению чистого импорта в европу и атр по сравнению с базовым сценарием – часть газа со ставшего дефицитным глобального газового рынка «пе-ретягивается» в северную америку, все мировые производители и экс-портеры газа работают с высокой загрузкой своих мощностей;

• европа в условиях высоких нефтяных цен сможет увеличить исполь-зование возобновляемых источников энергии и объемы собственной добычи. немаловажно, что сокращение в этом сценарии собственной ресурсной базы американских нпз увеличит на мировом рынке воз-можности сбыта нефтепродуктов, что повысит нефтепереработку в ев-ропе и ее спрос на импортируемую и собственную сырую нефть;

• опек наращивает объемы экспорта на 220 млн т по сравнению с базо-вым сценарием при высоких нефтяных ценах и расширении рыночной ниши. опек сможет значительно (на 20–30 долл.) влиять на цены неф-ти при меньших, чем в базовом сценарии, свободных мощностях;

• высокие нефтяные цены позволят развиваться и добыче в атр, где в этих условиях коммерчески рентабельными становятся глубоково-дные шельфовые проекты;

• политика китая по обеспечению собственного рынка нефтью и газом за счет экспансии своих национальных компаний за рубежом, веро-ятно, усилится, что позволит ему не терять позиций на мировой арене даже без использования собственных ресурсов сланцевых плеев.

Рисунок 3.12. – Изменение чистого импорта и экспорта сырой нефти в 2040 г. по сравнению с 2010 г. в базовом сценарии и в сценарии «сланцевого провала»

150

200

250млн т Экспорт


Сланцевый провал250

300

350млн т Импорт

0

50

100

150



100

150

200

250

300

-150

-100

-50

0

50

СНГ Африка Южная и Центральная Америка


-50

0

50

100

150

Европа Северная Америка

АТР

-250

-200

-150

-100

-50Европа Северная

АмерикаАТР

250 Источник: ИНЭИ РАН

Сценарий «сланцевый провал» позитивно скажется на добыче нефти и газа из традиционных месторождений с высокими издержками, на положении стран СНГ и ОПЕК, а также на производителях альтер-нативных жидких топлив; крупнейшим производителем углеводородов в мире стано-вится Россия.



75

Рисунок 3.13. – Изменение чистого импорта и экспорта газа в 2040 г по сравнению с 2010 г. в базовом сценарии и в сценарии «сланцевого провала»


Экспорт


С а ев й рова


Импорт

200

300



300

400

500

600рд у

0

100

200

0

100

200

300

0СНГ Латинская

АмерикаАфрика Ближний Восток

-200

-100

0

100

Северная Америка Европа АТРАмерика

-200

-100


Рисунок 3.14. – объемы межрегиональной торговли природным газом в 2040 г. по трем сценариям

56%

57%

58%

59%

60%

61%

400

600

800

1000

1200

1400


54%

55%

56%

0

200

400

Базовый "Сланцевый прорыв"

"Сланцевый провал"

Трубопроводы СПГ Доля СПГ


в сценарии «сланцевого провала», по сравнению с базовым сценарием, значительно изменится характер рынка жидких топлив. спрос на них по-прежнему в значительной мере будет обеспечиваться «нетрадицион-ными» источниками – не только канадскими песками и сверхтяжелыми нефтями, но и не-нефтяными топливами. последние при высоких ценах на нефть станут экономически привлекательными и займут к 2040 г. 10% от нефтяного рынка (рисунок 3.15).



76

Рисунок 3.15. – Рост потребления заменителей нефтяного топлива в сценарии «сланцевого провала»

300

400

500

600

млн. т

Уголь-в-жидкость

Электроэнергия

Газ-в-жидкость

Г

0

100

200

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Газомоторные топлива

Биотоплива


помимо технологий разработки сланцевых плеев на рынке жидких видов топлив существуют другие технологии, способные повлиять на баланс спроса и предложения (ранжированы в порядке убывания зна-чимости для рынка жидких топлив и вероятности совершения принци-пиального прорыва):• использование природного газа в качестве моторного топлива;• развитие биотоплив и внедрение других биотехнологий;• развитие электротранспорта.

газ на транспорте

потребление природного газа на транспорте в 2010 г. составило 29 млрд куб. м [21], то есть менее 1% от общего объема энергопотребления на транспорте. Более 90% его использования приходится на легковые авто-мобили, работающие на компримированном природном газе (кпг).

можно выделить две категории стран, проявляющие наибольший инте-рес к газу на транспорте:

• имеющие значительные запасы природного газа и/или являющиеся нет-то-импортерами нефти и нефтепродуктов (иран, корея, индия и т.д.);

• диверсифицирующие собственное потребление топлива на транспорте (сШа, Бразилия, италия).

Фактически сегодня отсутствуют возможности для равноценной конку-ренции газа и нефти на транспорте. сжатый метан требует для исполь-зования в автомобилях переоборудования транспортных средств и сети особых заправок (агзс), которые пока не распространены в мире. таким образом, несмотря на экономическую привлекательность природного газа для ряда стран (рисунок 3.16), главным ограничивающим фактором остается доступность инфраструктуры.



77

Рисунок 3.16 – Предельные цены газа, обеспечивающие эффективность гМт на личном транспорте при цене нефти 110 долл./барр.*

100

150

200

250

300

350

400

450

500$2010/тыс.куб.м.

0

50

100

Россия Европа Северная Америка

Китай Индия Япония

Цена газа, приемлимая для переключения на ГМТЦена 2010Цена газа, приемлимая для переключения на ГМТ без переоборудования а/мЦена газа 2040

* Овалом выделены страны, где в перспективе с учетом серийного производства автомобилей на газовом топливе возможна эффективная конкуренция между нефтепродуктами и газомоторными топливами.


синтетическое жидкое топливо из газа

прямая конкуренция между природным газом и нефтью на транспорте возможна при использовании тех-нологии «газ в жидкость» (GTL), где конечными продуктами производства являются автомобильный бензин и дизельное топливо, аналогичные по качеству топливам из нефти. однако сегодня издержки на произ-водство синтетического топлива из газа находятся на уровне 110–140 долл./барр. при цене газа не выше 75 долл./тыс. куб. м, что при прогнозируемых ценах на нефть и газ делает эти проекты нерентабельными.

перспективы использования природного газа в транспортном секторе напрямую зависят от:• экологической политики стран (так, на применение спг для бун-

керовки судов будет влиять ужесточение нормативов содержания серы в топливе);

• развития инфраструктуры для кпг;• снижения издержек на производство синтетического топлива из газа.

в прогнозный период при сравнительно низких ценах на нефть конку-рентоспособность газомоторного транспорта невысока. однако, если потребителям не придется переоборудовать автомобили на газобал-лонное оборудование и это будет делать выпускающая их промышлен-ность, рынок газомоторного топлива может значительно расшириться. в базовом сценарии потребление газа в транспортном секторе достигнет 80–85 млрд куб. м к 2040 г., а при реализации описанных мер оно увели-чится до 110 млрд куб. м (рисунок 3.17).

Газ на транспорте – перспек-тивное топливо в отдельных регионах, но требующее на данном этапе поддержки госу-дарства и заинтересованных компаний.



78

Рисунок 3.17 – Прогноз потребления природного газа на транспорте в базовом сценарии и его рост при стимулировании

60

80

100

120млрд. куб. м.

Потенциал роста

Африка



0

20

40

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

СНГ

АТР

Европа



жидкие биотоплива

Рисунок 3.18. – сырье для получения различных видов биотопливаТретье поколение

Стадия тестирования. Высокий уровень технологий.Высокие издержки.

Первое поколение

Массовое производство. Низкий уровень технологий Производство приближается к коммерческой стадии.Высокий уровень технологий.

Второе поколение

Высокие издержки.р д ур

БиодизельГидротермальный

й

Высокий уровень технологий.

