Текст книги "Проблемные регионы ресурсного типа. Азиатская часть России"

9.5.1. Емкость рынка нефти

Среди стран Северо-Восточной Азии только Китай ведет крупномасштабную добычу нефти, однако у него нет существенных резервов для наращивания нефтедобычи, и он не в состоянии удовлетворить растущую потребность внутреннего рынка в нефти за счет собственных ресурсов. В 1996 г. Китай стал нетто-импортером нефти. В связи с постоянно увеличивающейся зависимостью от импортируемой нефти Китай проявляет большую активность в поисках надежного источника снабжения нефтью. Он активно участвует в совместных проектах по добыче нефти и получения на условиях СРП 50 млн т в 2010 г. – в основном из Казахстана, России и стран Ближнего Востока.

Таблица 9.7 Баланс добычи и потребления нефти в странах Северо-Восточной Азии, млн т/год

В настоящее время экономика Японии и Республики Корея практически полностью ориентирована на привозную нефть. Имеющиеся прогнозы показывают, что потребность стран Северо-Восточной Азии в импорте нефти за рассматриваемый период может удвоиться – с 423 млн т в 2000 г. до 850 млн т в 2020 г. (табл. 9.7). Если до 2020 г. не будет реализована возможность поставки российской нефти в эти страны, то увеличится их зависимость от поставок ближневосточной нефти. Стремление некоторых стран СВА смягчить свою зависимость от поставок ближневосточной нефти свидетельствует в пользу того, что Россия может рассчитывать на завоевание прочных позиций этого сегмента энергетического рынка стран СВА. Эффективность экспорта российской нефти будет зависеть в первую очередь от мировых цен на нефть, а во-вторых, от развития политического и экономического сотрудничества России со странами региона. Емкость нефтяного рынка стран СВА для российской нефти может составлять 50–60 млн т в 2010–2015 гг. и 80-100 млн т в 2020 г.

9.5.2. Емкость рынка природного газа

По сравнению с другими регионами мира природный газ в структуре потребления первичной энергии стран СВА занимает значительно меньшую долю. Особенностью газового рынка стран СВА является преобладание на нем газа в сжиженном виде: страны СВА обеспечивают свои потребности в природном газе за счет его импорта в сжиженном виде из Юго-Восточной Азии, Австралии и стран Персидского залива. В перспективе темпы роста потребления газа в странах СВА ожидаются высокими.

Наиболее крупный потенциальный потребитель природного газа в этом регионе – Китай – по существу только приступает к вовлечению природного газа в свой топливно-энергетический баланс. Но он не в состоянии удовлетворить свою растущую потребность в природном газе за счет собственных ресурсов. Рынок газа в Японии и Корее в настоящее время полностью обеспечивается долгосрочными контрактами на поставки сжиженного природного газа. Перспективы роста потребления природного газа за счет дальнейшего увеличения импорта СПГ из стран – традиционных поставщиков не могут являться стратегической основой их политики, так как это еще более усилит энергетическую зависимость стран региона от традиционных поставщиков сжиженного природного газа.

Рост потребности в газе, необходимость диверсификации структуры его поставщиков и относительная дороговизна сжиженного газа – все это вызывает необходимость расширения азиатского газового рынка и создания на нем нового крупного сектора – природного газа, поступающего по трубопроводам. Дефицит природного газа в странах СВА, не обеспеченный традиционными экспортерами, в 2010 г. может составить 20–60 млрд м³, а к 2020 г. может достигнуть 70-110 млрд м³ (табл. 9.8). Таким образом, спрос на российский природный газ в Китае и Корее уже к 2010 г. может составить не менее 30–40 млрд м³. Потенциальный объем потребления газа в районе Пекин – Тяньжень в 2020 г. оценивается в 20–30 млрд м³, в северо-восточных провинциях Китая (в районе городов Харбин и Шэньян) – 10–20 млрд м³.

