Все, что сбылось и не сбылось

Прогнозы развития ТЭК России в Энергетических стратегиях РФ до 2020 г., до 2030 г., проекте ЭC до 2035 г. и экспертных оценках

ALL THAT’S TRUE AND NOT TRUE
Prognosis of the Russian fuel and energy complex in the Energy strategies of the Russian Federation up to 2020, to 2030, the draft ES up to 2035 and expert estimations

L. RUBAN, National Research University MPEI

Автором сделаны подробный анализ и сравнение Энергетических стратегий России на период до 2020 г. (далее – ЭС-20), до 2030 г. (далее – ЭС-30) и проекта до 2035 г. от 1 февраля 2017 г. (далее – ЭС-35) и проведено сопоставление прогнозов, cделанных в них, с реальными данными. Кроме того, автором приводятся мнения ряда экспертов и специалистов нефтегазового комплекса и полемика, имеющая место быть на крупнейших форумах ТЭК.

The author made a detailed analysis and comparison of Energy strategy of Russia for the period up to 2020 (ES-20), up to 2030 (ES-30) and a draft up to 2035, dated February 1, 2017 (hereinafter ES-35) and conducted a comparison of predictions made in them with real data. In addition, the author gives the opinions of several experts and specialists of oil and gas complex and the controversy, having a place to be in the major forums of TEK.

Рассмотрим и сравним Энергетические стратегии России на период до 2020 г. (далее – ЭС-20), до 2030 г. (далее – ЭС‑30) и проект до 2035 г. от 1 февраля 2017 г. (далее – ЭС-35), сопоставив прогнозы, cделанные в них, с реальными данными.

НА ПРОГНОЗНЫХ ОШИБКАХ УЧАТСЯ

Итак, в ЭС-20 были заложены два базовых варианта социально-экономического развития страны – умеренный и оптимистический, а также благоприятный как промежуточный между двумя базовыми, и критический вариант, который мог развиться при неблагоприятных внешних и внутренних условиях, низких мировых ценах на нефть и снижении спроса на российские сырьевые товары. Оптимистический и благоприятный варианты основывались на высоких (как оценивали их в тот период) мировых ценах на нефть марки Юралс до 30 долл. за барр. в 2020 г. и газ 138 долл. за 1000 м3 в 2020 г. В умеренный вариант были заложены стабильные мировые цены на нефть марки Юралс на уровне 18,5 долл. за барр. и средние контрактные цены на газ, не превышающие 118,5 долл. за 1000 м3.

Табл. 1. Соотношение прогнозной и реальной добычи УВ в России [3]


В ЭС-30 была сделана работа над прогнозными ошибками ЭС-20, во многом связанными с тем, что ни один российский или зарубежный эксперт даже не предполагал гигантского скачка цен на нефть, а затем о резкого их обвала. Рост мировых цен на нефть с 27 долл. США за барр. в 2000 г. до 94 долл. в 2008 г. дал почти 4-кратное превышение прогнозных оценок ЭС-20. В 2011 г. стоимость основного экспортного товара России – нефти на мировом рынке поднималась до 110 долл. за барр. [1]. В 2012 г. средняя цена марки Urals была порядка 90 долл., но в 2014 г. она опустилась до 50 долл. за барр., а в ноябре 2015 г. составляла 43 долл. и в декабре 2015 г. упала ниже 40 долл. за барр.
В проект ЭС-35 был заложен прогноз по уровню мировых цен на нефть марки Urals до 2020 г. в пределах от 40 до 50 – 65 долл. за барр. (в долларах США 2014 г.), с последующим ростом к 2035 г. до 80 – 100 долл. за барр. Однако, на наш взгляд, особого доверия этот прогноз не вызывает, так как в приложении не дается обоснования этих цифр и механизма расчета, к тому же сделавшие его эксперты неоднократно ошибались при подготовке прогнозов в ЭС-20 и ЭС-30.
В ЭС-20 было спрогнозировано увеличение добычи нефти: с 324 млн тонн в 2000 г. (379 млн тонн в 2002 г.) до 445 – 490 млн тонн в 2010 г. и до 450 – 520 млн тонн в 2020 г.
Увеличение добычи газа в ЭС-20 прогнозировалось в следующем объеме: с 584 млрд м3 в 2000 г. (595 млрд м3 в 2002 г.) до 635 – 665 млрд м3 в 2010 г. и до 680 – 730 млрд м3 в 2020 г. (табл. 1). Относительно добычи нефти в Российской Федерации в ЭС-20 указывалось, что в условиях оптимистического и благоприятного вариантов социально-экономического развития она может составить порядка 490 млн тонн в 2010 г. и возрасти до 520 млн тонн к 2020 г. (рис. 1). Оба этих прогноза (табл. 1) были превышены, и добыча жидких углеводородов нарастала и составила в 2010 г. 501,4 тонны.