Биоэтанол

ДМФ*

Растительноемасло

Ятрофа

Подсолнечник

Пальмы

Рапс

Соя

Кокос

апгрейдинг

Картофельные ОчисткиЖмых сахарного Тростника

ДМФ

Биодизель

Пальмы

Хлопок

Кокос

Кастор

Жиросодер-

Биометанол

Ил

Тростника

Свекольный жмых

Древесная

Реактивное топливо

Бионефть

Животные жирыПромышленные Кукуруза

жащие отходыДрСтружка

СушенаяКукурузаСтебли пшеницы

ВодорослиПромышленные биоразлагаемые отходы

Навоз

Бытовые

Кукуруза

Пшеница

Сахарная свекла

Биодизель Фишер-Тропша

Биодмэ**Мискантус

Биоэтанол

Бытовые органические отходы

свекла

Сахарный тростник

КартофельБиоводород

Картофель

Кассава

Сорго ГидроочисткаРастительного масла

Биоэтанол

Растительного масла

Любое сырье для биодизеля

Биоэтанол Любое сырье для биодизеля

*- Диметилфурен**- Диметилэтер*- Диметилфурен**- Диметилэтер

Источник: UNEP2011, Assessing biofuels, 2009; UN-Energy, Sustainable Bioenergy.

Framework for Decision Makers; 2007; EPA, Renewable Fuels Standard Program Regulatory Impact Analysis, 2010;

Refuel.eu, Biofuel Magazine press review, SAE International Hydrotreated Vegetable Oil (HVO)

as a Renewable Diesel Fuel, 2008



79

распространено мнение, что биотоплива могут играть значительную роль в удовлетворении спроса, снижении загрязнения окружающей сре-ды и выбросов парниковых газов. рисунок 3.18 иллюстрирует различное сырье, которое может быть преобразовано в биотоплива для транспор-та, и используемые для этого технологии.

по нашим оценкам, жидкое биотопливо перспективно для менее 10% ра-стущего спроса на энергию транспортного сектора и остается сложным и противоречивым вопросом. в последние годы обострились дискуссии о влиянии биотоплива на продовольственный рынок, его потенциальном негативном воздействии на атмосферу, биоразнообразие, почву и воду.

сегодня в промышленных масштабах возможно производство только биотоплив первого поколения с использованием сельскохозяйственных культур, но их выпуск напрямую ограничен посевными площадями и растущей конкуренцией с производителями продуктов питания. Более того, уже дважды биотоплива становились одной из причин продоволь-ственных кризисов.

евросоюз поставил цель к 2020 г. повысить долю биотоплива для транспорта до 10%, но на основании проведенных в 2012 г. исследо-ваний готовится законопроект об ограничении использования биото-плива из сельскохозяйственных культур до 5%. взамен еврокомиссия пытается ускорить распространение электромобилей путем введения обязательного количества специализированных заправок.

пока биотоплива конкурентоспособны только в регионах с тропическим и субтропическим климатом (где собирают несколько урожаев в год расти-тельного сырья) при цене нефти 100–110 долл./барр. в других регионах их себестоимость доходит до 120–140 долл./барр., что при ценах на нефть базового сценария (не выше 110 долл./барр. к концу периода) потребует специального стимулирования производителей биоэтанола и биодизеля.

электромобили

технологическим прорывом, способным изменить транспортную энерге-тику и весь энергетический баланс, может стать масштабное внедрение электромобилей.

Уже сегодня в развитых странах активно разрабатываются техноло-гии электротранспорта. в электромобилях используются в основном литий-ионные батареи с энергоемкостью 100–200 вт*ч/кг и ресурсом около 1000–3000 циклов «заряд-разряд», что существенно выше, чем у традиционных свинцово-кислотных и щелочных аккумуляторов. такие батареи обеспечивают средний пробег на полной зарядке аккумулятора 120–160 км, полная зарядка номинальным током требует 4–8 и более часов. стоимость батарей (вместе с периферийным оборудованием и си-стемой управления) составляет 600–900 долл. 2010/квт*ч в зависимости от характеристик, их доля в стоимости электромобиля достигает 65%. показатели доступных батарей ограничивают потребительские свой-ства электромобилей и пока не обеспечивают их конкурентоспособ-ность с традиционными автомобилями.

У электротранспорта есть два пути развития – на аккумуляторных ба-тареях и на топливных элементах, но пока ни одна из технологий не способна конкурировать с традиционными двс и требует значительной модернизации по ряду направлений (рисунок 3.19).

Потенциал роста производства жидких биотоплив жестко ограничен конкуренцией с продовольственным рынком и доступностью пахотных земель.



80

Рисунок 3.19 – технологические изменения, необходимые для достижения конкурентоспособности электромобилей по сравнению с двс

Снижение весаСнижение веса батарей и

электроприводов

Снижение стоимости

б й 50%

в три разаУвеличение

запаса хода до 300 батарей на 50% 300 км.

Уменьшение времени заряда

Развитие литий-ионных и натрий никель хлоридных

р рот обычной сети в

6-8 разОбеспечение

инфраструктурыэлектрозаправокнатрий никель-хлоридных

аккумуляторовэлектрозаправок

Централизованная энергетикаэнергетика

Децентрализованная энергетика

Развитие топливных элементов

СнижениеСнижение стоимости топливных

6 5Уменьшение веса

в 7-10 раз элементов в 6,5 раз

в 7 10 раз

Обеспечение безопасности на

Использование в качестве топлива

водородном транспорте

водородсодержащих веществ


пока же литий-ионные и натрий-никель-хлоридные аккумуляторы, ис-пользуемые на самых современных электромобилях, уступают традици-онным двс по стоимости, запасам хода и весу, но имеют значительный потенциал совершенствования.



81

Перспективы развития электрохимических аккумуляторов

результаты интенсивно ведущихся в мире ниокр позволяют полагать, что энергоемкость аккумулятор-ных батарей возрастет в разы, а их стоимость уже к 2020 г. снизится до 400 долл./квт*ч и к 2030 г. – до 200 долл./квт*ч. в более отдаленной перспективе, возможно, удастся уменьшить ее до 100 долл./квт*ч. заметим, что министерством энергетики сШа (DOE) поставлена задача к 2025 г. снизить стоимость ба-тарей до 250 долл./квт*ч и сократить время зарядки до 6–10 минут, чтобы сделать его сопоставимым со временем заправки топливом обычного автомобиля. при выполнении этих требований электромобили должны стать экономически конкурентными с автомобилями, оборудованными двс.

наиболее активно совершенствуются литий-ионные аккумуляторы. идут поиски материалов для элек-тродов и электролита, разрабатываются новые технологии их изготовления. перспективным считает-ся использование наноструктурированных композитных материалов большой пористости, в частности, нанокомпозитов на базе лития и фосфата железа или сульфита лития и углерода – для изготовления катодов, кремниевых наноструктурированных анодов вместо графитовых и т.д. это должно многократно повысить энергоемкость аккумулятора, увеличить пробег на одной зарядке до 600–800 км, сократить время полной зарядки до 10 минут и менее, продлить срок службы до 8–10 лет.

Больших перспектив можно ожидать от разработки литий-воздушных батарей. их теоретическая энер-гоемкость в 8–10 раз выше, чем у литий-ионных. запас хода электромобиля на одной зарядке может составить 800–1000 км. такие аккумуляторы разрабатываются многими организациями, в частности, консорциумом компаний в составе американской IBM и японских Asahi Kasei и Central Glass при научной поддержке ряда национальных лабораторий сШа (прежде всего Argonne National Laboratory) в рамках амбициозного проекта Battery 500 Project. Батарея должна удовлетворять всем перспективным требова-ниям DOE, а ее энергоемкость – достигать 1700 вт*ч/кг. на рынке она должна появиться через 8–10 лет.

ведутся активные исследования по созданию еще более эффективных аккумуляторов. так, в стэнфорд-ском университете в качестве носителя заряда рассматриваются ионы калия вместо лития и делаются электроды из наноматериалов на основе железа и меди, что позволит увеличить число циклов «заряд-ка-разрядка» в батареях до 40 000. в Университете массачусетса разработан воздушный ванадие-во-боридный элемент (vanadium boride air cell), который сможет превзойти по энергоемкости бензин и дизтопливо. теоретическая энергоемкость этого элемента составляет 27 тыс. вт*ч/кг, а практически достижимую авторы оценили в 5 тыс. вт*ч/кг при энергоемкости бензина 12,1 тыс. вт*ч/кг и дизтоплива – 11,8 тыс. вт*ч/кг, а с учетом кпд двигателя (30–40%) эти величины равны 3,6–4,7 тыс. вт*ч/кг. серьезные проблемы данного аккумулятора связаны с сильной коррозией элемента, приводящей к быстрой потере емкости и выделению водорода, что делает аккумулятор взрывоопасным. авторы надеются достаточно быстро решить их, стабилизировав анод из борида ванадия путем нанесения на него тонкого покрытия из диоксида циркона.