Таблица 9.8 Баланс добычи и потребления газа в странах Северо-Восточной Азии, млрд м³/год

Россию на газовом рынке стран СВА ждет острая конкурентная борьба и с традиционными экспортерами энергоресурсов в регион, и с новыми поставщиками. Так, страны Персидского залива планируют значительно увеличить добычу газа с целью поставки его в сжиженном виде в рассматриваемый регион. Реальный объем экспорта нефти и газа в страны СВА будет в решающей степени зависеть от того, сможет ли Россия предложить более приемлемые для покупателей цены, чем ее конкуренты.

9.5.3. Прогноз цен на нефть и газ в странах СВА

Цены на топливо в странах СВА тесно связаны с ценами на других мировых энергетических рынках. При этом определяющей является цена на нефть. Цены на природный газ следуют за изменением цен на нефть с лагом примерно в 6-12 месяцев. При этом стоимость эквивалентной по теплотворной способности единицы трубопроводного газа, как правило, ниже стоимости нефти. Однако с ужесточением экологических требований и расширением области использования газа (в том числе и как моторного топлива) это различие в ценах уменьшается для трубопроводного газа в Западной Европе с 0,66 в 1990 г. до 0,89 в 2000 г. Вместе с тем для Японии с 1990 по 2003 г. такое соотношение колеблется в пределах значений 1,0–1,1.

Затраты на газораспределительный транспорт и государственное регулирование цен оказывают значительное влияние на реальную стоимость газа у отдельных категорий потребителей в разных странах. Газ, сжигаемый на электростанциях, дороже импортного газа на 20–70 %, а расходуемый на бытовые нужды – дороже в 4–9 раз.

В предстоящие 20 лет можно ожидать следующую динамику цен на импортируемую нефть в основных портах Китая, Кореи и Японии – 200210 дол./т в 2010 г. и 210–220 дол./т в 2020 г.

Рыночные цены на сжиженный природный газ (СПГ) получены, исходя из цен на нефть, пересчитанных по калорийному коэффициенту. Сжиженный природный газ в портах стран СВА будет на 10–30 % дороже нефти и вероятная цена СПГ в портах Японии, Кореи и Китая составит 220–270 дол./т в 2010 г. и 230–280 дол./т – к 2020 г. В настоящее время цена природного газа для промышленных потребителей в КНР составляет 150–200 дол./1000 м³.

Развитие добычи нефти и природного газа и создание сети магистральных нефте– и газопроводов в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке до 2020 г. потребуют инвестиций в размере 85–90 млрд дол., в том числе 30 млрд дол. – в нефтегазовую инфраструктуру. Процесс формирования нефтегазового комплекса на востоке страны требует стратегического управления со стороны государства, в первую очередь, с позиций необходимости координации деятельности различных субъектов РФ и компаний, что вызвано объективной необходимостью оптимизации процессов реализации и функционирования различных энергетических проектов в долгосрочном плане.

Освоение углеводородных ресурсов в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке позволит повысить долю высококачественных видов топлива в балансе КПТ этих регионов и тем самым решить следующие основные задачи:

1) улучшить экологическую обстановку в городах и крупных промышленных центрах за счет замены угля природным газом;

2) повысить надежность и эффективность функционирования существующих в регионе НПЗ и предприятий нефтехимического комплекса;

3) улучшить качество и надежность топливоснабжения потребителей.

Эффективность освоения углеводородных ресурсов в регионах может быть дополнительно повышена путем использования не только основных, но и попутных компонентов: гелия, этана, других углеводородов, газового конденсата. Освоение ресурсов нефти и природного газа даст новый толчок развитию производительных сил в регионе, увеличит денежные поступления в местные бюджеты, особенно за счет экспорта. Оценки, полученные применительно к отдельным регионам, показывают, что экспортная ориентация развития энергетики регионов смогла бы обеспечить дополнительные ежегодные поступления в их бюджеты в объеме 10–15 % и вывести в ближайшие годы большинство экономических показателей на уровень 1990 г.