По критическому прогнозу при цене нефти в 13 – 15 долл. за барр., прогнозировалось сокращение экспорта энергоресурсов на 10 – 15 %, но т.к. падения цены на нефть не произошло – этот прогноз не сбылся. В ЭС–20 предполагалось, что экспорт российской нефти может составить от 150 до 310 млн т в год, а газа – до 275 – 280 млрд м3 к 2020 г. против 185 млрд м3 в 2002 г. Этот прогноз не сбылся, так как фактический объем экспорта ТЭР за тот же период вырос в 1,6 раза при отклонении от прогнозов экспорта по ЭС–20 на 9,6 %.

При умеренном варианте социально-экономического развития страны добыча нефти в ЭС-20 прогнозировалась существенно ниже – до 450 млн тонн в 2020 г. При критическом варианте рост добычи нефти мог продолжаться лишь в ближайшие 1 – 2 года, а затем ожидалось падение добычи до 360 млн тонн к 2010 г. (этот прогноз также не реализовался) и до 315 млн тонн к 2020 г.
В проекте ЭС-35 в оптимистичном прогнозе добыча нефти с 2020 г. после роста по сравнению с 2015 г. практически остается без изменений до 2035 г., а в консервативном сценарии она довольно резко идет вниз (рис. 2).
На рис. 3 показана динамика добычи нефти с 2008 по 2030 гг. в разбивке по регионам (пессимистичный и оптимистичный сценарии) в ЭС-30.
Если мы соотнесем данные пессимистичного и оптимистичного прогнозов добычи нефти в ЭС–30 на 2013 – 2015 гг. с реальными результатами отрасли, то увидим, что средние показатели за 3 года (2013 – 2015 гг.) как в оптимистичном, так и в пессимистичном сценариях стратегии не совпадают с реальной добычей ни в 2013, ни в 2014, ни в 2015 гг., ни со средним показателем реальной добычи нефти за три года вместе по добыче на Дальнем Востоке и в Восточной Сибири. Зато реальные данные по добыче в остальной части России совпали как со средним показателем прогноза за 3 года, так и с пессимистичным и оптимистичным сценариями, тем более что разница между ними была обозначена всего в одну десятую (рис. 4).

Промах был допущен по перспективе американского направления экспорта российских УВ. Разработчики ЭС–20 не сомневались, что США могут стать долгосрочным рынком сбыта продукции российской нефтяной отрасли, а американский капитал – источником инвестиций в развитие отрасли и экспортных направлений транспортировки российской нефти, перспективным рынком сбыта энергетической продукции российской атомной промышленности, а в будущем – и сжиженного природного газа.


По газу в ЭС-20 при оптимистическом и благоприятном вариантах развития его добыча в России прогнозировалась примерно 645 – 665 млрд м3 в 2010 г. и до 710 – 730 млрд м3 к 2020 г. (рис. 4). При развитии событий по критическому варианту добыча газа в РФ согласно ЭС‑20 должна была начать сокращаться и стабилизироваться до 2010 г. на уровне 555 – 560 млрд м3 в год. И лишь во втором десятилетии ожидался рост добычи газа с достижением к 2020 г. уровня первой половины 90-х гг. (610 млрд м3). Как мы видим, все три прогнозных варианта по газу не реализовались: в 2008 г. добыча составила 663,6 млрд м3 и резко превышала прогноз – 638 млрд м3. Затем последовал кризис 2009 г. и добыча упала до 556,1 млрд м3 и восстановилась только к 2010 г. в объеме 623,2 млрд м3 вместо прогнозной 635 – 665 млрд м3, но значительно превышала прогноз по критическому варианту развития (555 – 560 млрд м3). Следует отметить, что в 2011 г. добыча газа в РФ выросла на 3,3 % и достигла рекордного для постсоветского периода уровня 687,5 млрд м3. В проекте ЭС-35 дается прогноз умеренного роста добычи как в оптимистическом, так и в консервативном сценариях. На рис. 5 показана добыча газа с 2015 по 2035 гг., данная в прогнозе проекта ЭС-35.

ЗАВЫШЕННЫЕ ОЖИДАНИЯ

В ЭС-20 указывалось, что на весь период до 2020 г. главными районами прироста УВ-сырья будут Западно-Сибирская, Лено-Тунгусская и Тимано-Печорская нефтегазоносные провинции, а поиск, разведка и освоение нефтяных и газовых месторождений на шельфе арктических, дальневосточных и южных морей станет одним из наиболее перспективных направлений развития сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности России. В ЭС-20 указывалось, что другим крупным районом газодобычи в 2010 – 2020 гг. станет Восточная Сибирь, где, а также в районах Дальнего Востока, добыча газа будет развиваться на базе освоения Ковыктинского газоконденсатного месторождения в Иркутской области, Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения в Республике Саха (Якутия), месторождений углеводородов в Красноярском крае, а также шельфовых месторождений на Сахалине.
Прогноз ЭС-20 о том, что при благоприятном и умеренном вариантах развития экономики будут сформированы новые центры нефтяной промышленности в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия), на шельфе острова Сахалин, в Баренцевом море, российском секторе Каспийского моря и увеличится добыча нефти в Тимано-Печорской провинции, успешно реализовался. В ЭС-20 отмечалось, что при благоприятных условиях ежегодная добыча газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке может увеличиться до 50 млрд м3 к 2010 г. и до 110 млрд м3 к 2020 г. При умеренном и критическом вариантах добыча газа прогнозировалась в объеме примерно 25 – 30 млрд м3 в 2010 г. и 55 – 95 млрд м3 в 2020 г. Во всех стратегиях в прогнозе добычи газа в регионах России – и в пессимистичном и в оптимистичном сценариях – особо были выделены дальневосточные, восточносибирские и  западносибирские регионы.
В отличие от прогнозов по нефти консервативный прогноз добычи газа был более осторожным и получился с небольшой погрешностью (рис. 6). Так, среднегодовые показатели по годовой добыче газа на морских месторождениях восточного шельфа составляют 30 млрд м3 в пессимистичном сценарии и отличаются от реальных данных (27,6 – 28 млрд м3) не намного. Погрешность в оптимистичном сценарии (40 млрд м3) значительно больше.