Ученые из университетов майами, токио и тохоку открыли явление генерации электродвижущей силы (эдс) в статическом магнитном поле. эдс имеет спиновое происхождение и создается за счет спин-за-висимых эффектов в специально подготовленной наноструктуре, состоящей из квантовых наномагнитов определенного состава. техническая реализация этого явления может открыть дорогу к созданию так называемой спиновой батареи – аккумуляторов фантастической энергоемкости и мощности, хранящих огромную энергию «в квантовой форме». но воплощения «спиновой» батарейки до 2040 г. не ожидается.

Улучшение аккумуляторных батарей может дать совершенствование систем управления для улучше-ния всех их характеристик. достигается это новыми методами и техническими средствами мониторинга состояния электрохимических ячеек, эффективных алгоритмов оптимизации стратегии зарядки и по-следующего использования батареи в зависимости от физического состояния ячеек. реализация подоб-ного проекта калифорнийским университетом совместно с компаниями Bosch и Cobasys при поддержке агентства передовых исследований в области энергетики (ARPA-E, сШа, грант в размере 9,6 млн долл.), как ожидается, позволит на 25% снизить стоимость литий-ионных аккумуляторов и вдвое сократить вре-мя их зарядки.

параллельно с разработкой аккумуляторов ведется совершенствование электротехнического оборудова-ния электромобилей для снижения потребления электроэнергии на 1 км пробега. например, компания Yasa Motors представила сверхлегкий и мощный электрический двигатель DD500, разработанный в оксфордском университете. объем данного двигателя на 50% меньше, чем у стандартных тяговых моторов, а удельный пиковый крутящий момент вдвое выше (30 нм/кг) и в Yasa Motors намерены довести его до 40 нм/кг.



82

пока туманны перспективы автомобилей на топливных элементах, ос-новой которых является водород или водородсодержащие топлива: природный газ, аммиак, метанол или бензин. все испытанные образцы автомобилей на топливных элементах работают на водороде, некото-рые опытные образцы используют метанол, но эта технология еще не прошла апробацию. главная проблема современных водородных авто-мобилей – их высокая пожаро- и взрывоопасность (молекулы водорода способны проникать в структуру металла кузова или бака, просачиваясь из автомобиля наружу, что может привести к детонации). поэтому в сце-нариях изменения транспортной энергетики наиболее перспективным направлением до 2040 г. видится совершенствование аккумуляторных батарей, а применение топливных элементов, скорее всего, откладыва-ется на более далекую перспективу.

цели отдельных стран по продвижению электромобилей и их методы стимулирования

Уже сегодня во многих странах существует поддержка на государственном уровне развития электромоби-лей, их владельцев субсидируют напрямую или налоговыми льготами. так, в великобритании и сШа поку-пателям электромобиля выделяют из госбюджета 25–50% от его стоимости, но не более 7500 долл. сШа. в японии, Бельгии, италии, китае и канаде разработаны системы налоговых льгот и вычетов и другие льготы (бесплатные номерные знаки в китае, финансирование инфраструктуры, субсидирование производителей), экономящие покупателю до 1/3 стоимости электромобиля.

в китае правительством поставлена задача увеличения к 2020 г. производства электромобилей и гибридов до 2 млн единиц ежегодно. сШа планируют увеличить количество электромобилей в стране до миллиона к 2015 г.

электроэнергия может составить 5% к 2030 году от общего потребления в секторе дорожного транспорта (эквивалентно 293 млн т моторного топли-ва) к 2030 г., к 2040 – 10% (600 млн т), при выполнении ряда предпосылок:

1) страны оэср и китай продолжат поддержку «зеленого транспорта» и субсидируют электромобили до 2025 г.;

2) технологическое совершенствование аккумуляторов обеспечит:• запас хода на одной заправке до 300 км• снижение стоимости на 50% (с 20 до 10 тыс. долл. 2010)• срок службы аккумуляторных батарей не менее 7 лет• тройное уменьшение веса (до 100 кг)• сокращение времени полного заряда батареи от электросети 220 в

до 30–40 минут;

3) правительства, энергокомпании и автоконцерны профинансируют со-здание инфраструктуры, при которой электромобили станут доступ-ным для всех видом транспорта.

при реализации подобного электротранспортного прорыва к концу пе-риода с нефтяного рынка будет вытеснено до 600 млн т, и цена нефти снизится до 102 долл./барр., что уменьшит ее производство и экспорт в ряде регионов с высокими затратами на добычу, в частности в европе и странах снг (рисунок 3.20).

Реализация сценария «Перспективные электромо-били» требует всесторонней поддержки государства, иначе электромобили не смогут конкурировать с традиционным транспортом.



83

Рисунок 3.20. – Изменение экспорта и импорта нефти в 2040 г. по сравнению с 2010 г.

50

100млн. т Экспорт


Перспективные электромобили

-100

-50

0

50

СНГ Африка Южная и Центр

Америка




-200

-150

-100

-50 Центр Америка

Восток

-200

0

200

400

АТР Европа Северная А


-250

-200

-400

-200

0АТР Европа Северная

Америка


развитие электротранспорта увеличит выработку электроэнергии на 35% по сравнению с базовым сценарием (что представляется сложной задачей), а прирост выработки по странам оэср должен почти удвоиться (рисунок 3.21).

Рисунок 3.21. – Прирост производства электроэнергии по сценариям в 2010–2040 гг.

15000

20000

25000

30000ТВт*ч


Перспективные

0

5000

10000

ОЭСР не-ОЭСР



анализ требуемой для реализации сценария структуры генерации пока-зывает, что спрос на газ возрастает по сравнению с базовым сценарием на 400–410 млрд куб. м и на уголь – на 700–710 млн т. при этом цены на газовом рынке существенно увеличиваются, что будет способствовать переключению на альтернативные топлива, включая ядерное и виэ (ри-сунки 3.22, 3.23). однако на фоне роста цен топлива для электроэнерге-тики и снижения цен нефти (из-за снижения спроса) конкурентоспособ-ность традиционных двс возрастет.



84

Рисунок 3.22. – влияние дополнительного спроса на газ в сценарии «Перспективные электромобили» на цены

млрд. куб. мУдовлетворение спроса на природный газ в 2040 г.

по сценариям долл./ тыс. куб. м

Цены на природный газ в 2040 г. по сценариям

5700

5800

млрд. куб. мУдовлетворение спроса на природный газ в 2040 г.

по сценариям

500

600

долл./ тыс. куб. м

Цены на природный газ в 2040 г. по сценариям

5300

5400

5500

5600

5700

5800

300

400

500

600

5100

5200

5300

5400

5500

100

200

300

5000

5100

5200

Базовый сценарий Перспективные электромобили

0

100

Базовый сценарий Перспективные электромобили

5000Базовый сценарий Перспективные


Добыча природного газа

Переключение на альтернативные источники

0Базовый сценарий Перспективные


Европа (средневзвешенная) Китай (средневзвешенная)

Япония (средневзвешенная) США (Henry Hub)

Добыча природного газа

Переключение на альтернативные источники

Европа (средневзвешенная) Китай (средневзвешенная)

Япония (средневзвешенная) США (Henry Hub)

Рисунок 3.23. – Необходимые объемы генерации электроэнергии по двум сценариям

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000млн т н.э

2010



0

500

1000

Уголь Природный газ Атомная энергетика

ВИЭ Биомасса Гидроэнергетика Нефть


для обеспечения конкурентоспособности электромобилей на протя-жении всего прогнозного периода цена на электроэнергию не должна превышать 15 центов за квт·ч при выполнении всех обозначенных выше предпосылок. однако на фоне неизбежного роста цен на топливо для генерации электроэнергии эта задача практически невыполнима без су-щественной государственной поддержки.

газовые гидраты

одним из наиболее перспективных энергоресурсов являются газовые гидраты – молекулы газа, заключенные в оболочку из молекул воды. основные их ресурсы сосредоточены в морских донных отложениях и в районах вечной мерзлоты. по грубым отечественным и зарубежным оценкам, запасы газогидратов составляют 52–54% всех запасов газа на планете.