Эффективность поставки в страны СВА больших объемов нефти и природного газа из восточных регионов России зависит от многих факторов. При этом необходимо иметь в виду, что существует более десятка других проектов поставки в эти страны нефти и природного газа. В связи с этим для завоевания своего сегмента нефтяного и газового регионального рынка и закрепления на нем проекты поставки нефти и природного газа в страны СВА из Восточной Сибири и Дальнего Востока должны превосходить потенциальные зарубежные проекты по экономическим показателям. Оценки экономической эффективности поставки российской нефти на рынки стран СВА показывают, что при прогнозируемых ценах на нефть наиболее эффективным оказывается ее экспорт в северные и прибрежные провинции Китая. Вместе с тем экспорт в Японию и Республику Корея также имеет значительный экономический эффект. Так, в 2020 г. разница цен между импортируемой нефтяной смесью и российской нефтью составит от 25–33 дол./т в Шанхае и до 5361 дол./т в Дацине. Для Японии и Республики Корея аналогичный показатель равен 35–42 дол./т, для Тайваня – 16–23 дол./т.

Цены на нефть на месте ее добычи состоят из затрат на разведку, освоение и добычу, возврат кредитов, налоги и сборы, чистой прибыли. Цена смеси нефти в узлах нефтетранспортной системы включает в себя цену нефти на месте добычи и транспортный тариф от места добычи нефти до указанного узла. В транспортный тариф входят затраты на проектирование и строительство новых трубопроводов, возврат кредитов, эксплуатационные затраты, налоги и сборы, чистую прибыль транспортной компании (включая железнодорожный транспорт). Прогнозные цены на нефть в портах стран СВА рассчитаны на основе цен на импортируемую ближневосточную нефть в портах Японии и уменьшены на величину транспортного тарифа от порта-потребителя до портов Японии.

Цены на природный газ на месте добычи определяются затратами на разведку, освоение и добычу, возвратом кредитов, налогами и сборами, чистой прибылью. Цена смеси газа в Иркутске включает цену западно-сибирского, красноярского, якутского газа и транспортный тариф от места добычи газа до точки смешения. Транспортный тариф содержит затраты на проектирование и строительство новых трубопроводов, возврат кредитов, эксплуатационные затраты, налоги и сборы, чистую прибыль газотранспортной компании. Прогнозные цены на природный газ у потенциальных потребителей в странах СВА рассчитаны на основе цен на импортируемый сжиженный природный газ в основных портах и увеличены на транспортный тариф от порта до потребителей.

Оценки экономической эффективности экспорта природного газа на рынки стран СВА показывают, что наиболее эффективным является рынок Китая. Возможная разница цен между импортируемым СПГ и российским трубопроводным природным газом в 2020 г. составит от 4774 дол./1000 м³ в Пекине и Харбине и до 59–84 дол./1000 м³ в Шэньяне. В Сеуле разница будет существенно меньше: 6-29 дол./1000 м³.

Расчеты показывают, что суммарная экспортная выручка за рассматриваемый период может превысить 300 млрд дол. в нефтегазовом комплексе на востоке России при инвестициях в объеме 100 млрд дол. Доходы в бюджет определены исходя из 45–55 % суммарных налоговых отчислений от цены нефти и 30–40 % суммарных налоговых отчислений от цены природного газа в пунктах экспорта углеводородов из России. Суммарные доходы в бюджет России за период до 2020 г. оцениваются в 110–140 млрд дол.

В настоящее время в ряде регионов мира уже действуют международные энергообъединения[49]49
  Наиболее крупные созданы в Западной Европе (UCPTE+CENTREL, NORDEL). В Северной Америке между энергосистемами США и Канады имеются связи по ЛЭП переменного и постоянного тока, связывающие каскады ГЭС в Канаде с потребителями в США.