ЭС–30, так же как и ЭС–20, не лишена огрехов. В ней указывается, что Россия играет важную роль в обеспечении поставок центральноазиатского газа в Европу и страны СНГ. Однако в марте 2013 г. Россия перестала принимать в свою систему туркменский газ и поставлять его на экспорт.

Соотношение консервативного прогноза добычи газа на восточных сухопутных месторождениях (13 – 14 млрд м3 в год) в ЭС-30 на (2013 – 2015 гг.) вполне коррелируется с реальными средними результатами отрасли в 12 млрд м3 в год, но средние показатели за три года 2013 – 2015 гг. в оптимистичном сценарии завышены и составляют 20 млрд м3 в год. Прогнозы по добыче в Западной Сибири слишком завышены: в пессимистичном прогнозе средний показатель составляет 640 млрд м3, а в оптимистичном – 690 млрд м3 против реального среднего показателя в 556 млрд м3. Следует отметить, что согласно ЭС-30, к 2030 г. объем добычи газа в восточных регионах РФ должен достичь уровня 16 % от общероссийского объема добычи газа, а объем добычи нефти – 20 % общероссийского объема. Кроме того, в ЭС‑30 указывалось, что экспорт через Дальний Восток будет основным источником роста доходов РФ до 2030 г.
В ЭС-30 предусматривалось увеличение доли восточного направления в структуре экспорта жидких УВ с 8 % до 22 – 25 % к концу третьего этапа реализации Стратегии. Вместе с тем предполагалось, что объемы экспорта нефти и нефтепродуктов в абсолютном исчислении будут оставаться стабильными на всем протяжении действия ЭС-30, испытывая незначительные колебания. Ежегодные уровни экспорта жидких углеводородов определялись в диапазоне 315 – 330 млн тонн. В ЭС-30 также было прописано, что перспективная региональная структура добычи газа к 2030 г. будет определяться: в европейской части РФ за счет освоения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и шельфовых месторождений (прежде всего Штокмановского) и планируется довести добычу газа до 131 – 137 млрд м3 (против 46 млрд м3 в 2005 г.); в Западной Сибири добыча газа ожидалась на уровне 608 – 637 млрд м3 за счет освоения Ямала и акваторий Обской и Тазовской губ, призванных компенсировать выпадающие объемы добычи «старых» месторождений (Уренгойского, Медвежьего, Вынгапуровского и Ямбургского); в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке добыча газа должна вырасти до 132 – 152 млрд м3.
Констатируя реалистичность прогнозов освоения основных месторождений, кроме Штокмана, следует отметить, что освоение данного месторождения отложено на неопределенный срок, хотя в ЭС-30 на втором этапе планировался ввод его в эксплуатацию.
По СПГ в ЭС-20 указывалось, что во второй половине прогнозируемого периода возможен выход России на мировой рынок сжиженного природного газа. Этот прогноз реализовался с опережением: в первом квартале 2009 г.: на Сахалине заработал завод по сжижению газа, а РФ в 2009 г. заняла 11-ю позицию по экспорту СПГ за рубеж и уже в 2010 г. обеспечивала 5 % мировых поставок СПГ. Однако в ЭС-30 в прогнозе относительно СПГ вновь был допущен просчет относительно направления экспорта, а именно снова был сделан акцент на американском направлении. В Стратегии говорится, что сочетание поставок СПГ с хорошо развитой газотранспортной инфраструктурой даст мощный импульс для повышения эффективности экспорта газа с одновременной диверсификацией рынков сбыта и позволит выйти на совершенно новые для РФ рынки, в частно­сти США и стран АТР. Отметим, что если относительно АТР это реализуется, то относительно США такая возможность закрылась с успешной разработкой американцами сланцевого газа.

По Азиатско–Тихоокеанскому направлению экспорта прогноз
ЭС–20 и ЭС–30 был более реалистичен. В нем указывалось, что основными партнерами в экономическом сотрудничестве со странами АТР и Южной Азии останутся Китай, Республика Корея, Япония, Индия – перспективные рынки сбыта газа, нефти, электроэнергии, атомных технологий и продукции ядерно–топливного цикла.