85

наиболее активные исследования по разработке газогидратных залежей ведет япония, которая уже приступила к экспериментальной добыче. ис-следования были начаты в ссср и ведутся в сШа, канаде, китае, норвегии, германии, Франции, индии, Южной корее; импортеры газа надеются, что освоение этих запасов метана освободит от их энергетической зависимо-сти. но проблема в том, что газогидраты стабильны только на глубине при высоком давлении и при бурении метан покидает гидраты и «уходит» в атмосферу. однако безопасная и эффективная добыча газогидратов обе-щает стать новым технологическим прорывом в мировой энергетике.

в прогнозе-2013 до 2040 г. не ожидается появления экономически эффективной промышленной технологии добычи газогидратов. но, поскольку японская компания Japan Oil, Gas & Metals National Corp. (Jogmec) заявила в 2013 г. о начале пробной разработки подводного га-зогидратного месторождения и получения из него газа, а также о планах получить пригодную для промышленного использования технологию к 2018 г., считаем полезным оценить диапазон экономической эффектив-ности данной технологии.

заявленная разработчиками расчетная себестоимость добычи метана из поддонных газогидратов – 50 иен/куб. м (около 540 долл./тыс. куб. м). по нашим же расчетам, данная технология экономически конкуренто-способна только при затратах на добычу до 390 долл./тыс. куб. м.

Биогаз

Биогаз получают из биомассы процессом биологического разложения, когда органические материалы преобразуются в метан, углекислый газ и компостируются при отсутствии кислорода. по составу (50–70% метана, 50–30% углекислого газа) биогаз близок к природному и используется в тех же целях, а с очисткой становится «зеленым» газом, или биометаном, и может закачиваться в транспортную систему природного газа, что до-статочно распространено в нидерландах, Швеции и германии.

в энергетике существуют четыре основных способа использования био-газа (рисунок 3.24).

Рисунок 3.24. – Применение биогаза

БИогАз

производство тепла и пара

производство электрроэнергии/

когенерация

производство топливных элементов

топливо для транспортного

сектора


наиболее распространено использование биогаза для производства тепла и электроэнергии газовыми турбинами мощностью от 800 квт до нескольких десятков мвт, а теперь успешно применяются и микротур-бины (от 25 до 100 квт). эта технология особенно актуальна в сельских



86

районах, на территории агропромышленных предприятий и при реше-нии специальных целей в городах и мегаполисах, но наиболее эффек-тивна в сельском хозяйстве из-за возможности осуществления полного экологического цикла.

на развитых рынках удельные дисконтированные затраты производства электроэнергии на биогазовых установках сегодня варьируются от 85 до 210 долл. за мвт*ч (рисунок 3.25).

Рисунок 3.25 – Удельные дисконтированные затраты производства электроэнергии по видам энергоресурсов

Крупные гидростанции

Свалочный газ

Ветроустановки на суше

Газификация биомассы – биогаз

0 50 100 150 200 250


Угольные станции

Атомные станции

долл./МВт*ч

Источник: Bloomberg New Energy Finance 2012

в отдельных случаях (в зависимости от страны и непосредственного места использования) биогазовая электрогенерация вполне конкурен-тоспособна с производством электроэнергии на основе природного газа и угля и вырабатываемой на аэс.

сегодня на европейском рынке объем производства биогаза превышает 10 млрд куб. м в год. одну из лидирующих позиций в мире занимает ки-тай – около 15 млрд куб. м ежегодно.

Основные факторы, способ-ствующие развитию приме-нения биогаза: ВИЭ-субсидии, сравнительно низкий срок окупаемости, экологичность, возможность использовать для энергоснабжения в удаленных местностях.



87

влияние рынков на энергетику и экономику россии



88

4. РАзвИтИе эКоНоМИКИ И эНеРгетИКИ РоссИИИсходный сценарий развития экономики и энергетики России

в качестве исходного сценария для россии (и входных параметров для оптимизационных моделей мировых энергетических рынков) в прогно-зе-2013 взяты показатели развития, которые в период до 2030 г. в основ-ном соответствуют инновационному сценарию долгосрочного прогноза министерства экономического развития рФ от начала 2013 г., а затем сохраняют его тенденции.

согласно этому исходному сценарию прогнозируется небольшой рост численности населения страны – до 144 млн чел. в 2020 г. с ускоряю-щимся снижением до 138 млн чел. в 2040 г. валовой внутренний продукт россии увеличится к 2040 г. в 3,2 раза, или в среднем на 3,4% ежегодно, а в расчете на душу населения вырастет в 3,3 раза. россия при этом до 2030 г. сохранит 6-е место по объемам ввп среди стран мира, а к 2040 г. опередит японию и поднимется на 5-е место, упрочив свое геополити-ческое положение.

на рисунке 4.1 показаны динамика и составляющие ввп для исходного варианта развития экономики и энергетики россии (столбцы 1). такой динамике населения и экономики соответствует рост внутреннего спро-са на энергоресурсы на 39% к 2040 г., его на 40% создают электростан-ции. покрытие этого спроса наполовину обеспечивает природный газ (рисунок 4.2, столбцы 1).

в данном сценарии предполагается, что энергоемкость российского ввп должна снизиться на 57% к 2040 г. – это быстрее среднемировой дина-мики данного показателя. однако, несмотря на высокие темпы сниже-ния, энергоемкость российской экономики все же останется выше сред-немировой на 75% (в 2010 г. превышение составляло 90%).

исходный вариант предусматривает небольшой рост экспорта энерго-ресурсов к 2020 г., затем стагнацию и снижение суммарного экспорта при уменьшении вывоза нефти и нефтепродуктов и увеличении экспор-та газа, особенно в виде спг (рисунок 4.3, столбцы 1). при этом в данном сценарии россия и через 30 лет остается не только крупнейшим в мире экспортером нефти и газа, но и крупнейшим их производителем.

такому внутреннему и внешнему спросу соответствует рост производства первичной энергии на 20%, в основном за счет газа, возобновляемых энергоресурсов и ядерной энергии при уменьшении доли нефти и сохра-нении доли угля (рисунок 4.4, столбцы 1). добыча газа в исходном сцена-рии превысит 900 млрд куб. м в год, и сравниться с ней могут только сШа. добыча нефти стабилизируется до 2030 г. близко к современной (500 млн т в год) и будет сопоставима с добычей саудовской аравии и сШа.

далее эти параметры исходного сценария - динамика потребления и возможности производства энергоресурсов в россии, затраты на добычу, переработку и транспорт нефти и газа, а также действующие ныне экс-портные пошлины и налоговая нагрузка на эти отрасли – были заложе-ны в оптимизационные модели мировых энергетических рынков с целью а) анализа реализуемости этих параметров исходного сценария в условиях жестких ограничений со стороны спроса и конкурирующих поставщиков на глобальных энергетических рынках и б) выявления возможных послед-ствий для россии различных вариантов развития мировой энергетики.



89

Российские ресурсы на мировых энергетических рынках: внешние ограничения

расчеты показали существенное уменьшение по сравнению с исходным сценарием размеров воспринимаемых внешними рынками поставок российских углеводородов.

в базовом прогнозе емкости и цен мировых рынков российская нефть оценивалась по затратам на освоение месторождений и развитие транспорта (согласно данным Goldman Sachs и нефтяных компаний) и с учетом действующего налогообложения. по результатам моделирова-ния, на мировом рынке она оказалась среди замыкающих поставщиков с неполным использованием потенциальных возможностей добычи (ри-сунок 2.11). в результате с учетом конъюнктуры внешних рынков, в ба-зовом прогнозе российский экспорт нефти и нефтепродуктов снизился после 2015 г. на 25–30% по сравнению с исходным вариантом с потерей 100–150 млрд долл. ввп в год (рисунок 4.5, столбцы 2).

если понизить экспортные пошлины на нефть на 35% (до 255 долл./т), то добыча и экспорт российской нефти почти вернутся к исходному ва-рианту. однако вклад нефтяной отрасли в ввп страны сократится еще больше, чем без пошлины (рисунок 4.5, столбцы 3). таким образом, со-хранение объемов экспорта российской нефти не может компенсиро-вать необходимое для этого уменьшение экспортной пошлины рынков.

еще 20–25 млрд долл. ввп страна будет ежегодно терять от снижения цен нефти в случае реализации сценария «сланцевого прорыва» (рису-нок 4.5, столбцы 4).