[Закрыть]. В Северо-Восточной Азии имеются реальные предпосылки для создания межгосударственных электроэнергетических связей и формирования на их основе межгосударственных энергообъединений, а именно:

– наличие крупных национальных и региональных электроэнергетических систем, что позволит получить значительный системный эффект (табл. 9.9);

– различие в характере электропотребления, которое позволяет значительно уплотнить суммарный график нагрузки (годовой максимум нагрузки в Японии и Республике Корея приходится на лето, а в России и на севере Китая – на зиму); совмещение графиков нагрузки позволит практически вытеснить из баланса мощности полупиковые ТЭС; аналогично возможно уплотнение недельных графиков нагрузки (несовпадение национальных праздников) и суточных (вследствие разницы в часовых поясах).

Таблица 9.9 Структура национальных и региональных электроэнергетических систем в Северо-Восточной Азии на 01.01.2001 г. (округленно)

В Северо-Восточной Азии можно выделить несколько макрорегионов с крупным электроэнергетическим потенциалом:

– Япония, где имеется самая крупная в СВА энергосистема, но изолированная от других энергосистем региона морями;

– регион Желтого моря и Бохайского залива, Маньчжурия и Корейский полуостров;

– Восточная Сибирь и Дальний Восток – территория от Енисея до Тихого океана.

В настоящее время в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке только три энергосистемы – в Красноярском крае и Иркутской области (Восточная Сибирь) и в Амурской области (Дальний Восток) являются энергоизбыточными. Прогнозные оценки показывают, что на уровне 20052010 гг. в Иркутской энергосистеме свободной электроэнергии может быть около 16–18 млрд кВт  ч. При завершении строительства Богучанской ГЭС (3 млн кВт) и вводе Березовской ГРЭС на полную мощность (6,4 млн кВт) в Красноярской энергосистеме на уровне 2005–2010 гг. появится избыток электроэнергии в объеме 10–15 млрд кВт  ч. Этот избыток, объединенный с избытком электроэнергии Читинской энергосистемы (после завершения строительства Харанорской ГРЭС), может составить уже 30–35 млрд кВт  ч и 50–60 млрд кВт ч – после завершения строительства каскада Бурейских ГЭС в Амурской области (2,5 млн кВт) и экспортной ГРЭС на о. Сахалин (4,0 млн кВт).

Такой объем электроэнергии по ЛЭП высокого напряжения можно передавать как в юго-восточном направлении (Монголия, Китай, Корея), так и на Дальний Восток (дальневосточные районы России) и в Японию. Сооружение ЛЭП высокого напряжения Восточная Сибирь – Дальний Восток позволит объединить на параллельную работу энергосистемы Сибири и Дальнего Востока России, что улучшит надежность энергоснабжения этих регионов.

Характерной энергетической особенностью Северо-Восточной Азии является значительная территориальная разобщенность центров энергопотребления, которая составляет тысячи километров. Протяженность региона СВА с запада на восток составляет почти 6 тыс. км, с севера на юг – 3 тыс. км. В странах этого региона имеются существенные различия в технических характеристиках оборудования, условиях работы систем управления, требованиях к надежности функционирования и качеству электроэнергии. Наличие разных стандартов частоты и уровней высокого напряжения в странах Северо-Восточной Азии приводит к необходимости использования линий постоянного тока как наиболее эффективного способа создания межгосударственных электроэнергетических связей. Такое решение позволит существенно снизить негативное воздействие технических факторов, уменьшить потери на передачу, обеспечить асинхронную работу объединяемых энергосистем.

Технически возможно несколько вариантов создания крупных межгосударственных электроэнергетических связей в Северо-Восточной Азии:

– сооружение линий передач постоянного тока;

– объединение энергосистем через вставки постоянного тока (размыкание связей на переменном токе);

– смешанный вариант при наличии ЛЭП переменного тока и вставок постоянного тока.