В ЭС-20 прогнозировалось увеличение экспорта топлива и электроэнергии (относительно уровня 2002 г.) на 23 – 25 % к 2010 г. и 25 – 30 % к 2020 г. (рис. 7) и указывалось, что при росте цен до 30 долл. за барр. экономически эффективный рост экспорта всех видов энергии из РФ будет соответственно 30 – 35% и 45 – 50%. По критическому прогнозу при цене нефти в 13 – 15 долл. за барр., прогнозировалось сокращение экспорта энергоресурсов на 10 – 15 %, но т.к. падения цены на нефть не произошло – этот прогноз не сбылся. В ЭС-20 предполагалось, что экспорт российской нефти может составить от 150 до 310 млн т в год, а газа – до 275 – 280 млрд м3 к 2020 г. против 185 млрд м3 в 2002 г. Этот прогноз не сбылся, так как фактический объем экспорта ТЭР за тот же период вырос при отклонении от прогнозов экспорта по ЭС-20 на 9,6 %.
В проекте ЭС-35 был дан прогноз по замедлению экспорта нефти в 2020 г., а затем в зависимости от сценариев: по оптимистическому предполагался незначительной рост экспорта до 2035 г. – на 3 – 25 %, по консервативному – его значительное и последовательное снижение с 2020 к 2035 гг. (рис. 8).
Интересно отметить, что в проекте ЭС-35 указывается, что в период до 2020 г. ожидается рост экспорта нефти, а в дальнейшем в зависимости от мировой конъюнктуры возможны как его стабилизация, так и снижение. Этот прогноз напоминает скорее гадание: то есть если экспорт не увеличится, то, значит, сократится.

ЭКСПОРТ СЫРЬЯ –

ГЛАВНАЯ СТАТЬЯ ДОХОДОВ

В ЭС-20 указывалось, что экспорт российских неф­тепродуктов в рассматриваемой перспективе будет снижаться и к 2020 г. может составить от 30 до 50 млн   тонн против 75 млн тонн в 2002 г. По направлениям в ЭС-20 ожидалось увеличение российского экспорта, прежде всего нефти и газа в страны СНГ в связи с необходимостью загрузки приобретенных российскими компаниями нефтеперерабатывающих заводов в этих странах. По европейскому направлению экспорта нефти и газа в 2020 г., соответственно, прогнозировались 150 – 160 млн тонн и 160 – 165 млрд м3.
Относительно европейского экспорта оценка прогноза ЭС-35 более реалистична, хотя и расплывчата. В нем указывается, что энергопотребление на ключевом для России европейском рынке за счет повышения энергоэффективности стабилизируется или даже несколько снизится, однако в силу падения собственной добычи европейские страны вынуждены будут наращивать импорт ископаемого топлива. При этом они будут прилагать все усилия для диверсификации источников поставок и увеличения доли возобновляемых источников энергии в энергобалансе.

В прогнозе в проекте ЭС–35 указывается относительно экспорта природного газа, что Россия имеет возможности как минимум сохранить свои позиции на европейском рынке и значительно расширить свое присутствие на газовых рынках стран АТР за счет роста поставок как сетевого, так и сжиженного природного газа. Но сетевой газ на рынки АТР из РФ не поставляется из–за отсутствия коммуникаций. Начало прокачки газа по «Силе Сибири» планируется в 2019 г., а выход на полную мощность 38 трлн м3“– в 2024 г.


Другой промах был допущен по перспективе американского направления экспорта российских УВ. Разработчики ЭС-20 не сомневались, что США могут стать долгосрочным рынком сбыта продукции российской нефтяной отрасли, а американский капитал – источником инвестиций в развитие отрасли и экспортных направлений транспортировки российской нефти, перспективным рынком сбыта энергетической продукции российской атомной промышленности, а в будущем – и  сжиженного природного газа.
Но ЭС-30, так же как и ЭС-20, не лишена огрехов. В ней указывается, что Россия играет важную роль в обеспечении поставок центральноазиатского газа в  Европу и страны СНГ. Однако в марте 2013 г. Россия перестала принимать в свою систему туркменский газ и поставлять его на экспорт. Ситуация с поступлением туркменского, узбекского и казахстанского газа представлена в табл. 3.
Кроме того, странно, что прогноз по восточному экспорту российского газа в 2015 г. не совпал с реальными цифрами, так как в отсутствие трубы для транспортировки сетевого газа возможны только танкерные поставки сжиженного природного газа. И здесь не нужно гадать, ведь завод по производству сжиженного природного газа (СПГ) в 2015 г., как и в настоящий момент, был в России только один – на Сахалине с проектной мощностью в 9,6 млн тонн в год и практическим выходом в 2015 г. на 10,8 млн тонн.
По Азиатско-Тихоокеанскому направлению экспорта прогноз ЭС-20 и ЭС-30 был более реалистичен. В нем указывалось, что основными партнерами в экономическом сотрудничестве со странами АТР и Южной Азии останутся Китай, Республика Корея, Япония, Индия – перспективные рынки сбыта газа, нефти, электроэнергии, атомных технологий и продукции ядерно-топливного цикла. Предрекалось, что доля стран АТР в экспорте российской нефти возрастет с 3 до 30 % в 2020 г., а природного газа – до 15 %.
В ЭС-30 г. указывалось, что восточные регионы РФ станут заметным источником роста экспорта углеводородного сырья. Четверть экспортируемого российского газа (до 75 млрд м3 в год) будет добываться в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. По прогнозам стратегии, экспорт российской нефти к 2030 г. достигнет 1,2 млн барр/cут и большая его часть будет перекачиваться по ВСТО.
В прогнозе проекта ЭС-35 указывается относительно экспорта природного газа, что Россия имеет возможности как минимум сохранить свои позиции на европейском рынке и значительно расширить свое присутствие на газовых рынках стран АТР за счет роста поставок как сетевого, так и сжиженного природного газа (СПГ). Но сетевой газ на рынки АТР из РФ не поставляется из-за отсутствия коммуникаций. Начало прокачки газа по «Силе Сибири» планируется в 2019 г., а выход на полную мощность 38 трлн м3 – в 2024 г.
В проекте ЭС-35, и в оптимистическом, и в консервативном сценарии, прогнозируется рост экспорта газа до 2025 г., затем по оптимистическому сценарию продолжается его незначительный рост, а по консервативному – идет незначительное снижение с 2025 по 2035 гг. (рис. 10).
Во всех энергетических стратегиях России одной из задач внешнеэнергетической деятельности РФ определялась интеграция в мировое энергетическое пространство. В ЭС-20 отмечалось, что формы сотрудничества с европейскими партнерами будут включать реализацию совместных инвестиционных проектов, в первую очередь энерготранспортных, широкое вовлечение европейских инвесторов в проекты развития нефтегазодобычи на территории России. Оптимистический вариант характеризовался прогнозом на благоприятное развитие торгово-экономического и политического сотрудничества с зарубежными партнерами, включая процессы интеграции и вступления в  ВТО при благоприятных для России условиях, решение транзитно-транспортных проблем.