в базовом прогнозе емкости и цен мировых рынков российский газ оце-нен по отдельным корпоративным публикациям о стоимости основных инвестиционных проектов и тоже с учетом действующего налогообло-жения. по результатам моделирования мировых рынков газа, россия также оказалась в числе замыкающих поставщиков на европейском и азиатском региональных рынках с неполным использованием потенци-альных возможностей добычи (рисунок 2.23). Учет сложной конъюнкту-ры внешних рынков и растущей конкуренции с другими поставщиками газа привели к тому, что по сравнению с исходным вариантом в базовом сценарии российский экспорт газа снизится после 2015 г. на 15–20% с потерей 40–50 млрд долл. ввп в год (рисунок 4.5, столбцы 2).

если отказаться от действующей экспортной пошлины на сетевой газ (30%), то добыча и экспорт российского газа увеличатся, но так и не до-стигнут уровней исходного сценария. при этом, как и по нефти, вклад газовой отрасли в ввп страны сократится еще больше, чем без пошлины (рисунок 4.5, столбцы 3), то есть фискальное стимулирование экспорта российского газа не компенсирует отказа от экспортной пошлины.

еще на 20–25 млрд долл. в год ввп страны сократится в результате сни-жения цен газа в случае реализации сценария «сланцевого прорыва» (рисунок 4.5, столбцы 4).

обращает на себя внимание, что негативные для россии последствия нефтяной и газовой «сланцевой революции» (даже с учетом ее возмож-ного нового импульса) наиболее сильны в ближайшие 10–15 лет и после-довательно ослабевают к 2040 г.

Учет конъюнктуры внешних рынков ведет к снижению прогноза российского экспорта нефти и нефтепродуктов после 2015 г. на 25–30% по сравнению с исходным вариантом с потерей 100–150 млрд долл. ВВП в год



90

Рисунок 4.1. – динамика ввП России

4500

5000млрд долл. 2010

2

2

1

1

2500

3000

3500

4000

4500

Услуги

Инфраструктура

2

2

2

2

1

1

1

1

1000

1500

2000

2500

3000Услуги

Инфраструктура

Обработка

Сырьё без ТЭК

ТЭК

1

2

2

2

1

1

2 - Прогнозный вариант1 - Исходный вариант

0

500

1000

1500

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


02010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Источники: ИНЭИ РАН на базе инновационного сценария МЭР РФ и собственных расчетов

Рисунок 4.2. – Потребление первичных энергоресурсов в России по видам топлива

1400

1600млн т у.т.

2121

21

800

1000

1200

1400

Прочие



Т ё

1 2

2121

2121

21

400

600

800

1000 Гидроэнергия


Твёрдое топливо

Газовое топливо

Жидкое топливо


0

200

400

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


02010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


Рисунок 4.3. – экспорт энергоресурсов из России по видам топлива

900


1 2 2121212121

500

600

700

800

900

000

Уголь, электроэнергияСПГ

Газ сетевой

1 2 21212121

200

300

400

500

600 Газ сетевой

Нефтепродукты

Нефть


0

100

200

300

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


02010 2015 2020 2025 2030 2035 2040




91

Рисунок 4.4. – Производство первичной энергии в России по видам топлива


1 2

212121

2121

1500

2000

Прочие



Уголь

1 2

212121

2121

500

1000

1500Гидроэнергия


Уголь

Газ

Нефть


0

500

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


02010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


Рисунок 4.5. – объемы экспорта энергоресурсов (верх) и уменьшение его вклада в ввП России (низ) в разных сценариях мировых прогнозов

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

10002015 2020 2025 2030 2035 2040

млрд долл. 2010

млн т у.т.

нефть, нефтепродукты газ

1 2 3 4

левая ось

правая ось

1 2 3 41 2 3 41 2 3 41 2 3 4

1 2 3 4

-400-800млрд долл. 2010

нефть, нефтепродукты газправая ось-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

10002015 2020 2025 2030 2035 2040


млн т у.т.


1 2 3 4

левая ось

правая ось

1 2 3 41 2 3 41 2 3 41 2 3 4

1 2 3 4

1 – Исходный вариант 3 – Базовый вариант без экспортной пошлины2 – Базовый вариант 4 – Базовый вариант без экспортной пошлины и сланцевый успех

-400-800млрд долл. 2010нефть, нефтепродукты газ

-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

10002015 2020 2025 2030 2035 2040


млн т у.т.


1 2 3 4

левая ось

правая ось

1 2 3 41 2 3 41 2 3 41 2 3 4

1 2 3 4

1 – Исходный вариант 3 – Базовый вариант без экспортной пошлины2 – Базовый вариант 4 – Базовый вариант без экспортной пошлины и сланцевый успех

-400-800млрд долл. 2010нефть, нефтепродукты газ


Рисунок 4.6. – Капиталовложения в тэК России

700

800млрд долл. 2010

Энергосбережение

Теплоснабжение

НВИЭ

2121

21

400

500

600

700

Энергосбережение

Теплоснабжение

НВИЭ

ГЭС

АЭС

ТЭС и сети

Уголь

1 2

2121

2121

21

200

300

400

500 ТЭС и сети

Уголь

Газ

Нефть


0

100

200

2006-20102011-2015 2016-2020 2021-2025 2026-2030 2031-2035 2036-2040


02006-20102011-2015 2016-2020 2021-2025 2026-2030 2031-2035 2036-2040




92

Прогнозный вариант развития экономики и энергетики России

настоящее исследование выявило большие угрозы российской экономи-ке и энергетике в результате ожидаемых глубоких трансформаций ми-ровых энергетических рынков. полученный моделированием базовый прогноз уступает исходному сценарию по всем основным показателям:• в базовом прогнозном сценарии в предстоящие 10–15 лет россия на

20% и более снизит и затем стабилизирует объемы экспорта нефти и газа (рисунок 4.3, столбцы 2), хотя и останется крупнейшим мировым поставщиком топлива на мировые рынки.

• снижение выручки от экспорта газа, а еще более – от продажи неф-ти на треть уменьшит вклад углеводородного экспорта в ввп страны. свойственные этим отраслям сильные мультипликативные эффекты, а также уменьшение притока в них иностранных капиталов существен-но усилят воздействие спада экспортной выручки и замедлят разви-тие экономики страны в среднем на один процентный пункт ежегодно – см. рисунок 4.1 и таблицу 4.1. тогда по динамике ввп россия вме-сто описанного в исходном сценарии небольшого опережения роста среднемирового ввп будет демонстрировать отставание от него и не поднимется выше сегодняшнего 6-го места в мире. это, естественно, в определенной мере ослабит геополитические позиции страны.

• замедление темпов роста ввп приведет к ухудшению всех основных параметров российского тэк – объема инвестиций (включая инве-стиции в энергосбережение), потребления и производства энерго-ресурсов. при умеренном сокращении внутреннего спроса (рисунок 4.2, столбцы 2) суммарное производство энергоресурсов уменьшится сильнее, чем экспорт (рисунок 4.4, столбцы 2), хотя россия сохранит сегодняшнее место третьего крупнейшего их производителя в мире.

таблица 4.1. – Роль тэК в экономике России, %

2010 г.

2015 г. 2020 г. 2025 г. 2030 г. 2035 г. 2040 г.

1 2 1 2 1 2 1 2 1 2 1 2

прирост ввп 4,3 4,5 4 4,3 3,3 4,2 3,2 3,8 2,8 3,7 2,7 3,5 2,5

вклад тэк в ввп 28,5 25,6 25,5 22,9 23,1 20,0 20,4 18,4 18,8 17,0 17,3 15,6 15,9

инвестиции* в тэк от ввп 4,6 5,2 6,4 4,3 3,9 3,9 3,8 3,5 3,5 3,2 3,2 2,8 2,8

доля тэк в общих инвестициях 22,6 23,8 23,5 17,4 15,1 15,0 12,3 13,4 13,4 12,5 12,5 11,2 11,2

* В среднем за 5 лет. Источник: ИНЭИ РАН

1 – исходный вариант, 2 – прогнозный вариант

на первый взгляд, для противодействия этим угрозам полезно умень-шить или даже ликвидировать пошлины на экспорт углеводородов, тем более что крупные игроки мировых рынков их не практикуют и это не одобряется вто. отказ от пошлин, конечно, повысит внешнюю конку-рентоспособность российских углеводородов и позволит увеличить объемы экспорта, но имеет два отрицательных следствия. во-первых, как упоминалось, вклад экспорта в ввп только сократится из-за того, что прирост размеров вывоза будет меньше потери от снижения пошлины, накладываемой на весь его объем. во-вторых, это обоснованно повы-сит внутренние цены газа и нефтепродуктов, что замедлит развитие и уменьшит добавленную стоимость большинства видов экономической деятельности и еще больше затормозит экономику страны.