Длинные линии передач постоянного тока могут служить как для обмена мощностью и электроэнергией, так и для обслуживания долговременных контрактов на поставку электроэнергии. Сеть таких ЛЭП будет являться основой возможного энергообъединения стран Северо-Восточной Азии. Использование вставок постоянного тока при размыкании связей переменного тока позволит «развязать» энергетические системы разных стран по частоте и управлению, что снимет множество технических проблем. В связи с особенностями энергосистем Северо-Восточной Азии данный вариант практически осуществим только в районе международной зоны экономического развития в дельте р. Туманная, на стыке границ России, Китая и КНДР.

Смешанный вариант при наличии ЛЭП переменного тока и вставок постоянного тока требует параллельной работы электростанций разных стран. Это означает необходимость создания единого диспетчерского управления объединенной энергосистемой, согласованного планирования и развития энергосистем, согласования технических характеристик оборудования, систем управления, стандартов качества электроэнергии и надежности энергоснабжения. Наиболее просто (без дополнительных вставок постоянного тока) этот вариант объединения может быть осуществлен между энергосистемами азиатских регионов России, Китая и Монголии.

В настоящее время в Северо-Восточной Азии уже существуют межгосударственные связи небольшой пропускной способности переменного тока между Россией и Монголией, Россией и Китаем. Сама возможность постановки вопроса о создании крупных межгосударственных электроэнергетических связей в СВА возникла только в начале 1990-х гг. XX в. в связи с резким изменением геополитической обстановки.

Одно из первых предложений было сформулировано в 1991 г. Предлагалось сооружение сети ЛЭП высокого напряжения общей протяженностью более 10 тыс. км, которая соединила бы два комплекса мощных ГЭС (в Восточной Сибири России и на Юго-Западе Китая) с ведущими индустриальными центрами Юго-Восточной Азии. Один маршрут начинался от каскада ГЭС на реках Енисее и Ангаре (дополнительно к ним рассматривались тепловые электростанции на углях Канско-Ачинского бассейна), проходил через Улан-Батор к крупным центрам электропотребления в Китае – Пекину и Шанхаю, и затем далее по подводной кабельной линии – к крупному индустриальному району на юге Японии. Другой маршрут ЛЭП соединял комплекс ГЭС на юго-западе Китая с крупнейшими портами – Гонконгом и Шанхаем.

В 1992–1995 гг. был выполнен совместный российско-японский проект по разработке мастер-плана развития топливно-энергетического комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока России. Важное место в нем заняли проекты создания международных электроэнергетических связей по экспорту электроэнергии из России в страны Северо-Восточной Азии на основе тепловых электростанций и ГЭС азиатской части России. Предполагалось строительство тепловых и гидростанций в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке России, развитие системообразующих ЛЭП и создание экспортных ЛЭП в Китай, КНДР и Республику Корея, в Японию. Суммарный объем экспорта электроэнергии намечается к 2020 г. в объеме 50–70 млрд кВт ч.

В 1993–1998 гг. АО «Иркутскэнерго» совместно с китайской компанией «Северные электрические сети» прорабатывались варианты строительства ЛЭП, соединяющей ГЭС Ангарского каскада с Северным энергообъединением Китая. Мощность передачи постоянного тока длиной свыше 2,5 тыс. км составляет 2–3 млн кВт, объем экспорта электроэнергии – до 18 млрд кВт ч. Стоимость проекта оценивается в 1,5 млрд дол.

В 1996–1999 гг. в РАО «ЕЭС России» было выполнено технико-экономическое обоснование эффективности создания экспортного энергомоста о. Сахалин – Япония. Этим ТЭО предусматривается строительство экспортной ТЭС мощностью 4 млн кВт и ЛЭП постоянного тока для передачи электроэнергии в центральные районы о. Хонсю с ответвлением на о. Хоккайдо. Мощность передачи постоянного тока длиной 1800 км (в том числе 1400 км – подводный кабель) составляет 4 млн кВт, объем экспорта электроэнергии – до 24 млрд кВт  ч. Стоимость проекта оценивается в 9,6 млрд дол., включая строительство ТЭС.