На наш взгляд, отсутствие зависимости от крупных внешних инвестиций явилось стабилизирующим фактором для развития энергетических отраслей в условиях антироссийских санкций ЕС и США, ударивших, прежде всего, по долгосрочному кредитованию.

Прогнозировалось, что получит развитие конструктивный диалог в области энергетики со странами Европы, остающимися на сегодняшний день основными потребителями российских топливно-энергетических ресурсов, а на втором этапе реализации государственной энергетической политики должна возникнуть качественно иная ситуация развития энергетики, характеризующаяся стабильными и благоприятными условиями для реализации коммерческих инициатив участников энергетического рынка. И российский экспорт нефти и газа в эту группу стран сможет составить в 2020 г., соответственно, 150 – 160 млн т и 160 – 165 млрд м3.
Однако, как мы можем судить на данный момент, благоприятной ситуации не сложилось. Страны Европы активно стремились и стремятся диверсифицировать энергетические поставки из РФ, пересматривают через международные суды и арбитражи цены по долгосрочным контрактам по поставкам российского газа в сторону их снижения, через Третий энергопакет оказывают сопротивление прокладке новых транспортных коммуникаций Газпрома (пример «Южного потока» и коллизий вокруг «Северного потока-2»). В ЭС-30 было обозначено, что одним из главных принципов при этом будет сохранение стабильных отношений с традиционными потребителями российских энергоресурсов (на наш взгляд, было бы реалистичнее сформулировать – возвращение к стабильности, причем в перспективе) и формирование столь же устойчивых отношений на новых энергетических рынках.

ЭКСПЕРТ О ВОСТОЧНОМ ВЕКТОРЕ РОССИЙСКОГО ТЭК

Интересно привести исследование профессора из Оксфордского университета Хендерсона Дж., который задался вопросом: «В какой степени возможно удовлетворить растущий спрос на азиатских рынках российским УВ-экспортом?» Он предпринял анализ потребности азиатского рынка в нефти, сделав расчеты общей потребности стран АТР в УВ, – отмечал, что в ближайшие 25 лет потребность рынка Азии в импорте нефти удвоится, а РФ расположена крайне выгодно, чтобы предложить альтернативные Ближнему Востоку поставки. Он указывал, что благодаря проектам разработки морских месторождений Россия вышла на азиатские рынки нефти (рис. 11).
С запуском ВСТО в 2009 г. акцент вновь переместился вглубь континента, тем не менее, морские месторождения способны давать заметный объем без жесткой привязки к направлению экспорта (рис. 12). Однако Хендерсон указывал на сложности экспорта российской нефти на Восток, а именно что споры с Китаем относительно цены на смесь ВСТО еще раз показали, насколько важно странам-экспортерам обладать гибкостью в вопросах выбора импортера.