Настоящее исследование выявило большие риски для российской экономики и энергетики в результате трансформаций мировых энер-гетических рынков: снижение объемов экспорта нефти и газа и выручки от экспорта относительно планируемых показателей, замедление роста ВВП страны, ухудшение всех основных параметров россий-ского ТЭК.

Существует два основных варианта повышения конку-рентоспособности российского экспорта углеводородов на внешних рынках: снижение изъятий государства и сокра-щение компаниями затрат по всей цепочке поставок



93

по-настоящему результативным средством противодействия внешним вы-зовам должно служить радикальное повышение инвестиционной эффек-тивности российского тэк и энергетической эффективности экономики в целом. по обоим направлениям россия имеет уникальные возможности. действительно, российский тэк уже осуществляет гигантские капиталов-ложения, которые в ближайшие годы должны еще вырасти в соответствии с утвержденным схемам развития отраслей тэк и достигнуть беспреце-дентных 6–7% от ввп (таблица 4.1), при том, что в среднем по миру этот показатель составляет около 1,3-1,5%. аналогично национальное хозяй-ство россии имеет один из самых низких в мире показателей производ-ства ввп с единицы энергии (втрое меньше среднего по миру), и к 2040 г. в прогнозном варианте этот разрыв практически не уменьшится.

для устранения такого расточительства потребуются две согласованные группы мер – инновационно-технологическая и хозяйственно-организа-ционная. первая имеет стратегический характер и требует длительного постоянного воздействия. вторая же группа допускает достаточно быстрые и действенные решения, столь необходимые при ожидаемых глобальных турбулентностях. в российском тэк целью хозяйственно-организацион-ных мер должны стать в первую очередь радикальное снижение стоимо-сти инвестиционных проектов и тщательные оценки их экономической эффективности и рисков. необходимо ранжировать инвестиционные про-екты, в том числе направленные на диверсификацию маршрутов, продук-тов и рынков сбыта с отказом или отсрочкой реализации экономически неэффективных. это подтверждают и результаты анализа зарубежными и российскими специалистами стоимости отечественных энергетических проектов, которые регулярно показывали кратное их удорожание по срав-нению с мировыми аналогами4, и при этом нередко мощность построен-ных объектов годами была слабо загружена5.

вторым необходимым (но далеко не достаточным) условием повыше-ния эффективности и снижения рисков инвестпроектов является широ-кое исследование перспектив внешних и внутренних энергетических рынков. настоящий второй цикл таких исследований демонстрирует возможные подходы, усовершенствованные средства и новые резуль-таты, но еще недостаточен для полноценной оценки экономической и особенно коммерческой эффективности конкретных проектов. в стране очевидно необходимы создание механизма постоянного мониторинга и корректировки экспортной политики (при четком соответствии ей всех тактических действий) и создание российской системы прогнозирова-ния перспектив развития энергетических рынков с возможностью ана-лиза их чувствительности к различным факторам, включая поведение основных игроков.

главным же условием повышения конкурентоспособности российского тэк является коренное улучшение качества государственного и осо-бенно корпоративного управления. в последнем важную роль может сыграть привлечение иностранных партнеров в консорциумы по освое-нию ресурсов (особенно в восточной части страны, на шельфах и место-рождениях нетрадиционных углеводородов). при правильной постанов-ке дела это позволит:

4 например, используемые в наших расчетах данные о стоимости российских газовых инвестпроектов, взятые из корпоративных публикаций, более чем вдвое выше их международных оценок в базе данных газовой модели NEXANT.

5 например, газопровод «голубой поток», предназначенный для поставок природного газа через акваторию Черного моря напря-мую в турцию, в течение 10 лет был загружен менее чем на 50%.

Главной целью должно стать радикальное снижение стоимости инвестиционных проектов - необходимо ранжировать инвестиционные проекты с отказом или отсрочкой реализации экономически неэффективных.



94

• привлечь внешние инвестиции и передовые технологии,• развить более перспективные в новых условиях виды бизнеса,• обеспечить жесткий контроль затрат и результативности деятельности,• получить дополнительные гарантии сбыта продукции,• облегчить доступ к логистике и адаптацию к правилам внешних рынков.

предварительные оценки показывают принципиальную возможность компенсировать комплексом таких своевременно принятых мер нега-тивные последствия предстоящих трансформаций мировых энергетиче-ских рынков с возвращением экономики и энергетики россии к исходно-му сценарию развития.



95

приложения



96

ПРИложеНИяПриложение 1. Методология

Блок мировой энергетики модельно-информационного комплекса SCANER состоит из группы взаимосвязанных модулей, позволяющих проводить согласованный расчет показателей на базе методов оптими-зации, эконометрического анализа и балансового подхода.База для расчетов имеет высокую степень детализации: в ней выделены 12 стран снг, 37 стран европы, всего – до 192 узлов. мировой прогноз увязан с детальным прогнозом тэк россии, что позволяет оценивать риски и перспек-тивы функционирования российской энергетики в глобальном контексте.основой ретроспективной информации по большинству энергетических показателей являются данные мэа.спрос на первичную энергию, электроэнергию и жидкие топлива (не-фтепродукты и др.) рассчитывается на основе спрогнозированных по-казателей экономического развития (ввп) и демографии (рисунок п1). полученный спрос на электроэнергию передается в модуль электроге-нерации, где обеспечивается его удовлетворение по видам топлива с учетом эффективности использования энергоресурсов. результаты по-ступают в балансовый модуль, задача которого – найти рациональный вариант обеспечения имеющегося спроса энергоресурсами.на перспективы развития виэ (для генерации) и использования атомной энергии большое значение оказывает энергетическая политика, поэтому эти показатели рассчитываются в отдельных модулях с учетом структуры действующих, строящихся и планируемых мощностей, предпосылок об эко-номической эффективности и энергетической политике отдельных стран.основная цель всех ресурсных модулей – решение оптимизационной задачи минимизации суммарных издержек на удовлетворение спроса с учетом экономической целесообразности замещения альтернативными топливами. объемы и экономические параметры возможного замещения жидких и газовых видов топлива задаются ступенями по каждому узлу. для газа рассматривается конкуренция с углем, атомной энергетикой и виэ в электроэнергетике, для нефтяных видов топлива – с биотопливом, газом и углем (GTL, CNG, CTL) и электроэнергией (переход на электромобили).модель рынка жидких топлив по результатам оптимизации определя-ет, сколько по узлам нефтепродуктов и других альтернативных топлив будет востребовано, объемы задействованных мощностей добычи, транспорта, переработки, полные удельные затраты на удовлетворение спроса (балансовые цены). добыча показывается по типам нефти (тради-ционная, сланцевая и т.д.), нефтепродукты разбиты на 6 видов. в модели введены свыше 2000 маршрутов трубопроводным, железнодорожным и морским транспортом и данные по 872 нпз.газовый блок охватывает рынок всех газовых топлив. модель по результатам оптимизации определяет, сколько по узлам газа и других топлив будет вос-требовано, объемы добычи, загрузку транспортных мощностей, цены. в моде-ли введены 393 газотранспортных коридора, соединяющих узлы во всех ре-гионах мира, и 1916 маршрутов транспортировки спг морскими танкерами.Угольный блок охватывает рынок всех твердых топлив. модель определя-ет требуемые объемы производства топлива по узлам, цены и маршруты поставок.для крупных стран в ресурсных модулях выделяются несколько узлов.после определения объемов использования каждого вида топлива про-водится расчет выбросов со2.