В 1994 г. было заключено соглашение о строительстве атомной электростанции в Северной Корее и создании межкорейской электроэнергетической связи. В 1997 г. к этому соглашению подключился Европейский Союз. Предполагается построить один-два легководных реактора и создать связь линиями переменного тока между энергосистемами двух стран. Стоимость АЭС оценивается в 4,6 млрд дол.

Проект энергообъединения PEACE (Россия – Япония – Южная Корея – КНДР – Китай – Россия) был предложен в 1996 г. рядом специалистов из стран Северо-Восточной Азии. В нем представлена сеть линий постоянного тока, соединяющих страны региона с подключением создаваемых в перспективе крупных ГЭС и АЭС на Дальнем Востоке России. На строительство линий электропередач по проекту кольца PEACE потребуется более 7 млрддол. инвестиций. С начала 1990-х гг. прорабатываются варианты создания Мировой электроэнергетической системы, в которую составной частью входили бы энергосистемы стран Северо-Восточной Азии.

Международный проект развития дельты р. Туманная на стыке границ России, Китая и КНДР под эгидой ООН, начатый в 1990-х гг., может явиться базой для создания международного объединения энергосистем стран Северо-Восточной Азии. По мере развития этой зоны и роста ее энергопотребления будет накапливаться опыт регионального сотрудничества в области межгосударственных электроэнергетических связей.

В сентябре 2000 г. в г. Иркутске состоялась международная конференция «Энергетическая интеграция в Северо-Восточной Азии: Перспективы создания межгосударственных электрических связей». На ней обсуждались технические, экономические, экологические и политические вопросы создания межгосударственных электроэнергетических систем на основе связей по ЛЭП постоянного тока (включая связи с третьими странами): Россия – Китай (9 проектов), Россия – КНДР и/или Южная Корея (5 проектов), Россия – Япония (6 проектов).

Важно отметить, что наряду с техническими проблемами создания межгосударственных связей стран Северо-Восточной Азии имеется большая неопределенность при оценке экономических, экологических и политических составляющих эффекта создания межгосударственных электроэнергетических связей. Такие объединения в той или иной мере затрагивают суверенитет и энергетическую независимость ряда стран.

Для энергетической интеграции стран Северо-Восточной Азии необходимо создание соответствующих экономических и политических предпосылок. Энергетическая интеграция в регионе пока находится в начальной стадии и ее интенсивное развитие не только целесообразно, но и реально вследствие большой заинтересованности всех стран региона в усилении экономического и энергетического взаимодействия.

Необходимость активизации энергетической интеграции стран региона требует разработки совместной комплексной стратегии, которая должна учитывать согласованную политику не только в электроэнергетике, но и в других секторах энергетики, сопутствующие энергетическим проблемам ресурсные, экономические, социальные, политические и другие факторы. Такая комплексная стратегия международной энергетической интеграции в регионе требует совместных усилий всех заинтересованных стран и международных организаций. Разработка обоснованной интеграционной политики в Северо-Восточной Азии предполагает усиление комплексных исследований соответствующих проблем, а именно:

– прогнозирование конъюнктуры энергетических рынков,

– влияние на нее экспортных потоков,

– зависимость эффективности экспорта энергоносителей и отдельных проектов от изменения мировых цен на топливо.

Особого внимания требуют исследования влияния разных вариантов экспорта-импорта энергоносителей на топливно-энергетический баланс и экономику стран региона, на надежность и безопасность энергоснабжения их потребителей, на решение экономических, социальных и экологических проблем (рис. 9.2).

Рис. 9.2. Проблемные блоки энергетической кооперации России и стран Северо-Восточной Азии.

Стратегию комплексной энергетической интеграции в Северо-Восточной Азии можно разработать лишь путем объединения усилий научно-исследовательских и проектных институтов заинтересованных стран при постоянном внимании и поддержке правительств, администраций регионов, банков в тесной кооперации с топливно-энергетическими компаниями.