Переходя к анализу возможностей и рисков экспорта газа для экспортеров, он констатировал, опираясь на базовый сценарий по оценке IEA относительно спроса на российский газ на Востоке и на Западе, что в газовой отрасли отсутствие уверенности в спросе заставляет искать варианты диверсификации рынков сбыта.
Рассматривая приведенный Хендриксоном прогноз на период с 2010 (базовый период) по 2030 г., следует акцентировать внимание на том, что американцы заложили в нем довольно высокий процент потерь для российского газа в объеме около 30 млрд м3, а так как в Китай трубы пока нет и, следовательно, нет экспорта сетевого газа, а при танкерной транспортировке СПГ газовозами потери практически исключены, то, следовательно, американские эксперты связывают потери российского газового экспорта с европейским направлением, то есть с конфликтной ситуацией в отношениях Украины и России в сфере транзита российского газа на Запад. Предвидеть санкции против РФ со стороны ЕС и США эксперты просто не могли ни в 2010 г., ни в 2012 г.
Каков прогноз американских экспертов из IEA по добыче российского газа? Оценить их прозорливость мы можем пока только по сделанному ими прогнозу добычи на 2015 г., а именно – около 690 млрд м3, что превысило реальную добычу – 633 млрд м3 (рис. 13).


Следует отметить, что при анализе оценки спроса на российский газ эксперты отмечали, что она зависит от множества трудно предсказуемых переменных, а именно: от развития возобновляемой энергетики и динамики экономического роста в Европе, сроков заключения экспортного контракта РФ с КНР, ценообразования экспортных контрактов, развития добычи сланцевого газа и других нетрадиционных энергоресурсов, особенно в США и Канаде, и внедрения мер энергосбережения в России (вызванных повышением внутренних цен на газ).

Cпоры с Китаем относительно цены на смесь ВСТО еще раз показали, насколько важно странам–экспортерам обладать гибкостью в вопросах выбора импортера.

Анализируя ситуацию в данной сфере, Хендерсон, указывает, что, учитывая неопределенность баланса спроса и предложения на китайском рынке, газ с морских месторождений России может стать хорошим рычагом на переговорах с КНР и решением проблемы наличия товара в краткосрочной перспективе. По мнению Хендерсона, морские запасы газа дают Газпрому важный рычаг на переговорах с Китаем – эти запасы имеют гибкий коммерческий потенциал в плане рынков сбыта, и они точно не «подвешены», как континентальные запасы российского газа в восточных регионах.
Каковы же взгляды представителей России и Китая на газовую проблему и ее решение?
Хендерсон считает, что:
• России Китай видится растущим рынком сбыта газа, который крайне нуждается в новых источниках поставок;
• Китаю же континентальные запасы российского газа в восточных регионах видятся «подвешенными», и единственный коммерчески оправданный рынок сбыта для них, как это видится КНР, – это Китай;
• Кроме того, Китай видит потенциал в развитии собственной добычи, импорта из нескольких диверсифицированных источников и в продолжении использования угля (если импортный газ станет слишком дорогим). КНР не выгоден сценарий, когда российский газ идет на Запад КНР, где он будет напрямую конкурировать с импортом из Центральной Азии за мощности по прокачке в трубопроводах коридора «Восток-Запад».
В то же время Хендерон еще в 2012 г. уточнял, что в КНР разработана многовекторная стратегия поставок, призванная снизить потенциальную зависимость страны от России. Китай имеет устоявшийся импорт газа из Средней Азии, а также СПГ танкерами. К 2013 г., с открытием трубопровода из Мьянмы, также собственная добыча природного газа и газа нетрадиционных запасов в КНР может быть значительно увеличена.
Кроме того, Хендерсон в 2012 г. высказал точку зрения, что Россия рискует потерять выгодное положение в торговле с Китаем после 2020 г., если в ближайшем будущем не будут завершены переговоры о строительстве газопровода. Относительно СПГ он указывал, что сжиженный газ с морских российских месторождений может в краткосрочной и среднесрочной перспективе стать мостиком на пути к более долгосрочным отношениям России с Китаем и АТР в целом. И эксперт задается вопросом: «Каков экспортный потенциал российского газа в Восточном направлении?» (рис. 15).
Хендерсон сделал прогноз, что Россия, где основным игроком на рынке газа является Газпром, к 2030 г. сможет экспортировать в Азию свыше 100 млрд м3. Сюда он включил поставки по газопроводу и СПГ, что дает возможность диверсифицировать рынки сбыта и обеспечить надежность поставок. Но Хендерсон предупреждал, что Газпрому, вероятно, придется забыть о концепции паритета экспортного нетбэка для европейских поставок, если РФ действительно хочет заключить контракт с КНР в ближайшие год-два. Он считал, что российские проекты экспорта СПГ через восточные рубежи уже стали катализатором всей стратегии развития этих регионов страны. Хендерсон предположил, что поставки российского СПГ в Азию могут быть конкурентоспособны по стоимости, но время играет против них, т.е. экспортное окно сравнительно невелико, и окно сбыта СПГ в Азию закроется в 2016/2017 гг. В то же время стоимость реализации проектов поставки СПГ, особенно из Австралии, растет. В результате создаются условия для того, чтобы российский СПГ был конкурентоспособен по цене.