97

Объе

мы ат

ома и

ВИЭ

в э

лектрогенерации

Анализ

действую

щих,

строящ

ихся

и планируемы

х мо

щностей п

о ВИ

Э,

эконом

ических

показателей,

энергополитик

Прогноз

потребления

ВИЭ

Поблочны

й анализ

энергоблоков

АЭС

(действующ

ие,

строящ

иеся

, планируемы

е),

анализ

энергополитик

Об

ъемы

использования

топлив

в электрогенерации

Прогноз с

проса н

а электроэнергию

Ретроспектива

населения

Демо

граф

ический

прогноз

Уточненный

спрос

Прогноз с

проса н

а неф

тепродукты

, газообразные

топлива, тверды

е топлива

Ретроспектива В

ВП,

энергопотребления

Прогноз


атом

ной

энергии

Прогноз


первичной

энергии и

спроса

на

жидкие

топлива

(неф

тепро-

дукты и д

р.)

Моду

ль Насел

ение

-ВВП

-энергоп

отребл

ение

-эле

ктро

потребле

ние-по

требле

ние ж

идких т

опли

в эконом

етрический

анализ

зависимо

стей

меж

ду на

селением

и ВВ

П, пр

огноз В

ВП;

анализ

эконом

етрической

зависимо

сти м

ежду

населением

, ВВП

и энергопотреблением

, прогноз

энергопотребления

эконом


анализ

зависимо

стей

меж

ду на

селением

, ВВП

и электропотреблением,

потреблением

жидких т

оплив (нефт

епродукты и д

р.)

анализ

изме

нений в

структуре с

проса н

а жидкие т

оплива

, изменений

по се

кторам


Бала

нсов

ый мо

дуль

фо

рмирование

баланса у

довлетворения с

проса э

нергоресурсами

анализ

трендов п

отребления

и конкуренции г

аза и

угля

расчет

выбросов

СО2

показатели

по России в

ериф

ицирую

тся с

результатами

работы

российских

моделей

Объе

мы добыч

и; итоговый

прогноз с

проса; цены

; торговля н

ефтью и н

ефтепродуктами

, газом

и углем;

потребность в

мощ

ностях

добыч

и, транспорта

, переработки

(НПЗ

); структура в

ыработки

электроэнергии

Ресурсны

е мод

ули:

неф

тяно

й (жид

кие т

опли

ва), газовы

й (га

зооб

разные т

опли

ва), угол

ьный

(тверды

е топ

лива

) Ре

шение о

птим

изационной

задачи

миним

изации

сумм

арны

х издерже

к на у

довлетворение с

проса с

учетом

эконом

ической ц

елесообразности з

амещ

ения

альтернативным

и топливами

Газовая м

одель у

читы

вает

также с

труктуру

и изме

нение м

еханизмо

в ценообразования

Не

фтяная

модель п

остроена

на ос

нове

оптим

изации

всей

цепочки п

оставок и

на ры

нке с

ырой

нефт

и и на

рынке

жидких

топлив

(неф

тепродукты

, биотоплива,

GTL,

CNG,

CTL

) Моду

ль эл

ектрогенерац

ии

эконом


анализ

и расчет

удовлетворения

спроса

на

электроэнергию

по ви

дам топлива с

учетом

эффе

ктивности и

спользования

энергоресурсов

в электроэнергетике

Атом

ный мо

дуль

Эконом


расчет

производства

/ потребления а

томн

ой

энергии с

учетом

эф

фективности

энергоблоков

Моду

ль ВИЭ

Эконом


расчет

производства

/ потребления В

ИЭ

Расчет

в каж

дом бло

ке

веде

тся по ст

рана

м

(узлам

). Ре

сурсны

е мод

ули им

еют бол

ее

подр

обну

ю

детал

изац

ию.

Рисуно

к – Метод

ология

расчетов.

Рису

нок

П1. –

Мет

одол

огия

рас

чето

в



98

Приложение 2. Региональные балансы

Рисунок П2. – динамика потребления и структура потребления первичной энергии в мире

160001800020000

млн т н.э.

32,2%5,6%2,3%

0,9%10,0%

2010 г.

60008000

1000012000140001600018000

32,2%

21,4%

27,6%

5,6%,

2010 г.

3,9%9,9%

02000400060008000

10000

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

26,6%

24,6%25,6%

6,6%2,9%

3,9%9,9%

2040 г.

02000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Нефть Газ Уголь Атомная энергия Гидроэнергия Другие ВИЭ Биоэнергия

24,6%25,6%

Рисунок П3. – динамика потребления и структура потребления первичной энергии в странах оэсР

6000


38,3%10,7%

2,1%4,7%

2010 г.

3000

4000

5000

600038,3%

23,6%

19,5%

10,7%

2010 г.

2 6% 5,3%8,9%

0

1000

2000

3000

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

30,2%

28,4%

14,3%

10,3%

2,6% 5,3%8,9%

2040 г.

02000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


28,4%

14,3%



99

Рисунок П4. – динамика потребления и структура потребления первичной энергии в странах не-оэсР

12000


27,4%1,7%

2,5% 14,1%

2010 г.

6000

8000

10000

12000

27,4%

19,7%33,8%

1,7%

2010 г.

3,2% 10,3%

0

2000

4000

6000

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

24,9%

22,7%31,0%

4,8%

3,0%3,2% 10,3%

2040 г.

02000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


22,7%31,0%

Рисунок П5. – динамика потребления и структура потребления первичной энергии в северной Америке

3000


38,6%

19,8%

9,0%

2,1%4,1%

2010 г.

1500

2000

2500

300038,6%

25,5%

19,8%

,

2010 г.

2,5%4,5% 8,7%

0

500

1000

1500

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

31,8%

29,2%

14,5%

8,8%

2,5%4,5% 8,7%

2040 г.

02000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


29,2%

14,5%



100

Рисунок П6. – динамика потребления и структура потребления первичной энергии в Южной и центральной Америке


18,9%

600

800

1000


45,9%

20,4%

4,0%

9,4%

18,9%

2010 г.

0

200

400

60020,4%

35,9%

2,2%

10,5%

2,4%

18,7%

2040 г.

0

200

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


25,7%4,5%2,2%

10,5% 2040 г.


Рисунок П7. – динамика потребления и структура потребления первичной энергии в европе


36,3%12,2%

2,7% 7,0%

1000

1500

2000

250036,3%

24,1%

16,3%

12,2%

7,0%

2010 г.

11 9%

0

500

1000

1500

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

24,1%

27,4%

28 7%11,4%

11,5%

3,2%5,8%

11,9%

2040 г.

02000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


28,7%11,4%

11,5% 2040 г.



101

Рисунок П8. – динамика потребления и структура потребления первичной энергии в сНг

1400


19,4%

18,2%

6,6%

2,0% 1,0%

2010 г.

600

800

1000

1200

1400

52,7%

18,2%

2010 г.

19,4%11,6%

2,2%2,7%

0

200

400

600

800

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

19,4%

51,8%

11,1%

11,6%

2,2%2,7%

2040 г.

02000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


51,8%

Рисунок П9. – динамика потребления и структура потребления первичной энергии в странах развитой Азии

9001000

млн т н.э.

40,6%

12,4%

1,2% 1,9%

2010 г

400500600700800900


40,6%

16,9%

26,3%

12,4%

2010 г.

3,4%

0100200300400500600 ,

29,7%

20,8%

14,1%

1,4% 6,5%

3,4%

2040 г.

0100

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


24,1%20,8%

2040 г.



102

Рисунок П10. – динамика потребления и структура потребления первичной энергии в странах развивающейся Азии

7000


23,8%2,1% 13,5%

4000

5000

6000

7000


23,8%

7,9%

50,9%

2,1% 13,5%

2010 г.

4,3% 8,2%

0

1000

2000

3000

400050,9%

22,3%

14,6%

43 1%

4,9%

2,7%4,3% 8,2%

2040 г.

0

1000

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


14,6%

43,1%

2040 г.

Рисунок П11. – динамика потребления и структура потребления первичной энергии в странах Ближнего востока


50 4%2010

600

800

1000


50,4%47,6% 2010 г.

2,3% 1,3%

0

200

400

600

42,9%

52,7%

2,3% 1,3%

2040 г.

02000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


52,7%2040 г.



103

Рисунок П12. – динамика потребления и структура потребления первичной энергии в Африке

1200

1400млн т н.э. 22,5%

47 4% 2010 г

600

800

1000

1200

1400млн т н.э. 22,5%

12,5%

15,7%

47,4% 2010 г.

0

200

400

600

800

23,4%

12,9%

24,1%2,4%

34,2%

2040 г.

0

200

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


12,9%

24,1%2,0%

2,4%



104

Приложение 3. сравнение с другими прогнозами

Рисунок П13. – сравнение с другими прогнозами первичного энергопотребления в 2030, 2035 и 2040 гг. по регионам

2 0004 0006 0008 000

10 00012 00014 00016 00018 00020 000

млн т н.э.

Африка



Не-ОЭСР Азии

ОЭСР Азии

02 000

ИНЭИ

-АЦП

201

3

МЭА

201

2 N

P

МЭА

201

2 CP

ВР 2

013

EIA

DO

E 20

11

ИНЭИ

-АЦП

201

3

МЭА

201

2 N

P

МЭА

201

2 CP

EIA

DO

E 20

11

ИНЭИ

-АЦП

201

3

Exxo

nMob

il 20

132010 2030 2035 2040

СНГ

Европа



Рисунок П14. – сравнение с другими прогнозами потребления энергии по видам топлива на 2030, 2035 и 2040 гг.

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

16 000

18 000

20 000

млн т н.э.

ВИЭ

Атом

Уголь

Газ

0

2 000

ИНЭИ

-АЦП

201

3

МЭА

201

2 N

P

МЭА

201

2 CP

ВР 2

013

EIA

DO

E 20

11

ИНЭИ

-АЦП

201

3

МЭА

201

2 N

P

МЭА

201

2 CP

EIA

DO

E 20

11

ИНЭИ

-АЦП

201

3

Exxo

nMob

il 20

13

2010 2030 2035 2040

Газ

Нефть



105

список литературы

[1] – макаров а.а., веселов Ф.в., елисеева о.а., кулагин в.а., малахов в.а., митрова т. а., Филиппов с.п. Scaner – модельно-информаци-онный комплекс // инэи ран 2011, с. 14-25

[2] – Grushevenko E., Grushevenko D. Unconventional Oil Potential Tends to Change the World Oil Market. CSCanada Energy Science and Technology. 2012. Vol.4, №1. P. 68-74

[3] – горячева а.о., грушевенко е.в., грушевенко д.а. – оценка влияния потенциальных шоков на мировой нефтяной рынок с использова-нием модели прогнозирования мирового рынка нефти // нефть газ и бизнес №6, 2013 (в печати)

[4] – макаров а. а., митрова т. а., кулагин в. а. долгосрочный прогноз развития энергетики мира и россии. // экономический журнал вШэ, № 2, 2012 г.

[5] – World Population Prospects, the 2010 Revision, UN Population Division

[6] – макаров а. а. мировая энергетика и евразийское энергетическое пространство. энергоатомиздат, москва, 1998.

[7] – макаров а. а.. энергетика: взаимосвязи и закономерности. энер-гия: экономика, техника, экология, № 5, 1986.

[8] – F. Schlachter, J. Scofield, J. Dawson Energy Future: Think Efficiency // American Physical Society, 2008, September, p. 44-45

[9] – грушевенко е.в., грушевенко д.а. нетрадиционная нефть: перспек-тивы и развитие. тэк. стратегии развития. 2012, №1,с. 58-63

[10] – Sieminski а. Outlook for shale gas and tight oil development in the U.S. FLAME Natural Gas & LNG Conference. Amsterdam. March 13, 2013.

[11] – International Energy agency World Energy Outlook 2012, Paris, 2012 // ISBN: 978-92-64-18084-0 p. 41

[12] – U.S. Energy Information Administration International Energy Outlook 2011 // Washington, DC, 2011

[13] – Leaver T. DME and the Role of Oil Price Benchmarks. Presentation at the DIFC Oil / Trade and Finance Conference. Dubai. March 28, 2011.

[14] – грушевенко е. в. разработка формулы ценового индикатора для моторных топлив на стадии перехода от контрактного к биржево-му рынку с учетом критериев качества нефтепродукта. нефть, газ и бизнес. 2012. №7, c.16-20

[15] – с. мельникова, а. горячева американский уголь почти засыпал «зеленую энергетику» европы. экологический вестник россии 2013 №04, с.18

[16] – World Survey of Energy Technologies, Bloomberg New Energy Finance 2012.

[17] – Makarov A., Makarov A. Laws of Power Industry Development: Elusory Essence. Thermal Engineering, Vol. 57, No 13, 2010.

[18] – Makarov A. A. Quality of Energy: Way to the Global Problems. CEES, Princenton University, Proceedings of Summer School, 1990.



106

[19] – под редакцией: макаров а. а., митрова т. а., кулагин в. а. авторы: мельникова с. и., сорокин с., горячева а., галкина а. а. «первые 5 лет «сланцевой революции» – что мы теперь знаем наверняка?» ISBN: 978-5-91438-011-0. Центр изучения мировых энергетических рынков инэи ран, ноябрь, 2012

[20] – под редакцией: макаров а. а., митрова т. а., кулагин в. а. авторы: грушевенко д.а., грушевенко е.в. нефть сланцевых плеев – новый вызов энергетическому рынку? // информационно-аналитический обзор. м.; инэи ран, 2012.

[21] – IGU UN ECE NGV June 2012 IGU Working Committee 5 – Utilisation Of Gas Study Group 5.3.



107

Институт энергетических исследований Российской Академии Наук (ИНэИ РАН) – ведущий российский независимый научно-исследова-тельский центр в области комплексных исследований энергетики.

институт был создан в 1985 г. для выполнения фундаментальных иссле-дований в рамках разработки и реализации энергетической политики страны. институт сочетает в себе преимущества академической науки – глубокую проработку задач и строгий методологический аппарат – с динамизмом и клиенто-ориентированным подходом.

за более чем 25 лет работы институт наработал обширный практиче-ский опыт, развил мощный математический инструментарий и накопил уникальные массивы данных по энергетике мира, стран снг, россии и ее регионов.

основная научная задача института – развитие теории и методологии системных исследований и прогнозирования развития энергетики. глав-ные объекты прикладных исследований – топливно-энергетический комплекс мира, страны и регионов, единая система газоснабжения и единая электроэнергетическая система страны (включая ядерную энер-гетику), нефтяная и угольная отрасли, научно-технический прогресс в энергетике россии, энергетика стран снг.

Аналитический центр при Правительстве РФ – многофункциональное экспертно-аналитическое учреждение, осуществляющее деятельность в сфере оперативной аналитики и перспективных научных исследова-ний, организующее тренинговые мероприятия по программно-целевому управлению.

Центр был создан в соответствии с постановлением правительства рФ от 20 декабря 2005 г. Целью его деятельности является предоставле-ние надежной и своевременной информации, обеспечивающей забла-говременное предупреждение правительства российской Федерации о существенных обстоятельствах, способствующих или препятствующих достижению окончательных результатов, определенных в качестве ос-новного направления в разрабатываемых и реализуемых государствен-ных программах и проектах по социально-экономическому развитию.

задачи аналитического центра – повышение качества данных, исполь-зуемых в целях анализа и прогноза социально-экономических явлений и процессов, управления государственными проектами и программами, а также расширение и углубление кооперации с экспертно-аналитиче-скими центрами, группами и отдельными специалистами в интересах развития базы внешней экспертизы. особое внимание уделяется со-трудничеству с регионами россии, международными организациями и научно-исследовательскими центрами по распространению лучшей практики оперативного и стратегического мониторинга социально-эко-номического развития.

авторские права и предупреждение об ограниченной ответственности

авторские права на все материалы, опубликованные в данном прогнозе, за исключени-ем особо оговоренных случаев, принадлежат инэи ран и аЦ. незаконное копирова-ние и распространение информации, защищенной авторским правом, преследуется по закону. все материалы, представленные в настоящем документе, носят исключительно информационный характер и являются исключительно частным суждением авторов и не могут рассматриваться как предложение или рекомендация к совершению ка-ких-либо действий. инэи ран и аЦ не несут ответственности за любые потери, убытки либо другие неблагоприятные последствия, произошедшие в результате использова-ния информации, содержащейся в настоящей публикации, за прямой или косвенный ущерб, наступивший вследствие использования данной информации, а также за до-стоверность информации, полученной из внешних источников. любое использование материалов публикации допускается только при оформлении надлежащей ссылки на данную публикацию.

© инэи ран, аЦ 2013. все права защищены.

ISBN 978-5-91438-012-7

прогноз развития энергетики мира и россии до 2040 года

Documents