Выводы, которые сделал профессор Хендерсон, таковы:
• Восточно-ориентированные запасы РФ приобретают все большее значение в условиях роста спроса на УВ-сырье в АТР, особенно со стороны Китая.
• В нефтяном секторе во главу угла поставлено дальнейшее развитие восточно-сибирских месторождений с поставками через ВСТО.
• Перспективы роста Газпрома могут зависеть от успешной разработки его ресурсной базы на Востоке страны. Большая часть запасов природного газа сосредоточена в континентальных месторождениях, соответственно, и большая часть экспорта будет осуществляться за счет этих запасов.
• В то же время, в краткосрочной перспективе, рост потенциального спроса будет зависеть от поставок СПГ, причем временные рамки сильно ограничены, но СПГ-проекты России для поставок на Восток, особенно вблизи Сахалинских месторождений, дают Газпрому возможность конкурировать по цене с другими поставщиками.

О ПРОГНОЗНОМ БАЛАНСЕ ЗАМОЛВИТЕ СЛОВО

Ну, а мы вернемся к ЭС-20 и в ЭС-30 и перейдем к рассмотрению прогнозного топливно-энергетического баланса России на период до 2030 г., который предусматривал:
– снижение доли газа в потреблении первичных топливно-энергетических ресурсов с 52 % в 2005 г. до 46 – 47 % к 2030 г.;
– увеличение доли нетопливных источников энергии в потреблении первичных топливно-энергетических ресурсов с 11 % до 13 – 14 % к 2030 г.;
– масштабное снижение удельной энергоемкости экономики и энергетики (в 2,1 – 2,3 раза) при незначительном росте внутреннего потребления (в 1,4 – 1,6 раза), экспорта (в 1,1 – 1,2 раза) и производства энергоресурсов (в 1,3 – 1,4 раза) (рис. 16, 17).
В ЭС-20 большое внимание было уделено Восточно-Сибирскому направлению в связи с на необходимостью формирования в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) новых центров добычи нефти и выхода России на энергетический рынок АТР, что определяло необходимость создания нефтепроводной системы в восточном направлении (на тот период было определено направление Ангарск-Находка мощностью до 80 млн т в год) с ответвлением на Китай (г. Дацин). Затем направление транспортировки было изменено на Тайшет – Сковородино (1-й этап) и Сковородино – Козьмино (2-й этап) и появилось ответвление на Дацин от Сковородино.
По Дальневосточному направлению в ЭС-20 указывалось, что требуется создание оптимальной транспортной инфраструктуры, отвечающей требованиям рационального пользования недрами, в том числе в рамках проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2», с учетом перспектив освоения нефтегазовых ресурсов в районе острова Сахалин. Реализация проектов реконструкции и развития трубопроводных систем для транспортировки нефти и нефтепродуктов требовала существенных объемов инвестиций, источниками которых были обозначены собственные средства ОАО «АК «Транснефть» и «АК «Транснефтепродукт» и средства инвесторов, с обеспечением путем установления регулируемых цен (тарифов) экономически обоснованной доходности инвестируемого капитала
В ЭС-30, так же как и в ЭС-20, предусматривалось увеличение доли восточного направления в структуре экспорта жидких углеводородов с 8 % до 22 – 25 % к концу третьего этапа реализации данной Стратегии. Колебания ежегодного уровня экспорта жидких углеводородов были обозначены в диапазоне 315 – 330 млн т.

Американские эксперты связывают потери российского газового экспорта с европейским направлением, то есть с конфликтной ситуацией в отношениях Украины и России в сфере транзита российского газа на Запад. Предвидеть санкции против РФ со стороны ЕС и США эксперты просто не могли ни в 2010 г., ни в 2012 г.

Большое внимание в ЭС-20 уделялось характеристике Топливно-энергетического комплекса России и указывалось, что в 2003 г. ТЭК обеспечивал около 1/4 производства валового внутреннего продукта, 1/3 объема промышленного производства и доходов консолидированного бюджета России, примерно половину доходов федерального бюджета и валютных поступлений (и, как следствие, отмечалась высокая зависимость доходов государства от экспорта нефтегазового сектора, от состояния и конъюнктуры мирового энергетического рынка) и наблюдалась тенденция к дальнейшему повышению доли нефти и газа в структуре российского экспорта.
В ЭС-20 отмечалось, что при высоком инвестиционном потенциале отраслей ТЭК приток в 2003 г. в них внешних инвестиций составлял менее 13 % общего объема финансирования капитальных вложений. При этом 95 % указанных инвестиций приходились на нефтяную отрасль. В газовой промышленности и в электроэнергетике не было создано условий для необходимого инвестиционного задела, в результате чего эти отрасли, как указывалось в ЭС-20, могли стать тормозом начавшегося экономического роста. Оптимистический вариант ЭС-20 предсказывал рост ВВП к 2020 г. в 3,3 раза к уровню 2000 г., увеличение объема инвестиций в основной капитал за рассматриваемый период в 7 раз.
На наш взгляд, отсутствие зависимости от крупных внешних инвестиций явилось стабилизирующим фактором для развития этих отраслей в условиях антироссийских санкций ЕС и США, ударивших, прежде всего, по долгосрочному кредитованию. В проекте ЭС-35 отмечен долговременный характер введенных рядом стран в 2014 г. ограничений доступа российских энергетических компаний к мировому рынку капитала, определенным технологиям и оборудованию;
В критическом варианте развития предполагалась интенсивная реализация экономических реформ в неблагоприятных внешних условиях, а темпы роста экономики в долгосрочной перспективе в целом прогнозировались до предела низкими (2,5 – 3 %). Однако действительность превзошла все ожидания экспертов (табл. 3). Если в 2008 г. рост ВВП составил 5,25 %, то затем последовал провал – –7,8 %, а после подъема 2010 г. – 4,5 пошло медленное снижение, ознаменовавшееся новым провалом в 2015 г. – – 3,8 %.

В БУДУЩЕЕ – С УМЕРЕННЫМ ОПТИМИЗМОМ

В проекте ЭС-35 высказано предположение о более высоких темпах роста ВВП РФ, чем приняты для расчета прогнозного ТЭБ в оптимистическом сценарии (выше 3 %), что должно повысить вероятность приближения значений параметров ТЭК к верхнему, оптимистическому уровню. Однако, на наш взгляд, исходя из характеристики текущего момента (2017 г.), данный прогноз звучит нереалистично.
В ЭС-20 моментом окончания первого этапа реализации государственной энергетической политики были обозначены 2009 – 2010 гг., а на втором этапе реализации государственной энергетической политики прогнозировалась качественно иная ситуация развития энергетики, характеризующаяся стабильными и благоприятными условиями для реализации коммерческих инициатив участников энергетического рынка, и предусматривалось формирование качественно нового топливно-энергетического комплекса страны. Однако в настоящий момент (2017 г.) такая ситуация очень далека от реализации.


По умеренному варианту ЭС-20 к 2020 г. доля ТЭК в промышленности России должна составить 19,2 %, а по благоприятному варианту – 18,7 %. В проекте ЭС-35 четко указано, что доля ТЭК в инвестициях в основной капитал составляет около одной трети, в структуре доходов федерального бюджета – около половины, а в российском экспорте (в стоимостном выражении) – более половины. В проекте высказывается уверенность, что Россия в предстоящие 20 лет сохранит за собой место в тройке мировых лидеров по производству и продаже энергоресурсов.

В проекте ЭС–35 четко указано, что доля ТЭК в инвестициях в основной капитал составляет около одной трети, в структуре доходов федерального бюджета – около половины, а в российском экспорте (в стоимостном выражении) – более половины. В проекте высказывается уверенность, что Россия в предстоящие 20 лет сохранит за собой место в тройке мировых лидеров по производству и продаже энергоресурсов.

Литература

1. Мировые рынки-2012. Ожидания // Бурение и нефть. 2012. № 2. С. 15.
2. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года. Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации № 1234-р от 28 августа 2003 г. [Электронный ресурс]. URL: http://www.minprom.gov.ru/docs/strateg/1 (дата обращения: 01.06.2017).
3. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации № 1715-р от 13 ноября 2009 г. [Электронный ресурс]. URL: https://minenergo.gov.ru/node/1026 (дата обращения: 15.05.2017).
4. Проект Энергетической стратегии России на период до 2035 года [Электронный ресурс]. URL: https://minenergo.gov.ru/node/1920 (дата обращения: 10.09.2017).
5. Хендерсон Дж. Россия: внимание на Восток // Материалы международной конференции «Energy Exchange». Март 2012. С. 3.
6. Газпром разорвал контакт с Туркменистаном // Нефтегазовая вертикаль [Электронный ресурс]. URL: http://www.ngv.ru/news/gasprom_razorval_kontrakt_s_turkmengazom (дата обращения: 10.09.2017).
7.“[Электронный ресурс]. http://investorshool.ru/vvp_rossii-po-gogam (дата обращения: 06.08.2017).

References

1. Global markets-2012. Expectations // Drilling and oil. 2012. No. 2. P. 15.
2. The energy strategy of Russia for the period up to 2020. Approved by the decree of the Government of the Russian Federation No. 1234-R dd. August 28, 2003 [Electronic resource]. URL: http://www.minprom.gov.ru/docs/strateg/1 (accessed: 01.06.2017).
3. The energy strategy of Russia for the period up to 2030. Approved by the decree of the Government of the Russian Federation No. 1715-R dd. 13 November 2009 [Electronic resource]. URL: https://minenergo.gov.ru/node/1026 (accessed: 15.05.2017).
4. The draft energy strategy of Russia for the period up to 2035 [Electronic resource]. URL: https://minenergo.gov.ru/node/1920 (accessed: 10.09.2017).
5. Henderson George. Russia: note on East // proceedings of the international conference «Energy Exchange». March 2012. P. 3.
6. Gazprom are cancelled the contact with the Turkmenistan // Neftegazovaya Vertikal [Electronic resource]. URL: http://www.ngv.ru/news/gasprom_razorval_kontrakt_s_turkmengazom (accessed: 10.09.2017).
7. [Electronic resource]. http://investorshool.ru/vvp_rossii-po-gogam (accessed: 06.08.2017).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Рубан Л.С.

    Рубан Л.С.

    д.с.н, профессор, руководитель международного проекта «Диалоговое партнерство как фактор стабильности и интеграции»

    Институт энергетических исследований РАН

    Просмотров статьи: 67

    Rambler's Top100

    admin@burneft.ru